Minera by claudia bermudes

EL NUEVO SIGLO

No. 19 - Febrero de 2014

ISSN 2256-4535

ENERGĂ&#x2030;TICO

Canacol Energy, socia

de todos, pero con rumbo propio Bloque Llanos 23, en el Departamento del Meta.

Mayores informes: 018000953000 - www.rondacolombia2014.com - rondacolombia2014@anh.gov.co

Avenida Calle 26 No. 59 - 65 Piso 2 • Teléfono PBX: (57+1) 593 17 17 • Edificio de la Cámara Colombiana de Infraestructura Bogotá, D.C. - Colombia • www.anh.gov.co • info@anh.gov.co

CONTENIDO Crisis minera, crisis de sus gremios

Energía geotérmica

La crisis minera en la que se encuentra el país, también alcanza a sus gremios. Para introducir el tema, me apoyo en Javier Romero Tascón, quien en su escrito titulado ¿Sabes el origen de los gremios? Recoge detalladamente, los antecedentes de la evolución histórica de este tipo de organizaciones.

Plan Nacional de Desarrollo Minero 2014

Desde comienzos de la década de los noventa, los países latinoamericanos han ajustado sus normas internas con la intención de atraer inversión extranjera directa -IED- para minería.

La energía geotérmica es aquella energía que puede obtenerse mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra.

Central Hidroeléctrica del Guavio

La Central Hidroeléctrica del Guavio es la segunda central en funcionamiento más grande de Colombia con una capacidad instalada de 1.213 MW1 distribuidos en 5 unidades

Empresa de Energía de Cundinamarca

Colombia es un país con un alto potencial minero y energético y desafortunadamente por todos los problemas que el sector ha presentado (jurídicos, ambientales, sociales) convertirnos en un país minero es una meta que se ve cada vez más lejana

Pacific Rubiales incrementó su producción en 23%

Pacific Rubiales dijo que la producción neta para el cuarto trimestre de 2013, se calculó en un rango promedio entre 132-134 mil barriles de petróleo equivalente por día, lo que representa un incremento de aproximado del 23% con respecto al mismo periodo del año anterior.

Riesgos comerciales en la industria minera y metalífera

Un carbón colombiano más limpio como estrategia para competir

La Empresa de Energía de Cundinamarca, centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica.

Contratación por Ecopetrol durante el 2013 superó los $20 billones

Para el año 2013 se hicieron negocios con 1.916 proveedores locales, es decir, de las regiones donde la Empresa tiene su operación.

Agencia Nacional de Hidrocarburos

Gas Natural Fenosa alcanzó beneficios netos de 1.445 millones de euros

La compañía Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 1.445 millones de euros en 2013, un 0,3% más que en el ejercicio anterior.

Reglamento para la exploración y explotación de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales.

“No estamos dispuestos a que el desarrollo en Colombia sea a cualquier precio”

Mansarovar Energy Colombia

Mansarovar Energy Colombia Ltda. es una sucursal de sociedad extranjera, debidamente constituida en Colombia cuya matriz se encuentra en Bermuda y pertenece a dos actores mundiales del petróleo, ONGC Videsh Limited y SINOPEC Corp.

Deepwater Horizon

ENERGÉTICO CONSEJO EDITORIAL Gerardo Cañas Jiménez Alberto Abello Moreno Alfonso Escobar Chaparro Carlos Mojica Martínez Director General Jaime Eduardo Hoyos G. Coordinador Editorial Gustavo Veloza P. Periodistas Departamento de Redacción de El Nuevo Siglo Publicidad Departamento de Publicidad y Mercadeo El Nuevo Siglo Ángela Garavito H. publicidad1@elnuevosiglo.com.co

La Ministra del Medio Ambiente insiste en que no va a olvidar el progreso pero haciendo respetar la ley que prioriza la naturaleza.

Parque Nacional Natural El Cocuy

El propósito de la torre Deepwater Horizon era perforar pozos petrolíferos en el subsuelo marino, trasladándose de un lugar a otro conforme se requiriera.

EL NUEVO SIGLO

El Parque Nacional Natural El Cocuy es uno de los 56 parques nacionales naturales de Colombia. Está ubicado al centro-oriente del país, en el límite entre los departamentos de Boyacá y Arauca, con una extensión de 306.000 ha (3.060 km²). El territorio del parque se ubica dentro de las jurisdicciones municipales de Chita, El Cocuy, Güicán, El Espino, Chiscas y Cubará en Boyacá, Sácama en Casanare, y Tame y Fortul en Arauca.

Fotografía El Nuevo Siglo Minero Energético Archivo El Nuevo Siglo Cristian Alvárez Diseño William Castañeda M. Alex Javier Prieto G. Departamento de Impresos El Nuevo Siglo sigloimpresos@gmail.com

Corrección Jorge Eliécer Marín M.

EL NUEVO SIGLO Afiliado a Andiarios Calle 25D Bis N° 101B – 04 PBX: 413 92 00 Bogotá – Colombia

EDITORIAL

Crisis minera, crisis de sus gremios Por: Gerardo Cañas Jiménez Presidente Colombia Global Group Mining & Business

a crisis minera en la que se encuentra el país, también alcanza a sus gremios. Para introducir el tema, me apoyo en Javier Romero Tascón, quien en su escrito titulado ¿Sabes el origen de los gremios? Recoge detalladamente, los antecedentes de la evolución histórica de este tipo de organizaciones.

Dice Romero Tascón, que en sus inicios, el gremio era un tipo de asociación económica de origen europeo que agrupaba a los artesanos de un mismo oficio y que apareció en las ciudades medievales y se extendió hasta fines de la Edad Moderna, cuando fueron abolidas. En la antigua Grecia se conocían las asociaciones de mercaderes y artesanos, y se considera que las asociaciones autónomas de mercaderes y artesanos de la época ptolemaica en Egipto son una extensión de las organizaciones gremiales griegas. En Roma, la creación de los primeros colegios de oficios es atribuida al rey Numa o a Servius Tulius. Esos gremios estaban organizados en comunidades locales, denominada “municipia” y se adaptaban a la organización municipal instituida tres siglos antes de nuestra era.

siendo sustituidos por la iniciativa privada, la libertad de industria y comercio propios del capitalismo. El desarrollo de la industria moderna y la consiguiente quiebra de los talleres artesanales arrojó a oficiales y maestros artesanos al desempleo. Durante el siglo XIX las relaciones de producción capitalistas y la creciente proletarización del trabajo desembocaron en el problema obrero. En adelante los obreros se organizarían en sindicatos y partidos políticos.

Se hace necesario crear espacios, que además de integrar a los particulares a cada gremio, integren a las distintas organizaciones del sector.

Hacia el siglo cuarto de nuestra era la asociación pasó a ser obligatoria, como un servicio público controlado por el Estado. Los gremios funcionaban como una agrupación obligada de los trabajadores de una localidad que se dedicaban a una misma profesión. Hubo en Europa desde la Alta Edad Media, época de la que datan las primeras noticias de su aparición, un crecimiento acumulativo de este tipo de asociaciones a la par que aumentaba la población y se diversificaba y segmentaba la producción. Sus fines tuvieron esencialmente un carácter económico y social, consistiendo en controlar la oferta y los precios de los productos que manufacturaban, pero también velando por la prosperidad y seguridad de los miembros que los integraban. Regulaban la actividad laboral, la formación y aprendizaje de sus asociados, estableciendo una estricta jerarquía entre ellos, como aprendices, oficiales y maestros. En cierto modo, los gremios constituyeron el antecedente de los sindicatos. A lo largo del siglo XVIII, los gremios ya eran una institución de carácter feudal muy debilitada. Con el tiempo, fueron desapareciendo,

Para optimizar el crecimiento del sector minero colombiano, nace la Cámara Asomineros ANDI, de la alianza entre la Asociación Colombiana de Mineros – Asomineros, que fue fundada en 1932 con el fin de representar la minería organizada en el país, y la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia – ANDI, que fue fundada en 1944 por un grupo de empresarios que vio la necesidad de crear nuevas formas de organización y expansión que se adecuaran a los constantes cambios del progreso industrial colombiano. Posteriormente, surgen Asogravas, Fedeesmeraldas, Fenalcarbón, Cámara Colombiana de Minería, Minería a Gran Escala, entre otros. En la actualidad la minería en Colombia cuenta con más de 20 agremiaciones del orden nacional, sin contar con los gremios de carácter regional. Esta diáspora organizacional y su total descoordinación, constituyen el principal factor de crisis.

En la mayoría de los casos, los gremios están más cerca del Gobierno que del país, se encuentran desconectados de los sectores agrario, transporte, financiero y ambiental. Existe un notorio divorcio entre gremios y universidades para sembrar competencias en el sector y para fortalecer capacidades y competencias en territorios mineros, no se participa en alianzas regionales, ni tampoco en alianzas con aquellos países con los que hay tratados comerciales y ambientales, no hay diálogo intergremial en el ámbito nacional, ni tampoco internacional. Se hace necesario crear espacios, que además de integrar a los particulares a cada gremio, integren a las distintas organizaciones del sector. Es urgente construir un estudio de escenario país con y sin sector minero, para posicionar la minería y en general la industria de minerales como elemento cohesionador y de sostenibilidad de la economía, la democracia y la nación. Finalmente, es prioritario construir una agenda Gobierno, INDUSTRIA, Universidades, comunidades, entre otros, para contemplar el país que se quiere y la minería que se desea para ese país. 7

PORTADA SU OBJETIVO ESTÁ EN LOS CONTRATOS DE SHALE OIL

Canacol Energy, socia de todos, pero con rumbo propio

La petrolera tiene la segunda posición más grande en “shale” después de Ecopetrol.

Actualmente Canacol Energy es una compañía internacional de producción y exploración de petróleo con operaciones en tierra ubicadas en Colombia y Ecuador.

Por: Gustavo Veloza Posada

Puede decirse que es la socia de todos, pero que cuenta con rumbo propio. Hoy, cuando explora y participa en el país con una producción neta de 11 mil barriles diarios, 8 mil de crudo y 3 mil de gas, Canacol Energy, enfoca su mirada hacia uno de los grandes retos de toda su historia: estar en el mercado de los recursos no convencionales o shale oil, sector que está tomando fuerza en el mundo entero y en el que Colombia apenas está explorando. Luego de Ecopetrol, Canacol es la segunda empresa del sector que tiene áreas para la exploración de esos recursos y en el que Estados Unidos ya produce 1 millón de barriles diarios. Actualmente Canacol Energy es una compañía internacional de producción y exploración de petróleo con operaciones en tierra ubicadas en Colombia y Ecuador. La compañía tiene participación en 26 contratos de exploración y explotación, que consisten en un conjunto de activos productores probados y un amplio portafolio de prospectos de exploración convencional y no convencional de crudo.

a compañía canadiense Canacol Energy es una de las firmas, que con 6 años de presencia en Colombia, ha logrado escalar peldaño a peldaño en el sector de los hidrocarburos hasta convertirse en la más apreciada del mercado.

Una de las estrategias de esta compañía es perforar sus activos de desarrollo y participar en la ejecución del importante programa de exploración no convencional de crudo con sus socios Conoco Phillips, Colombia Ventures, ExxonMobil, Exploration Colombia y Shell Colombia.

Aunque es una empresa pequeña si se compara con las grandes multinacionales petroleras del mundo, su incursión en el sector la hace ser pretendida por todas.

Actualmente las acciones ordinarias de Canacol se negocian en la Bolsa de Toronto (TSX) y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos CNE y CNEC, respectivamente.

PORTADA Charlew Gamba, actual presidente y CEO de Canacol Energy.

El actual presidente y CEO de Canacol Energy, Charlew Gamba, dijo a la Revista Minera, las estrategias y objetivos que van a desarrollar en el corto y mediano plazos, así como los grandes logros que ha tenido en el desarrollo de su operación en Colombia ¿Cómo le fue el año pasado a la compañía? El año pasado nos fue muy bien, fue muy exitoso para todos nosotros a nivel mundial. Comenzamos en enero de 2012 con una producción de 5.500 barriles diarios tanto de petróleo como de gas. A raíz de los nuevos descubrimientos de Labrador y Mono Araña, subimos nuestro nivel en 2013 y llegamos a 11 mil barriles diarios, casi el doble del año anterior de los niveles de producción. El año pasado nuestro presupuesto fue de 80 millones de dólares pero generamos un flujo de caja de 100 millones de dólares, ya que el nivel de producción fue muy exitoso. Este año la meta de producción está entre 12 y 13 mil barriles diarios de crudo y gas, donde el 70 por ciento es crudo y el 30 por ciento gas, pero vamos a mantener esos niveles en 2014. ¿El impacto del dólar podrá generar mayores ingresos por sus ventas? Desde luego eso va a ayudar, ya que estamos vendiendo nuestro crudo en dólares, estamos pagando nuestros servicios en pesos, con lo que se va a generar un mayor flujo de caja, con ese tendremos un colchón financiero. Yo estoy viendo por todos lados que las cosas tienden a mejorar con un mejor precio del dólar. Prácticamente desde 2009 no se presentaba esa cotización de la tasa de cambio, aunque por 2005 y 2006,

el dólar llegó a 2.600 pesos. Este comportamiento tiene que ver con los ciclos, en que a veces se mueve hacia arriba y otras veces baja, pero lo que yo estoy viendo es que la economía de Colombia está bien fuerte con lo que la participación del Producto Interno Bruto, PIB, va a mejorar. ¿Cómo es la estrategia de la empresa para mejorar la producción? Hay tres programas que estamos haciendo durante este

Colombia está haciendo las cosas bien, hay mucha confianza en las medidas económicas, se respeta a los inversionistas y eso está bien. De allí nuestro interés en seguir explorando aquí, mejorando nuestro rendimiento y producción.

PORTADA

La producción

antes de una producción neta promedio Canacol anticipa para este año oepd”), (“b día por riles de crudo equivalente n del ció regalías entre 11.500 y 12.500 bar duc pro del 30% al 40% del promedio de por eo ról lo que representa un aumento pet de cual consistió en 5.827 barriles ms (“m 2013 que fue de 8.796 boepd, el día pies cúbicos estándar de gas por de es llon mi 2 17. y ”) opd sea 4 (“b día a el 201 Se espera que la producción par cfpd”) (2.969 boepd) de gas. y 30% gas. aproximadamente 70% petróleo diciembre antes de regalías para el mes de La producción promedio neta ról pet eo y 17.8 que consistió en 7.474 bopd de del 2013 fue de 10.550 boepd para el período . La producción neta promedio gas de pd) boe 076 (3. d scfp consistió mm de 2013 fue de 10.095 boepd, que bre iem dic de 31 al e ubr oct de del 1 . mmscfpd (3.097 boepd) de gas en 6.998 bopd de petróleo y 18 13 fue un O de Canacol, manifestó que “20 Charle Gamba, Presidente y CE gra en n parte producción para la Corporación año de gran crecimiento de la os a finales de cubrimientos de petróleo hallad des s evo nu los por o sad pul im centrará en Para el 2014 la Corporación se 3. 201 en a rch ma en s sto pue y Mono 2012 hechos en 2013, específicamente tos ien rim cub des s evo nu los r desarrolla generando flujo de caja. Araña y Leono, en operación y

Con nuestro actual nivel de producción vamos a completar los 150 millones de dólares de flujo de caja. Con este presupuesto vamos a cumplir con todos nuestros proyectos y nuestros programas están totalmente cubiertos.

año, uno es el aspecto de aumentar la producción. A finales de 2013 tuvimos dos descubrimientos, uno Leono en los Llanos Orientales y otro en cerca de Aguachica en el Magdalena Medio. El desarrollo de estos dos campos que vamos a poner a perforar entre 10 y 11 pozos y así la producción va a mejorar en su crecimiento y obviamente mejorar el flujo de caja, con un nivel de producción entre 12 mil y 13 mil barriles diarios.

Esto es un 40 por ciento más de la producción que alcanzamos el año pasado y que fue de 9 mil barriles diarios. Esto es importante porque sin duda con estos programas vamos a aumentar la producción. ¿Cómo ven el rumbo del precio de la acción de Canacol? Hay muchos estudios en esa materia, donde los inversionistas en este sector están mirando una cosa y es sin duda el nivel de producción. Si eso sube, el flujo de caja es bueno y atractivo porque los inversionistas compran. Como el año pasado se duplicó la producción, asimismo el valor de la acción se triplicó, que pasó de 2,5 dólares a 7 dólares, pero todo con una relación directa del nivel de producción y el flujo de caja, mientras tengamos esta relación positiva, los inversionistas van a comprar. ¿Cómo ven ese resultado con el mercado del sector? Con ese rendimiento, por ejemplo, estamos mejor que la acción de Ecopetrol que no está duplicando su producción y que tiene problemas para incrementar esos niveles y que deben tener un costo de producción alto, eso no les gusta a los inversionistas. Para este año nuestro foco de atención es subir el nivel de producción, luego desarrollar el programa exploratorio con dos objetivos, uno para buscar más campos en los Llanos Orientales en nuestro bloque y donde tuvimos los dos descubrimientos, allí vamos a perforar más pozos exploratorios. En ese bloque vamos a desarrollar otro campo hacia 2015. ¿Qué otro programa de exploración tienen para este año? El segundo programa que tenemos de exploración es referente a lograr una mejor posición en los recursos no convencionales en el Magdalena Medio, es un tipo de exploración de Shale de 500 mil acres, donde tenemos nuestros socios como Conoco Phillips, Colombia Ventures, Exxon Mobil, Exploration Colombia y Shell Colombia. Esta es una buena mezcla de socios, pequeños y grandes empresas. Es un programa parecido al que actualmente desarrolla en el mundo Estados Unidos, Canadá y Argentina, no en vano Estados Unidos ya alcanzó una producción de crudo no convencional de 1 millón de barriles diarios. Esa es una gran ventaja… Esto es muy importante para nosotros. Esto se viene haciendo desde hace 10 años, en que vemos que ya en el mundo se está incrementando la producción de ese tipo de crudo y nosotros no podemos quedarnos atrás. Ese tipo de recursos de crudo son difíciles de comercializar, ya que se requiere de un alto nivel de tecnología, pero la exploración es importante allí. En ese sentido tenemos que avanzar, Colombia tiene apenas 7 años de reservas de recursos convencionales y por eso es importante que se entre en la etapa de exploración y

PORTADA

producción, por eso estamos enfocados hacia allá, vamos a perforar el pozo Castellana con nuestros socios comerciales.

tiene como hacerlo, aunque las grandes empresas no tienen afán de desarrollarlos.

