Categoría: Industria

La ministra colombiana de Energía hizo un balance del sector en la apertura de la II Cumbre del Petróleo y Gas.

14 de noviembre de 2019.   Durante su intervención en la apertura de la II Cumbre deL Petróleo y Gas, la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, resaltó que si bien el país ha logrado avances determinantes en la diversificación de la matriz energética, tras el éxito de la subasta de energías renovables, los hidrocarburos continuarán siendo parte importante de la transición.

“Trabajamos en diversificar la canasta de energéticos y eso no es excluyente con lo que debemos hacer en materia de hidrocarburos. Estos energéticos, según proyecciones, seguirán siendo necesarios durante algún tiempo. En el escenario más optimista, en 2050 el petróleo y el gas aún serán necesarios en un 50%”, dijo Suárez.

En ese sentido, destacó las acciones y estrategias que han permitido avanzar en la reactivación del sector, entre ellas, la exploración costa afuera, la reactivación de contratos, la promoción de los yacimientos continentales, las tecnologías de recobro mejorado y las alternativas en yacimientos no convencionales.

“La demanda de los energéticos va a seguir creciendo, y debemos responder a ella. Colombia tiene un potencial enorme en hidrocarburos. Necesitamos más exploración, más hallazgos, y continuar por esta senda de reactivación de la industria que, además, aporta al desarrollo social y económico en beneficio de todos los colombianos”, agregó.

El gas, protagonista de la transición
Por otra parte, la Ministra recordó que el gas aumentará su participación en la canasta energética y jugará un rol fundamental en la transición energética por su aporte a la mitigación de los efectos en el cambio climático.

«Con gas, un vehículo reduce en un 40% las emisiones de CO₂ y en un 96% el material particulado. Vemos en el gas una oportunidad muy importante, y por eso nuestra preocupación por la autosuficiencia. Hace solo 5 o 7 años nuestras reservas de gas alcanzaban para más de 15 años, y hoy estamos por primera vez en menos de 10 años, en un combustible que aumentará su demanda y que es importante para el desarrollo sostenible”, afirmó.

Hidrocarburos, oportunidades y beneficios para las comunidades
Por otra parte, la Ministra de Energía hizo un llamado a las empresas sobre la necesidad de fortalecer el relacionamiento con el territorio y de ampliar la pedagogía sobre los recursos de las regalías, los cuales provienen de esta industria y son de gran importancia para financiar proyectos de educación, infraestructura, agua y saneamiento básico.

“Hay muchos desafíos en los territorios como para dejar la riqueza en el subsuelo. Debemos invertirla bien. La apuesta del Gobierno es que la industria del petróleo y gas siga creciendo, y que esa bonanza la pongamos al servicio de la diversificación de la economía”, puntualizó María Fernanda Suárez.

Por último, señaló que el sector de hidrocarburos debe seguir trabajando para combatir el cambio climático, usando toda la tecnología disponible para mitigar el impacto. “Con orgullo digo que este sector es el primero que tiene un plan de cómo va a generar las reducciones de emisión de carbono”, concluyó la funcionaria.

Si Colombia no logra revertir la tendencia de la curva de descenso de las reservas de hidrocarburos, en 2024 dejaría de exportar petróleo, con un recorte de ingresos por 24 billones de pesos anuales.

14 de noviembre de 2019.   El dramático panorama del descenso de las reservas de petróleo y gas del país, de seis años para el primero y menos de diez años para el segundo, lo dibujo Germán Espinosa, presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), durante el discurso de inauguración de la II Cumbre del Petróleo y Gas, que se realiza en Bogotá del 13 al 15 de noviembre.

Espinosa agregó, que si en un caso extremo Colombia debiera importar petróleo, el costo anual para el país sería de 30 billones de pesos anuales.

No obstante, la Cumbre se desarrolla dentro de un ambiente de optimismo por la reactivación de la industria, pues luego de cinco años en que no se firmaron contratos de exploración y producción, en los primeros 15 meses del gobierno del presidente Iván Duque se han tomado medias que alientan las inversiones.

Prueba de ello son las once áreas adjudicadas en la primera ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas y las 59 que saldrán a oferta a finales de noviembre, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Además, el off shore en el Caribe Colombia se abre como una nueva frontera de oportunidad, luego de 40 años que no se hacía exploración en aguas marinas. Según Espinosa, se estima que el fondo marino colombiano tiene un potencial de reservas de 6.400 millones de barriles equivalentes.

