Categoría: Industria

Ante el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, tomó posesión Miguel Lotero Robledo como el nuevo Viceministro de Energía, con el compromiso de dar continuidad a las políticas del Gobierno en el sector energético.

21 de julio de 2020.   Para el nuevo viceministro de Energía su principal reto será que las obligaciones que varias compañías adquirieron en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de contratos de largo plazo, realizadas en 2019, se conviertan en obras concretas.

Son 14 proyectos de energías renovables no convencionales que entrarán en operación en 2022, de los cuales 9 serán eólicos y estarán ubicados en La Guajira, y los 5 restantes serán parques solares ubicados en los departamentos de Cesar, Córdoba, Valle del Cauca y Tolima.

“Estos proyectos representarán inversiones que superan los $7 billones y generarán más de 6.000 empleos. Además, permitirán que Colombia pase de tener menos de 50 megavatios de capacidad instalada a más 2.500 megavatios en energía solar y eólica, los cuales representarán cerca del 12% de la matriz eléctrica en el 2022”, aseguró Miguel Lotero.

Otras de las prioridades del Viceministro de Energía serán seguir buscando la universalización del servicio de energía eléctrica y construir e iniciar la implementación de la hoja de ruta para la modernización y transformación del sector eléctrico para los próximos 25 años, con base en las recomendaciones de la Misión de Transformación Energética.

En hidrocarburos, los principales retos de Lotero serán ampliar la cobertura del servicio de gas natural, sustituir algunos energéticos por unos más amigables con el medio ambiente, generar la confiabilidad del abastecimiento permanente de energéticos y reactivar el sector con la firma de nuevos contratos.

Después de cinco años, en 2019 Colombia volvió a realizar rondas de asignación de áreas, que permitieron la firma de 26 nuevos contratos E&P con inversiones cercanas a los US$940 millones, y en el segundo semestre de 2020 se realizará el tercer ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas que permitirá concretar nuevos contratos e inversiones.  

Adicionalmente, el Viceministro de Energía trabajará por asegurar el inicio de las campañas exploratorias de los nuevos proyectos costa afuera, los cuales tienen compromisos de inversión por $7 billones y el potencial de convertir a la región Caribe en un gran hub de servicios y bienes petroleros.

Perfil del viceministro Miguel Lotero

El viceministro de Energía, Miguel Lotero Robledo, es abogado de la Universidad EAFIT, cuenta con una especialización en Derecho Administrativo y una maestría en Gestión Pública, ambas de la Universidad de Los Andes.

Es experto en el diseño y la formulación de políticas públicas para el sector minero-energético. Cuenta con más de diez años de experiencia ejerciendo posiciones de liderazgo y participando en todos los sectores de los servicios públicos domiciliarios. Ha ejercido la profesión de abogado como asesor, consultor y estructurador de proyectos, así como ocupando posiciones de gestión y dirección en el sector energético.

Miguel Lotero Robledo ingresó al Gobierno Nacional en 2018 como asesor del entonces viceministro de Energía Diego Mesa Puyo y de la ex ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, donde lideró la estructuración de la subasta de fuentes de energía renovable, fundamental para el proceso de la transición energética y la diversificación de la matriz que inició el Gobierno.

Durante su período como asesor en el Ministerio de Minas y Energía también participó en otras iniciativas del sector como en la conformación de la Misión de Transformación Energética, que permitirá definir la hoja de ruta de los lineamientos que le darán un giro al sector energético al país en los próximos años.

Fue miembro de las juntas directivas de Gestión Energética S.A. E.S.P. (GENSA) y de la Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. (EMSA), desempeñándose en varios períodos como presidente de ambas juntas directivas.

Además, ejerció como viceministro de Energía encargado en varias ocasiones, realizando las funciones propias de dicho cargo, así como representando al Ministerio de Minas y Energía en el Consejo Directivo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Antes de ingresar al Gobierno, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, trabajó como asociado y socio de reconocidas firmas de abogados nacionales, liderando las prácticas de servicios públicos domiciliarios, infraestructura y derecho público.

Luego de seis meses encargado en el cargo, el ingeniero Christian Jaramillo se posesionó como director de la UPME.