¿Qué pretensiones tienen cuando el Gobierno saque a licitación otros bloques?

¿Qué es lo que ven los inversionistas en el país que tanto le atrae?

Los contratos de la nueva ronda de exploración están marchando bien, pero he escuchado que en agosto van a sacar 97 contratos que van a ser exitosos. Eso está dividido en dos o tres porciones con contratos muy pequeños y contratos gigantes con recursos para los no convencionales, y donde solo los grandes pueden participar. Canacol no tiene suficiente tamaño para calificar en esos contratos, eso es como triste porque es en recursos no convencionales. Pero Colombia

Inversiones

madamente 117 Canacol planea invertir aproxi act sus ividades en Comillones de dólares netos en 33 millones de dólares lombia, y aproximadamente r. La financiación para en sus actividades en Ecuado capital del 2014 proel programa de inversión de existente, flujo de caja vendrá del capital de trabajo cias. Canacol es una operacional y facilidades crediti y petróleo basada en compañía internacional de gas adentro enfocadas en Canadá, con operaciones costa listada en el TSX de Colombia y Ecuador. Canacol está Valores de Colombia Canadá (CNE.TO) y la Bolsa de (BVC: CNEC).

¿Cómo analiza la caída en el precio de las acciones? Yo creo que todos los rumbos son temporales, nosotros estamos listados en dos Bolsas, en Colombia y en Canadá. Cuando los mercados en Toronto entre 2010 y 2011 estaban mal, aquí en Colombia las cosas se estaban soportando con una buena rentabilidad y ahora en que el rendimiento bursátil está mal aquí, Toronto está soportando esos resultados. Yo creo que estamos en una transición, pero yo confío que el crecimiento va a continuar. Existen unos pocos riesgos, pero en el aspecto con otros países, Colombia está en una buena posición. Ese acercamiento con sus vecinos ha sido positivo, en especial con Brasil y Colombia tiene un gran potencial.

Colombia tiene apenas 7 años de reservas de recursos convencionales y por eso es importante que se entre en la etapa de exploración y producción.

¿Creen que hay una buena regulación en el sector de hidrocarburos? Todo eso nos parece muy estable, el Gobierno está haciendo su parte en la regulación, en general las reglas del juego cambian y luego se adecuan. En el aspecto de los contratos de exploración, los primeros no tuvieron impacto, pero en otros contratos es normal que el Gobierno busque más

PORTADA

“Somos una compañía que confía en la fortaleza de la economía colombiana y este año nos va a ir bien”, sostiene Gamba.

rendimiento. En el aspecto de la regulación y sobre todo en la distribución de las regalías, de pronto a veces se genera mucho ruido, ya que a veces se reclama la presencia en algunas regiones y por eso las comunidades buscan a las empresas petroleras, para que aporten al desarrollo y en obras que en realidad le corresponden al Gobierno. A veces sube el ruido con bloqueos, eso nos perjudica. ¿Los bloqueos y paros afectan mucho el desempeño de la compañía? Los bloqueos nos pueden perjudicar en el flujo de caja,

Los contratos

Colombia SA que su filial, CanacolEnergy CanacolEnergy Ltd. Anunció cada uno de en ió una participación del 80% (“Canacol Colombia”), adquir R 12, ubiCO y 4 y Producción (“E&P”) COR uentran los contratos de Exploración enc se gdalena. Los nuevos contratos COR ón, cados en la Cuenca del Alto Ma aci por tratos E&P existentes de la Cor de ón aci ubicados adyacentes a los con explor os tanto para los objetivos de ctiv spe pro son y 11, R CO y cas 39 arenis de fundidad en los reservorios de pro a poc de nal cio ven con eo es más petról ón de petróleo no convencional aci lor exp de os etiv obj los y e, – “shaGuadalup n espesor del Cretáceo de lutitas gra de n ció sec la de tro den profundos les” Villeta- La Luna. n la adquiO de Canacol, expresó que “co Charle Gamba, Presidente y CE posición en poración ha incrementado su Cor la tos tra con dos s esto de sición bia a más Valle del Magdalena en Colom el en ollo arr des en ” lay oilp el “shale n más grande e a Canacol la segunda posició de 545.000 acres netos, dándol importantes ios var , la petrolera estatal. Con en “shale” después de Ecopetrol ale oil” por “Sh de con respecto a la exploración catalizadores durante este año ició uis n consoliradores en Colombia, esta adq parte de Canacol y de otros ope con métricas en este “play” de gran potencial da la posición de la Corporación importantes catalizadores”. y atractivas, anteriores a estos mu12

sin embargo no entendemos como están todas las leyes pero no se aplican, en eso el Gobierno debe poner mucha atención. Como empresa nosotros hacemos nuestra parte en las regiones como contribuir a arreglar carreteras, a construir acueductos, hacemos lo que podemos, pero la gran parte es responsabilidad del Gobierno, para eso pagamos impuestos, y las comunidades tienen el derecho de recibir del Gobierno obras, no solo de parte de las petroleras, nosotros pagamos impuestos y las regalías van directo al Gobierno. ¿Cómo desarrollan su incursión en las zonas donde van a explorar? Antes era una cuestión de seguridad donde llegamos 2 o 3 meses antes, pero ahora llegamos con mucha anticipación para socializar el proyecto con la comunidad y explicar el tipo de proyecto que vamos a desarrollar, el tipo de trabajadores que vamos a necesitar y si la mano de obra está dentro de la población contratamos a toda la gente que podemos. Pero esto requiere de mucha planificación, para ello tenemos un departamento de comunidades, son profesionales de amplia experiencia en el trato con la población. ¿Han existido problemas con las comunidades? En ningún momento, siempre hemos tenido mucha receptividad, ya que dos o tres meses antes de entrar, les explicamos nuestros propósitos y la forma de desarrollar los proyectos junto con las comunidades. Siempre dejamos claro que llegamos para aportar y que el beneficio es para todos, aunque saben que somos extranjeros. A veces vemos con preocupación los bloqueos de carreteras, ya que muchas veces nos preguntamos dónde está la ley. ¿Cómo ven las perspectivas de la explotación de gas? Estamos produciendo alrededor de 3.100 barriles equivalentes de gas que son alrededor de 18 millones de pies cú-

PORTADA

bicos diarios. Estamos produciendo cerca de Montería, con reservas de gas por 12 años, en esa región hay mucho gas pero ahora necesitamos contratos para vender el gas. Todo el gasoducto que viene por la Costa es desarrollado a plenitud por Promigas. Pero se debe modificar ese gasoducto ya que está en plena capacidad, en este momento ya no podemos enviar gas por allí. Actualmente desarrollamos una cantidad de GLP con un pequeño contrato de dos millones de pies en carrotanques para vender en el mercado local, pero necesitamos de nuevos contratos para el 2016 si queremos aprovechar el nuevo gasoducto que va a desarrollar Promigas, y donde podremos enviar gas por Cartagena y Santa Marta, con contratos de 35 millones de pies cúbicos para vender en dos plantas. Es el doble de lo que actualmente producimos. Otro de los proyectos que buscamos es el de GLP, pero se deben invertir 20 millones de dólares en una planta que puede producir 100 mil galones de GLP diario, Canacol ya firmó un contrato de venta de gas por 17 millones de pies, pero pensamos que en el 2015 vamos a vender el GLP en el mercado local, además tenemos un contrato con EPM que van a comprar un porcentaje del GLP. ¿Va a haber mayor demanda de gas este año? El potencial de gas en Colombia es grande, pero no hay la infraestructura para transportarlo. Hay suficiente gas pero está lejos de los principales gasoductos, por eso se requiere de infraestructura y eso es complicado. ¿Cuáles será las inversiones de Canacol este año? En inversiones tenemos un presupuesto de 150 millones de dólares este año, ya tenemos 80 millones de dólares en caja, pero con nuestro actual nivel de producción vamos a completar los 150 millones de dólares de flujo de caja. Con

este presupuesto vamos a cumplir con todos nuestros proyectos y nuestros programas están totalmente cubiertos. Con este dinero vamos a perforar 47 pozos que es el mayor en la historia de Canacol, 36 pozos en producción y 11 pozos exploratorios. Es un plan agresivo, vamos a tener 7 taladros perforadores y esperamos incrementar nuestra producción. ¿Cuánto empleo está generando Canacol? Actualmente estamos generando 202 empleos directos y yo soy el único gringo en Colombia, y en Canadá donde está ubicada la matriz, tenemos 18 empleos indirectos. Pero creo que estamos generando otros 200 empleos indirectos. Eso es bueno para la economía. ¿Cuando empezaron su actividad en Colombia? Empezamos con tres empleados en el 2008, yo y otros dos trabajadores y desde ese año nos ha ido muy bien. Yo tengo la percepción que este año nos va a ir bien y vamos a incrementar la producción. ¿En qué otros países hay presencia de Canacol? En Ecuador desarrollamos los campos Libertador-Atacapi. Actualmente tenemos dos bloques en Brasil y uno en Guyana, pero los vamos a vender. En Brasil tenemos presencia hace un año, pero Brasil no es Colombia, es un país difícil para hacer negocios, no hay mucho flujo de tratos, no hay un buen ambiente, no hay muchos extranjeros desarrollando ese recurso. Vamos a vender los proyectos allí y en Guyana vamos a salir de un pozo seco que tenemos. Por eso es que todos nuestros esfuerzos vamos a ponerlos en Colombia. El presidente de Canacol Energy, Charle Gamba, tiene como objetivo primordial la exploración de crudos no convencionales en el país.

Una parte de los pozos de Canacol Energy están en los Llanos Orientales de Colombia.

Otro de los proyectos que buscamos es el de GLP, pero se deben invertir 20 millones de dólares en una planta que puede producir 100 mil galones de GLP diario, Canacol ya firmó un contrato de venta de gas por 17 millones de pies.

MINERÍA

Plan Nacional de Desarrollo Minero 2014 (parte ii)

INSTITUCIONALIDAD MINERA esde comienzos de la década de los noventa, los países latinoamericanos han ajustado sus normas internas con la intención de atraer inversión extranjera directa -IEDpara minería.

Colombia no fue la excepción y en 2001 expidió la Ley 685 -Código de Minas- en la búsqueda de fijar reglas claras para los inversionistas mineros. La IED fue atraída con éxito y Colombia se convirtió rápidamente en un destino importante para las compañías exploradoras, al tiempo que se abrían posibilidades de negocios de intermediación de áreas para los nacionales y los extranjeros en lo que se ha llamado oportunismo minero. El crecimiento en el número de solicitudes resultante del éxito aparente en la atracción de IED superó por mucho la capacidad institucional y desde 2004 se ha hablado de colapso en la contratación de títulos mineros que se suma a la percepción generalizada de falta de claridad en las normas que regulan la industria. Ante el crecimiento de la exploración geológica, las instituciones ambientales temen un descontrolado incremento minero y reaccionan en consecuencia aumentando el número de áreas restringidas publicadas en el Catastro Minero Colombiano –CMC- como portafolio de parques naturales nacionales sin haber sido declaradas. Una revisión a la situación actual, a través de temas fundamentales de la industria, 14 muestra que a pesar del número desbordado de solicitudes

de concesión radicadas ante las autoridades mineras, la exploración geológica está muy localizada en áreas específicas y la explotación minera está siendo retrasada en el tiempo. 2.1 Competencias institucionales. A continuación se presenta la nueva estructura de las entidades públicas con funciones relacionadas con el sector administrativo minero. 2.1.1 Ministerio de Minas y Energía. Las funciones de este Ministerio frente al sector están fijadas en el Decreto 0381 del 16 de febrero de 2012, que en su artículo 1° establece “El Ministerio de Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía”. 2.1.2 Viceministerio de Minas. l

Dirección de minería empresarial.

Tiene a cargo la formulación, coordinación y evaluación de la política para la minería empresarial.

Dirección de formalización minera.

Son sus funciones formular, coordinar y evaluar la política para la formalización de la minería.

2.1.3 Oficina ambiental y de comunidades. Esta dependencia será la encargada de “…garantizar la coordinación interinstitucional con otras entidades como, por ejemplo, los mi-

MINERÍA nisterios de Ambiente y del Interior, que son fundamentales para el buen desarrollo de los proyectos mineros.” 2.1.4 Unidad de Planeación Minero Energética -UPME. Con base en lo establecido por el Decreto 255 de 2004, el objeto de la UPME es “…planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las entidades del sector minero energético, tanto entidades públicas como privadas, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, producir y divulgar la información minero-energética requerida.” Las funciones de la UPME están relacionadas en el Artículo 5 del mismo decreto. 2.1.5 Servicio Geológico Colombiano -SGC. Geología y Minería –Ingeominas a Servicio Geológico Colombiano, entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía. El objeto del SGC será el de “…realizar la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo; adelantar el seguimiento y monitoreo de amenazas de origen geológico. 2.1.6 Agencia Nacional de Minería -ANM. El Decreto número 4134 de noviembre de 2011 creó la ANM, “…una agencia estatal de naturaleza especial, del sector descentralizado de la Rama Ejecutiva del Orden Nacional, con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera, adscrita al Ministerio de Minas y Energía.” El objeto de la ANM “…es administrar integralmente los recursos minerales de propiedad del Estado, promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos mineros de conformidad con las normas pertinentes y en coordinación con las autoridades ambientales en los temas que lo requieran, lo mismo que hacer seguimiento a los títulos de propiedad privada del subsuelo cuando le sea delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con la ley.” 2.1.7 Consejo Asesor de Política Minera El Artículo 343 de la Ley 685 de 2001 creó este consejo “con funciones de carácter consultivo” al que asisten el Ministro de Minas y Energía (participación indelegable), el Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el presidente de la ANM, dos representantes del sector empresarial minero y un representante del sector social-minero. Las funciones están fijadas por el Artículo 344 del mismo código. La participación de los ministros de Minas y Ambiente hace de este órgano consultivo un espacio ideal para fomentar la coherencia institucional, por tal motivo, los compromisos adquiridos en este consejo deben ser formalizados y contar con esquemas de seguimiento.

2.2 Contratación minera El resultado del creciente interés por el acceso al potencial minero en el territorio nacional es un sistema de trámite de solicitudes de contrato de concesión colapsado y un gran temor de la sociedad a un eventual conflicto entre la industria extractiva y el medio ambiente. El sistema de contratación minera es considerado poco confiable, como puede verificarse en las denuncias públicas de las autoridades y la sociedad civil; se requiere desarrollar herramientas tecnológicas que permitan dar confiabilidad en los procesos inherentes a la contratación. La reciente creación de la ANM se convierte en la oportunidad esperada para dar vía a una contratación transparente donde, respetando la confidencialidad de las empresas según lo establecido por la ley, se haga pública la mayor cantidad de información de los mecanismos utilizados para otorgar o negar un título minero. Según lo indicado por Ingeominas, a febrero de 2011 existían 19.629 solicitudes de concesión minera distribuidas de la siguiente forma: una de la década de los sesenta; seis de la década de los setenta; 15 de la década de los ochenta; 357 de la década de los noventa; 18.580 de la década de los dos mil; y 6) 670 de enero de 2011. Con base en dicho documento el 95.8% de las solicitudes no resueltas corresponden al período 2004 – 2011. 2.3 Fiscalización y vigilancia El Artículo 318 de la Ley 685 de 2001, establece que: “La autoridad minera directamente o por medio de los auditores que autorice, ejercerá la fiscalización y vigilancia teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 279 de este Código, de la forma y condiciones en que se ejecuta el contrato de concesión tanto por los aspectos técnicos como por los operativos y ambientales, sin perjuicio de que sobre estos últimos la autoridad ambiental o sus auditores autorizados, ejerzan igual vigilancia en cualquier tiempo, manera y oportunidad.” Por su parte, el Artículo 317 -Autoridad minera- del mismo Código indica: “…con el fin de desarrollar las funciones de titulación, registro, asistencia técnica, fomento, fiscalización y vigilancia de las obligaciones emanadas de los títulos y solicitudes de áreas mineras.” De acuerdo con Sánchez, a julio de 2011 el país contaba con 5.903 títulos mineros: 2.751 en etapa de exploración y montaje y 3.152 en explotación; sin embargo, la cifra de concesiones en -explotación no es exacta, pues como es de amplio conocimiento en el mercado secundario de títulos mineros se ofrecen concesiones con plan de trabajo y obra y plan de manejo ambiental con más de tres años de aprobación en los cuales no se han realizado labores de prospección minera o cuentan con minas inactivas por más de un año. Continuará en la siguiente edición

MINERÍA cerlo por escrito a las autoridades competentes, de tal forma que puedan dar respuesta por escrito y se tenga de manera oficial. Sin embargo, en materia de comunidades, es importante la verificación en terreno, así el Ministerio del Interior y su dirección de Consulta Previa certifiquen que no registra ninguna comunidad, por el hecho de que efectivamente se encuentren asentadas deberá realizarse la consulta previa, por ello esto debe hacerse de las dos maneras: formal y con visita de campo, que se podrá solicitar al municipio para tratar de tener la información oficial.

