Categoría: Industria

La nueva subestación se llamará “Terminal”, estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17), entre las Carreras 78 y 79, y atenderá la demanda de energía de las localidades de Fontibón y Kennedy. 

12 de marzo de 2020.   Luego de la aprobación de la Licencia Ambiental por parte de la Secretaría Distrital de Ambiente, y con una inversión de $20.000 millones de pesos, Enel-Codensa inicia la construcción de una nueva subestación eléctrica en Bogotá, denominada “Terminal”, y que tiene como objetivo atender la creciente demanda de energía residencial, comercial e industrial de la zona centro occidente de Bogotá, en especial, las localidades de Fontibón y Kennedy.

La Subestación Terminal estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17) entre las Carreras 78 y 79, y tendrá una potencia instalada inicial de 80 MVA (millones de voltiamperios), energía equivalente a la que consume un municipio como Zipaquirá en su totalidad.

Así mismo, la subestación contará con dos transformadores en su primera fase, dos circuitos de alta tensión, y equipos y tecnología de soporte, monitoreo, seguridad y protección.

Se espera que las obras constructivas inicien en junio de 2020, mientras se hace todo el alistamiento de materiales y equipos necesarios para el desarrollo de la infraestructura eléctrica.

Además de atender el crecimiento de la demanda de energía, esta subestación beneficiará a más de 165.000 personas de manera directa, pues permitirá mejorar la calidad, confiabilidad y operatividad del servicio de energía en los sectores de Modelia, Hayuelos, Castilla, Ciudad Salitre y la Zona Industrial, pues reforzará el sistema de distribución local.

Entre los principales proyectos de expansión de infraestructura que se están desarrollando en esta zona de la ciudad y que están implicando crecimiento en la demanda de energía, se destaca el “Triángulo Bavaria”, donde se construirán más de 3.000 viviendas, áreas para comercio, oficinas, equipamiento comunal y parques. Así mismo, también se encuentra el proyecto “Ciudadela La Felicidad”, el cual está compuesto por 54 manzanas y donde ya se han entregado más 20 conjuntos residenciales y cerca de 5.000 viviendas nuevas.

Entre las principales características de la Subestación Terminal, se destaca que será una subestación completamente automatizada y telecontrolada, lo que permitirá que la operación de la Compañía tenga una mejor respuesta en momentos de contingencia. 

“Esta subestación hace parte del plan de expansión de subestaciones de alta tensión de Enel-Codensa, y del robusto plan de inversiones que la Compañía viene realizando en toda la zona de operación, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica, atender la creciente demanda de energía requerida para el desarrollo económico e industrial del centro del país y mejorar los niveles de confiabilidad, estabilidad, seguridad y calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca”, dijo Luis Alejandro Rincón, subgerente de Unidad Operativa de Alta Tensión de Enel-Codensa.

Análisis de Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).

6 de marzo de 2020.  A finales de enero el coronavirus comenzó a generar pánico mundial tras conocerse que el número de contagios y víctimas mortales crecía rápidamente en China y comenzaba a propagarse a otros países de la región. Sin embargo, el temor de una posible pandemia era reducida, de tal manera que la afectación sobre el mercado de crudo no era tan alta. Se trataba de un efecto coyuntural cuyo impacto sobre la demanda de petróleo no sería considerable de controlarse rápidamente el virus y su propagación.

Cuatro semanas después el panorama mundial ha cambiado. El coronavirus es el centro de atención de la economía mundial y las organizaciones internacionales. El mundo enfrenta una situación de salud pública cuyo impacto pasó de ser únicamente sobre el mercado bursátil a tener efectos sobre la economía real.

Hoy se habla de más de 90.000 contagiados, más de 3.000 muertes asociadas al virus y presencia en más de 60 países, incluido Colombia. Este hecho ha jalonado los precios del crudo a la baja, de tal manera que el Brent cayó 13,1% de enero a febrero, y alcanzó mínimos no observados desde julio de 2017.

Esta situación es comparable con el virus SARS, que generó pánico en 2003 y cuyo origen también fue China. Centros de investigación de ese país señalaron que el coronavirus se asemeja en 80% al SARS, pero, dados los altos flujos de personas a nivel global, el coronavirus ha alcanzado una propagación y un impacto mucho más pronunciados, que dificultan su rápida contención. De esta manera, China ha optado por aislarse para lograr contener el virus, y ha limitado el comercia hacia y desde este país, impactando considerablemente la demanda de crudo.