Aunque la entrada en producción de los campos off shore puede tardar unos ocho años, estos cambiarían el panorama energético nacional. Actualmente hay firmados 16 contaros de Exploración y Producción en el Caribe colombiano, con un área de 96.000 kilómetros cuadrados, equivalentes al 15 % de la plataforma continental. Se espera que en 2020 comience la perforación de pozos exploratorios.

Para el tema del gas natural, Espinosa resaltó que la situación es crítica, pues el país ha consolidado una red que atiende millones de domicilios, comercios e industrias, además del respaldo a la generación térmica.

El dirigente gremial aseguró que si bien la exploración en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena ha sido exitosa en materia de gas, la explotación en campos tradicionales no es suficiente; pero ve una oportunidad si se logra remover los obstáculos a 12 proyectos que están definidos y que aliviarían la situación de la caída de las reservas.

Finalmente, para el caso del petróleo, Espinosa resaltó lo que la industria viene haciendo en la incorporación de nuevas tecnologías para aumentar el recobro en los campos maduros, con caso exitosos especialmente en crudos pesados, lo que le ha permitido mantener la producción nacional en un promedio de 880 mil barriles diarios.

Señaló que de los 54 mil millones de barriles originarios in situ en 101 años de historia de la industria, solo se han producido unos 11.000 millones barriles, es decir, un factor de recobro del 19%, mientras el mundo se mueve entre el 28 y el 34 %.

Espinosa señaló que un punto porcentual en la mejora del recobro, le aportarían al país nuevas reservas equivalentes a entre 450 y 500 millones de barriles.

Finalmente, dijo que Colombia es un país sub explorado y con varias cuencas poco desarrolladas, pero “es necesario aunar esfuerzos en la lucha contra el fantasma del desabastecimiento, y la única forma de encontrar hidrocarburos es explorando, haciendo sísmica y perforando pozos.”

El Joint Venture le permitiría al Grupo Ecopetrol la incorporación de reservas probadas por cerca de 160 millones de barriles de petróleo equivalente para cierre de 2019.

13 de noviembre de 2019.   Ecopetrol cerró la transacción anunciada el pasado 31 de julio, mediante la cual la Empresa y Occidental Petroleum Corp acordaron la conformación de una alianza estratégica o Joint Venture para ejecutar un plan conjunto para el desarrollo de Yacimientos No Convencionales (YNVC, en aproximadamente 97.000 acres de la cuenca del Permian en el estado de Texas (EEUU).

Para el efecto, Ecopetrol Permian LLC, 100% de propiedad de Ecopetrol S.A., ha adquirido el 49% de participación en la sociedad Rodeo Midland Basin LLC, compañía constituida en el estado de Delaware, con un capital social de acuerdo con lo exigido por la jurisdicción americana y cuya actividad económica estará dirigida a ejecutar el plan de desarrollo conjunto en el marco del Joint Venture. Con ocasión de la transacción por el valor aproximado de 1.500 millones de dólares (50% en efectivo y 50% en carry) OXY conservará el 51% de Rodeo Midland Basin LLC a través de su afiliada Occidental Midland Basin LLC.

Para la adquisición de la participación y el cierre de la transacción, Ecopetrol S.A. hizo un pago inicial aproximado de 876,5 millones de dólares, correspondientes al 50% del valor total de la transacción, es decir 750 millones dólares, y de alrededor de 126.5 millones de dólares correspondientes al gasto estimado de inversión en actividad y plan de desarrollo de 2019, desde la fecha efectiva del Joint Venture definida entre las partes, es decir, el 1° de agosto de 2019.

Actualmente, en la zona existen dos taladros en operación, y dos pozos han sido perforados y se encuentran en etapa de completamiento, de los cuales se espera contar con la primera producción hacia finales de 2019. La actividad continuará en aumento, por lo cual se prevé que al final del 2020 sean cuatro los taladros en operación. El Joint Venture le permitiría al Grupo Ecopetrol la incorporación de reservas probadas por cerca de 160 millones de barriles de petróleo equivalente para cierre de 2019.