Cuidar las inversiones Por: Tamara Romero Restrepo Abogada, Gerente de la compañía Alianza W.J. S.A., docente de la cátedra Legislación Minera de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. gerencia@alianzawj.com.

No basta con que efectivamente exista un título minero vigente y al día en sus obligaciones, si desconocemos las condiciones ambientales y sociales que pueda tener.

oy quiero compartir mi percepción sobre algunos aspectos a tener presente previamente a la realización de cualquier negocio en materia minera, deben hacerse algunas preguntas, que nada tienen que ver con el retorno de la inversión, las utilidades esperadas o los aspectos técnicos propios de la actividad exploratoria o extractiva, no, me refiero a asuntos conexos que deben acompañar el análisis de la pertinencia de un negocio, aspectos intrínsecos del mismo, que a simple vista, en muchas ocasiones no están claros y su ignorancia puede ser un riesgo inmenso. En materia legal es importante conocer el derecho que lo asiste, la existencia de un título minero consolidado que soporte la actividad minera desarrollada, su estado legal, etapa, duración y darle una revisión al cumplimiento de las obligaciones legales de acuerdo con su categoría. Verificar que no exista alguna prenda minera o embargo del título. No basta con que efectivamente exista un título minero vigente y al día en sus obligaciones, si desconocemos las condiciones ambientales y sociales que pueda tener, es por ello que debemos averiguar la existencia de restricciones ambientales en el área de influencia del proyecto a evaluar, conocer si existen comunidades étnicas asentadas en el territorio. Es importante que cualquier verificación al respecto no se realice de manera informal, para ello es necesario ha-

Estos filtros anteriores, no son suficientes, es importante de igual forma saber qué tipo de minería se realiza en el área, debe verificarse la existencia de minería informal en la zona, evaluar si existen solicitudes de formalización en trámite o por el contrario, hay en curso amparos administrativos, toda vez que son asuntos que deberán resolverse, por ser una realidad del proyecto. Como el proyecto no es ajeno a un municipio, se debe conocer el POT de éste, saber cómo está planeado el territorio, para analizar la interferencia con el proyecto, de tal forma que se pueda incluir en el análisis el desarrollo de éste. Conocer además las condiciones mismas del municipio, ya que seremos vecinos, haremos parte de la dinámica. Debemos analizar las actividades económicas que se realizan, evaluar la mano de obra regional que podremos emplear de acuerdo con los requerimientos del proyecto y demás asuntos particulares los cuales deberemos enfrentar en el desarrollo de las actividades. El análisis de seguridad no puede faltar, se deben conocer los actores legales y no presentes, para fijar estrategias, llegar a acuerdos con las autoridades y garantizar la seguridad del personal. De adquirir un proyecto en marcha bajo una compañía, debe realizarse un duedilligent a la estructura corporativa, conocer el esquema de contratación de empleados, proveedores y clientes, analizar el comportamiento pasado, verificar contingencias judiciales, tributarias, laborales. De esta forma se va cerrando el círculo de la verificación de los aspectos que deben conocerse de manera previa a la celebración de un negocio. Para ello debe contarse con el personal idóneo, tomarse el tiempo para reflexionar y saber a ciencia cierta los riesgos que se corren y cómo se van a tramitar. Por una minería formal, sostenible y segura, que genere valor para todos: inversionistas, comunidad, municipio, Estado y país.

MINERÍA

La Federación Nacional de Productores de CarbónFENALCARBON es una Entidad Privada sin Ánimo de Lucro creada el 19 de mayo de 1997 e inscrita ante Cámara de Comercio el 24 de octubre del mismo año, cuyo objetivo principal es propender por la integración, desarrollo y proyección de la Industria del Carbón en Colombia, actuando como Organismo de Defensa y Apoyo al productor, asesorando, coordinando y representando a las compañías vinculadas a la exploración, explotación, comercialización y procesamiento de Carbón.

MINERÍA

Riesgos comerciales en la industria minera y metalífera Por: Jorge Alberto Jaramillo Pereira Presidente Asociación de Ingenieros de Minas de Colombia AIMC

En Colombia, más del 70% de las empresas junior de exploración cerraron operaciones y las que quedan operan al mínimo con el fin de mantenerse a flote.

finales del año anterior, recibí el informe del Centro Global de Minería y Metales de EY, sobre Riesgos comerciales en la industria minera y metalífera 2013 – 2014, entidad con sede en Sydney Australia y que coordina 2.200 profesionales en 150 países.

Debido a la importancia del tema, hacemos un breve análisis de los aspectos más importantes, teniendo en cuenta que desafortunadamente en Colombia nos empeñamos en mostrar las cosas malas de la minería generando confusión, odio y rechazo para un sector que aporta el 2.1% del PIB, 18,8% del total de las exportaciones, 17% de la inversión extranjera directa, 18,7% del total de regalías, compras a proveedores nacionales por cerca de $5.2 billones de pesos en maquinaria y equipos, insumos para el sector, servicios de transporte, vestuario y alimentación entre otros, generación de 350 mil empleos directos principalmente en zonas rurales según la Agencia Nacional de Minería y como sector agregado aporta en regalías, impuestos y dividendos 31,4 billones de pesos a la Nación, lo que representó el 24,1% de los impuestos totales, equivalente al 80% del presupuesto de inversión de la nación para el 2012. Como decía el sabio: “si terminas por mirar solamente las cosas malas que poseo, terminaras odiándome, pues no hay nada ni nadie perfecto, excepto Dios”. EY pronostica volatilidad para el sector mundial de la

Radar de riesgos de EY para la industria minera

minería y metales con desafíos cada vez mayores, como es el caso de la licencia social para operar, la escasez de mano de obra especializada y la ejecución eficaz de proyectos de inversión. LOS 10 PRINCIPALES RIESGOS PARA LA INDUSTRIA MINERA 1. DILEMAS DE CAPITAL: ASIGNACIÓN Y ACCESO AL CAPITAL En una economía global en crisis, aunque con signos de recuperación, la disposición de capital de riesgo es escasa, en especial para las empresas de exploración. Los inversionistas viven la desvalorización de las acciones en el corto plazo, rendimientos en descenso y limitados márgenes de utilidad. “La posición de capital circulante y vigente de las empresas más pequeñas de la industria es tan grave que muchas no tienen el efectivo para esperar que las condiciones del mercado mejoren”. En Colombia, más del 70% de las empresas junior de exploración cerraron operaciones y las que quedan operan al mínimo con el fin de mantenerse a flote. 2. MEJORA DE PRODUCTIVIDAD Y PROTECCIÓN DE MÁRGENES El debilitamiento de los precios en un entorno de altos costos, continúa reduciendo los márgenes. Las empresas han respondido con despidos en todo el sector, cierres de minas y desinversiones de activos no principales. Desafortunadamente la mayoría de empresas mineras no aprovecharon la época de vacas gordas para modernizar el aparato productivo y poder producir a menores costos en una industria donde los precios son una externalidad. 3. NACIONALIZACIÓN DE LOS RECURSOS Aunque no es de alto riesgo, las compañías cada vez cuentan con mayor preparación para enfrentar esta variable. Justo antes del desplome de los precios de los principales metales y minerales, los gobiernos incrementaron su participación vía incremento de impuestos y regalías.

Subió desde 2012

Bajó desde 2012

Igual que en 2012

Nuevo ingreso

Los riesgos18 más cercanos al radar, son los que presentan los mayores desafíos para el sector.

En la búsqueda de mayor estabilidad, las mineras vienen mejorando las relaciones con los gobiernos, formando alianzas y pactos de transparencia, lo que redunda en mejora de imagen de su accionar. Aunque en el país no se avizoran procesos de nacionali-

MINERÍA zación, la tendencia es al incremento de gravámenes mayores al sector minero vía regalías e impuestos.

Riesgos principales de los insumos Oro

4. LICENCIA SOCIAL PARA OPERAR

El mercado actual es volátil, con cambios bruscos de precio en el corto plazo y la normalización se logrará cuando las economías de los países alcancen cierto nivel de estabilidad y se logre un equilibrio en oferta-demanda. El mundo sigue con alta dependencia de China, India y de economías de rápido crecimiento. En su mejor momento, estas economías lograron que la demanda fuera mayor a la oferta, lo que provocó incremento exagerado de precios. 7. EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INVERSIÓN En el año 2012 y en especial el 2013, se suspendieron numerosos megaproyectos altamente promocionados y se sometieron a reestudio en todas sus variables. El riesgo mayor está asociado a escasez de capital, precios bajos y no a la escasez de proyectos. En Colombia, proyectos en etapa avanzada de factibilidad, como Gramalote en Antioquia de Anglogold Ashanti, fueron parados y sometidos a revaluación. Igual pasó con los proyectos auríferos de AUX, Eco-oro, Grancolombiagold en Marmato, entre otros, parados por situaciones de índole local y falta de claridad en las reglas de juego, lo que genera incertidumbre en los inversionistas. 8. BENEFICIOS COMPARTIDOS Los actores locales quieren mayor participación, presentan mayores expectativas y exigencias. Por su parte los accionistas sienten que han visto pocorendimiento en un período de grandes ganancias.

Vola til

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a 6. VOLATILIDAD DE PRECIOS Y MONEDAS

La presión actual se centra en reducción de costos apoyados en mano de obra con talento creativo, innovador, conocimiento tecnológico y con capacidad de trabajo en equipo.

En las circunstancias actuales, por cierres de minas y cancelación de proyectos, la urgencia de la disponibilidad de talento calificado se ha visto ligeramente reducida, pero el desafío continua vigente en el largo plazo.

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5. ESCASEZ DE MANO DE OBRA

mas de capital Dile de precios y m d ida

En este sentido, las regulaciones son cada vez más fuertes en minería y por esta vía se pretende calmar las expectativas de las comunidades.

d y protecci tivida ón c u d de o pr m

ne ge ár

El sector minero vive la necesidad de operar con licencia social. El sentimiento antiminero se expande y cada vez le achacan mayores culpas al sector de los efectos negativos que ocurren por causa de la naturaleza, del cambio climático y de las alteraciones del globo terráqueo.

La clave está en mejorar la productividad, fomentar compensaciones en beneficio de los empleados y actuar de manera proactiva. 9. ACCESO A LA INFRAESTRUCTURA “Los altos costos y las limitaciones de capital están generando un déficit de financiación de infraestructura en el que ni los gobiernos ni las mineras pueden financiar todas las necesidades de infraestructura minera”. Las mineras están considerando vender las participaciones en acciones de infraestructura. 10. AMENAZA DE SUSTITUTOS “La sustitución tiene el potencial de ser un verdadero cambio en el juego si afecta suproducto. Ya ha transformado drásticamente el mercado de carbón de los EE. UU. y tiene la capacidad de cambiar de forma irreve rsible los mercados de otros insumos, en caso de que prevalezcan las condiciones adecuadas”. Es esencial responder a los indicadores tempranos de una amenaza al insumo, como nuevas o mayores preocupaciones ambientales, avances tecnológicos, competencia de productos con bajos márgenes de ganancia, y menor dependencia de la calidad y el rendimiento. Las empresas mineras deben responder a las preocupaciones ambientales, nuevas tecnologías y estar atentas a reglamentaciones gubernamentales siendo proactivas a los cambios del futuro.

EY pronostica volatilidad para el sector mundial de la minería y metales con desafíos cada vez mayores, como es el caso de la licencia social para operar, la escasez de mano de obra especializada y la ejecución eficaz de proyectos de inversión.

Colombia debe enfrentar con responsabilidad los retos y oportunidades que nos brinda el entorno para crecer en un marco de desarrollo sostenible e integral. Sin empleo no hay paz. El problema no es la minería; el problema somos nosotros, porque donde existen oportunidades, vemos problemas. Se requiere de una fuerte inversión en formación educativa para la transformación competitiva de nuestra base productiva, que permita el aprovechamiento de sus potencialidades en un marco de desarrollo sostenible de largo plazo.

MINERÍA Economía COLABORATIVA

Posibilidades como dinamizador desde la minería

Por: Jorge León Pérez Peláez Universidad Nacional de Colombia Grupo IGNEA Comisión Colombiana Calificadora de Competencias en Reservas y Recursos Mineros

E 20

l momento que vive la minería requiere buscar formulas y planteamientos que logren una posición amigable y receptiva con las comunidades y territorios y coincide con un planteamiento político del país de fortalecer la rurabilidad y por ende los proyectos productivos y condiciones de vida de las comunidades en su territorio, algunas de estas formulas se podrían agrupar alrededor de una nueva estrategia denominada COLABORATIVA y con un gran trabajo en función de influir modificando cambios y actitudes en lo humano-social de todos los actores como comunidades, empresas, institucionalidad; el concepto de economía COLABORATIVA es un ejercicio propositivo como complemento a la actividad minería-rurabilidad-territorios, envuelve un mundo cada vez más abierto a posibilidades y conexiones, debemos comenzar primero por entender el concepto de colaboración; este se da cuando personas, grupos de personas, instituciones, empresas, comu-

nidades interactúan para lograr un objetivo común, puede aplicarse en diversidad de eventos, en nuestro caso productivos-beneficio-bienestar que ocurren en las comunidades-territorio las principales características de la tarea COLABORATIVA son: 1. Objetivo colectivo. 2. Contribución individual, es decir, aporte de cada una de las partes. 3. Interacción de los involucrados a través de algún medio que reporte beneficios. (Ver figura 1). La COLABORACIOÓN se refiere a “Trabajar con otra u otras personas en la realización de una obra, colaborar es lo que se hace cuando alguien o alguna institución apoyan con algo a otra instancia personal o comunitaria en la realización de algo, la lectura es como en forma voluntaria y coordinada poner en funcionamiento la integridad de los múltiples recursos existentes en la rurabilidad o fuera, en este caso especifico con condiciones de actuar como dinamizador desde la minería, EN OTROS CASOS ESTE DINAMIZADOR SERA otro PROPÓSITO CONOCIDO DE TERRITORIO con el tema relacionado a la economía, existe un principio de movimiento en torno del colaborativismo y se ha comenzado a hablar de economía colaborativa, esta hace referencia a la oportunidad que ofrece la

MINERÍA equipos, vehículos, la idea es cambiar de un mundo consumista a un mundo en el que los productos son utilizados sin tener que comprarlos, de allí se desprende un posible BANCO DE OFERTA DE MAQUINARIA y EQUIPOS. (Ver figura 2).

Fuente: Elaboración propia

Objetivo Colectivo

Característica Aporte Individual

Integración

Figura 1. Características.

tecnología hoy para desarrollar proyectos y negocios basados en compartir recursos, siendo más importante el ACCESO que la PROPIEDAD del recurso, disfrutar las cosas más que poseerlas. Por ello se relaciona con brindarle a otro lo que este requiere operativo sin necesidad de que sea suyo, se trata de compartir recursos que pueden estar ociosos, subutilizados o simplemente integrador de negocios las iniciativas en cuanto a economía colaborativa son diversas y variadas, si bien están en proceso de ser consolidadas, ya han comenzado a fragmentarse, se pueden mencionar algunas de ellas: 1. Intercambios: Se refiere a los mercados de trueque, redes de intercambio, monedas sociales y bancos del tiempo utilizado, la idea de estas iniciativas comienza por el trueque visto como un intercambio comunitario, en micro-regiones mineras de condiciones muy similares pueden construir AGLOMERACIÓN MINERA PRODUCTIVA y entre estas lograr compras unificadas, manejo de red de proveedores, mayor valor agregado a sus minerales, infraestructura de beneficio y logística colectiva.

4. Desarrollo empresarial y economía: Este es un modelo de trabajo entre profesionales asociados independientemente para compartir espacios físicos potenciado su productividad, incentivan el trabajo colaborativo, la innovación y se promueven comportamientos autónomos por parte de los usuarios a favor de la comunidad. Las grandes y medianas compañías mineras podrían ofrecer PLANES PADRINOS MINEROS donde sus funcionarios experimentados apoyaran a pequeños y medianos en la integridad de la gestión.

Figura 2. Compartir artículos

Fuente: Tomado de (Banco del Tiempo, n.d.)

Debemos comenzar primero por entender el concepto de colaboración; este se da cuando personas, grupos de personas, instituciones, empresas, comunidades interactúan para lograr un objetivo común.

