UTILIDADES DEL GRUPO EPM CERRARON EN $2,4 BILLONES

A pesar de la contingencia que pudo representar Hidroituango, el Grupo Empresas Públicas de Medellín (EPM) dio a conocer los resultados de su actividad económica durante el año pasado. Creció 9 %, respecto a 2017, en los ingresos: la cifra se ubicó en 16,3 billones de pesos, de los cuales EPM Matriz aportó el 49 %, las filiales del exterior el 34 % y las nacionales el 17 %.

Así mismo, la utilidad neta del grupo sigue con tendencia positiva desde 2016. En los últimos dos años este rubro se ha incrementado al pasar de 1,8 billones de pesos, a 2,4 billones en 2018.

La firma también dio a conocer que el margen de utilidad neta para el Grupo fue del 15 %, inferior al registrado el año anterior, que fue del 16 %. En EPM Matriz, fue del 29 %, inferior al 30 % de 2017.

Sobre los resultados, Jorge Londoño de la Cuesta, gerente general de EPM, aseguró a través de un comunicado de prensa que “obtener más ingresos en nuestro grupo empresarial es sinónimo de mayor inversión social, construcción de proyectos de infraestructura, protección del ambiente y generación de empleo. En suma, más oportunidades para los colombianos, que se traduce en mejor calidad de vida”.

La coyuntura con Hidroituango le pasó factura a la empresa en el endeudamiento financiero. Para el Grupo ese rubro representó el 41 %, frente al 38 % que se había fijado durante 2017; ese dinero se tradujo en la solicitud de créditos con la idea de financiar el plan general de inversiones de la generadora eléctrica.

Para Amylkar Acosta, exministro de Minas y Energía, el resultado se explica en que EPM cuenta con un portafolio diverso y fuerte, “sin embargo un buen 2019 dependerá de que ese otro paquete de negocios (diferente a Hidroituango), que tiene la empresa, se fortalezca en la medida en que la coyuntura en Ituango le supone un cambio en el rumbo”.

Cobertura y otros temas

El gerente general de la compañía agregó que “en la senda hacia la universalización, el Grupo EPM alcanzó coberturas superiores al 96 % en los servicios de energía y provisión de agua. En Aguas residuales llegamos al 93,30 % y, en Medellín, en residuos sólidos logramos el 99,21 %, mientras que en gas nos ubicamos en el 84,63 %”.

En ese sentido vale la pena recordar que durante el año pasado se puso en operación la Planta de Tratamiento de Aguas Claras (Bello). Sumado a esto se llevaron a cabo planes de mitigación sobre el impacto ambiental “que permitieron proteger 21.282 hectáreas de bosques en 2018, para un acumulado de 57.321 hectáreas en el período 2016-2018, como un legado para todos los colombianos”, dijo la empresa en la misma nota de prensa (ver Paréntesis).

Por último, dentro del informe entregado a la Superintendencia Financiera, se encontró que el Ebitda (Beneficios antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) fue de 5,1 billones de pesos, lo que representa un crecimiento del 8 % frente a 2017. Mientras que el de EPM Matriz fue de 3,3 billones de pesos, con un aumento de 7%.

“El incremento del Ebitda en el Grupo, con respecto al mismo periodo del año anterior, lo explica el mejor desempeño de los negocios de energía y aguas en EPM Matriz y las filiales”, dijo la firma a través del mismo comunicado de prensa.

FUENTE EL COLOMBIANO

LOS DESAFÍOS DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO COLOMBIANO AL AÑO 2022

Tras la asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad o subasta en la que las empresas generadoras se comprometieron a tener disponibles las plantas para atender la demanda en momentos críticos, la apuesta es que esos compromisos se cumplan.

La ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, indicó que para cumplir esos objetivos será necesaria una transición energética con eficiencia, confiabilidad (compromiso de suministro en tiempos difíciles), mayor cobertura y sostenibilidad.

Al intervenir en Colombia Genera, evento del sector minero-energético de la Asociación Nacional de Empresarios (Andi), la funcionaria señaló que la subasta permitirá diversificar las fuentes de energía para los hogares, al incorporar proyectos de generación eólica y solar.