Teniendo en cuenta que desde inicios de 2020 se temía que a lo largo del año se observara un exceso de oferta que impactara los precios, el riesgo es aún más alto con la reducción en la demanda que ha ocasionado el virus.

Las reacciones del sector petrolero a nivel mundial no se han hecho esperar. Importantes organizaciones de energía como la AIE y la EIA han reducido sus pronósticos de crecimiento en demanda, en 364 KBOPD Y 378 KBOPD, respectivamente. La EIA tomó como referencia el tiempo de duración y el tiempo de impacto del virus SARS en 2003, y concluyó que la mayor caída en demanda se daría en febrero, alcanzando un piso en marzo, y recuperándose poco a poco entre abril, mayo y junio, una duración total de 5 meses, la misma de la coyuntura de 2003.  

Por otro lado, la OPEP y sus aliados, encabezados por Arabia Saudita y Rusia, estudian nuevamente la propuesta de incrementar la reducción en suministro en 600 mil barriles diarios, que había sido analizada a comienzos de febrero y descartada por Rusia, que decidió esperar y evaluar la evolución del virus.

Al momento de la publicación de este artículo, el cinco y seis de marzo en Viena estarán reunidos los países miembros del cartel y otros países aliados, con el fin de evitar una sobreoferta de crudo y jalonar los precios al alza.

Otras organizaciones han alertado sobre los impactos económicos del virus. La OCDE redujo su estimación de crecimiento mundial para 2020 del 2,9% que pronosticó previo a la aparición del coronavirus (en noviembre de 2019), a 2,4%. La economía mundial se recuperaría en 2021 y crecería 3,3%, según este organismo.

Así mismo, la OCDE redujo considerablemente el crecimiento de China en 2020, de 5,9% a 2,9%, dando así cuenta del gran impacto que el coronavirus está teniendo sobre la economía del gigante asiático, lo anterior, sumado a los impactos de la guerra comercial con Estados Unidos. En 2021, según indica la OCDE, China podría recuperar el crecimiento a 6,4%, si se reestablecen las relaciones con Estados Unidos, pero sobretodo, que se pueda contener el coronavirus en el primer trimestre de 2020.

Como consecuencia del virus, el pasado viernes 28 de febrero la Bolsa de Nueva York (NYSE) tuvo la peor caída desde la crisis financiera de 2008. Por su parte, la Organización Mundial del Comercio (OMC) señaló que el comercio global se ha reducido considerablemente, y el temor pasó de ser bursátil a verse reflejado en las cifras de comercio internacional que comenzarán a publicarse en las próximas semanas. En respuesta a lo anterior, Goldman Sachs redujo su pronóstico del precio Brent para 2020 de 63 USD/BL a 53 USD/BL.

Efectos en Colombia

Colombia no es ajena a la situación, y al ser un país dependiente de los ingresos petroleros, es muy vulnerable a esta coyuntura. En el Plan Financiero del Gobierno presupuesto para 2020 se contaba con un Brent de 60,5 USD/BL. Pero, según el Marco Fiscal de Mediano Plazo de 2019, en la medida que el precio del barril desciende un dólar se impacta la renta petrolera en un rango de entre 300 y 340 mil millones de pesos (cerca del 0,04% del PIB). Al escribir esta nota, el precio del Brent rondaba los 50 USD/BL.

Lo anterior tendría implicaciones directas sobre el ingreso de divisas vía exportaciones e Inversión Extranjera Directa. Así mismo, habrá que estar muy atentos a los impactos sobre las variables reales del sector petrolero, tales como la actividad de taladros y la producción.

Desde Campetrol creemos que las autoridades chinas y las organizaciones internacionales lograrán contener el virus, liberando el mercado de la incertidumbre que este ha ocasionado. Sin embargo, anticipamos que el crecimiento de la demanda agregada de crudo será débil a lo largo del año, por el alto impacto del virus sobre la economía china, el principal consumidor de crudo a nivel mundial. Esperamos que se generen los incentivos necesarios a la demanda que permitan recuperar la tendencia al alza en precios con la que abrió el 2020.

Entre los principales logros del Grupo se encuentran la adquisición del Grupo Electro Dunas en Perú y la oferta por la adquisición en conjunto con Red Eléctrica de España de la compañía Argo en Brasil.