5. Así mismo PASANTÍAS EMPRESARIALES que equivale a programar talleres de observar, aprender, asimilar, adecuar, transferir tecnología, sistemas, facilitar redes de mercado. Según Jeremiah Owyang, gerente y director de varias compañías en Estados Unidos, analista por varios años de cómo las tecnologías de punta están cambiando la relación Fuente: Elaboración propia a partir de (Owyang, 2014)

2. Productos o servicios: Aquí aparece un término de consumo comunitario, según el cual, se comparten artículos, por ejemplo, las personas pueden alquilar sus

3. Finanzas: Para este caso, el proceso es un tanto más complejo, por lo que exige un margen de error mucho menor al encontrarse en consideración dinero de por medio, en este sentido existen iniciativas que funcionan dando préstamos a proyectos de economía social, por ejemplo, se ha llamado “crowfunding” a una de las maneras de obtener financiación en la que varias personas aportan su capital para la realización de alguna iniciativa específica, es llamado también financiación colectiva. Podría pensarse en fondos de capital de riesgo de la minería para la minería y participar como socios en la gestión empresarial, transferir capacidades estratégicas gerenciales, ser socios y apoyadores de gestión como socios en fase de arranque y consolidación de diversos emprendimientos

Factores tecnológicos: las redes sociales, dispositivos móviles y plataformas, además de sistemas de pago online.

Figura 2. Factores influyentes.

Incidencia economía colaborativa Factores sociales: Población, sostenibilidad, alturismo

Factores económicos: flexibilidad financiera, bajos costos de acceso en comparación con ser propietario.

MINERÍA

UN INDIVIDUO l Una única persona

TRABAJA CON OTROS

l Discuciones

l Innovación

l Confianza

l Comunidades

l Lluvia de ideas

l Nuevo contenido

l Efectividad

l Equipos

l Coautoría

Intermedio

l Experiencia

l Organizaciones

l Toma de decisiones

Final

l Compromiso

Evaluado

l Reconocimiento

l Mentoring

l Incremento contribuidores y expertos

l Otros individuos

l Proceso de negocios

l Relacionamiento

l Reputación

Fuente: modificado a partir de “Confederación de Empresarios de Andalucía -2010

Figura 3. Proceso colaborativo.

Las grandes y medianas compañías mineras podrían ofrecer planes padrinos mineros donde sus funcionarios experimentados apoyaran a pequeños y medianos en la integridad de la gestión.

con el cliente, y quien ha analizado ampliamente esta tendencia, los factores incidentes en el fenómeno de la economía colaborativa son 3 principalmente. (Ver figura 3).

gente, las empresas y corporaciones más típicas y guía de experiencias en turismo, hospedaje, transporte, libros, equipos y con aplicabilidad en territorios-recursos.

Nuestro enfoque es articular cÓmo aplicar el principio de economía colaborativa, en al ámbito de minería y su territorios, el proceso colaborativo se puede aplicar entre diversos niveles. Fortaleciendo sistemas de emprendimiento efectivos, abiertos e integradores comunitarios y con inclusión productiva. (Ver figura 4).

VALOR COMPARTIDO (shared value). Aquel que involucra crear valor económico de tal forma que también crea valor para la sociedad al satisfacer sus necesidades y retos.

Ejes temáticos

CONSUMO COLABORATIVO. El acceso es mejor que la propiedad, es la manera tradicional de compartir, prestar, alquilar y regalar, redefinida a través de las tecnologías y las comunidades, explorar nuevas formas de convivencia negocios.

1 Uso del recurso y no de su posesión. 2 Mercado de redistribución -usarlo donde se requiera, donde sea fuente de producción. 3 Cultura-espíritu colaborativo -en diversas formas de economía de intangibles como tiempo, habilidades, patentes, títulos, propiedad. Qué hay detrás de esta tendencia. FACTORES SOCIALES: Surgimiento de comunidad y altruismo. FACTORES ECONÓMICOS: Crecimiento, activos improductivos, bajos costos. FACTORES TECNOLÓGICOS: Tecnología redes, plataformas, formas de transacciones económicas.

El valor compartido no es responsabilidad social, ni filantropía, es una nueva forma de ÉXITO ECONÓMICO (porter-krama-2011-creating share value).

Pago con trabajo, gratis, reciclaje, del yo al nosotros, mi casa es tu casa, se presta, intercambia, el dinero no es todo. CADENAS DE ABASTECIMIENTO. Redes de proveedores- Tener una visibilidad ajustada a las demandas con el fin de una buena gestión de reabastecimiento y satisfacer demandas futuras. Su misión es crear relaciones de colaboración integral en un marco de negocios gana-gana de clientes-territorio a través de negocios-relaciones conjuntos de intercambio de información y tecnología-comunicación.

DEFINICIONES

El demandante emprendedor debe ser PROACTIVO, El proveedor REACTIVO a satisfacer necesidades.

ECONOMÍA COLABORATIVA. Es un modelo económico donde la propiedad y el acceso son compartidos por la

Esto requiere CULTURA y MOTIVACIÓN emprendedora y asociativa, construir economías de regiones.

MINERÍA

CÁMARA COLOMBIANA DE LA ENERGÍA “TODOS CON ENERGÍA”

Su empresa debe hacer parte

de este gremio... ¡AFÍLIESE YÁ! INFORMES: Av. cra 19 No. 95-31/55 Oficina 303 (57 1) 636 1548 - (+57) 317 574 4941 info@ccenergia.org.co www.ccenergia.org.co Bogotá - Colombia - Suramérica 23

MINERÍA

Entorno minero

Asbesto

l asbesto, también llamado amianto, es un grupo de minerales metamórficos fibrosos. Están compuestos de silicatos de cadena doble. Los minerales de asbesto tienen fibras largas y resistentes que se pueden separar y son suficientemente flexibles como para ser entrelazadas y también resisten altas temperaturas. Materias textiles termoresistentes, envases, paquetería y revestimientos, equipos de protección individual, pinturas, productos de vermiculita o de talco, etc. También está presente como contaminante en algunos alimentos.

Las autoridades médicas demostraron que los productos relacionados con el asbesto/amianto provocan cáncer con una elevada mortalidad desde los años 1980. A principios de la década de 2000 empezó a prohibirse en los países desarrollados, quedando totalmente prohibido su uso en la Unión Europea desde 2005, aunque se continúa utilizando en algunos países en vías de desarrollo.

Propiedades Las excelentes propiedades que presenta el amianto (aislantes, mecánicas, químicas, y de resistencia al calor y a las llamas) y su relativo bajo costo, pueden explicar sus numerosas aplicaciones industriales, así como el hecho de que figure, o haya figurado durante muchos años, en la composición de muchísimos productos o acabados industriales. Además, existen numerosos yacimientos en todo el planeta y su costo de extracción es bajo. Debido a estas características, se le ha utilizado masivamente en diversos sectores: como material de construcción en tejas, baldosas, azulejos, papel o cemento; en la fabricación y reparación de automóviles, camiones y tractores (embragues, frenos, juntas o componentes de la transmisión); en la fabricación, reparación y mantenimiento de materiales ferroviarios; en la construcción naval, reparación y desguace de barcos; en la siderurgia; en el sector eléctrico (centrales térmicas y nucleares) y en diversos materiales textiles, envases o revestimientos.

MINERÍA Con la excepción del “crisotilo”, todas las formas de amianto son muy resistentes a los ácidos y a los álcalis y todos se descomponen a altas temperaturas (800-1000 °C) y por ello se han utilizado para protección ignífuga de estructuras metálicas, trajes de bomberos y por ejemplo, la «crocidolita», se utilizaba en la fabricación de tuberías de presión y también como reforzante de plásticos por su gran resistencia mecánica. El «crisotilo», también conocido como «amianto blanco» es la fibra de amianto de mayor utilización y representa el 94% de la producción mundial. La industria de fibrocemento es con mucho el principal usuario de fibras de crisotilo y representa cerca del 85% del uso total. En España, con la Orden de 7 de diciembre de 2001 por la que se modifica el anexo I del Real Decreto 1406/1989, de 10 de noviembre, por el que se imponen limitaciones a la comercialización y al uso de ciertas sustancias y preparados peligrosos (BOE núm. 299 de 14 de diciembre) se prohíbe la comercialización y utilización de todas las variedades de amianto. Link al Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo (Dependiente del Ministerio de Trabajo, España) . El asbesto como agente cancerígeno Los efectos del asbesto sobre la salud son conocidos desde hace mucho tiempo, pues ya en el siglo I, Plinio el Viejo, en Roma, describía la enfermedad de los pulmones de los esclavos que tejían ropa de asbesto. Los antiguos alquimistas creían que las extraordinarias fibras del asbesto, procedían de «los cabellos de míticas y tóxicas salamandras resistentes al fuego» y lo llamaron «lana de salamandra». La mortífera sustancia que segregaba la salamandra envenenaba árboles frutales y las aguas de los ríos y pozos. Se dice que 2.000 caballos y 4.000 hombres de Alejandro Magno perecieron en la India tras beber en un arroyo envenenado por una salamandra. Carlomagno poseía un mantel de fibras de asbesto, con el que impresionaba con actos de fuego a sus huéspedes y comensales, que limpiaba y blanqueaba simplemente con introducirlo en la hoguera.

Durante la segunda mitad del siglo XIII, el explorador Marco Polo visitó minas de asbesto en China describiendo el proceso de extracción del mineral descartando así definitivamente los mitos y eliminando la antigua leyenda de la salamandra.

Desde 1935 se conocen los primeros trabajos que relacionan científicamente la exposición al asbesto y cáncer de pulmón y en 1947 se describen los mesoteliomas de pleura y peritoneo y, hoy día se reconoce que el amianto es la más conocida de las sustancias industriales relacionadas con el cáncer de pulmón

Las excelentes propiedades que presenta el amianto y su relativo bajo costo, pueden explicar sus numerosas aplicaciones industriales.

Hoy se tiene absoluta certeza de dos tipos de cáncer producidos por exposición al amianto: asbestosis, cáncer del pulmón y mesotelioma. No se reconoce una cantidad mínima del agente causal por debajo de la cual un expuesto pueda considerarse seguro. El cáncer de pulmón en trabajadores expuestos llega a ser hasta 10 veces más frecuente que en la población general

Fue en 1906 en Londres (Inglaterra) cuando fue descrito el primer caso conocido de «fibrosis pulmonar por asbesto» en una trabajadora de 33 años, del área de cardado de una fábrica textil.

MINERÍA

Operadores

Brindar asesoría técnica y jurídica a los usuarios, así como divulgar información institucional a las entidades, autoridades y a la comunidad minera en general.

Grupo de Información y Atención al Minero

ace parte del grupo de vicepresidencias de la Agencia Nacional Minera y ha sido creadO con el fin de dar solución a todas y cada una de las problemáticas de esta población.

Sus funciones son las siguientes: l

Formular planes, programas y proyectos para la ejecución de las funciones del grupo interno de trabajo, de acuerdo con las directrices institucionales.

MINERÍA

de cómputo para la consulta de los trámites mineros, y radicación de solicitudes mineras, y brindar la asesoría correspondiente.

Suministrar información sobre los trámites mineros, brindar asesoría técnica y jurídica a los usuarios, así como divulgar información institucional a las entidades, autoridades y a la comunidad minera en general. Facilitar el acceso a los usuarios a los equipos

Suministrar los números PIN para la radicación de autorizaciones temporales y solicitudes de legalización, y llevar el registro y control correspondientes.

Coordinar con la Oficina de Tecnología e Información el recibo de los documentos soporte y anexos de las propuestas de contrato de concesión minera, solicitudes de legalización y solicitudes de autorizaciones temporales.

Coordinar con la Oficina de Tecnología e Información, la administración, control y registro de la información de los expedientes mineros a su cargo, de acuerdo con los lineamientos dados por la entidad.

Diseñar e implementar instrumentos que permitan la divulgación de la legislación y trámites mineros, con el apoyo del Grupo de Participación Ciudadana y Comunicaciones.

Efectuar notas de presentación personal a los documentos que lo requieran.

Elaborar y suscribir el acto de creación de placa alterna para los expedientes que lo requieran.

Expedir constancias sobre el estado de los expedientes mineros, a solicitud de autoridades y de particulares y llevar el registro y control correspondientes.

Notificar los actos administrativos relacionados con las funciones de Autoridad Minera y expedir las constancias de ejecutoria correspondientes.

Autorizar y ordenar la expedición de copias de los expedientes, que hayan sido solicitadas por los interesados, siempre que los documentos no tengan carácter de reservados y se haya efectuado el pago respectivo de las copias cuando la cantidad solicitada así lo amerite.

Enviar copia de los actos administrativos que lo requieran, a los alcaldes municipales y demás autoridades mencionadas en los mismos.

Coordinan con la Oficina de Tecnología e Información el recibo de los documentos soporte y anexos de las propuestas de contrato de concesión minera, solicitudes de legalización y solicitudes de autorizaciones temporales.

MINERÍA

Una economía que consume recursos naturales debe ser responsable de ello

Consumir recursos naturales también significa producir residuos; cuando la economía se olvida de la naturaleza, también se olvida de que ellos se deben disponer de la mejor manera.

Por: Antonio Romero H. Profesor asociado, Director Ígnea, Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia

uando hablan los ministros de Hacienda, en especial los de los últimos dos gobiernos, queda la sensación de que el gasto del stock de recursos naturales que dispone Colombia, no afecta la creación de riqueza en el futuro; no se diseñan políticas de compensación en otros capitales ni de atesoramiento, para garantizar el desarrollo económico. Igual que va a pasar con ISAGEN, pasó con Cerrejón, con Cerromatoso y hasta pasará con Ecopetrol, sin garantizar la capitalización de estas ventas en activos productores de riqueza. En el caso del Cerrejón asistimos a una descapitalización del Estado colombiano, gracias a las inversiones hechas por el Estado en el joint venture con Exxon, 1976, en el cual asumimos compromisos, muy bien referenciados en su momento, por el bien documentado economista Amylkar Acosta Medina, tanto en la financiación de la mina, del ferrocarril como del puerto; para luego salir del negocio del carbón, cuando el Estado vendió su participación en el Cerrejón a un consorcio formado por BHP Billiton, Anglo American y Glencore, que también compró a Exxon su parte. Hoy ningún yacimiento de la gran minería de carbón es colombiano, las regalías y compensaciones pactadas se mantienen pero muchos nos preguntamos si las externalidades y los costos ambientales harán que los recaudos sean

menores que los pasivos, y terminemos pagando una deuda que no es nuestra, adquirida para explotar los recursos que sí eran nuestros pero que enajenamos en un pésimo negocio. Sobre este tema, Amylkar Acosta en “anotaciones a un texto de avanzada”, refiriéndose al trabajo de Aurelio Suárez Montoya, La minería colonial del siglo XXI, Ediciones Aurora, 2013 Bogotá, escribió: “En rigor, digamos que “son las multinacionales y no propiamente el país el que explota, produce y exporta” y son ellas las que se quedan con la parte del león, (…). Esta “reestructuración” y “especialización cada vez más marcada” “no es otra cosa que el vertiginoso proceso de reprimarización de la economía colombiana que se ha dado en la última década, a consecuencia del auge exportador de productos básicos y la enfermedad holandesa derivada del mismo. Para el Gobierno el sector minero es una de las locomotoras del crecimiento, cuando en realidad no es sino el vagón que arrastran las verdaderas locomotoras que son los países emergentes, especialmente China, que se han convertido en verdaderas aspiradoras de materias primas”. Hoy me pregunto: ¿la dirección de la economía colombiana está contemplando la descapitalización de estos activos naturales? ¿Cuánto afecta las cuentas nacionales? Consumir recursos naturales también significa producir residuos; cuando la economía se olvida de la naturaleza, también se olvida de que ellos se deben disponer de la mejor manera, pero sobre todo que se los debe transformar en cadena de valor o asimilar e integrar a la naturaleza, para

MINERÍA

no causar daños y proteger los servicios ecosistémicos. Los costos de esto deben ser asumidos por la industria minera, quien debe garantizar que la creación de residuos disminuye la capacidad de producción de bienes y es su responsabilidad su degradación. Aquí vuelve a tener sentido la opinión de Amylkar Acosta, con quien comparto su afirmación en el sentido de que “...los costos que incurre a lo largo del proceso de extracción, transporte y comercialización de minerales e hidrocarburos, “los cuales se omiten a menudo”, citando a Aurelio Suárez, no reflejan el verdadero valor del bien y también el hecho de que a la hora de determinar el governementtake (participación del Estado) se pasan por alto”. Consumir naturaleza altera condiciones de vida de la población local, igual si otras poblaciones van a beneficiarse de ello; la economía debe ser responsable y establecer los balances que garanticen que ni el Estado ni la población vayan a cargar con externalidades o costos que no son su responsabilidad. Los consumidores de materias primas deben estar prestos a pagar más, para compensar las alteraciones de los territorios y de la población donde se producen. Esto no va contra el negocio minero y se lograría entonces un sueño que tenemos los estudiosos de la economía, llegar a una economía ecológica que garantiza la responsabilidad y el dialogo entre economía y desarrollo, que sume externalidades y no permita pasivos ambientales ni sociales. De nuevo el economista Amylkar Acosta viene en mi ayuda “(…) se sigue la necesidad de replantear el concepto de PIB, para llegar a un concepto más depurado, el PIN”; Producto Interno Neto, que permite según Suárez “a partir de un PIB del que no solo se descontaría la depreciación del capital invertido y del fabricado, sino, conjuntamente, la amortización o costo de oportunidad de los recursos naturales utilizados. Resulta urgente entonces valorar los menos cabos a recursos y servicios ambientales e incorporarlos definitivamente a las cifras macroeconómicas. En consecuencia se pasaría de la matriz clásica, insumo producto de Leontief, donde se resalta como

factor externo el trabajo, a una más amplia que incluya otros factores primarios como el agua, la biodiversidad, el patrimonio natural y los ecosistemas. Lo ideal es llegar, a partir de más elementos, a una matriz energética para las diversas actividades económicas que compute la energía aplicada, la transformación y la degradada en cada proceso”. El Ministro de Minas tiene hoy una gran oportunidad histórica de ayudar al equipo económico del presidente Santos, del cual hace parte y como único economista no formado por la elite bogotana, de diseñar e implementar una política económica que consuma recursos naturales y sea responsable de ello. Consumir naturaleza exige desarrollos tecnológicos para lograr sustitutos de los recursos consumidos; sustitutos para el equilibrio de la naturaleza y para el agotamiento. No es el aprovechamiento económico el que pone en riesgo el equilibrio del territorio y del planeta, es la no planificada intervención en las condiciones del equilibrio o desequilibrio natural, y la producción de residuos producto de la degradación de los materiales, no integrados o no aprovechados. Consumir naturaleza como una variable de la economía y no como un stock de recursos; el agotamiento de los recursos no afecta la economía si se le mira con la potencialidad de los sustitutos, pero la afecta si destruye la naturaleza y no le permite su recuperación. Aquí cobra valor la teoría de los medios de vida sostenible, que busca más que la estabilidad global, la estabilidad local como base de la regional,y esta como base de la global. Ojalá la economía, y en especial el Gobierno, empezara a hablar de susceptibilidad minera, que incluya la interacción de todas las variables como el capital natural, el social, el conocimiento y el humano en igual categoría, a la hora de su aprovechamiento, del capital físico y del financiero. Este balance de capitales dará lugar a algo que el joven economista Acosta llamaba, desarrollo económico y social en los años 80 y que hoy es un imperativo, para este o cualquier otro gobierno.