21 de julio de 2020.   El ingeniero Christian Jaramillo Herrera se posesionó ante el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, como nuevo director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Jaramillo cuenta con estudios de pregrado en Física e Ingeniería Mecánica de la Universidad de los Andes, también cuenta con maestría y doctorado en Economía de la Universidad de Michigan en Ann Arbor.

En el ámbito profesional, cuenta con experiencia de más de 20 años tanto en el sector público como en el privado, destacándose a nivel gubernamental como subdirector del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) y como director de Gestión Organizacional de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN).

En el sector energético fue experto comisionado de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) desde el 2015 y estuvo en la dirección ejecutiva de dicha entidad desde julio de 2018 hasta enero de 2020.

Jaramillo también cuenta con experiencia en el ámbito académico, en el cual se ha desempeñado como docente en la facultad de Economía de la Universidad de los Andes.

Con un monto estimado entre US$3.000 millones y US$3.400 millones para el 2020, el 78% de las inversiones se concentrará en proyectos de exploración y producción, y continuando el enfoque en tecnologías de recobro mejorado. A refinación y transporte se destinarán el 11% y 8%, respectivamente, y el 3% restante, para implementar la agenda de innovación y tecnología del Grupo Ecopetrol.

17 de julio de 2020.   Ecopetrol aprobó un nuevo plan de inversiones orgánicas para el Grupo empresarial, con un monto estimado entre US$3.000 millones y US$3.400 millones para el 2020. Este nivel de inversiones orgánico es similar al ejecutado en 2019 y superior respecto al plan de inversiones anunciado a principios de mayo.

Producto de los sólidos resultados financieros reportados en 2019, en noviembre del año pasado Ecopetrol anunció mayores niveles de inversión para 2020, en un monto entre US$4.500 y US$5.500 millones de dólares (plan con un precio promedio Brent de US$57 por barril).

La crisis sin precedentes observada durante el primer trimestre de 2020, originada por el choque simultáneo sobre la oferta (guerra de precios) y la demanda (Covid-19), resultó en un ajuste inicial en el nivel de inversiones a un rango entre US$2.500 y US$3.000 millones (con una expectativa de precio promedio Brent entre US$30 y US$40 por barril). A partir de una detallada revisión del portafolio de la compañía, el avance en las intervenciones realizadas, y la paulatina recuperación de 

la actividad económica, las perspectivas actuales permiten incrementar la inversión a un nuevo nivel estimado entre US$3.000 y US$3.400 millones para 2020.

El nuevo plan pretende asegurar la sostenibilidad del negocio en un entorno de precios bajos, priorizando las oportunidades generadoras de caja y con mejores precios de equilibrio, manteniendo la dinámica de crecimiento con foco en la ejecución de los planes de desarrollo de los activos estratégicos, y en la preservación del valor de los activos mediante inversiones que le permitan dar continuidad a la operación actual en refinerías, sistemas de transporte y campos de producción.

El plan fue construido con una expectativa de precio Brent de US$38 por barril en promedio para el 2020. Pese al entorno actual de precios bajos, este plan mantiene su resiliencia y competitividad con un precio de equilibrio (breakeven) cercano a US$30.

El 80% de las inversiones estará enfocado en proyectos en Colombia y el remanente se invertirá en el desarrollo de los recursos y reservas existentes en Estados Unidos y Brasil, principalmente.

En línea con las prioridades estratégicas del Grupo Ecopetrol, el plan está enfocado en el crecimiento del segmento de exploración y producción, al cual se destinará el 78% del total de las inversiones, lo que permitirá que la producción orgánica se encuentre en niveles cercanos a 700 mil barriles de petróleo equivalentes por día (petróleo y gas) en 2020, con enfoque en tecnologías de recobro mejorado.

En materia de yacimientos no convencionales (YNC), mantiene inversiones en firme por US$221 millones para el escalamiento de las actividades de desarrollo en la cuenca Permian en Texas, Estados Unidos, y de US$13 millones para continuar con la maduración de las iniciativas asociadas a los Proyectos Piloto de Investigación Integral de Yacimientos No Convencionales (PPII) en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

En exploración se invertirán US$583 millones, que viabilizan oportunidades de alto valor y con foco estratégico en gas. Se destacan las inversiones en el Piedemonte colombiano y Brasil y en continuar la evaluación y desarrollo de los descubrimientos gasíferos costa afuera realizados en el Caribe colombiano.