5 de marzo 2020.   El Grupo Energía Bogotá (GEB) presentó los resultados financieros para el cuarto trimestre del año y para todo el 2019, así como los principales logros en sus líneas de negocio de gas natural y energía eléctrica.

Los ingresos operacionales del Grupo en el 2019 alcanzaron $4,89 billones, lo que representan un aumento del 22,1% frente al mismo periodo del año anterior. Por su parte, la utilidad neta en el 2019 fue $1,85 billones, que corresponde a un crecimiento de 5,6% frente a las cifras re-expresadas de 2018 (crecimiento del 8,3% respecto de la utilidad real del 2018). El Ebitda pasó de $2,64 billones a $3,12 billones, con una variación de 18,1%.

El Grupo le propondrá a la Asamblea de Accionistas la distribución de $1,29 billones de dividendos, es decir $140 pesos por acción.

Entre los principales logros de 2019 está la adquisición que realizó en Perú del Grupo Dunas, conformado por ElectroDunas, Peru Power Co (PPC) y Cantalloc, negocios perfectamente alineados con la estrategia de crecimiento, que aumentaron en 245.000 el número de clientes.

Cálidda, compañía de distribución de gas en Lima y Callao (Perú), registró un crecimiento récord en el número de clientes conectados, superando los 950.000. La Sucursal de Transmisión, en Colombia, adquirió las subestaciones Betania 230 kV y Tuluní 230 kV.

Además, de presentar el anuncio de oferta para adquirir en conjunto con la española Red Eléctrica Internacional la compañía Argo Energía en Brasil, que representa una importante consolidación para el GEB del negocio de transmisión de energía en ese país.

Para Astrid Álvarez, presidente del Grupo Energía Bogotá, “estos buenos resultados evidencian la consolidación del Plan Estratégico Corporativo de la compañía alineado con los factores ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), que nos han permitido tener un crecimiento rentable, pero con una alta conciencia social para llevar progreso y trabajar de la mano con las comunidades donde tenemos presencia”.

El gremio de los servicios petroleros es optimista y ve con buenos ojos la integración institucional que propone el Decreto, lo cual busca garantizar la transparencia de los resultados de los pilotos de fracking.

3 de marzo de 2020.   Tras conocer el Decreto del Ministerio de Minas y Energía que fija los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) considera que esta norma representa un paso adelante en su implementación.

El presidente Ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa, recalcó la importancia de los PPII como una oportunidad para generar un cambio estructural en el relacionamiento del sector, gobierno e industria con el territorio, pues son herramientas de generación de confianza y transparencia.

“Los PPII nos permitirán conocer los posibles impactos ambientales y sociales de la aplicación de la tecnología. Esta es nuestra oportunidad de hacer las cosas bien, y de demostrar nuestra capacidad como industria para prevenir, mitigar y compensar los diferentes riesgos que se puedan presentar”, dijo Espinosa.

En línea con lo anterior, el dirigente gremial también recalcó la importancia técnica de los PPII para el sector: “La toma de decisiones en la industria de hidrocarburos se realiza a partir de diversos cálculos y simulaciones, que producen información suficientemente precisa y aproximada a la realidad como para evaluar diferentes escenarios y definir los posibles riesgos asociados a éstos.

“Específicamente, las operaciones asociadas a yacimientos no convencionales son de mayor complejidad, por lo que se convierte en un reto importante el correcto modelado matemático de las mismas. Por esta razón, se hace necesaria la debida realización de proyectos piloto, que permitan la validación y corrección de los modelos actuales, así como la apropiada evaluación de riesgos económicos, ambientales y posibles problemas asociados al desarrollo de estos yacimientos”, dijo.

La producción de esos activos asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo por día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados). Ecopetrol desarrollará una estrategia de operación integrada de los campos del Piedemonte, principal fuente de suministro de gas en Colombia.

1 de marzo de 2020.   Ecopetrol S.A. y Equión informaron que desde el 29 de febrero de 2020 termina el Contrato de Asociación de Piedemonte y desde ahora Ecopetrol comenzará a operar directamente los campos de Floreña y Pauto, en Yopal (Casanare), cuya producción actual asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados).

Por casi 30 años, antes como BP Exploration Colombia y desde hace nueve años como Equión, dicha empresa adelantó operaciones de exploración, producción, procesamiento, transporte y venta de hidrocarburos líquidos y gaseosos desde Casanare.