Consumir naturaleza exige desarrollos tecnológicos para lograr sustitutos de los recursos consumidos; sustitutos para el equilibrio de la naturaleza y para el agotamiento.

MINERÍA

En boca de mina

5. No se puede usar la tierra de acuerdo con las condiciones encontradas originalmente. 6. Las áreas intervenidas no se pueden incorporar con éxito al ecosistema. ¿Qué garantías tendrán sus aguas y el medio ambiente cuando se vaya la mina? De acuerdo con los estándares de la legislación peruana y la Corporación Newmont, Yanacocha está comprometida a monitorear permanentemente todos los elementos del medio ambiente para mantener la armonía y equilibrio con el ambiente natural y social del lugar. Además, de acuerdo con el reglamento de la Ley 28090 de Cierre de Minas, el titular minero debe constituir las garantías luego de la aprobación del Plan de Cierre de Minas, durante los primeros 12 días hábiles de cada año. El Ministerio de Energía y Minas es el que fiscaliza la ejecución de las garantías. ¿Cuando se cierra la mina volverá la fauna silvestre que había antes que haya mina? Una vez que la actividad humana disminuya en las zonas y la rehabilitación de las diversas áreas se consolide, la fauna de la zona retornará.

Mina de sal en Zipaquirá.

Plan de cierre de minas ¿Qué es el Cierre de Minas?

El Cierre de Minas es la actividad que busca rehabilitar las áreas utilizadas por la minería una vez concluidas las operaciones, para que el terreno tenga condiciones similares a las que existían antes del desarrollo de la actividad minera. ¿Cuánto dura el Cierre de Minas? El proceso de Cierre de Minas puede tomar muchos años, ya que se estiman períodos de por lo menos 5 años para la observación de las áreas restauradas después del cierre (monitoreo post cierre). En algunos casos estos períodos de observación pueden ser permanentes hasta asegurar la estabilidad física y química de estas áreas. Luego de este período de observación, se determina si el cierre tuvo éxito. Esto se da cuando las áreas restauradas o cerradas pueden mantenerse estables en el tiempo sin necesidad de acción humana alguna y si se dan las condiciones necesarias para mantener la armonía y equilibrio con el ambiente natural y social del lugar. ¿Qué pasa si no se hace un cierre de mina? 1. Se podrían generar problemas de erosión y formación de sedimentos. 2. Se producirían aguas ácidas. 3. Existen penalidades por parte de las autoridades competentes. 4. No habría recuperación de la topografía y aprovechamiento de las 30 áreas.

El impacto a la fauna silvestre durante las operaciones es básicamente un desplazamiento temporal de las poblaciones debido a las actividades humanas que producen un cambio temporal en el hábitat natural. Se ha previsto que al realizar los trabajos de rehabilitación y cierre de mina la fauna regrese a sus hábitat. ¿Se requerirá una Planta de Tratamiento a perpetuidad? ¿Qué se hará para su sostenibilidad? Se requerirá una planta de tratamiento que opere por muchos años hasta conseguir la estabilización de la cantidad y calidad de agua en la zona. ¿Los animales pueden comer el pasto que crece en las minas? El ganado come los pastos en las áreas revegetadas sin ningún problema. Transitan de manera libre por nuestras operaciones, pero se evita que coman los brotes tiernos de los pastos para asegurar su prendimiento y establecimiento de manera adecuada en estas áreas. Esto se hace comunicando a los propietarios de los animales para evitar que pasten en zonas recién revegetadas hasta que los pastos tengan un adecuado crecimiento. Definiciones de Cierre de minas En Australia La rehabilitación de la mina tiene por objetivo restaurar la calidad física, química y biológica del aire, suelos y aguas pertubados por las actividades mineras, hasta lograr condiciones aceptables para los grupos de interés. Asimismo “es prevenir o minimizar los impactos ambientales adversos a largo plazo y crear un ecosistema natural auto-sostenible o permitir un uso alternativo de la tierra de conformidad con los objetivos aceptados” Un cierre de minas en Canadá “Es el retorno de los sitios mineros

MINERÍA

Proyecto Edén.

y áreas afectadas a ecosistemas viables y, en lo posible, autosostenibles, que sean compatibles con un ambiente saludable y con las actividades humanas” – The 1994 Whitehorse MiningInitiative En Perú PERCAN lo define como el grupo de actividades a implementarse durante el ciclo de vida de la mina a fin de cumplir con los criterios ambientales específicos y alcanzar los objetivos deseados después del término de las actividades mineras. En Colombia a partir de la expedición de la Ley 685 de 2001, el cierre de las minas hace parte del ciclo minero y constituye una obligación contractual garantizada. Es, por tanto, una actividad planificada, que debe empezar a ejecutarse en cumplimiento de la concesión minera. Mina Corrego Do Sitio – Brasil l

Actualmente la Mina Corrego Do Sitio se encuentra en explotación, pero en las áreas intervenidas donde se agota el mineral pasan a un proceso de restauración en el que se inserta nuevamente la flora y la fauna originaria.

La importancia de la Catedral radica en su valor como patrimonio cultural, religioso y ambiental. Mina De Sal De Wieliczka – Polonia “La catedral subterránea de sal de Polonia“. Contiene estatuas de personajes míticos e históricos, esculpidas en la roca de sal por los mineros. Incluso los cristales de los candelabros están hechos de sal. En 1978, las minas de sal de Wieliczka fueron declaradas Patrimonio de la Humanidad por la Unesco. EDÉN PROJECT En la ciudad de Curitiba se encuentra el Bosque Zaninelli, en donde se ubicó una cantera de áridos hasta principios de los años 80. Edén ofrece programas de educación ambiental para escuelas y visitantes, y colabora en proyectos de investigación con distintas entidades.

Las áreas recién explotadas son estabilizadas y entregadas a ingenieros ambientales que empiezan una fase de restauración.

Hoy día es un denso bosque autóctono de 37.000 m², con un lago fruto de la explotación minera: las excavaciones alcanzaron el nivel freático impidiendo el desarrollo de la actividad extractiva y dando lugar a un lago de ocho metros de profundidad que alberga carpas, anátidas y tortugas.

Hotel Songjiang – China

BONUS: Golden Cross – Restauración

El Hotel Songjiang es una más en la ruta hacia la cultura de la sostenibilidad.

La mina se cerró oficialmente el 17 de diciembre de 1998 y se convirtió en la primera mina moderna en Nueva Zelanda para pasar a cierre previsto y la rehabilitación final. El área ahora se utiliza para el pastoreo, los humedales y el hábitat nativo.

Golden Cross tres años después de cerrada muestra un paisaje restaurado. La gran minería moderna se regula firmemente, y la restauración es un requisito para acceder a licencias.

El monitoreo regular del río Waitekauri

Monitoreo del agua en el sitio.

Más de 100 mil árboles nativos y arbustos plantados en los31 alrededores.

Dicho complejo destaca por estar ubicado en el terraplén de una mina abandonada y parcialmente inundada de agua. 400 habitaciones emergen desde una cantera olvidada, de 100 metros de profundidad. Minal de Sal Zipaquirá – Colombia La catedral de Sal de Zipaquirá es considerada como uno de los logros arquitectónicos y artísticos más notables de la arquitectura colombiana, otorgándosele incluso el título de joya arquitectónica de la modernidad.

MINERÍA

Regulación

CÓDIGO DE MINAS

Antecedentes normativos del cierre minero l

En Colombia se han vivido varias etapas en el manejo del cierre de las minas:

Decreto 1275 de 1970: No contemplaba esta actividad como obligación del minero. Las minas explotadas bajo este régimen fueron abandonadas sin remediar los daños causados y constituyen la mayoría de los pasivos mineros. Código de Recursos Naturales Renovables de 1974: Consagró normas muy importantes relacionadas con vertimientos, emisiones, suelos y otros impactos. Antecedentes normativos Decreto 2655 de 1988: Contempló que los materiales de construcción explotados en canteras eran minas de propiedad de la Nación y al término de su explotación el dueño debía restaurar el predio intervenido. El Plan de Trabajos e Inversiones debía incluir el diseño final de taludes y su revegetación.

Ley 99 de 1993: Crea los instrumentos de manejo y control de los impactos ambientales: EIA, PMA, Licencia Ambiental.

Ley 685 de 2001: Reguló de manera integral la figura del cierre de minas. CRITERIOS FUNDAMENTALES PARA EL CIERRE - RESOLUCIÓN 35 DE 2001 (GUÍAS MINERO-AMBIENTALES) l

Calidad de aguas superficiales y subterráneas.

Procesos erosivos y estabilidad, a largo plazo, de las estructuras que permanecerán en el área después del cierre.

Usos del territorio y factores estéticos del paisaje después del cierre.

Impacto social y económico por la reducción de las actividades económicas en el área y compromisos potenciales que permanecerán como legado a generaciones futuras relacionados con mantenimiento después del cierre.

Consecuencias económicas para la compañía minera y para patrocinadores financieros (actores), con respecto a costos del Cierre, Responsabilidades en el cierre

MINERÍA l

Empleados – Participar directamente y soportar el Plan de Cierre

Personal de dirección y gerencia: – Promover el conocimiento y consistencia del Plan

Accionistas

– Mantenerse informados sobre las obligaciones de la compañía en virtud del cierre. l

Propietarios de negocios locales y proveedores de servicios

– Los efectos económicos pueden ser severos. Por tanto, deben asesorarse sobre sus propios planes de transición o continuidad. Responsabilidades en el cierre l

Propietarios de tierras, vecinos y residentes

– Pueden estar directamente afectados por el cierre y tener necesidades y expectativas específicas que pueden ser incorporadas en el plan de recuperación o rehabilitación. l

Gobierno local

– Debe proveer el vínculo principal con la comunidad. La consulta temprana y la planeación minimizan los problemas para servicios ofrecidos por la comunidad. l

Autoridades responsables y reguladoras

– Deben coordinar las funciones y necesidades de otras agencias del gobierno con responsabilidades en el área. Responsabilidades en el cierre l

Autoridades agrarias y de planeación de uso del territorio

– En el evento en que sean diferentes de las entidades responsables directas, deben asegurar que sus requerimientos estén integrados en el proceso de cierre.

Obligaciones ambientales

El incumplimiento de las normas ambientales, por acción u omisión, puede dar lugar a la apertura de un proceso sancionatorio ambiental.

También es constitutivo de infracción ambiental la comisión de un daño al medio ambiente, con las mismas condiciones que se requieren para la responsabilidad civil extracontractual (daño, relación causal y culpa).

En Colombia la responsabilidad ambiental es objetiva y se presume la culpa o el dolo del infractor quien tiene la carga de la prueba para demostrarsu inocencia.

Los actos administrativos expedidos por las autoridades ambientales que impongan sanciones pecuniarias prestan mérito ejecutivo y su cobro se hace través de la jurisdicción coactiva.

Otras agencias gubernamentales

– Los efectos potenciales del cierre sobre la comunidad y los individuos pueden requerir consulta con otras agencias del gobierno. Obligaciones ambientales l

La licencia ambiental se otorga por la vida útil del proyecto y cobija las fases de construcción, montaje, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono y/o terminación. La licencia ambiental de un proyecto minero debe incluir entre otros temas:

– Los requisitos, condiciones y obligaciones adicionales al Plan de Manejo Ambiental presentado, que debe cumplir el beneficiario de la licencia ambiental durante la construcción, operación, mantenimiento, desmantelamiento, abandono o terminación del proyecto.

Continuará en la siguiente edición

ENERGÍA males muy calientes a poca o media profundidad, sirven para aprovechar el calor del interior de la tierra. El agua caliente o el vapor pueden fluir naturalmente, por bombeo o por impulsos de flujos de agua y de vapor. El método a elegir depende del que en cada caso sea económicamente rentable. En la mayoría de los casos la explotación debe hacerse con dos pozos (o un número par de pozos), de modo que por uno se obtiene el agua caliente y por otro se vuelve a inyectar en el acuífero, tras haber enfriado el caudal obtenido. Las ventajas de este sistema son múltiples:

Energía geotérmica

a energía geotérmica es aquella energía que puede obtenerse mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra.

Hoy día, los progresos en los métodos de perforación y bombeo permiten explotar la energía geotérmica en numerosos lugares del mundo.

Hay menos probabilidades de agotar el yacimiento térmico, puesto que el agua reinyectada contiene todavía una importante cantidad de energía térmica.

Tampoco se agota el agua del yacimiento, puesto que la cantidad total se mantiene.

Las posibles sales o emisiones de gases disueltos en el agua no se manifiestan al circular en circuito cerrado por las conducciones, lo que evita contaminaciones.

Clasificación según la temperatura del agua l

Energía geotérmica de alta temperatura. La energía geotérmica de alta temperatura existe en las zonas activas de la corteza. Esta temperatura está comprendida entre 150 y 400 °C, se produce vapor en la superficie y mediante una turbina, genera electricidad. Se requieren varias condiciones para que se dé la posibilidad de existencia de un campo geotérmico: una capa superior compuesta por una cobertura de rocas impermeables; 1 un acuífero, o depósito, de permeabilidad elevada, entre 0,3 y 2 km de profundidad; suelo fracturado que permite una circulación de fluidos por convección, y por lo tanto la transferencia de calor de la fuente a la superficie, y una fuente de calor magmático, entre 3 y 15 km de profundidad, a 500-600 °C. La explotación de un campo de estas características se hace por medio de perforaciones según técnicas casi idénticas a las de la extracción del petróleo.

Energía geotérmica de temperaturas medias. La energía geotérmica de temperaturas medias es aquella en que los fluidos de los acuíferos están a temperaturas menos elevadas, normalmente entre 70 y 150 °C. Por consiguiente, la conversión vapor-electricidad se realiza con un rendimiento menor, y debe explotarse por medio de un fluido volátil. Estas fuentes permiten explotar pequeñas centrales eléctricas, pero el mejor aprovechamiento puede hacerse mediante sistemas urbanos de reparto de calor para su uso en calefacción y en refrigeración (mediante máquinas de absorción).

Energía geotérmica de baja temperatura. La energía geotérmica de temperaturas bajas es aprovechable

El término “geotérmico” viene del griego geo (‘Tierra’), y thermos (‘calor’); literalmente ‘calor de la Tierra’. Este calor interno calienta hasta las capas de agua más profundas: al ascender, el agua caliente o el vapor producen manifestaciones, como los géiseres o las fuentes termales, utilizadas para calefacción desde la época de los romanos. Hoy día, los progresos en los métodos de perforación y bombeo permiten explotar la energía geotérmica en numerosos lugares del mundo. Tipos de yacimientos geotérmicos Esquema de las fuentes de energía geotérmicas.

Puede considerarse que hay dos tipos de yacimientos geotérmicos, que se podrían llamar: l

De agua caliente

Secos

Yacimientos de agua caliente Estos yacimientos pueden formar una fuente o ser subterráneos, contenidos en un acuífero. Los que forman fuentes se aprovechan desde tiempos muy antiguos como baños termales. En principio podrían aprovecharse enfriando el agua antes de utilizarla, pero suelen tener caudales relativamente reducidos.

En cuanto a los subterráneos, yacimientos de aguas ter-

ENERGÍA

en zonas más amplias que las anteriores; por ejemplo, en todas las cuencas sedimentarias. Es debida al gradiente geotérmico. Los fluidos están a temperaturas de 50 a 70 °C. l

Energía geotérmica de muy baja temperatura. La energía geotérmica de muy baja temperatura se considera cuando los fluidos se calientan a temperaturas comprendidas entre 20 y 50 °C. Esta energía se utiliza para necesidades domésticas, urbanas o agrícolas, como la climatización geotérmica (bomba de calor geotérmica).