El avance de estas iniciativas dependerá de la seriedad empresarial en el desarrollo de los proyectos, en la oportunidad con la que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) ofrezca en los trámites, que las condiciones de inversión sean atractivas y que haya más interés del sector privado participar en subastas futuras.

Responsabilidad

La directora de la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía (Acce), Marta Aguilar, reconoció las obligaciones adquiridas por los generadores de electricidad, pero recordó cómo entre 2015 y 2016 algunas de las empresas que debían cumplir con el suministro no lo hicieron.

“Esto resulta costoso cuando el consumidor paga por un seguro (cargo por confiabilidad) y no recibe lo que está esperando cuando lleguen las dificultades”, mencionó.

En la misma línea se expresó Camilo Manzur, director de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), quien consideró conveniente hacerle seguimiento a los diferentes proyectos para que entren a tiempo y sin dificultad.

Sobre el costo del servicio para el consumidor final, el dirigente mencionó que XM, administrador del proceso de subasta, destacó que el precio del cargo por confiabilidad rebajó 11 %, y que esto debería reflejarse en las tarifas para el usuario.

Trámites ágiles

Ricardo Sierra, presidente de Celsia, aprovechó el espacio para plantear que se eliminen algunos requerimientos que están en cabeza de la Anla, que es quien aprueba si tras construir un proyecto la empresa tiene derecho a que se le reconozca el IVA y los aranceles de los equipos que importó (ver Paréntesis).

También sugirió que la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) simplifique algunas exigencias que hace para la construcción de un proyecto de generación.

A su turno, Bruce Mac Master, presidente de la Andi, insistió en que el sector minero-energético es decisivo, y es clave que sea capaz de atraer inversión, así, el país debe hacer un esfuerzo para aprovechar el potencial de los recursos, que las empresas puedan desarrollar sus negocios y esto se refleje en el crecimiento.

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SUBSIDIOS DE SERVICIOS A LOS MÁS VULNERABLES NO SE TOCAN: IVÁN DUQUE

El presidente de la República, Iván Duque, aseguró que está trabajando para que los subsidios de servicios públicos de los colombianos más vulnerables no se toquen.

“Queremos generar el mayor bienestar para los colombianos, de manera responsable. Por eso, le he dado instrucción al equipo económico que trabaja en el Plan Nacional de Desarrollo, para que los subsidios de servicios públicos a los colombianos más vulnerables no se toquen”, escribió el mandatario en su cuenta de Twitter.

A su vez dijo que están mirando “que otros sectores de la población hagan un mínimo aporte solidario, con el fin de que más colombianos que hoy no tienen acceso a los servicios públicos, puedan hacerlo”.

Para finalizar, el presidente dijo que desde su gobierno consideran que no es necesario modificar ni las cotizaciones, ni la base gravable para los aportes a la seguridad social de trabajadores independientes.

El anuncio se publicó luego de que se conociera que entre las modificaciones tributarias que afectarían el bolsillo de los colombianos del Plan de Desarrollo se encuentran el desmonte de los subsidios de energía para el estrato 3, el cambio en la base de cotización a la seguridad social de los trabajadores independientes y la modificación de las tarifas del impuesto al consumo de los licores.

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ECOPETROL, A MANIOBRAR EN UNA ETAPA CRUCIAL

Cada anuncio o decisión que se haga con Ecopetrol importará en la medida en que el Estado es dueño del 88,49 % de la empresa. Eso quiere decir que las utilidades que se generen desde esa compañía van a parar, en su mayoría, a las arcas del país. Para hacerse a una idea, solo durante el tercer trimestre del año pasado, el desempeño del crudo le representó a Ecopetrol ganancias por cerca de 8 billones de pesos.

Dinero que se traduce en la repartición de dividendos. Es decir, un precio base de ganancias a los accionistas de la compañía. Para poner un ejemplo, durante el año pasado los entonces 341.000 accionistas minoritarios de la petrolera recibieron $421.000 millones, gracias al pago de un dividendo ordinario establecido en 89 pesos.