En 2020 se prevé la perforación de 13 pozos exploratorios, 11 de los cuales estarían ubicados en Colombia en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Valle Inferior del Magdalena y Sinú-San Jacinto, y los dos restantes en Brasil. Así mismo, se planean actividades de sísmica por US$17 millones.

La inversión en el segmento de refinación representará el 11% del total y estará enfocada principalmente a asegurar la confiabilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena. La carga conjunta esperada de las refinerías para 2020 estará entre 300 y 320 mil barriles por día.

En oportunidades de crecimiento, mantiene el proyecto de interconexión de la unidad de crudo original de la refinería de Cartagena con la nueva refinería, con inversiones de US$60 millones en 2020, lo que permitirá incrementar la capacidad de la refinería a más de 200 mil barriles por día en 2022.

Al segmento de transporte le corresponderá el 8% de la inversión, dirigida principalmente a garantizar la integridad y confiabilidad de la infraestructura, al tiempo que se logra mayor flexibilidad y eficiencia

en la logística para la evacuación de los crudos pesados. Los volúmenes transportados se estiman en un millón de barriles diarios, en línea con las expectativas de producción de crudo del país y la demanda de productos refinados.

Por otro lado, el plan incluye recursos de maduración para avanzar en la incorporación de fuentes de energía renovable, continuar el programa de transformación digital y acelerar el desarrollo e implementación de tecnologías para optimizar la operación del Grupo en toda la cadena, así como fortalecer los programas de inversión socio-ambiental.

Además, Ecopetrol invertirá más de US$50 millones en proyectos de descarbonización en 2020, donde se destacan proyectos de eficiencia energética, reducción de fugas y venteos y la construcción del Parque Solar San Fernando (50 MW), en el Meta, que se desarrollará por medio de un PPA (power purchase agreement).

El plan contempla también recursos para el programa de inversión socio-ambiental cercanos a los $1,7 billones de pesos al 2024, destinados a cerrar brechas sociales e impulsar el desarrollo y bienestar de las comunidades, con proyectos estratégicos en infraestructura, servicios públicos, educación, deporte y salud, desarrollo rural y emprendimiento y desarrollo empresarial.

Para acelerar la transformación digital, Ecopetrol destinará cerca de US$70 millones a la captura de beneficios asociados a tecnologías de inteligencia artificial, blockchain y bots, entre otros.

Con base en las proyecciones financieras vigentes, Ecopetrol estima que no tendrá necesidades adicionales de endeudamiento para el 2020.

“El nuevo plan de inversiones que presentamos asegura la sostenibilidad del negocio y refleja nuestros pilares estratégicos de protección de la caja, eficiencia en costos, disciplina de capital y crecimiento rentable y sostenible. Mantenemos un nivel de inversión estable, lo que demuestra la resiliencia de la Compañía, y continuamos con el desarrollo del gas natural y de las oportunidades en recursos no convencionales, así como con la hoja de ruta hacia una transición energética rentable y ordenada, en línea con nuestro compromiso de producir cada vez más energía limpia”, aseguró el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo.

La alta corte se pronunció sobre la admisión de la demanda mediante la cual se pretende que se declare la nulidad del Decreto 328 del 28 de febrero de 2020.

15 de julio del 2020.   El Consejo de Estado admitió dar trámite a una demanda que busca que se anule el decreto por medio del cual el Gobierno Nacional fijó los lineamientos para adelantar Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre yacimientos no convencionales de hidrocarburos, utilizando la técnica de fracturamiento hidráulico conocida como ‘fracking’.

La decisión obedece a una demanda de nulidad por inconstitucionalidad que se presentó contra esta disposición. Para los accionantes, el acto administrativo vulnera el principio de precaución, en detrimento de los deberes del Estado de prevenir daños ambientales, el derecho de las personas a gozar de un medio ambiente sano, y el derecho a la participación libre e informada que deberían tener comunidades indígenas y tribales, a través de la consulta previa obligatoria que, según los firmantes de la demanda, debería exigirse frente a cada uno de los proyectos.