“Para Equión es un orgullo haber desarrollado y operado los campos Floreña y Pauto de la mano de las comunidades, autoridades locales, empleados, contratistas y demás aliados. Ahora Ecopetrol asume el reto de continuar desarrollando el potencial que tiene esta zona del piedemonte casanareño, en armonía con las comunidades y el medio ambiente”, afirmó María Victoria Riaño, presidente de Equión Energía.

Con el recibo de Floreña y Pauto, Ecopetrol consolida su presencia en Casanare. La Empresa ejecutará una estrategia de operación integrada de todos los campos del Piedemonte, que incluyen los activos Cusiana, Cupiagua y Recetor, para aportar al suministro de gas del país. La producción conjunta de estos campos suma 149 mil barriles equivalentes de petróleo día y aporta el 50% del gas que demanda el país.

“Reconocemos el buen trabajo realizado por Equión en la región durante todos estos años. Como Ecopetrol continuaremos trabajando en el fortalecimiento de la relación con las comunidades para desarrollar programas de beneficio colectivo y con responsabilidad ambiental, como lo hacemos en todas las regiones en las que operamos”, dijo el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

Ecopetrol proyecta la ejecución de nuevas actividades de perforación y facilidades, que en armonía con el entorno, generarán oportunidades laborales, de contratación de bienes y servicios locales, e inversión social, las cuales contribuirán al desarrollo sostenible del departamento de Casanare.

La compañía subió 7 posiciones en el ranking general de la medición y entró en el grupo de las 25 destacadas por su desempeño en términos de responsabilidad y gobierno corporativo.

28 de febrero de 2020.   Terpel es la primera compañía privada del sector petrolero y de distribución de hidrocarburos, según el más reciente ranking de responsabilidad y gobierno corporativo realizado por la firma Merco. El estudio mide el comportamiento ético, la transparencia, el compromiso por el medioambiente y la contribución a la comunidad desde el sector empresarial.

La compañía alcanzó el puesto 25 en el ranking general de esta medición, subiendo 7 puestos desde la edición 2018, en la que ocupó la posición 32.

“Estamos muy orgullosos de ser reconocidos como la compañía número 25, y la primera empresa privada del sector,  en el listado de las empresas con las mejores políticas de responsabilidad y gobierno corporativo. Estos resultados reflejan el trabajo constante de un equipo disciplinado y responsable, que está comprometido con la ética y la transparencia”, expresó Daniel Perea, vicepresidente de Asuntos Corporativos Terpel.

A este reconocimiento se le suma la inclusión de Terpel en el SAM* Sustainability YearBook 2020, ubicándose como una de las 15 empresas más destacadas del mundo por su gestión sostenible en el sector Retail, gracias a sus buenas prácticas en términos económicos, sociales y ambientales.

En el reporte de resultados de 2019, Ecopetrol mostró crecimientos en todos los items: utilidades, reservas, refinación, transporte y producción y exploración.  

25 de febrero de 2020.   Los resultados financieros del Grupo Ecopetrol en 2019 fueron los más altos de los últimos 6 años, con una utilidad neta de 13.3 billones de pesos, un EBITDA de 31.1 billones de pesos y un margen EBITDA de 44%. Este desempeño permitió también la distribución de dividendos más alta en la historia de la compañía (314 pesos por acción), así como inversiones por USD 4.4 billones.

“Los resultados financieros obtenidos, son el reflejo del buen desempeño operativo y el posicionamiento comercial de la compañía, pese al menor precio promedio del Brent, el cual pasó de 72 dólares por barril en 2018, a 64 dólares por barril en 2019”, señaló Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

De acuerdo con el informe de la empresa, la utilidad del 2019 tuvo un impacto positivo producto del aumento en la participación de Inversiones de Gases de Colombia (Invercolsa), del 43% al 52%, como resultado del fallo de la Corte Suprema de Justicia en octubre del 2019, generando un cambio en la situación de control en esta compañía, la cual pasó de subsidiaria a asociada, generando el reconocimiento de un ingreso por única vez por 1 billón de pesos.

En términos operativos, en 2019 Ecopetrol incorporó 408 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) en reservas probadas, continuando con la tendencia positiva de los años 2017 y 2018.