Las fronteras entre los diferentes tipos de energías geotérmicas es arbitraria; si se trata de producir electricidad con un rendimiento aceptable la temperatura mínima está entre 120 y 180 °C, pero las fuentes de temperatura más baja son muy apropiadas para los sistemas de calefacción urbana y rural.

Yacimientos secos En este caso hay una zona bajo la tierra, a profundidad no excesiva, con materiales o piedras calientes, en seco. Se inyecta agua por una perforación y se recupera, caliente por otra, se aprovecha el calor, por medio de un intercambiador y se vuelve a reinyectar como en el caso anterior.

Planta geotérmica de Nesjavellir en Islandia. Esta central energética da servicio a las necesidades de agua caliente del área metropolitana del Gran Reykjavík.

Un ejemplo, en Inglaterra, fue el “Proyecto de Piedras Calientes HDR” (sigla en inglés: HDR, Hot DryRocks), abandonado después de comprobar su inviabilidad económica en 1989. Los programas HDR se están desarrollando en Australia, Francia, Suiza, Alemania. Los recursos de magma (rocas fundidas) ofrecen energía geotérmica de altísima temperatura, pero con la tecnología existente no se pueden aprovechar económicamente esas fuentes.

ENERGÍA

Central geotérmica en México.

Ventajas 1. Es una fuente que disminuye la dependencia energética de los combustibles fósiles y de otros recursos no renovables.

Estados Unidos cuenta con 18 sistemas de calefacción de distrito, 28 granjas de peces, 12 plantas industriales, 218 balnearios y 38 invernaderos que utilizan calor geotérmico.

2. Los residuos que produce son mínimos y ocasionan menor impacto ambiental que los originados por el petróleo y el carbón. 3. Sistema de gran ahorro, tanto económico como energético. 4. No genera ruidos exteriores. 5. Los recursos geotérmicos son mayores que los recursos de carbón, petróleo, gas natural y uranio combinados. 6. No está sujeta a precios internacionales, sino que siempre puede mantenerse a precios nacionales o locales. 7. El área de terreno requerido por las plantas geotérmicas por megavatio es menor que otro tipo de plantas. No requiere construcción de represas, ni tala de bosques. 8. La emisión de CO2, con aumento del efecto invernadero, es inferior al que se emitiría para obtener la misma energía por combustión. Desventajas

En yacimientos secos se han producido a veces microseís-

mos como resultado del enfriamiento brusco de las piedras calientes, y su consiguiente fisuración. 1. Como se ha dicho más arriba, no es una energía inagotable. Las desventajas que vienen a continuación hacen referencia exclusivamente a la energía geotérmica que no se utiliza con reinyección, y la que no es de baja entalpía doméstica (climatización geotérmica). 1. En ciertos casos emisión de ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal. 2. Contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico, amoníaco, etc. 3. Contaminación térmica. 4. Deterioro del paisaje. 5. No se puede transportar (como energía primaria), salvo que se haga con un intercambiador y un caloportador distinto del de las aguas del acuífero. 6. No está disponible más que en determinados lugares, salvo la que se emplea en la bomba de climatización geotérmica, que se puede utilizar en cualquier lugar de la Tierra.

ENERGÍA Usos l

Generación eléctrica.

Aprovechamiento directo del calor (calefacción y ACS).

Refrigeración: por absorción y bomba de frío geotérmica.

Generación eléctrica Se produjo energía eléctrica geotérmica por primera vez en Larderello, Italia, en 1904. Desde ese tiempo, el uso de la energía geotérmica para electricidad ha crecido mundialmente a cerca de 8.000 megavatios de los cuales Estados Unidos genera 2.700 MW. Desalinización Douglas Firestone comenzó en la desalinización con el sistema evaporación / condensación con aire caliente en 1998, probando que el agua geotermal se puede usar económicamente para producir agua desalinizada, en 2001. En 2005 se ajustó el 5.º prototipo desalinizador “Delta T” que usa un ciclo de aire forzado caliente, presión atmosférica, ciclo geotermal de evaporación condensación. El aparato se surte de agua de mar filtrada en el Instituto Scripps de Oceanografía, reduciendo la concentración de sal de 35.000 ppm a 51 ppm a/a. Extinción Inyección de agua En varios sitios ha ocurrido que los depósitos de magma se agotaron, cesando de dar energía geotérmica, quizás ayudado por la inyección del agua residual fría, en la recarga del acuífero caliente. O sea que la recarga por reinyección, puede enfriar el recurso, a menos que se haga un cuidadoso manejo. En al menos una localidad, el enfriamiento fue resultado de pequeños pero frecuentes terremotos (ver enlace externo abajo). Esto ha traído una discusión sobre si los dueños de una planta son responsables del daño que un temblor causa. Extinción del calor Así como hay yacimientos geotérmicos capaces de proporcionar energía durante muchas décadas, otros pueden agotarse y enfriarse. En un informe, el gobierno de Islandia dice: debe entenderse que la energía geotérmica no es estrictamente renovable en el mismo sentido que la hidráulica. Se estima que la energía geotérmica de Islandia podría proporcionar 1700 MW durante más de 100 años, en comparación con la producción actual de 140 MW. El problema consiste en conocer si el flujo de calor natural de la tierra es capaz de reponer la pérdida de calor en la minería de calor geotérmica. Coste La energía geotérmica es más competitiva que la com-

bustión (hidrocarburos), sobre todo en países como Islandia, Nueva Zelanda e Italia. Durante el período de precios bajos de energía en la década de 1980 hasta la reciente subida de los precios de los combustibles fósiles petróleo y gas, pocas áreas de recursos geotérmicos en los Estados Unidos fueron capaces de generar electricidad a un coste competitivo con otras fuentes de energía. Salvo para las bombas de calor geotérmicas, no todas las áreas del mundo tienen un recurso geotérmico utilizable, aunque sí lo poseen. Además, algunas áreas geotérmicas no tienen una temperatura lo suficientemente alta como para producir vapor. En esas zonas, la energía geotérmica se puede generar mediante un proceso llamado tecnología de ciclo binario, aunque la eficacia es menor. Otras áreas no tienen el agua para producir vapor, que es necesaria para los diseños actuales de la planta. A las áreas geotérmicas sin vapor se las denomina áreas de rocas calientes secas, zonas calientes y se están investigando métodos para su explotación. Además, en lugar de la producción de electricidad, las zonas de más baja temperatura pueden proporcionar climatización de espacios (calefacción, refrigeración). Desde 1998, los Estados Unidos cuentan con 18 sistemas de calefacción de distrito, 28 granjas de peces, 12 plantas industriales, 218 balnearios y 38 invernaderos que utilizan calor geotérmico.

Planta de energía geotérmica en las Filipinas.

Los recursos geotérmicos son mayores que los recursos de carbón, petróleo, gas natural y uranio combinados.

ENERGÍA

Entorno energético

Central Hidroeléctrica del Guavio

a Central Hidroeléctrica del Guavio es la segunda central en funcionamiento más grande de Colombia con una capacidad instalada de 1.213 MW1 distribuidos en 5 unidades, es subterránea y está ubicada en la inspección de policía Mambita en el municipio de Ubalá en Cundinamarca 180 km. al noreste de Bogotá, D.C., su embalse abarca los municipios de Ubalá, Gachalá, Gachetá, Gama y Junín, entró en operación el 15 de diciembre de 1992, cuenta con la infraestructura necesaria para la instalación de tres unidades adicionales, las cuales no fueron instaladas por falta de recursos económicos, si se instalaran estas unidades seria capaz de generar 1.900 MW, convirtiéndola en la de mayor capacidad instalada del país.

Construcción

Ingetec S.A - Asesor Técnico durante construcción.

Historia

Hidroestudios S.A - Restrepo & Uribe Ltda - Central subterránea.

CEI-estudios - Presa y Rebosadero.

Los primeros estudios de generación eléctrica por el cauce del río Guavio se remontan a 1930 cuando el ingeniero alemán Alfred Oschsner hizo estudios para un proyecto hidroeléctrico. Los estudios de la actual central se remontan a la década de los 70 realizada por la Empresa Colombiana de Consultoría en Ingeniería Ingetec S.A.

Consorcio Campenon-Bernard y SpieBatignolles de Francia (central subterránea).

Consorcio Vianini de Italia y Entrecanales y Távora de España (presa).

Termotécnica de Colombia (Montajes electromecánicos presa).

ICA de México (Montajes electromecánicos de la central).

Interventoras

Generadores Tiene capacidad para 8 turbinas tipo Pelton de las cuales hacen falta 3 por construir.

ENERGÍA

Marca: Sulzer Escher Wyss.

Caudal: 25 m³.

Capacidad de generación por cada unidad: 230 MW y 13.8 kV a 450 RPM3.

Generador El generador es la parte más importante de toda la unidad pues es donde se transforma la energía de rotación en eléctrica teniendo en cuenta que la energía de rotación viene de la energía hidráulica. La marca del generador es General Electric.

Válvula esférica

La válvula esférica se encarga de dar el paso al caudal Presa hacia la turbina. El inyector lanza directamente el chorro de La presa está ubicada en la agua contra la serie de paletas en cabecera municipal de Gachaforma de cuchara montadas alrelá, se represan las aguas del Rio dedor del borde de una rueda. Cada Guavio, Rio Batatas y Rio Chivor. paleta invierte el flujo de agua, dismil Presa de enrocado de 243 m de altunuyendo su energía. El impulso ra para formar un embalse resultante hace girar la turútil de 950 millones de m³. Turbina tipo Pelton. bina. Las paletas se montan El caudal promedio del río por pares para mantener en el sitio de presa es de 62 m³/s. equilibradas las fuerzas en la rueda. La turbina Pelton es un tipo de turbina de impulso y es la más eficiente en aplicaciones l Túnel de desviación de 1.160 m. de longitud. donde se cuenta con un gran desnivel de agua. l Rebosadero: dos túneles de 600 m. de longitud y con verDado que el agua no es un fluido compresible, casi toda la energía disponible se extrae en la primera etapa de la turbina. Por lo tanto, la turbina Pelton tiene una sola rueda, al contrario de las turbinas que operan con fluidos compresibles. La marca de la rueda es SulzerEscherWyss de Suiza. Inyector El inyector es el que se encarga de liberar y guiar el chorro de agua hacia la rueda Pelton. Sus partes más importantes son el deflector que se encarga de dar la dirección al chorro y la aguja la cual da el caudal requerido.

l l l l l

tedero de entrada controlado mediante compuertas. Túnel de desviación al embalse de los ríos Batatas de 2.330 m. de longitud y Chivor de 2.190 m. de longitud. Túnel superior de carga de 13.315 m. de longitud. Es la tercera presa más alta del mundo. Al llenarse el embalse los lugareños comenzaron a interesarse por la pesca y deportes náuticos. Tiene una descarga de fondo para drenar el sedimento, la cual fue gravemente averiada el día del primer rebose por la exageración de los políticos espectadores, los cuales pedían más agua.

Caverna de máquinas Central Hidroeléctrica del Guavio.

La Central Hidroeléctrica del Guavio es la segunda central en funcionamiento más grande de Colombia con una capacidad instalada de 1.213 MW1 distribuidos en 5 unidades.

ENERGÍA

Operadores

Empresa de Energía de Cundinamarca

urante la década de los años 50, a través de la Empresa Electroaguas, se constituyó una sociedad bajo el nombre de Electrificadora de Cundinamarca S.A., y se estableció como Sociedad Anónima el 21 de marzo de 1958. A lo largo de los años, la Empresa cambió su razón social, y ha sido conocida con los nombres de:

La Empresa de Energía de Cundinamarca, centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica.

1958 - Compañía de Electricidad y Gas Cundinamarca S.A. (CELGAC S.A.).

1995 - Empresa de Energía de Cundinamarca S.A – Empresa de Servicios Públicos, y comercialmente, comenzó a usar la sigla EEC – ESP.

En febrero de 2009 el Gobierno Nacional culmina el proceso de enajenación de sus acciones en las electrificadoras de Cundinamarca (EEC), Santander (ESSA) y Norte de Santander (CENS); la Empresa Energía de Bogotá y su participada Codensa crean la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A. ESP (Decsa), controlada por EEB y con el 51% de las acciones ordinarias, empresa que, en asocio con la Gobernación de Cundinamarca, adquiere las acciones de la nación en EEC (en la actualidad Decsa posee 82,4% de las acciones de EEC).

Constitución de la EEC: la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. – EEC, es una sociedad comercial por acciones, de nacionalidad colombiana, constituida como una empresa de servicios públicos de carácter mixto, conforme a las disposiciones de las Leyes 142 y 143 de 1994. Actividad Principal: comercialización y distribución de energía en el Departamento de Cundinamarca. Plantas de Generación: cuenta con una planta de generación en Puerto Salgar, Río Negro. Sedes: la sede administrativa de la EEC se encuentra en Bogotá y adicionalmente tiene 16 oficinas en los diferentes municipios de Cundinamarca. Cuenta además con Atención Personal Móvil en el 100% de los municipios del departamento. MISION

La Empresa de Energía de Cundinamarca centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica; en el servicio al cliente

y en la creación de valor para sus accionistas y trabajadores. Trabajamos bajo los criterios de eficiencia, rentabilidad, seguridad y transparencia, con el fin de contribuir al desarrollo y prosperidad de sus mercados, con responsabilidad social y empresarial. VISIÓN En 2017 seremos referente internacional en distribución y comercialización de energía, brindando a nuestro mercado disperso estándares diferenciales de calidad y garantizando la sostenibilidad en el largo plazo. VALORES PERSONALES l

Honestidad

Respeto

Sensibilidad para entender las necesidades de nuestros clientes y las comunidades

Pasión por los buenos resultados

VALORES CORPORATIVOS l

Gestión del cambio

Excelencia en el servicio

Conexión con la comunidad y los clientes

Seguridad

Colaboración

Cohesión estratégica

ENERGÍA

Regulación Ley 142 de 1994

Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones. DECRETA: Artículo 1o. Ámbito de aplicación de la ley. Esta Ley se aplica a los servicios públicos domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, distribución de gas combustible, telefonía fija pública básica conmutada y la telefonía local móvil en el sector rural; a las actividades que realicen las personas prestadoras de servicios públicos de que trata el artículo 15 de la presente Ley, y a las actividades complementarias definidas en el Capítulo II del presente título y a los otros servicios previstos en normas especiales de esta Ley. Artículo 2o. Intervención del Estado en los servicios públicos. El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata esta Ley, en el marco de lo dispuesto en los artículos 334, 336, y 365 a 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:

2.1. Garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios. 2.2. Ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios. 2.3. Atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de agua potable y saneamiento básico. 2.4. Prestación continua e ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan. 2.5. Prestación eficiente. 2.6. Libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante. 2.7. Obtención de economías de escala comprobables. 2.8. Mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su participación en la gestión y fiscalización de su prestación.

Garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios.

2.9. Establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad. Artículo 3o. Instrumentos de la intervención estatal. Constituyen instrumentos para la intervención es-

ENERGÍA 3.4. Control y vigilancia de la observancia de las normas y de los planes y programas sobre la materia. 3.5. Organización de sistemas de información, capacitación y asistencia técnica. 3.6. Protección de los recursos naturales. 3.7. Otorgamiento de subsidios a las personas de menores ingresos. 3.8. Estímulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos. 3.9. Respeto del principio de neutralidad, a fin de asegurar que no exista ninguna práctica discriminatoria en la prestación de los servicios. Todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos deben fundarse en los motivos que determina esta Ley; y los motivos que invoquen deben ser comprobables.

tatal en los servicios públicos todas las atribuciones y funciones asignadas a las entidades, autoridades y organismos de que trata esta Ley, especialmente las relativas a las siguientes materias: 3.1. Promoción y apoyo a personas que presten los servicios públicos. 3.2. Gestión y obtención de recursos para la prestación de servicios. 3.3. Regulación de la prestación de los servicios públicos teniendo en cuenta las características de cada región; fijación de metas de eficiencia, cobertura y calidad, evaluación de las mismas, y definición del régimen tarifario.

Todos los prestadores quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley, a todo lo que esta Ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las comisiones, al control, inspección y vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos, y a las contribuciones para aquéllas y ésta. Artículo 4o. Servicios Públicos Esenciales. Para los efectos de la correcta aplicación del inciso primero del artículo 56 de la Constitución Política de Colombia, todos los servicios públicos, de que trata la presente Ley, se considerarán servicios públicos esenciales. Artículo 5o. Competencia de los municipios en cuanto a la prestación de los servicios públicos. Es competencia de los municipios en relación con los servicios públicos, que ejercerán en los términos de la ley, y de los reglamentos que con sujeción a ella expidan los concejos: 5.1. Asegurar que se presten a sus habitantes, de manera eficiente, los servicios domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, y telefonía pública básica conmutada, por empresas de servicios públicos de carácter oficial, privado o mixto, o directamente por la administración central del respectivo municipio en los casos previstos en el artículo siguiente. 5.2. Asegurar en los términos de esta Ley, la participación de los usuarios en la gestión y fiscalización de las entidades que prestan los servicios públicos en el municipio. 5.3. Disponer el otorgamiento de subsidios a los usuarios de menores ingresos, con cargo al presupuesto del municipio, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 60/93 y la presente Ley.