La transacción está alineada con las prioridades estratégicas del plan de negocios 2019- 2021 de la Empresa, enfocado en el crecimiento de reservas y producción bajo una estricta disciplina de capital, y el cual está soportado en exploración, recobro, hidrocarburos no convencionales e internacionalización, y fortalece la relación con un socio estratégico, con altísima experiencia en el desarrollo de yacimientos no convencionales, e histórico de Ecopetrol.

En los primeros nueve meses se hicieron negocios por $1 billón con proveedores locales de bines y servicios. Ecopetrol abrió nuevos mercados para que empresas regionales y locales comercialicen en otras zonas del país por $1,7 billones.

6 de noviembre de 2019.   Ecopetrol continúa comprometida con las regiones y una muestra de ello es que entre enero y septiembre de 2019 contrató $1 billón con proveedores de las zonas en donde opera, en comparación con los $907.000 millones en el mismo periodo del año anterior, lo que significa un incremento cercano al 11%.

Si a la contratación local ($1 billón) se le suman otros $1,7 billones de ‘exportación local’, es decir, aquella que registra las ventas de bienes y servicios que hacen los proveedores locales a otras regionales donde opera Ecopetrol en Colombia, el monto asciende a $2,7 billones.

Contratación de la Empresa por regiones:

• Regional Central (incluye operaciones en Antioquia, Bolívar, Boyacá, Caldas, Cesar, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander): contrató $1,7 billones, de los cuales $602.000 millones corresponden proveedores localesde Barrancabermeja, Piedecuesta, Bucaramanga, Yondó, Sabana de Torres, Tibú, Cúcuta, Floridablanca y San Vicente de Chucurí, de bienes y servicios como obras integrales, mantenimiento en paradas de planta, salud y mantenimiento de tanques, entre otros.

• Regional Orinoquía (Casanare, Arauca y Meta, sin incluir Puerto Gaitán): contrató $1,5 billones, de los cuales $218.000 millones corresponden a proveedores localesde Villavicencio, Yopal, Aguazul, Castilla La Nueva, Tauramena y Acacías, principalmente en obras integrales, vías y movimiento de tierras.

• Regional Oriente (Puerto Gaitán y Puerto López): contrató $532.000 millones, de los cuales $12.000 millones fueron con proveedores locales de Puerto Gaitán en aseo y cafetería, obras integrales y servicios de salud, entre otros.

• Regional Sur (parte de Antioquia, Caldas, Caquetá, Cauca, Huila, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle): contrató $402.000 millones, de los cuales $128.000 corresponden a proveedores localesde Neiva, Orito, Aipe, Medellín y Cali para obras integrales, vías, movimiento de tierras y servicios de salud.

• Regional Caribe (Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, Chocó, La Guajira, Magdalena y Sucre): contrató $149.000 millones, de los cuales $44.000 millones corresponden a proveedores locales de Cartagena, Barranquilla, Coveñas, Sincelejo, Aguachica, Santa Marta, Cicuco y Valledupar. Estos contratos estuvieron enfocados principalmente en construcción de ductos, servicios de salud y transporte terrestre de personal.

Mercados para proveedores locales

La estrategia de ‘exportación local’ impulsada por Ecopetrol, permite a los proveedores ofrecer sus bienes y servicios en otras regiones del país donde tiene operaciones la Empresa.

Los contratos generados por la Compañía bajo este modelo ascendieron a $1,7 billones, distribuidos en las regionales así: Caribe, $575.000 millones; Sur, $566.000 millones; Central, $540.000 millones; Orinoquía, $88.000 millones, y Oriente, $4.000 millones.

En su compromiso por contribuir con el crecimiento sostenible y la competitividad regional, Ecopetrol ha promovido que sus aliados también contraten productos y servicios del mercado local.

Según las cifras reportadas, con corte a agosto de 2019, estas generaron contratos comerciales con proveedores locales por $706 mil millones y exportaciones locales por $1,2 billones para un total de $1,9 billones.

Fuente: Ecopetrol

La compañía tiene planeado perforar entre 8 y 10 pozos exploratorios en las tres zonas donde opera: Valle Inferior del Magdalena, Valle Superior del Magdalena y Llanos Orientales.