Al cierre del año las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol alcanzaron 1,893 millones de barriles de petróleo equivalente. El índice de reemplazo de reservas del 169% fue el más alto de los últimos nueve años, pese a un precio del petróleo inferior en 15% frente a 2018. Por su parte, la vida media de reservas totales aumentó de 7,2 a 7,8 años.

En la campaña exploratoria, el Grupo y sus socios completaron la perforación de 20 pozos, superando así la meta de 12 pozos para el año, con una tasa de éxito geológico del 40% al obtener 8 pozos exitosos.

Un hito importante para el desarrollo del offshore colombiano fue el acuerdo suscrito entre Ecopetrol y Shell, anunciado en febrero de 2020 y mediante el cual Shell adquirirá el 50% de participación de los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, localizados en aguas profundas del Caribe colombiano.

En el frente de producción, Ecopetrol alcanzó los 725 mil barriles de petróleo equivalente por día. El incremento de la producción se apalancó en los buenos resultados de las campañas de perforación y mayor comercialización de gas. Además, en octubre entró en operación de la Planta de GLP del campo Cupiagua, que producirá entre 7.000 y 8.000 barriles por día atendiendo el mercado nacional, pero a partir de octubre de 2020 este energético será utilizado por la compañía en usos propios, lo que obligará nuevamente a la importación.

En cuanto al tema de gas natural, el 22 de noviembre de 2019 Hocol, filial del Grupo Ecopetrol, firmó un acuerdo con Chevron para adquirir su participación en los campos de Chuchupa y Ballena, ubicados en el La Guajira, acuerdo que se encuentra sujeto a la aprobación por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Ecopetrol Américas

En el frente internacional se resalta la suscripción de un acuerdo con Shell Brasil para adquirir el 30% en el descubrimiento de “Gato do Mato”, ubicado costa afuera en la cuenca Santos de Brasil, dentro del denominado Pre-sal.

En materia de refinación, durante 2019 Ecopetrol logró un nuevo máximo histórico de carga promedio de 374 mil barriles por día para las dos refinerías (Cartagena y Barrancabemeja). El margen bruto de refinación conjunto se ubicó en 10 USD/bl, impactado principalmente por el menor precio de los productos y el fortalecimiento de los crudos medios y  pesados.

Energías alternativas

En el frente de las energías alternativas, la compañía estableció la meta de incorporar alrededor de 300 MW de energías renovables no convencionales al 2022. Así, en 2019 inauguró el Parque Solar Castilla con 21 MW de capacidad, y en 2020 se tiene planeada la construcción del Parque Solar San Fernando con 50 MW de capacidad, el cual se convertirá en el mayor centro de autogeneración de energía que se haya desarrollado en el país. Este proyecto evitará la emisión de más de 410 mil toneladas de CO2 a la atmósfera durante los próximos 15 años.

La meta de energías renovables le permitirá a Ecopetrol incrementar la participación de estas fuentes en su matriz energética, pasando de un 5% actual a un 20% en 2022.

Según Felipe Bayón, “habiendo alcanzado de forma anticipada los hitos operativos y financieros más significativos trazados en nuestro de Plan de Negocios 2019 – 2021, con una compañía fortalecida operativa y financieramente, estamos preparados para los nuevos retos.”

Entre las metas más relevantes del Plan para el 2022 se encuentran:

1. Alcanzar niveles de producción entre 780-800 kbped,
2. Crecimiento en reservas manteniendo el índice de reposición orgánico mínimo del 100%, sin considerar efecto precio,
3. Viabilizar la carga óptima del sistema integrado de refinación a un nivel entre 370-420 kbpd,
4. Aumentar volúmenes transportados entre 1,10-1,25 millones de barriles por día,
5. Realizar inversiones orgánicas entre 13- 17 billones de dólares que se reflejen en un nivel de retorno sobre el capital empleado superior al 11% a precios del Plan.

Finalmente, Bayón dijo que “ratificamos nuestro compromiso con el crecimiento rentable en producción y reservas, con resultados sostenibles, disminuyendo los impactos de nuestras operaciones, impulsando buenas prácticas ambientales y promoviendo el desarrollo socio-ambiental de los territorios donde estamos presentes.”

El Grupo Ecopetrol incorporó 408 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas probadas, continuando con la tendencia positiva desde 2016, con una vida media de 7,2 años de crudo y 10,4 años de gas.

21 de febrero de 2020.   Al cierre de 2019, las reservas probadas (1P) netas del Grupo Ecopetrol fueron de 1.893 millones de barriles de petróleo equivalentes (mbpe). El índice de reemplazo de reservas fue de 169% y la vida media de reservas equivale a 7.8 años.