La Nación (que cumple como accionista mayoritario) recibió entonces 3,2 billones de pesos, los cuales fueron pagados en dos cuotas; los minoritarios sí recibieron, en un solo pago, el dinero que les correspondía por su participación. En los próximos días la compañía informará sus resultados consolidados del año pasado y ahí se establecerá cuál es el dinero que le quedará a los dueños de Ecopetrol.

De ahí que sea tan importante discutir a profundidad todas aquellas propuestas que afecten los intereses de la Nación sobre la compañía. Como la que hizo el pasado 17 de enero el ministro de Hacienda, Alberto Carrasquilla, sobre la posibilidad de que el país saliera de un 8,49 % de su participación en Ecopetrol.

El anuncio se hizo con la idea de que el Gobierno pudiera tener una puerta de salida frente a la necesidad de recoger 7 billones de pesos faltantes de la más reciente reforma tributaria, dinero que además sería utilizado para capitalizar algunos programas sociales, hoy deficitados. Una posible venta de esa participación le supondría al país un ingreso de 10 billones de pesos. “Obviamente, toca discutir el tema con el señor presidente de la República, pero esos recursos están aprobados. Esa operación está aprobada”, dijo en su momento Carrasquilla.

Controversia

Ese plan ya ha despertado voces encontradas. De un lado expresidentes de Ecopetrol como Carlos Rodado Noriega creen que no es buena idea tapar huecos fiscales con la venta de participaciones estatales en empresas tan importantes como Ecopetrol, mas cuando se está en un negocio que si bien es volátil, aún es representativo.

Sin embargo, para expertos como José Roberto Acosta, miembro de la Red por la Justicia Tributaria, la propuesta es válida en la medida en que “es una maniobra necesaria si se tiene en cuenta que el país necesita los recursos que este Gobierno no pudo conseguir. Era un anuncio cantado, y al final termina siendo un tapa huecos”.

La iniciativa de Carrasquilla también se sustenta en que si bien el petróleo es uno de los negocios más importantes para el país, pues solo en exportaciones representó en 2018 el 59 % del monto total (es decir, de los 41.831 millones de dólares que vendió Colombia, 24.709 llegaron gracias al grupo de combustibles y productos de las industrias extractivas), es una actividad cada vez menos atractiva: precios, reservas y medioambiente lo empujan.

El tema se resume en que la industria parece tener los barriles contados. Según datos entregados por la consultora noruega Rystad Energy, la cifra se estima en los 2,1 billones. “Razón por la que gran parte de las actividades económicas que sustentan su existencia en el uso de este tipo de materias primas estén empezando a hacer un cambio disruptivo”, sentenció Acosta. El experto se refiere a lo que están haciendo fabricantes como Nissan, Mercedes Benz, BMW, entre otras firmas, que apuestan por vehículos que funcionen con combustión alternativa (electricidad o gas).

Pendiente del cambio

Y la estatal petrolera entonces no puede ser ajena a la necesidad de hacer parte de esa transformación. De ahí que Ecopetrol se preocupe por llevar a cabo un plan en el que la diversificación de su portafolio sea una de las máximas.

Sin embargo, no se debe dejar a un lado la necesidad de contar con las herramientas y mecanismos necesarios para garantizar la continuidad del negocio más fuerte de la compañía: el petróleo. En ese sentido es también importante lo que se haga para contar con un gobierno corporativo que enrute los intereses de la empresa en ese negocio.

Es así como Ecopetrol dio a conocer, el pasado 6 de febrero, a los nuevos miembros encargados de apoyar y liderar ese fortalecimiento y transformación. Fueron tres los nombramientos: Jorge Osorio fue designado como vicepresidente de Desarrollo y Producción; Alberto Consuegra, como vicepresidente ejecutivo, y Héctor Monsalva, como presidente de Cenit (filial del Grupo Ecopetrol que lidera la logística y transporte de hidrocarburos y combustibles en el país).

Para Raúl Ávila, profesor experto en economía y empresas de la Universidad Nacional, este tipo de movimientos corporativos, cuando se realizan en altas instancias, se hacen para dar una suerte de “renovación y fortalecimiento de objetivos”.