Según el Consejo de Estado, las pretensiones de los demandantes no pueden examinarse a través de la acción de nulidad por inconstitucionalidad sino mediante el recurso de nulidad.

Así las cosas, la alta corte decidió adecuar la acción a este último medio de control, teniendo en cuenta que el decreto no fue expedido como desarrollo directo de un mandato constitucional sino con base en la ley que le confiere al Ministerio de Minas y Energía la competencia de evaluar los proyectos piloto del ‘fracking’.

Además, para examinar las supuestas falencias de este acto, no basta la confrontación directa con la Constitución sino que se requiere analizar varias normas de rango legal.

Adicionalmente, la alta corte sostuvo que esta acción cumple con los requisitos formales relacionados con la identificación de las partes, la individualización del acto demandado y la inclusión del acto administrativo frente al cual se pretende el examen judicial. Por estas razones, el Consejo de Estado admitió la demanda de nulidad contra el decreto.

Estructuras hechas con tubería en desuso, y sumergidas hace 10 años en la zona de Pozos Colorados, también son el hábitat de 36 especies de macroinvertebrados. Estudio revela que la pesca con anzuelo se incrementó en 7 kilos y la que se realiza con redes aumentó 2,5 kilos por faena.

14 de julio de 2020.   El programa de fondeo de arrecifes artificiales en Santa Marta liderado por Ecopetrol y su filial de transporte y logística de hidrocarburos, Cenit, ha facilitado la llegada de nuevas especies de peces que no se encontraban en la zona de Pozos Colorados, y a su vez ha permitido incrementar el volumen de las faenas de pesca en beneficio de las familias que derivan su sustento de esta actividad económica.

La iniciativa data de 2010 y, desde el 2014, la Universidad del Magdalena, aliada del proyecto, realiza el monitoreo en los arrecifes para evaluar los efectos de la restauración ambiental y la conservación de la biodiversidad en la costa de Pozos Colorados, Santa Marta.

Además de la llegada de las 38 nuevas especies de peces y macroinvertebrados a la costa de Pozos Colorados, los 84 registros realizados hasta el momento revelaron que las estructuras son hoy el hogar de 108 especies de peces y de 36 macroinvertebrados (animales invertebrados que pueden ser vistos sin el uso de microscopios, como camarones, cangrejos, gusanos de mar y estrellas de mar, entre otros).

El monitoreo también mostró un incremento en la producción de pesca artesanal en las zonas aledañas de los arrecifes. La pesca realizada con línea de mano (anzuelo) aumentó 7 kilos por faena, es decir, 140 kilos por mes para cada embarcación, y la pesca que se realiza con redes de enmalle creció 2,5 kilos por faena, lo que significa 50 kilos por mes para cada embarcación.

Así mismo, las especies para pesca artesanal con redes de enmalle pasaron de 49 a 65 entre 2008 y 2020, y las capturadas con anzuelo de 27 a 35 en el mismo periodo de tiempo.

“Los arrecifes artificiales son una cuna que aporta vida permanentemente a los peces y macroinvertebrados que viven allí y de los que rondan sus alrededores para buscar alimentos. Además, permiten que los individuos alcancen la edad madura para salir y completar la cadena alimentaria”, señaló el Biólogo Magíster Pedro Ricardo Dueñas, coordinador del Proyecto Arrecifes Artificiales.

“La pesca antes era buena, pero ahora con los arrecifes es mucho mejor porque no tenemos que ir tan lejos para realizar nuestras faenas, además capturamos más volumen. Han llegado nuevas especies como el medregal y la ballesta que no se veían mucho por acá y esto ha generado mayores ingresos para nuestras familias”, manifestó Martin Gutiérrez Elis, pescador de la Localidad 3.

Entre 2010 y 2013, Ecopetrol y Cenit fondearon en la costa de Pozos Colorados doce arrecifes artificiales construidos con tubería en desuso de la operación, para contribuir con la conservación del ecosistema marino y fortalecer la capacidad organizativa de la comunidad y la capacidad pesquera y turística en ese sector de Santa Marta.