22 de octubre de 2019.   Este sería un incremente del 33% frente al 2019, cuando aspiran a cerrar el año con seis pozos exploratorios: dos en el sur del país y cuatro en la costa norte. Hocol tienen una producción de 30.000 barriles de petróleo equivalentes diarios, de los cuales la tercera parte es gas, que sale especialmente de los campos Bonga y Mamey, ubicados en el departamento de Sucre.

No obstante, Rafael Guzmán, presidente de Hocol, dijo que la producción el próximo año será igual a la de 2019, pero que a largo plazo tienen una meta de crecimiento. “La exploración da frutos varios años después, los resultados de la campaña exploratoria los veremos en unos tres años,” señaló.

Hocol participó en la primera ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), realizado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, donde la empresa perteneciente al Grupo Ecopetrol, aseguró cuatro bloques, uno al ciento por ciento y tres en consorcio con Geopark. Además, planean participar también en la segunda ronda a finales de año.

Durante las pruebas se acumularon 2.413 barriles de petróleo. El descubrimiento se enmarca dentro de la estrategia de exploración cercana a campos ya existentes.

16 de octubre de 2019.   Ecopetrol informó que el pozo Flamencos-1, localizado en Puerto Wilches (Santander), confirmó presencia de crudo en la formación La Paz. El pozo está dentro del Convenio de Explotación Magdalena Medio, en el que la empresa tiene participación del 100%.

El pozo, operado por Ecopetrol, alcanzó una profundidad total de 8.561 pies (2.620 metros) y encontró la formación La Paz entre 7.465 y 8.263 pies (2.276-2.519 metros). Durante las pruebas iniciales se produjo un acumulado de 2.413 barriles de aceite de 30º API y registró un caudal promedio diario de hasta 600 barriles de petróleo, con un corte de agua menor al 1%.

La unidad productora es la misma de los campos Cantagallo y las Garzas, y la cercanía de Flamencos a esas estaciones receptoras y a la refinería de Barrancabermeja le generan una ventaja competitiva y operativa.

Ecopetrol está iniciando las actividades para adelantar las pruebas extensas del descubrimiento y la delimitación del mismo, que le permita continuar su evaluación y definir a corto plazo su comercialidad.

“Este hallazgo hace parte de la estrategia de exploración en áreas cercanas a campos de producción (near field), para incorporar reservas y barriles de producción en tiempos más cortos”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Fuente: Ecopetrol

El país tiene un potencial de reservas de 27.000 millones de barriles, pero al ritmo actual de sísmica y exploración se tardaría cien años en desarrollarlas.

9 de septiembre de 2019.   Si bien el actual Gobierno ha hecho esfuerzos por reactivar la actividad petrolera, los resultados solo se verán a mediano plazo mientras persisten los problemas estructurales de la industria.

Así lo manifestó Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), quien agregó que al ritmo de la sísmica y la perforación de pozos exploratorios actuales, Colombia se tardaría cien años en desarrollar su potencial de reservas.

De acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el potencial de reservas de petróleo y gas del país, en todas sus modalidades, es de 27.000 millones de barriles; sin embargo la actual tasa de reservas-producción de crudo es de solo 6,2 años.

De ahí el llamado del gremio para avanzar en nuevos procesos exploratorios, pues hoy solo el 20% de incorporación de nuevas reservas es de actividades exploratorias.

Eso se debe, en parte, a la baja tasa de sísmica y exploración. En lo que va del 2019 se han perforado 30 pozos exploratorios y se espera que el año termine con 48 pozos, una cifra similar a la de 2018.

En sísmica, en lo que va del año se han corrido 1.426 kilómetros equivalentes y se espera cerrar el año con 1.800 kilómetros equivalentes. Aunque en 2018 se corrieron 1.000 kilómetros de sísmica, la cifra continúa siendo insuficiente para incorporar nuevas reservas y tener una producción sostenida.

De acuerdo con Lloreda, lo ideal es que se realicen 120 pozos exploratorios y se corran más de 5.000 kilómetros de sísmica por año, que conllevarían inversiones por 7.000 millones de dólares al año.

Destrabar contratos

Otra forma de reactivar la actividad es destrabar 50 contratos que están suspendidos por alguna razón. Entre otras, por orden público, conflictividad social, consultas previas, permisos y licencias ambientales y arqueológicas, que tienen represadas inversiones por cerca de 700 millones de dólares.