“Hablando en términos de alta gerencia, estos movimientos se convierten en estrategias fundamentales con la idea de que a los niveles más altos de una compañía lleguen nuevas ideas, otras oportunidades para generar más fuentes de negocio, pero sobre todo para darle un cambio, una nueva visión que aterrice las prioridades a las que se somete una empresa”.

Un plan de 11 años

Y como la idea es que Ecopetrol siga el ejemplo de lo que están haciendo las petroleras más importantes del mundo, su plan de aquí a 2030 contempla una serie de inversiones en la generación de energía no convencional que la empiecen a poner en el mapa de un negocio que cada vez gana más adeptos.

De esta manera, el plan de inversión de la compañía de 2019 “está centrado en el crecimiento disciplinado del segmento de exploración y producción, al cual se destinará el 81 % del total de las inversiones, lo que permitirá que la producción alcance un nivel de entre 720.000 y 730.000 barriles de petróleo equivalentes por día (petróleo y gas), y la incorporación de reservas probadas equivalentes al 100 % de la producción de petróleo y gas”, dijo la empresa.

Sin embargo, uno de los planes más atractivos sobre los cuales Ecopetrol fijará sus esfuerzos es el de la generación propia de energía renovable. La idea es que con la implementación de un parque solar de 18 hectáreas la compañía empiece a ser protagonista en un segmento que aún está por ser explorado (ver Radiografía).

El pasado 17 de agosto, momento en el que se hizo el anuncio, Felipe Bayón, presidente de la compañía, dijo a través de un comunicado de prensa que: “La incursión en proyectos de gran escala de energía solar marca un hito en la historia de Ecopetrol, que se adiciona a otros desarrollos para contar con una matriz energética más diversificada y limpia, que contribuya a la protección del medio ambiente y a garantizar la seguridad energética de Colombia”.

La idea es que este plan pueda generar entre 10 y 15 MW, lo que equivale al consumo de 6.000 hogares. Sumado a esto, la planta evitará la emisión de cerca de 14.000 toneladas de CO2 en un año y de 210.000 toneladas en 15 años, además de reducir los costos de energía eléctrica del campo. Las menores emisiones equivalen a sembrar 28.000 árboles anuales.

“Lo hacen bien aquellas empresas petroleras que saben que su fuente primaria de trabajo puede estar en riesgo de acabarse en 20, 30 o más años. No es gratuito que incluso la industria del transporte aéreo esté haciendo cambios y no utilice los combustibles tradicionales para el funcionamiento de parte de su flota de aviones, eso supone un grandísimo llamado de atención para un segmento que debe repensarse”, añadió Acosta.

Vale la pena recordar que la incursión en energía solar de Ecopetrol se suma a la producción de biocombustibles a partir de la palma y de la caña en dos plantas en Barrancabermeja, Santander y Puerto López, Meta, “así como a la estrategia de impulsar más proyectos de exploración y producción de gas natural, un combustible amigable con el medio ambiente”, según se lee en los objetivos de la firma.

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EXPERTOS DAN VISTO BUENO AL FRACKING EN COLOMBIA

Ayer la Comisión de Expertos conformada para investigar si es viable o no que en el país sea permitido el fracking en la exploración petrolera y de gas, se dieron recomendaciones para el uso de la práctica no convencional en planes piloto (ver Antecedentes).

Entre los puntos más importantes, se llamó la atención para que esos proyectos experimentales se den de manera controlada, concertada y con la seguridad de que todas las partes afectadas por el desarrollo de estos proyectos, tengan las compensaciones ambientales, sociales y económicas necesarias.

Natalia Salazar, participante de la mesa, economista y magister en economía de la Universidad de los Andes, aseguró que no se puede dejar de lado cuán importante es el desarrollo de nuevos métodos de extracción de materiales como petróleo y gas.

“En las últimas cuatro décadas las actividades del sector hidrocarburos han sido importantes en las cuentas fiscales, cuentas externas y en el crecimiento del empleo, además del fortalecimiento de las regiones. En 2017, cuando hubo un punto bajo en el precio del petróleo, el sector contribuyó de manera importante: los ingresos de ese segmento representaron el 20 % de sectores como salud y educación”.