El programa ‘Arrecifes Artificiales’, patentando por Ecopetrol, ha sido expuesto en eventos internacionales y replicado en otros países con muy buenos resultados.

De esta manera, Ecopetrol y Cenit, en alianza con la Universidad del Magdalena, ratifican su interés y compromiso con la preservación de la riqueza en el ecosistema marino del país, mediante el desarrollo de proyectos de investigación.

La Compañía aumentó 70 MVA (millones de voltiamperios) la capacidad de la Subestación Noroeste, con una inversión de $9.500 millones. 50.000 clientes residenciales, comerciales e industriales se verán beneficiados con estos trabajos.

13 de julio de 2020.   Teniendo en cuenta que las provincias de Sabana Centro y Sabana Occidente lideran el Índice de Competitividad de las Provincias de Cundinamarca, al ser regiones con un importante desarrollo en temas de infraestructura, vivienda, salud y educación, Enel-Codensa avanza en su plan para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica de estos municipios, con el objetivo de atender la creciente demanda de energía que está teniendo el noroeste de Cundinamarca.

Con una inversión de $9.500 millones de pesos, la Compañía aumentó en 70 MVA (millones de voltamperios), la capacidad de la Subestación Noroeste, con el fin de mejorar la confiabilidad y operatividad del servicio de energía para los clientes residenciales, comerciales e industriales de los municipios de Cota, Siberia y Funza.

“Como Compañía, somos conscientes de la importancia estratégica de la Sabana de Bogotá para el desarrollo de la Capital y del departamento de Cundinamarca. Esa es la razón de ser de este proyecto, el cual beneficiará a 50.000 usuarios y se suma a las ampliaciones que hemos venido realizando durante el 2020, en Sabana Centro y Sabana Occidente, como en la Subestación ‘La Punta’ en Tenjo y la Subestación Mosquera”, aseguró Ximena León, subgerente de la Unidad Operativa de Cundinamarca de Enel-Codensa.

La repotenciación de la Subestación Noroeste, que involucra además una completa actualización tecnológica, incluye la instalación de dos nuevos transformadores de 40 y 30 MVA, una moderna casa de control, barras de distribución y un patio de 115 KV.

El aumento de capacidad de la Subestación Noroeste hace parte del robusto plan de inversiones, modernización y expansión que la Compañía viene realizando en toda su área de operación, con el objetivo de mejorar la calidad, estabilidad y continuidad del sistema de distribución de energía en Bogotá y Cundinamarca.

Durante una tertulia realizada con Acipet, el nuevo presidente de la ANH, Armando Zamora, expuso la estrategia a seguir en esta nueva etapa de la Agencia 3.0.  

Por: MARTÍN ROSAS               

10 de julio de 2020.   El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Armando Zamora, dijo que las posibilidades de reservas de hidrocarburos en cuencas convencionales son de 6.000 millones de barriles, identificadas como recursos posibles o yet to find; es decir que es probable que existan, pero aún no se han confirmado. (Las reservas probadas actuales son de 2.000 millones de barriles, que alcanzan para un poco más de 6 años).

La revelación la hizo el funcionario durante una tertulia virtual organizada por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet).

Zamora señaló que esos recursos pueden ser explotados con una inversión por parte de la ANH de 1.200 millones de dólares en un período de 20 años, con lo cual se estarían reponiendo 300 millones de barriles anuales, que es cercano al consumo del país, y para lograrlo actualmente la entidad se encuentra diseñando el Plan 2040.

El funcionario dijo que la entidad se encuentra en una etapa de reactivación de la actividad y de atracción de inversión, especialmente de grandes empresas, pues descartó una categoría de empresas enfocada en campos menores, ya que éstas requieren mayores márgenes de utilidad para traer capital de riesgo y, por experiencias anteriores, algunas no desarrollan los bloques adjudicados.

“Si ya estamos en la liga B, para qué queremos bajar a la ‘tercera división’. Ahora estamos enfocados en atraer inversión seria, ligas A y B, para que lideren la recuperación del país y no adjudicar áreas que se queden 15 años estancadas por diferentes razones”, dijo Zamora.