5.4. Estratificar los inmuebles residenciales de acuerdo con las metodologías trazadas por el Gobierno Nacional.

ENERGÍA 5.5. Establecer en el municipio una nomenclatura alfa numérica precisa, que permita individualizar cada predio al que hayan de darse los servicios públicos. 5.6. Apoyar con inversiones y demás instrumentos descritos en esta Ley a las empresas de servicios públicos promovidas por los departamentos y la Nación para realizar las actividades de su competencia. 5.7. Las demás que les asigne la ley. Artículo 6o. Prestación directa de servicios por parte de los municipios. Los municipios prestarán directamente los servicios públicos de su competencia, cuando las características técnicas y económicas del servicio, y las conveniencias generales lo permitan y aconsejen, lo cual se entenderá que ocurre en los siguientes casos: 6.1. Cuando, habiendo hecho los municipios invitación pública a las empresas de servicios públicos, no haya habido empresa alguna que se ofreciera a prestarlos; 6.2. Cuando, no habiendo empresas que se ofrecieran a prestar el servicio, y habiendo hecho los municipios invitación pública a otros municipios, al Departamento del cual hacen parte, a la Nación y a otras personas públicas o privadas para organizar una empresa de servicios públicos que lo preste, no haya habido una respuesta adecuada; 6.3. Cuando, aún habiendo empresas deseosas de prestar el servicio, haya estudios aprobados por el Superintendente que demuestren que los costos de prestación directa para el municipio serían inferiores a los de empresas interesadas, y que la calidad y atención para el usuario serían, por lo menos, iguales a las que tales empresas podrían ofrecer. Las Comisiones de Regulación establecerán las metodologías que permitan hacer comparables diferentes costos de prestación de servicios. 6.4. Cuando los municipios asuman la prestación directa de un servicio público, la contabilidad general del municipio debe separarse de la que se lleve para la prestación del servicio; y si presta más de un servicio, la de cada uno debe ser independiente de la de los demás. Además, su contabilidad distinguirá entre los ingresos y gastos relacionados con dicha actividad, y las rentas tributarias o no tributarias que obtienen como autoridades políticas, de tal manera que la prestación de los servicios quede sometida a las mismas reglas que serían aplicables a otras entidades prestadoras de servicios públicos. En el evento previsto en el inciso anterior, los municipios y sus autoridades quedarán sujetos, en lo que no sea incompatible con la Constitución o con la ley misma, a todo lo que esta Ley dispone para las empresas y sus administradores y, en especial, a las regulaciones de las Comisiones y al con-

trol, inspección, vigilancia y contribuciones de la Superintendencia de servicios públicos y de las Comisiones. Pero los concejos determinarán si se requiere una junta para que el municipio preste directamente los servicios y, en caso afirmativo, ésta estará compuesta como lo dispone el artículo 27 de esta ley. Inciso reglamentado por el Decreto Nacional 398 de 2002. Cuando un municipio preste en forma directa uno o más servicios públicos e incumpla las normas de calidad que las Comisiones de Regulación exijan de modo general, o suspenda el pago de sus obligaciones, o carezca de contabilidad adecuada después de dos años de entrar en vigencia esta Ley o, en fin, viole en forma grave las obligaciones que ella contiene, el Superintendente, en defensa de los usuarios y para proteger la salud y bienestar de la comunidad, además de sancionar los alcaldes y administradores, podrá invitar, previa consulta al comité respectivo, cuando ellos estén conformados, a una empresa de servicios públicos para que ésta asuma la prestación del servicio, e imponer una servidumbre sobre los bienes municipales necesarios, para que ésta pueda operar.

Asegurar que se presten a sus habitantes, de manera eficiente, los servicios domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, y telefonía pública básica conmutada.

De acuerdo con el artículo 336 de la Constitución Política, la autorización para que un municipio preste los servicios públicos en forma directa no se utilizará, en caso alguno, para constituir un monopolio de derecho. Continuará en la siguiente edición

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Un carbón colombiano más limpio como estrategia para competir Por: Carlos Mojica M. Director Ejecutivo Paisminero.co

olombia es un país con un alto potencial minero y energético y desafortunadamente por todos los problemas que el sector ha presentado (jurídicos, ambientales, sociales) convertirnos en un país minero es una meta que se ve cada vez más lejana, con todas las implicaciones que puede generar perder esa oportunidad, en términos de desarrollo económico. El aporte que el sector ha hecho al país mediante la generación de impuestos, regalías y puestos de trabajo directo e indirecto, con seguridad va a perder esa dinámica y algunos estudios hablan de que la economía en los próximos años se contraerá fuertemente como resultado de la disminución de la actividad exploratoria en hidrocarburos y minería. Los

Seguro lo encontró en el Directorio Minero - Energético de Paisminero

El carbón colombiano atraviesa grandes problemas de mercado, sin mencionar los inconvenientes por huelgas y sanciones que las autoridades han impuesto a minas como la Drummond, el cierre de algunas operaciones de CNR y los demás inconvenientes de cargue en los puertos del Atlántico. Sin embargo, la generación de energía por carbón en nivel mundial mantiene promedios por encima del 40% y no se ve en un corto plazo ninguna alternativa energética que logre desplazar los combustibles fósiles dentro de la matriz energética mundial, las reservas de carbón continuarán sosteniendo los niveles de generación de energía aun después de que las reservas de petróleo se hayan agotado. Esto plantea algunos retos para Colombia por ser nuestro país uno de los jugadores principales en producción y exportación de carbón. Cómo lograr que el carbón colombiano mantenga una dinámica que le permita seguir compitiendo con otra fuentes energéticas, que son claramente más limpias y generan menor oposición entre la sociedad, en un mundo cada vez más preocupado por conservar el medio ambiente y disminuir los gases de Efecto Invernadero, responsables por el Calentamiento Global que tiene enloquecido el clima del planeta. Los GEI son solo una porción de los contaminantes que el carbón en su proceso de combustión genera al medio

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grandes proyectos tienen más de 30 años de haberse iniciado en nuestro territorio y hoy por hoy no existe ningún proyecto minero de consideración, mientras que en hidrocarburos el horizonte de reservas es de menos de 7 años.

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gética, (acero, cemento, ingenios, tabacaleras, etc) que deben unir esfuerzos junto a Gobierno, productores, e investigadores, para encontrar nuevas formas de utilizar el carbón que lo hagan compatible con el medio ambiente, y aumenten su eficiencia energética. Por su parte los productores deben encontrar nuevas formas de extracción que les permitan, por ejemplo, aprovechar el gas metano asociado a los mantos de carbón, que es 20 veces más contaminante que el CO2 (es decir una Tonelada de metano equivale a 20 toneladas de Co2) y convertirlo en energía que puede servir para alimentar las maquinas que trabajan en la extracción del mineral.

ambiente, emisiones contaminantes como azufre, óxido de nitrógeno y material particulado tienen que ser minimizadas para preservar la hegemonía energética del carbón en este siglo, además de trabajar en mejorar la ecuación costo -eficiencia en la combustión de carbón como generador de energía. El avance de las nuevas energías renovables es lento pero su paso es firme, esto ha producido algunas esfuerzos de gobiernos europeos en encontrar soluciones para fomentar el desarrollo de tecnologías limpias de carbón, de manera que se puedan mejorar tanto la eficiencia energética como la tolerancia ambiental en la extracción, preparación y uso del carbón. La Comisión Europea actualmente está detrás de un ambicioso proyecto que busca generar electricidad a carbón de manera más limpia. En su sitio web lo consigna. “Muchas de las centrales eléctricas existentes están llegando al final de su ciclo de vida y pronto habrá que sustituirlas. Todos estos hechos indican, en conjunto, que en breve será necesario construir nuevas centrales eléctricas de carbón. El principal reto ahora consiste en encontrar soluciones para lograr que estas plantas sean lo más limpias y eficaces dentro de lo que sea posible, y esto es precisamente lo que pretenden los socios del proyecto COMTES 700. Su objetivo es diseñar, desarrollar y poner en funcionamiento una instalación de pruebas para componentes capaz de demostrar el rendimiento de los nuevos materiales y componentes avanzados propios de la próxima generación de centrales térmicas de carbón”. Pero el reto no es solo para las termoeléctricas, sino para todas las industrias que utilizan carbón como fuente ener-

Los productores tienen la obligación de realizar su exploración y explotación minimizando los niveles de ruido y polvo, evitando la contaminación de las aguas subterráneas, preservando la flora y fauna del entorno que se impacta, y en general produciendo un carbón más limpio con menos contenidos de ceniza e impurezas tales como el lodo o el azufre, al mismo tiempo que se mejore la calidad del agua de desecho, hoy existe la tecnología y tenemos la obligación de utilizarla. Entre las diversas tecnologías en desarrollo que se utilizan en estos momentos, cabe citar la GASIFICACIÓN DE CARBÓN. Este sistema consiste en poner al carbón en contacto con vapor y oxígeno, por lo que se producen reacciones termoquímicas que generan un gas combustible, compuesto principalmente por monóxido de carbono e hidrógeno, que al ser quemado puede ser usado para turbinas de gas. Algunas tecnologías de ciclo combinado híbrido utilizan las mejores características de las tecnologías de gasificación y combustión, alcanzando eficiencias mayores al 50%. Las denominadas “Centrales de Combustión de Lecho Fluido” mejoran el rendimiento en la combustión del carbón y disminuyen el impacto medioambiental. En estas centrales se quema carbón sobre un lecho de partículas inertes, como por ejemplo, de piedra caliza, a través de las que se hace circular una corriente de aire que mejora la combustión. A largo plazo, las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 tienen un enorme potencial económico y medioambiental, al poder permitir al carbón ser el elemento fundamental de una economía basada en el hidrógeno. (Fuente http://www. consumer.es/). El reto está planteado y Colombia debe reconvertir su industria minera, especialmente la de carbón, si queremos conservar el lugar predominante como productores y exportadores.

El reto está planteado y Colombia debe reconvertir su industria minera, especialmente la de carbón, si queremos conservar el lugar predominante como productores y exportadores.

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Notas y Noticias

El Gobierno Nacional impulsará el gas, así lo manifestó el Ministro de Minas y Energía Amylkar Acosta, pues ve un importante potencial al sector del gas en el país por lo cual se afinan detalles para darle mayor protagonismo en los contratos que se adjudicarán a través de la Ronda 2014.

El Ministro Gremios mineros alistan acuerdo para fusionarse, la Cámara Colombiana de Minería y el sector de minería a de Minas y Energía, Amylkar gran escala con esto buscan beneficiar al sector minero y lograr una representación gremial más unificada de Acosta Medina, la industria. participó en días Ni lo confirman ni lo niegan, pero la presidenta del pasados en una SGME, Claudia Jiménez, aseguró que nada le convendría más a la industria que actuar de manera unificada, pues nueva jornada de nada le sirve al sector estar fraccionado en su represende Encuentros tación gremial. “El país necesita una industria organizaRegionales, que da, y la industria está trabajando en esto”, manifestó. se llevó a cabo De hecho, desde que César Díaz renunció a la direcen el municipio ción de la CCM, para asumir a mediados de noviembre pasado como viceministro de Minas, la junta directiva de Caucasia, del gremio no ha nombrado a su reemplazo, a la espera Antioquia. de lo que suceda con el proyecto de integración gremial. Manifestó que el Gobierno está La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), preimplementando sento Colombia 2014, una subasta de áreas un programa muy con lalaqueRonda espera la llegada de nuevas firmas al país inamplio e integral teresadas en bloques clave, como los de aguas profundas de formalización y ultra profundas, los de hidrocarburos no convencionales y las áreas de gas metano asociado al carbón. minera que Para esto realizó el reprocesamiento de la informabusca que el pequeño minero ción sísmica, la adquisición de nuevos datos del subsuelo y el cambio en algunas de las condiciones para los pueda acceder a inversionistas. Según el interés que de forma preliminar tecnología que han expresado algunas compañías, se prevé que entre 10 le permita hacer y 20 nuevas empresas que no tienen presencia en el país El primer Diario de análisis y opinión un mayor y mejor se interesen por participar. Para los contratos de exploración y producción en aprovechamiento áreas costa afuera y con potencial de no convencionales, del recurso. la ANH aumentó el período de exploración de 6 a 9 años, mientras para la fase de producción el tiempo subirá de 24 a 30 años.

Mucho más

Por ahora se adjudicaran unos 97 bloques exploratorios. Le pretenden dar un importante espacio al segmento de gas, pues se prevé que en él hay un significativo espacio de crecimiento que beneficiará a la Nación. “No está del todo definido, aquí como en La Habana, nada está acordado hasta que todo esté acordado, hasta ahora se presentó a la Junta Directiva de la ANH la propuesta del número de bloques, que son 97, de estos 57 serían de yacimientos convencionales y el resto se reparte entre no convencionales de hidrocarburos y gas metano a asociado a los mantos de carbón” puntualizó Acosta. Cerrejón y Drummond firmarían pronto un acuerdo para desarrollar un proyecto de gas metano asociado al carbón, esto aumentaría en casi seis veces las reservas de este tipo de combustible no convencional del país, dijo el titular de la cartera minero - energética, Amylkar Acosta. El proyecto formará parte de una tanda de subastas denominada Ronda Colombia 2014, en la que se ofrecerán 97 bloques para la exploración y explotación de hidrocarburos. “Esperamos que el primer desarrollo a mayor escala que se va a dar en el país, se dé en La Guajira, en los mantos de carbón del Cerrejón, año donde la empresa Drumde s mond tiene laH concesión para el aprovechamiento del gas istoyresi inminente metano en ese bloque el acuerdo entre las a dos firmas para poder dar curso a este primer desarrollo”.

“Para dar una dimensión de lo que estamos hablando, les digo que las reservas probadas que tiene actualmente Colombia son del orden de 7 terapies cúbicos y el potencial que se ha estimado de reservas de gas metano asociado con mantos de carbón son de 40 terapies primer Diario de análisis y opinión cúbicos”, explicó Acosta.

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Ronda Colombia 2014

ste año la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH realizará la RONDA COLOMBIA 2014. Este proceso competitivo incluye nuevas oportunidades de inversión con tipos de áreas adicionales a los que han estado ya presentes en los procesos anteriores. Se trata de una apuesta ambiciosa a la búsqueda de hidrocarburo nuevo en las cuencas sedimentarias continentales y costa afuera. Los bloques ofertados abarcan una extensión aproximada de 18 millones de hectáreas y representan el 20% de la superficie total disponible para la actividad hidrocarburifera en Colombia. Los resultados de los estudios recientes de información geológica regional han permitido incrementar el conocimiento del potencial hidrocarburífero del país en diferentes regiones y para diferentes tipos de yacimientos, identificando las nuevas áreas de interés. La ANH ofrecerá paquetes de información nueva, reprocesada, integrada y analizada, reduciendo de esta forma el riesgo de las compañías interesadas, y garantizándoles una mayor claridad y precisión sobre las condiciones de cada bloque. Igualmente se ofrecerá toda la información en medios digitales para que sea de fácil acceso para todos los inversionistas, sin importar el lugar donde se encuentren. Cerca del 40% del área total en oferta ha sido seleccionado para suscribir contratos de exploración y producción -E&P en “bloques” continentales y costa afuera con prospectividad de yacimientos convencionales. De igual forma, la ANH entregará áreas con oportunidades exploratorias identificadas en regiones emergentes y maduras, donde se ha comprobado la presencia de crudo de excelente calidad, lo que obliga a replantear paradigmas exploratorios en el noroccidente colombiano, así como a extender los mismos conceptos a las cuencas costa afuera del Caribe y a la franja litoral del Pacífico. Por lo anterior, se espera que estas áreas aporten, en el corto plazo, el petróleo nuevo que Colombia requiere para incrementar sus reservas y mantener la autosuficiencia energética. También se han incluido áreas disponibles de dimensiones pequeñas en las que en el pasado se hicieron avisos de descubrimiento y que no fueron puestas en producción, para que los interesados adelanten un programa de evaluación preliminar de corta duración previo a la decisión de efectuar pruebas de yacimiento. La ANH espera motivar a los inversionistas para que desarrollen actividades técnicas en áreas continentales, en las cuales se han identificado sectores de interés que carecen de información suficiente para evaluar su potencial, mediante la oferta de contratos de evaluación técnica (TEA). Así mismo, se han incluido sectores marinos profundos en el Pacífi-

co y ultraprofundos en el Caribe para el desarrollo de actividades de evaluación técnica, bajo el precepto de importantes acumulaciones de petróleo por encontrar y que podrían adicionar reservas en el mediano plazo. Los TEA’S continentales y costa afuera representan aproximadamente el 40% del área total en oferta y abarcan extensiones relativamente equivalentes en proporción.

Javier Betancourt Valle, presidente de ANH.

Otra de las apuestas novedosas de la RONDA COLOMBIA 2014 la constituye la oferta de áreas continentales con prospectividad para yacimientos no convencionales, incluyendo el Gas Metano asociado a Mantos de Carbón (CBM), con una extensión significativa que se acerca a los 3 millones de hectáreas (20% del total del área ofertada). La RONDA COLOMBIA 2014 agrupa un diverso portafolio de oportunidades para diferentes tipos de inversionistas nacionales e internacionales, que cumplan con los estándares exigidos internacionalmente, y promuevan una actividad basada en las mejores prácticas en materia social y ambiental.

petrÓleo

PARA EStE AÑO ESPERA UN AUMENTO DEL 25%

Pacific Rubiales L incrementó su

a compañía Pacific Rubiales dijo que la producción neta para el cuarto trimestre de 2013, se calculó en un rango promedio entre 132134 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d), lo que representa un incremento de aproximado del 23% con respecto al mismo periodo del año anterior.

producción en 23%

La compañía presentó los resultados de su operación para el cuarto trimestre de 2013, y reveló50las metas esperadas para 2014.