Y es que según estimaciones citadas por Salazar en su ponencia, el país tiene un “gran potencial de yacimientos no convencionales. Las reservas potenciales de petróleo y gas de no convencionales estimadas sólo en la Cuenca del Valle Medio de Magdalena son de aproximadamente 7.400 millones de barriles equivalente (MBOE), casi tres veces las reservas probadas actuales de convencionales (2.466 MBOE)”.

Ante el anuncio se escucharon voces en contra sobre la postura que tomó la mesa de expertos. Una de ellas fue la de José Roberto Acosta, miembro de la Red por la Justicia Tributaria. Para el experto se requiere de un aparato administrativo lo suficientemente sólido para garantizar que ese proceso se dé con la menor cantidad de traumatismos posibles.

“El punto central es que la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (Anla), no tiene el equipo técnico ni humano para hacerle seguimiento a los yacimientos de fracking. Ni siquiera con los yacimientos tradicionales hay certezas, ni imaginar con los nuevos”.

Acosta agregó que “institucionalmente no estamos preparados para tener esos cuidados de los que habla la Comisión, mal haríamos al dar un paso adelante que terminaría siendo un retroceso social y ambiental”.

Entre las otras condiciones planteadas por la Comisión de Expertos para emprender proyectos pilotos de investigación (PPI), se debe tener en cuenta, entre otras, el análisis de la oferta y demanda de agua, suelos y biodiversidad; contar con la capacidad institucional requerida para asegurar el cumplimiento de la normatividad ambiental y “el adecuado uso de las tecnologías”.

Finalmente, también se solicitó garantizar las condiciones de desarrollo institucional para la gestión del desarrollo socioeconómico y la gestión de aquellos territorios concebidos como sostenibles.

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HIDROITUANGO, BAJO LA LUPA POR IMPACTO AMBIENTAL

El Ministerio de Medio Ambiente, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), la Contraloría y la Procuraduría General hicieron presencia ayer en el proyecto hidroeléctrico de Ituango y en las poblaciones aguas abajo de la presa para verificar las afectaciones ambientales generadas tras el cierre de la segunda compuerta de captación, el pasado martes.

“Nunca antes tuvimos niveles tan bajos en el río Cauca”, afirmó el ministro de Ambiente, Ricardo José Lozano Picón, luego de un sobrevuelo realizado ayer por el Bajo Cauca antioqueño.

Según Lozano, los niveles del cauce bajaron 1,5 metros desde Puerto Valdivia hasta Caucasia. “Están saliendo 30 metros cúbicos por segundo y los afluentes están aportando muy poco. Eso hace que en Puerto Valdivia tengamos caudales de 60 metros cúbicos por segundo”, añadió.

Lozano anunció la creación de un comité ambiental de seguimiento integrado por las corporaciones autónomas regionales para hacer monitoreo al impacto ambiental con mediciones en campo. En la visita se recogieron evidencias e información suministrada por EPM que, según dijo el ministro, serán agregadas al expediente que tiene abierto la Anla.

El director de esta entidad, Rodrigo Suárez Castaño, contó que el próximo lunes tendrá lugar en Bogotá una audiencia de control de carácter presencial dentro de una investigación a EPM por no garantizar el caudal mínimo de 450 metros cúbicos por segundo en el río Cauca.

“(El proceso) se encuentra en fase probatoria. Estamos recolectando información para proceder. Hicimos una serie de requerimientos inmediatos a EPM para que entregue información de manera tal que nos permita identificar si hubo o no modificación en la prestación de los servicios ambientales”, dijo Suárez, quien añadió que EPM tiene hasta dos meses para adjuntar la documentación requerida.

La Anla tiene abiertos 12 procesos que avanzan en diferentes etapas, sostuvo Suárez. “En unos estamos solicitando información, en otros estamos en descargos y en otros, en definición de sanciones y multas”, concluyó.