Agregó que los 6.000 millones de barriles serían en el escenario base, pues además se tiene el recobro mejorado, que ya está descubierto, y los no convencionales y el off shore.

De acuerdo con Zamora, el problema actual de la industria petrolera no es el de 2003, cuando no se disponía de los recursos. “Ahora tenemos recursos por todo lado, pero no los podemos sacar. El problema está en la superficie: los ambientalistas y las comunidades. Yo soy de la teoría conspirativa, creo que Rusia y Arabia Saudita no quieren que se desarrollen nuevos recursos, pues un barril nuevo es un barril que se les quita, y hay mucha plata en las reservas de esos países. Es la misma estrategia antinuclear, que fue muy exitosa en Europa y financiada por quienes no les interesa que haya energía nuclear, que es la más limpia y económica”, dijo.

Comunidades, un tema complejo

Acerca de las comunidades, dijo que “es un tema realmente complejo, ahí esta la clave y veo el piloto de los no convencionales como un piloto con comunidades; ir a ver sus temores, sus resistencias y sus oposiciones, entenderlos, ponerse en sus zapatos y hacer proyectos para atender esos temores y oposiciones…

“Hay temores reales y otros no. En el Magdalena Medio ya estuvo la industria y los vemos pobres y sin infraestructura; lo que se requiere es que queden beneficios, que llegue la industria y sea parte del desarrollo, con beneficios tangibles y durables en educación, salud, infraestructura. Se debe contar con la participación de la comunidad en el diseño, desarrollo y evaluación de los proyectos piloto.

“Las actitudes de la gente cambiaron, ahora está a favor de los Proyectos Piloto de Investigación, de ver el experimento. El tema de las comunidades lo vemos como un problema, pero no hemos roto esa nuez, hemos avanzado, pero no lo suficiente. Debemos convencer a las comunidades de que estamos trabajando en armonía con ellas y para su beneficio.

“Yo he sido abanderado del concepto de la pedagogía inversa, que entendamos qué es importante para las comunidades, qué les fastidia, cómo podemos hacerlo mejor, y nos falta… Tenemos que hacer una reflexión profunda para ponernos en los zapatos de las comunidades; algunas empresas han logrado ponerse a tono con las ellas y otras no. Hay que asumir que el mundo cambió y las comunidades son conscientes de los derechos que tienen y pueden exigir, entonces el problema de superficie no es de ellas, es de nosotros”, dijo Zamora.

Off shore, una frontera promisoria

Armando Zamora recordó que el primer contrato off shore (Tayrona) fue firmado en 2004, y la primera ronda (Caribe) se realizó en 2005; de tal suerte que después de 16 años se está viendo un enorme potencial e interés de las grandes empresas, entre ellas Ecopetrol y Shell.

“Este es apenas un comienzo, pero hay una frontera muy promisoria, con un panorama bastante claro, tomará unos años más, pero va en la dirección correcta. Las únicas amenazas son los precios y las estrategias de inversión de las empresas” señaló.

Agencia 3.0

Acerca de su gestión en este nuevo periodo al frente de la ANH, Zamora señaló que está empeñado en tres temas: reenfocar su plan de acción, modernizar su gestión y dar el siguiente paso en el tema institucional.

El funcionario señaló que encontró a la Agencia con la función delegada de fiscalización, pero que es una labor que se hace todavía basada en las normas de 1950. “Esa fiscalización tiene un potencial de volverse más moderna, basada en tecnología, ágil, ligera, eficaz, sin tanta intervención humana. Poner mucha inteligencia artificial, transmisión de datos y automatización”, dijo.

Por otro lado, señaló que la institucionalidad ya está madura para dar el siguiente paso.