En ese sentido, la ACP dijo que estaban estudiando en conjunto la industria y la ANH caso por caso, para ver las razones que los llevaron a esa situación y darles solución, como ya se hizo con 12 contratos durante la actual administración de la Agencia.

Otra medida para reactivar la actividad petrolera es que las empresas, que ya tienen contratos asignados, se animen a explorar, revisando las condiciones económicas y permitiendo por parte de la ANH reasignación de inversiones, “porque la mitad del potencial en tierra firme está en áreas ya asignadas, entonces es buscar cómo incentivar a esas empres para que las exploren”, agregó Lloreda.

El dirigente gremial finalizó recalcando que “el gobierno nacional ha tomado medidas acertadas para reactivar la industria, como ajustes en regulación, el reglamento off shore y la asignación de nuevas áreas; pero tenemos un problema estructural en materia exploratoria, llevamos varios años en que no logramos superar los 50 pozos exploratorios por año y la sísmica es baja para lo que requiere el país. Si seguimos a este ritmo nos vamos a demorar cien años para desarrollar el potencial con el que contamos.”

Los recursos permitirán refinanciar créditos utilizados para la reciente expansión de sus infraestructuras en Colombia y Perú.

8 de octubre de 2019.   Promigas, empresa con larga trayectoria en el transporte y distribución de gas natural, con actividades también en la regasificación de gas natural y distribución de energía eléctrica, realizó el 9 de septiembre su debut en el mercado de capitales internacional con una emisión de bonos por 400 millones de dólares bajo la Regla 144A y la Regulación S de la Ley Federal de Valores de 1933 de Estados Unidos, en conjunto con su filial peruana Gases del Pacífico S.A.C, la cual actuará como co-emisor.

La gran demanda obtenida durante el proceso, US$2,6 billones, es decir más de seis veces el objetivo que tenía la compañía colombiana, permitió a Promigas alcanzar la tasa de interés más baja obtenida por un emisor colombiano en el mercado internacional.

La operación no generará endeudamiento incremental ya que el 100% de los recursos obtenidos serán destinados para refinanciar créditos existentes consiguiendo mejores condiciones en cuanto a menores tasas y mayor plazo de vencimiento.

Esto confirma la confianza del mercado internacional en las actividades de Promigas en Colombia y Perú, y le abre una nueva e importante fuente de financiación para obtener recursos para su crecimiento futuro.

La compañía ha sido emisor recurrente en el mercado de capitales colombiano desde 2001 y decidió incursionar en el mercado internacional concretando esta exitosa transacción. Cuenta con calificaciones grado de inversión internacional BBB- por Fitch desde 2010 y Baa3 de Moodys, obtenida recientemente.

“Sin dudas, nuestra incursión en los mercados internacionales y la excelente acogida que este tuvo hacia nuestros bonos, representan un hito histórico en los 45 años de trayectoria de la compañía y abre un nuevo capítulo en nuestras estrategias de financiación que nos motiva a incrementar nuestra presencia en dicho mercado, especialmente si consideramos el crecimiento que tendrán nuestras operaciones en Perú en 2020”, manifestó Eric Flesch, presidente de Promigas.

Este comunicado no constituye una oferta de venta o una solicitud de una oferta de compra de los bonos, los cuales no han sido registrados conforme a la Ley Americana de Valores de 1933 ni a ningunas leyes de títulos valores estatales.  A menos que estén registrados, los bonos no podrán ser ofrecidos ni vendidos en los Estados Unidos excepto en virtud de una exención de los requisitos de registro de la Ley Americana de Valores de 1933, y las leyes estatales aplicables.

Fuente: Promigas

En Colombia el factor de recobro está por el orden del 15%; sin embargo a nivel mundial este factor es de entre el 20 y el 25%, por lo que hay una ventana de oportunidad para la industria petrolera nacional.

3 de octubre de 2019.   “En recobro mejorado tenemos una ventana de oportunidad bastante grande, y es donde Ecopetrol ha visto una oportunidad”, dijo Carlos Alberto Leal, presidente de la Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet).

El dirigente gremial señaló que actualmente en recobro mejorado hay muchas tecnologías. “En el país se ha incrementado el recobro a través de la inyección de agua, una técnica que se ha venido utilizando por muchos años en muchos campos porque es la más económica en campos maduros, pero se ha identificado la necesidad de mejorar aún más el factor de recobro, especialmente ahora frente a la caída en las reservas”, dijo.