Al respecto, en lo que tiene que ver con el plan de contingencia, EPM respondió que ayer adelantó la segunda jornada de trabajo conjunto para manejar las afectaciones ambientales y sociales que se presentan durante el tiempo de disminución de caudal del río. Destacó el rescate de peces, el suministro de agua a las poblaciones ribereñas al río, la disposición de residuos, los monitoreos a la calidad del agua y reuniones con la comunidad y autoridades municipales para conversar sobre esas afectaciones y su manejo.

Así mismo, reveló la empresa que, hasta el momento, se han distribuido 269 metros cúbicos de agua para una población atendida de 71.466 habitantes. De igual manera, para mitigar el impacto ambiental en las ciénagas del Bajo Cauca y La Mojana, EPM anticipó el aumento de las reservas en los embalses de Porce II y Porce III, de su propiedad, para la descarga de agua al río Porce, que desemboca en el río Nechí, y luego llega al Cauca.

Los entes de control

Funcionarios de la Procuraduría General hicieron presencia ayer en las riberas de la parte baja del río Cauca, desde Antioquia hasta La Mojana, en Bolívar, para verificar las condiciones de afectación a las poblaciones, ambiente y economía de los 20 municipios afectados por el cierre de la segunda compuerta.

La entidad verifica el cumplimiento por parte de EPM del plan de contingencia, de recuperación y de reincorporación de especies de fauna y flora, así como las acciones de gestión social que se deberán iniciar en conjunto con las administraciones locales.

Asimismo, requerirá a las corporaciones autónomas regionales para que informen las medidas de seguimiento que han tomado con ocasión de los anuncios de EPM, y para que manifiesten qué medidas de emergencia están evaluando y cuáles son los efectos que tienen valorados por esta última contingencia.

De otro lado, la Contraloría General ordenó ayer el desplazamiento inmediato de delegados de Medio Ambiente y de Participación Ciudadana a Hidroituango para hacerle seguimiento a los planes de contingencia y acciones frente a la emergencia ambiental que afrontan las comunidades de la zona.

Vertedero operaría mañana

A las 6:00 p.m. de ayer, según el reporte del Centro de Monitoreo Técnico, el embalse del proyecto hidroeléctrico de Ituango alcanzó los 398 metros sobre el nivel del mar, es decir, a 3 metros de alcanzar la altura del vertedero (401).

La recomendación técnica, sin embargo, es esperar hasta los 402,5 metros para abrir la compuerta, debido a que con una altura más baja, la lámina de agua no alcanzaría a hacer el salto de esquí y desgastaría la berma (escalas del terraplén).

EPM indicó que el nivel de las aguas está subiendo dos metros diarios, por lo que el cauce del río Cauca empezaría a salir por el vertedero mañana, tal como ya ocurrió durante 47 días (entre el 4 de noviembre y el 21 de diciembre de 2018).

Socavón, con presión cero

EPM continúa el monitoreo de los indicadores que vigilan el costado derecho de la presa, el túnel vial y el comportamiento del macizo rocoso, después del descenso de la compuerta.

El socavón hallado el pasado 3 de enero, suceso que anticipó el cronograma de cierre de la casa de máquinas, también es inspeccionado. Michel Aljure, profesional de Dirección de Hidroituango, dijo que en la oquedad, una vez se cerró la compuerta, cesaron los flujos de agua y el tránsito de aire que estaba saliendo por la plazoleta de compuertas.

Aljure explicó que con la disminución de al menos 80 % de las descargas de agua, abajo de la presa, los sensores instalados perdieron precisión, por lo que es necesaria su calibración.

“Con los caudales bajos los medidores pierden sensibilidad y esto genera errores en los indicadores. Estaban sincronizados para medir caudales entre los 400 y 2.000 metros cúbicos por segundo”, indicó.

Añadió que ayer una cuadrilla empezó el proceso, que se realiza en función de la configuración del lecho del afluente. “Se calibra con las curvas de caudal que cambian todos los días por el arrastre de piedras y lodos. Como estos puntos bajos no son comunes, hay que ajustar el sensor según la batimetría (estudio de las profundidades de un cuerpo de agua)”, concluyó Aljure.

FUENTE EL COLOMBIANO