“Como lo veo yo es que sigamos el modelo noruego adaptado acá. Miremos lo que hicieron México y Brasil. Ya se puede crear una superintendencia, que además fue una de las recomendaciones de los expertos para hacer la fiscalización y el control de tecnología y medio ambiente, una superintendencia independiente; e inclusive podemos pensar en una pequeña empresa comercial e industrial del Estado, no operadora, que recaude regalías y participaciones económicas, como es el modelo Petoro de Noruega o PSA de Brasil, pues ya estamos en capacidad de desdoblar la Agencia…

“A la ANH se le ha colgado mucha cosa y no está haciendo lo que tiene que hacer muy bien (administrar el recurso), de hecho estamos en un plan de ponernos al día en muchas cosas que tienen más de cinco años que no se han resuelto.

“Entonces, aprovechamos esta circunstancia para ponernos al día, resolver los temas y poder dar el próximo paso: desdoblamiento institucional, modernización tecnológica y reencausar la actividad para el aprovechamiento óptimo del recurso, porque en esta transición energética y en el mundo postcovit ya el dilema entre aprovechar el recurso ahora o dejarlo para después, para nuestros hijos, yo creo que ya se despeja: o lo aprovechamos ahora o no lo aprovechamos ni nosotros ni nuestros hijos. Entonces hay que acelerar el aprovechamiento del recurso”, concluyó Zamora.

Enel-Codensa está adelantando intervenciones y modernizaciones en la infraestructura eléctrica de Suba, Usaquén, Kennedy, Puente Aranda y Engativá. El plan de refuerzo en estas cinco localidades tendrá una inversión de más de $40.000 millones de pesos y beneficiará más de un millón de personas.

7 de julio de 2020.   Atendiendo el crecimiento poblacional, la construcción de nuevos proyectos de vivienda y el aumento de la demanda de energía en Bogotá, Enel-Codensa se encuentra desarrollando un robusto plan de inversiones en las localidades de Suba, Usaquén, Kennedy, Puente Aranda y Engativá, con el objetivo de fortalecer los niveles de confiabilidad del servicio de energía y disminuir afectaciones.

La inversión de la Compañía en este plan asciende a los $40.000 millones de pesos e incluye trabajos de modernización de equipos en las subestaciones, mejoramiento de las estructuras aéreas y subterráneas, cambio de cableado eléctrico y tapas en mal estado, instalación de equipos telecontrolados y subterranización de redes.

Con la participación de más de 500 trabajadores, entre técnicos, ingenieros y supervisores, la Empresa proyecta que las labores finalicen en agosto del 2020.

En estos trabajos se intervendrán un total de 67 circuitos de las cinco localidades de Bogotá y se beneficiarán a más de un millón de personas, entre clientes residenciales, comerciales e industriales.

Gracias a la tecnología de trabajos en “línea viva”, muchos de los usuarios no percibirán suspensiones de energía mientras se realizan estas actividades, pues con esta modalidad, se permite que los operarios tengan contacto con las redes energizadas y se realicen actividades técnicas en la infraestructura eléctrica, cumpliendo con todos los estándares de seguridad, sin interrumpir el servicio.

“Este plan de refuerzo involucra a algunas de las localidades que más concentran población en Bogotá como Suba y Kennedy, las cuales sumaron cerca de 6.400 clientes nuevos al sistema eléctrico durante 2019. Desde Enel-Codensa buscamos seguir mejorando los indicadores de calidad de servicio, teniendo en cuenta el crecimiento que se ha venido registrando en el sector residencial, industrial y comercial de la ciudad”, afirmó Francisco Messen, subgerente de Operación y Mantenimiento de Enel-Codensa.

Estos trabajos hacen parte del plan de inversiones, modernización y expansión de la infraestructura eléctrica que Enel-Codensa viene realizando en toda su área de operación, para contribuir con el mejoramiento de la estabilidad, confiabilidad y seguridad del sistema de distribución de energía en Bogotá y Cundinamarca.

Ecopetrol y ExxonMobil Exploration Colombia avanzan en un acuerdo preliminar para trabajar conjuntamente en los pilotos de fracking en el Valle Medio del Magdalena.

2 de julio de 2020.   A raíz de los adelantos en la definición del marco regulatorio de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales por parte de las autoridades colombianas, Ecopetrol y ExxonMobil Exploration Colombia avanzan en un acuerdo preliminar para trabajar conjuntamente en dichos pilotos en el Valle Medio del Magdalena.