Acerca de por qué el país está tan rezagado en este tema, Leal señaló que efectivamente no ha habido una política de recobro mejorado desde el principio de la explotación de los campos. “Se ha tenido una explotación primaria de los recursos, pero hoy se ha identificado que hay una oportunidad de mejorar el arrastre de crudo de los yacimientos a los pozos a través de otras tecnologías como la inyección, la combustión in situ y los polímeros, que eran tecnologías que se conocían experimentalmente, pero que hoy en día se sabe que son económicamente viables.”

Finalmente, frente a los precios relativamente bajos del crudo que se registran en estos momentos, Leal señaló que el costo de producción es muy relativo, pues depende de las condiciones de cada yacimiento; pero hay campos donde los costos de producción y de levantamiento son relativamente bajos, entre 5 y 7 dólares por barril, pero hay también campos de crudos pesados donde los costos de levantamiento a los que hay que agregar los costos asociados, el barril puede estar saliendo entre 40 y 45 dólares.

“Por eso, cuando los precios del crudo bajan hasta niveles donde los proyectos no son viables, es donde vienen las paradas de la industria por temas económicos”, concluye Leal.

El monto anual de los subsidios a los servicios públicos es de tres billones de pesos, pero dos billones están desfinanciados.

27 de septiembre de 2019.   Durante el Sexto Foro Energético realizado por la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), el presidente del gremio, Alejandro Castañeda, dijo que el esquema actual de los subsidios a los servicios públicos no está funcionando de la mejor manera y que se requiere hacer una reforma estructural.

Castañeda dijo que de los tres billones de pesos que le cuesta a la Nación los subsidios a los servicios públicos, dos billones de pesos están desfinanciados, pero además el 50 por ciento de los subsidios está mal focalizado.

“Esto quiere decir que los subsidios están llegando a gente que no lo necesita, y es lo que se tiene que entrar a revisar. El esquema de subsidios bien implementado y bien hecho debe funcionar adecuadamente, lo que sucede es que le están llegando subsidios a gente en estrato uno, dos y tres que a veces tiene unos ingresos diferentes a las condiciones de esos estratos”, señaló Castañeda.

El dirigente agregó que iniciativas como la de Planeación Nacional de hace año y medio de cruzar el estrato con el Sisben es apropiada, “porque no es solamente ver el estrato sino ver el ingreso, y lo que hemos dicho desde los gremios es que se requiere tener los recursos necesarios porque de lo contrario el sector no funciona, porque se apretaría desde el punto de vista de caja, luego sí hay que hacer una reforma estructural de los subsidios.”

Recordemos que el estrato uno recibe un subsidio del 60% del consumo básico, el estrato dos recibe el 50% y el estrato tres el 15%, “pero hay mucho colado, gente que vive en el predio pero cuyo ingreso no corresponde al estrato”, dijo Castañeda.

Confiablidad del sistema

De otro lado, el dirigente resalto que la plantas de generación térmica están para darle confiablidad al sistema eléctrico nacional. “Todo el tema de energías renovables tiene que apalancarse en una energía confiable, y que mejor que apalancarse en las térmicas. Las fuentes renovables han logrado ser  muy buenas en generación, pero en confiabilidad no son tanto, entonces tiene que haber un complemento muy balanceado para que este mercado siga  funcionando, y en eso el cargo por confiablidad es un mecanismo que ha funcionado y que ha sido muy exitosos en los últimos trece años”, señaló.

Castañeda recalcó que con el cargo por confiabilidad se han logrado inversiones en el sector del orden de 10 mil millones de dólares y con la nueva subasta se aseguraron nuevas inversiones por otros 4 mil millones de dólares.

“Por eso, cuando uno ve que hay iniciativas en el Congreso de modificar este cargo y los recursos de este cargo por confiabilidad, se preocupa un poco porque hay inversionistas que están en el país y otros que están entrando, y eso lo que puede generar es condiciones de inseguridad en el sistema”, dijo Castañeda.

El recurso del cargo por confiablidad son de cerca de tres billones de pesos por año, no solo para plantas nuevas sino para todas la plantas del país; es la sobretasa que pagan los usuarios por la confiabilidad del sistema, que se traduce en la tarifa donde se paga alrededor de 50 pesos dentro del kilovatio que es 450 pesos.