El 89% del balance total de reservas probadas se encuentra en Colombia, siendo representativa la participación de los activos ubicados en Estados Unidos (10%).

En 2019, el Grupo Ecopetrol incorporó 408 mbpe de reservas probadas, lo cual representó un crecimiento del 33% frente a lo incorporado en 2018. La producción total acumulada del año fue 242 millones de barriles de petróleo equivalentes. Del balance total de reservas, el 73% es crudo y el 27% corresponde a gas.

Por otra parte, como resultado del Joint Venture conformado entre Ecopetrol y Occidental Petroleum Corp. en 2019, se incorporaron 164 mbpe de reservas probadas.

Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99% de las reservas fueron certificadas por cinco reconocidas firmas especializadas independientes (Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, Gaffney, Cline & Associates, Sproule International Limited y Neatherland Sewell & Associates). El precio definido por la SEC utilizado para la valoración de las reservas de 2019 fue US$ 63 por barril Brent frente a US$ 72,2 en el 2018.

Por medio del Decreto 230 del 17 de febrero, el Ministerio de Energía declaró la insubsistencia del presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

18 de febrero de 2020.   Sorpresivamente fue retirado de su cargo el presidente de la ANH Luis Miguel Morelli y fue designada como encargada a la viceministra de Minas Carolina Rojas Hayes.

Morelli estaba en el cargo desde septiembre de 2018 y se había destacado por haber reactivado el sector petrolero en Colombia, toda vez que entre 2012 y 2018 no se asignaron bloques para exploración.

La empresa de energía, a través de un comunicado, aclara el objeto del contrato con la firma BRG, envuelta en investigaciones por posibles interceptaciones telefónicas al presidente de Enel en Colombia. A continuación reproducimos el comunicado del Grupo.

7 de febrero 2020. “En desarrollo del contrato suscrito por el Grupo Energía Bogotá (GEB) con BRG Colombia, el cual tuvo por objeto la prestación de servicios especializados para la obtención de testimonios de expertos independientes y el apoyo regulatorio y en litigios, se encargó la elaboración de un dictamen especializado que le permitiera al Grupo contar con razones fundadas para sustentar posibles reclamaciones judiciales ante incumplimientos de algunos acuerdos suscritos con uno de sus socios. El estudio, de carácter eminentemente técnico, se ocupó primordialmente de analizar el futuro del negocio de las energías renovables y sus proyecciones de crecimiento en la región.

“La contratación y la estimación del valor a reconocer por el dictamen contratado se estableció con base en las calidades y calificaciones del experto y en consideración a su experiencia, trayectoria y sus conocimientos especializados en la materia.

“La celebración del contrato fue sometido a las instancias y procedimientos internos definidos en el Manual de Contratación de la empresa y se realizó con estricta sujeción a las normas aplicables que regulan la actividad contractual del GEB, las cuales no exigen para una contratación de estas características procesos competitivos plurales.

“Como remuneración por la elaboración del dictamen se acordaron varios pagos que se realizarían contra la entrega y verificación de los soportes respectivos. Entre ellos se encuentran los documentos que contienen las versiones tanto preliminar, como final con ajustes del dictamen contratado. En relación con el reconocimiento de gastos relacionados con el viaje realizado a Colombia por el experto internacional que elaboró el dictamen y su equipo, los mismos se encuentran soportados en más de 48 documentos que dan cuenta detallada y suficiente para su reconocimiento.

“El contenido del dictamen tiene información confidencial y, en consecuencia, por la sensibilidad de su contenido tales informes no son públicos. No obstante, lo anterior, el Grupo puso a disposición de la Contraloría Distrital los informes, por lo que sus funcionarios tuvieron acceso pleno al contenido de los mismos.

“Por último, ratificamos que, aunque el Grupo Energía Bogotá a la fecha no ha sido notificado de ningún tipo de investigación fiscal que involucre a nuestros colaboradores, las razones que hoy han trascendido y que se esgrimen por el ente de control fiscal para la apertura de una investigación, no las compartimos, como quiera que las sumas pagadas por el GEB a BRG cuentan con todos los soportes correspondientes. También, es preciso insistir en que ninguno de los pagos mencionados está relacionado con actividades asociadas a posibles interceptaciones ilegales.”