El acuerdo entre las dos empresas está supeditado a la expedición final de la regulación para los PPII y a que se cumplan una serie de condiciones necesarias para el desarrollo de dicha alianza.

Ecopetrol sería el operador de los proyectos piloto y contribuiría con su trayectoria y experiencia en esta región en la que ha hecho presencia ininterrumpidamente durante sus 69 años de historia.

El acuerdo también integraría la tecnología avanzada de ExxonMobil y su amplia experiencia global en el desarrollo de recursos no convencionales.

De materializarse esta alianza, Ecopetrol y ExxonMobil implementarán estos proyectos piloto de manera transparente con las comunidades y comprometidos con la protección del medio ambiente. Las empresas respetarán las regulaciones y los protocolos establecidos por el Gobierno Nacional, las recomendaciones hechas por la Comisión de Expertos y las disposiciones del Consejo de Estado.

Por su parte, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) recibió con beneplácito el anuncio de Ecopetrol acerca de los avances en un acuerdo preliminar con ExxonMobil para trabajar conjuntamente en los pilotos de Yacimientos No Convencionales en el Valle Medio del Magdalena.

“La posibilidad de una alianza estratégica entre Ecopetrol y ExxonMobil es una excelente noticia para la industria, que de materializarse le daría solidez a los Proyectos Pilotos de Investigación Integral. La trayectoria de más de 60 años de Ecopetrol en esta región, sumada al expertise de una empresa referente como ExxonMobil en el desarrollo de recursos no convencionales, implica un respaldo técnico de talla mundial”, dijo Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de Campetrol.

En línea con lo anterior, el dirigente gremial también destacó los avances en el marco regulatorio de los PPII por parte de las autoridades nacionales y recalcó la importancia de los mismos como una herramienta de generación de confianza y una oportunidad para identificar si el país está o no preparado para aprovechar los YNC.

“La importancia de los PPII radica en poder obtener información confiable para las partes, en un proceso transparente y de libre acceso que permita la participación ciudadana, como elemento indispensable para la construcción de confianza. Además, es una oportunidad clave para medir los impactos ambientales y sociales de su implementación, con el propósito de establecer los riesgos reales de utilizar esta tecnología, a fin de disponer de plena evidencia que soporte las decisiones gubernamentales”, manifestó Espinosa.

Mesa (38 años) es economista experto en el diseño y la formulación de políticas públicas para el sector minero-energético.

25 de junio de 2020.   El nuevo ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, tiene más de 15 años de experiencia en roles de liderazgo en entidades multilaterales, del sector privado y alto gobierno.

Cuenta con un pregrado en Economía de la Universidad de Concordia en Canadá; una maestría en Economía de la Universidad de McGill en Canadá; y es titular de la Designación CFA del CFA Institute de EEUU desde 2012.

Como Viceministro de Energía de Colombia entre 2018 y 2020, ha coliderado la implementación de políticas para la transformación energética del país, incluyendo el diseño y la ejecución de la primera subasta de energías renovables no convencionales, que incrementará la participación de estas fuentes en la matriz de generación eléctrica de menos del 1% en 2018 al 12% en 2022.

Adicionalmente, desde la presidencia del consejo directivo de la ANH, ha liderado la reactivación del sector de hidrocarburos, incluyendo la firma de 31 nuevos contratos de E&P en lo que va corrido de gobierno, después de más de 5 años sin firmar contratos.

Antes de ingresar al gobierno, fue economista y experto del Departamento Fiscal del Fondo Monetario Internacional (FMI) durante dos periodos que suman más de 10 años, en los cuales lideró y participó en misiones de asistencia técnica en políticas públicas para las industrias extractivas a más de 25 países en Africa, América Latina, Asia, Europa y Medio Oriente.

Entre sus dos periodos en el FMI, el nuevo ministro de Energía, se desempeñó por 4 años como Gerente y Economista Sénior de la firma de consultoría de PriceWaterhouseCooper (PwC) en Canadá, donde asesoró a clientes del sector público y privado en temas de energía, petróleo y minería.

Finalmente, Diego Mesa es autor de publicaciones y ha participado en foros internacionales sobre asuntos económicos y fiscales para el sector minero-energético.