Señaló que la producción final de 2013 se calculó en 127 Mbpe/d netos (no incluye la producción adicional por la adquisición de Petrominerales), lo que significa un incremento del 9% con respecto a la producción de 2012. La compañía espera un precio estimado del crudo en el 4 trimestre que esté en un rango de 94 a 96/bbl dólares, aproximadamente un 8% por debajo que el trimestre anterior. Los netbacks operativos para el trimestre se esperan estén ligeramente por debajo del tercer trimestre debido a la reducción de costos. Al respecto, el CEO de la compañía, Ronald Pantin, manifestó que “nos complace cerrar el año 2013 con otro tri-

petrÓleo mestre formidable desde el punto de vista operativo. En 2013, alcanzamos e incluso excedimos todas nuestras metas operacionales, y esperamos tener otro desempeño operacional en la misma línea para 2014”. Objetivos para este año Para este año, Pacific apunta a una producción neta promedio de entre 148 a 162 Mbpe/d, lo que significa un aumento entre el 15 al 25% de los niveles de producción, que generarán de $3.4 a $3.6 billones de EBITDA con un precio promedio de venta de crudo de 90 dólares a 95/bbl dólares y un costo operativo de $28 a $30/bpe, ligeramente por debajo de nuestro pronóstico anual original de $30 a $33/bpe. Por primera vez, Pacific presenta un pronóstico a 5 años de la producción neta, que establece un camino claro para la compañía, realizando una proyección de la operación que tiene en cuenta el vencimiento del contrato de campo Rubiales a mediados de 2016, campo que hoy reporta una producción de 70.000 barriles diarios netos. El reemplazo de esta producción provendrá del desarrollo del bloque CPE-6 y del bloque Rio Ariari(hace parte de la adquisición de Petrominerales). En el pasado mes de diciembre se ubicaron 2 taladros en CPE-6 para iniciar la exploración y el desarrollo del programa de valoración y a principios de 2014 un taladro fue llevado al bloque Rio Ariari. Reducción de costos A principios de 2014, la compañía anunció sus planes para reducir los costos de producción, transporte y de diluyentes en US$8/bbl a finales de 2013. La meta se ha cumplido de manera satisfactoria. Al respecto Ronald Pantin declaró, que “me complace anunciar que hemos cumplido esa meta con el inicio de la operación del Oleoducto Bicentenario en noviembre del año pasado, y la finalización de la construcción de la línea eléctrica PEL que permite menores costos en la generación de energía para los campos Rubiales y Quifa”. En los últimos dos años, la compañía ha realizado un número de adquisiciones estratégicas en Colombia. Estas adquisiciones proveen un suministro seguro de crudo liviano, que se puede utilizar como diluyente para mezclar con la producción de crudo pesado que está en aumento, y así reemplazar la compra e importación de suministros más costosos y menos seguros. Decisiones estratégicas En diciembre pasado, la compañía decidió vender el 5% de participación de los derechos de transporte del Oleoducto OCENSA en Colombia (obtenido a través de la adquisición de Petrominerales) por US385 millones de dólares. De la misma forma ha recibido ofertas de

Us 380 millones aproximadamente por el 38% de participación de Pacific Midstream Holding Corp (propiedad 100% de Pacific), que tiene participación en los oleoductos ODL y Bicentenario, así como de los activos de la línea eléctrica PEL. La venta de estos activos se utilizará para pagar deudas y recompra de acciones de la compañía. Sobre la Tecnología de Recuperación Secundaria-STAR En 2014, Pacific espera lograr avances significativos con su tecnología de recuperación secundaria-STAR en el bloque Quifa Sur Oeste. Teniendo en cuenta el éxito del proyecto piloto realizado en 2013 que mostró la duplicación del factor de recuperación en los pozos intervenidos, se espera aprovechar la potencialidad de esta tecnología de la mejor forma. Luego de que la compañía recibió dos patentes por 20 años para esta tecnología en Colombia, ha propuesto a su socio Ecopetrol un nuevo contrato para el campo Rubiales basado en la implementación de la tecnología STAR, a riesgo propio, con el propósito de incrementar los volúmenes de crudo secundarios que se extiendan más allá del 2016, año en el que vence el contrato. Los volúmenes de STAR no están incluidos en la proyección de los 5 años que presenta la compañía. Generar valor compartido Enmarcada en su estrategia de Valor Compartido, Pacific ejecutó más de 300 proyectos, respondiendo a los cuatro ejes de inversión social: Competitividad, Educación, Fortalecimiento Institucional e Inversiones Solidarias. El total de la inversión ejecutada superó los 67 millones de dólares, para lo cual se establecieron más de 20 alianzas estratégicas con entidades públicas y privadas, que han impactado positivamente más de 200 municipios en Colombia. Entre los principales retos para 2014 en materia de sostenibilidad la compañía buscará mantenerse en el Dow Jones Sustainability Index North America y fortalecer su estrategia de valor compartido, como una ventaja competitiva de la empresa. Finalmente Ronald Pantin presenta un panorama optimista para 2014. “Estamos comenzando el 2014 con una posición financiera muy sólida, nuestro balance en esta materia sigue siendo muy positivo, y nuestros objetivos de crecimiento en los próximos 5 años se basan en la exploración de crudo pesado y el desarrollo de activos a bajo costo y con alto retorno en Colombia. Esperamos que el 2014 sea un año lleno de grandes logros, en el que continuaremos con nuestra estrategia de crecimiento rentable, que nos permita construir beneficios a largo plazo para nuestros accionistas, empleados y demás grupos de interés” puntualizó. 51

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Contratación gestionada por Ecopetrol durante el 2013 superó los $20 billones

Para el año 2013 se hicieron negocios con 1.916 proveedores locales, es decir, de las regiones donde la Empresa tiene su operación.

Más de 3 mil empresarios en todo el país hicieron negocios con la Empresa. La contratación de bienes y servicios aumentó 35% en relación con el año 2012, cuando se contrataron $15 billones. La contratación con proveedores en las zonas de operación subió 59% en 2013.

Región Orinoquia

copetrol reafirma su compromiso con el desarrollo económico del país y de los diferentes actores de las regiones donde opera. Así lo revelan las más recientes cifras de contratación, las cuales muestran que de los $20 billones que la Empresa contrató en 2013, el 89% se realizó con proveedores nacionales, locales y regionales.

$183 mil millones

A diciembre, Ecopetrol hizo negocios con proveedores nacionales por $18 billones, de los cuales $3,9 billones fueron con proveedores regionales y locales. En el mismo período, la contratación con proveedores extranjeros ascendió a $1,3 billones. Durante esta vigencia se gestionaron contrataciones con 3.613 proveedores de Colombia, de los cuales el 11% son de Magdalena Medio, el 40% de Bogotá, el 15% del Centro del país, el 11% de la región Caribe, el 8% del Sur, el 5% de la Orinoquia y el 10% del Occidente. La contratación por regiones, en valor, fue la siguiente: Región Centro Oriente $9,2 billones Región Magdalena Medio $4,2 billones

$4 billones Región Sur $1,1 billones Región Caribe $1 billón Región Occidente Aumentó la contratación local Para el año 2013 se hicieron negocios con 1.916 proveedores locales, es decir, de las regiones donde la Empresa tiene su operación. La contratación local para este periodo fue de $3,9 billones, lo que representó un aumento del 59% frente al año anterior. La Contratación Local cuenta con 42 categorías de bienes y/o servicios entre las que se destacan: alimentación, rocería, manejo de residuos sólidos, transporte, cargue y descargue de carrotanques, transporte fluvial de personal, obras civiles, obras eléctricas y redes eléctricas, entre otras. El 35% de la contratación local con proveedores locales ha sido apalancado por actividades como mantenimiento de vías, movimiento de tierras y geotecnia, alquiler de salones y logística para eventos, cargue y descargue de carrotanques, transporte terrestre de personal, mantenimiento menor de tanques y obras civiles, entre otras.

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Percepción internacional de Colombia como destino de inversión en actividades offshore Por: César Fabián Romero Roa Abogado Partneren ERIS S.A.S. Maestría en Regulación Energética Candidato a L.L.M. International Business Law and Transactions, CEPMLP

l pasado 4 de febrero de 2014 se llevó a cabo en Aberdeen (Reino Unido) el UKTI LatinAmerica&CaribbeanRoadshow. En esta conferencia, posibles inversionistas del Reino Unido tuvieron la oportunidad de escuchar de parte funcionarios del UKTrade and Investment – institución del Gobierno del Reino Unido –las posibilidades de inversión en el corto y mediano plazo en Brasil, Colombia, México, Venezuela y el Caribe. Teniendo en cuenta que Aberdeen es reconocida desde hace más de 30 años por ser la base de operaciones de las empresas que tienen directa o indirectamente labores relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en el Mar del Norte, la gran mayoría de la información brindada en la conferencia trataba de oportunidades relacionadas con el sector petrolero. Habiendo recibido información muy valiosa sobre los demás países, es destacable tanto la forma en la cual se expuso a Colombia, como la recepción de los asistentes hacia el país y su interés en invertir o hacer presencia en el país, en particular en la posibles áreas offshore y de hidrocarburos no convencionales que serán ofertadas en la Ronda Colombia 2014. Es destacable, además, porque ese mismo día se hallaba en Colombia el Viceprimer Ministro británico, Nick Cleg, junto con una delegación de 40 empresarios, dentro de los que se encontraban algunos relacionados con petróleo y gas, según reseñó El Espectador en su edición online del 2 de febrero de 2014. Esta visita también fue referida por The Financial Times. Colombia es vista como un destino atractivo de inversión extranjera por su estabilidad política. Adicionalmente, en la conferencia se manifestó que un eventual acuerdo de paz podría aumentar las oportunidades de inversión extranjera en el país. Sin duda, la Ronda Colombia va a ser un termómetro importante de inversión extrajera en el sector de petróleo y gas. En nivel internacional se tienen los ojos puestos en posibles proyectos relacionados con actividades offshore e hidrocarburos no convencionales, lo que ha sido entendido por el regulador colombiano. Surge una pregunta al respecto: si la visión en el exterior de Colombia

es de un país en el cual se puede invertir, ¿qué se debe hacer para que esas intenciones se mantengan, o se mejoren, y se materialicen? Debe tenerse presente, al menos para el sector petrolero, que el proceso de reforma mexicano va a pasos agigantados. En la referida conferencia se mencionó que la regulación legal que pondrá en marcha los cambios en la industria petrolera mexicana estará implementada en el primer cuatrimestre de este año. Hay que tener en cuenta que México se encuentra entre los diez primeros productores de hidrocarburos, lugar que mantendrá o mejorará con la entrada de tecnología y recursos extranjeros para el desarrollo de actividades de exploración y explotación en el Golfo de México. Dependiendo de lo que pase en dicho país, el interés inversionista en Colombia puede disminuir. Es por ello que las instituciones gubernamentales deben coordinar sus esfuerzos para no desaprovechar esta oportunidad, en un momento en el cual las compañías que tienen experiencia en actividades en el Mar del Norte están poniendo sus ojos en el país. Por supuesto, muchas de las consideraciones son de tipo ambiental o social. El mensaje de inversión de parte de la agencia gubernamental encargada de las actividades del sector petrolero debe ser coordinado entre las diferentes instituciones, para que las condiciones de participación y desarrollo de los futuros proyectos sean adecuadas. Adicionalmente, los mensajes de modificaciones a las condiciones de desarrollo de proyectos, sean provenientes de fallos judiciales o de propuestas regulatorias, deben ser concordantes con la realidad técnica y fáctica de la industria, para no poner en riesgo el desarrollo de proyectos presentes y futuros. Uno de ellos, por ejemplo, es el relacionado con el estudio que adelanta la Corte Constitucional sobre las competencias para regular el uso del suelo para actividades del sector minero, establecido en el artículo 37 del Código de Minas. La complejidad de la competencia de regulación para determinar el uso del suelo en los proyectos del sector minero, petrolero y energético es de tal magnitud, incluso a nivel de derecho comparado, que merece ser analizada en la siguiente columna. En conclusión, Colombia no debe perder el camino que se ha trazado en nivel internacional. Ser uno de los principales destinos de inversión extranjera en momentos en los cuales las industrias buscan desarrollar sus actividades en Latinoamérica es un privilegio. Las discusiones y acciones que se dan dentro del país deben propender porque nuestro momento para continuar el camino al desarrollo económico no se queden simplemente en una oportunidad desaprovechada. cromero@eriscorp.co 53

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Entorno

¿Qué es reinyección?

a aguas producidas se destinan a cuerpos de agua superficiales (quebradas, lagos, y ríos). Las pozas API minimizan el contenido de petróleo y grasa en las aguas producidas, pero no tienen ningún impacto en la alta temperatura, alta salinidad, y alto contenido de bario en estas aguas. La reinyección de todas las aguas producidas es la única manera de evitar impactos en las aguas superficiales causados por la alta salinidad, alta temperatura, y alto contenido de metales en esta aguas, depositar las aguas de producción al subsuelo sin contaminar las aguas subterráneas por minimizar costos por eso debemos estar atentos con nuestros técnicos para que realicen una buena reinyección. LÍNEAS DE INYECCIÓN

En la batería de producción se requiere instalar tanques de gran capacidad para recoger el agua producida antes de la derivación hacia el pozo inyector; luego construir la línea de inyección de agua, desde la batería hasta el pozo inyector (en esta fase se realizarán pruebas de presión hidráulica). Esta

línea será tendida por el mismo derecho de vía de la línea de producción anterior. BOMBAS El agua a reinyectar será impulsada por bombas que actúan como booster, para mantener la presión en toda la línea desde la batería hasta el pozo y se realizarán pruebas de bombeo. Finalmente, se instalará el sistema de instrumentación en tanques, líneas y bombas de envío, y se realizarán pruebas del sistema. En la plataforma del pozo, inicialmente se requiere la construcción de losas para la instalación de bombas horizontales, para inyección e instalación de sistemas de control de caudales (Variador). El procedimiento operativo se da inicialmente con la llegada del agua, que pasa primero por un tanque pulmón vertical que sirve de amortiguador de las oscilaciones de presión, estabilizándola permanentemente (la frecuencia operativa debe estar en el orden de 60 Hz.), aquí el sistema llega a una presión determinada, con la que succiona la bomba de inyección horizontal multietápica de

petrÓleo anterior es direccionada hacia unos tanques desnatadores donde se logra separar la nata de aceite restante del agua y así obtener agua con bajos niveles de concentración de aceites & grasas (para los fines 5 ppm). En estas condiciones es que se tomará el agua para reinyectarla al subsuelo. El reservorio donde se piensa inyectar es una arena de muy buena permeabilidad que no contiene hidrocarburos. PRODUCTOS QUÍMICOS PARA EL TRATAMIENTO DEL AGUA PRODUCIDA Los productos químicos que se utilizarán en las locaciones son: Inhibidor de incrustaciones, Inhibidor de corrosión, Secuestrante de oxígeno y Biocida, Clarificador y Clarificador para emulsión inversa. IMPACTOS POSIBLES O RIESGOS Impactos en la Fase de Reinyección l

Impacto: Posible comunicación vertical en subsuelo

En general, en cualquier proyecto de reinyección existe siempre el riesgo potencial de la comunicación vertical del agua residual inyectada con acuíferos más superficiales, ya sea por el fracturamiento del estrato confinante durante el proceso de inyección, por mal sello de la formación confinante o por efecto geológico (como fracturas y fallas comunicantes). ¿Qué es una fractura o falla? ¿Cómo puede pasar? Sin embargo, en el área se tendrían que analizar y describir los eventos tectónicos si existen, tales como fracturas y fallas no sellantes que puedan facilitar la migración vertical del agua. Además, las unidades litológicas confinantes suprayacentes al reservorio deberán presentar un gran espesor. alta presión, que en su descarga la eleva, venciendo la presión de la formación e inyectando el agua a través de los poros de la misma. SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE AGUA PRODUCIDA El agua de producción proviene principalmente de la separación física del fluido procesado en la unidad de estabilización de petróleo; tanto del separador trifásico como de un filtro, previamente desgasificado con lo que se consigue la remoción de los hidrocarburos gaseosos absorbidos en este. El sistema de tratamiento primario del agua de producción básicamente consiste de una primera separación física del hidrocarburo líquido contenido en ella, el hidrocarburo es separado del agua por diferencia de densidades (tanque gunbarrel). Posteriormente se le añadirá al agua que sale de este tanque un agente químico desemulsificante, con la finalidad de romper la emulsión formada entre el agua y el hidrocarburo líquido residual. El agua obtenida del proceso

Para controlar y minimizar el riesgo mencionado, los parámetros de inyección considerados para la disposición del agua residual no sobrepasarán los límites de presión, que podrían conducir el fracturamiento de la formación confinada. Además, se deben revisar los registros de cementación (¿cómo son estos registros, qué está notado?) de los pozos productores cercanos a los pozos inyectores, para así poder monitorear el proceso de reinyección en los pozos de observación o control. l

Es recomendable efectuar un análisis químico completo del agua a disponerse, en forma periódica, a fin de conocer la variación de la calidad de agua y así prevenir cualquier problema a nivel del pozo inyector y del acuífero receptor del agua.

Impacto: Alteración de la calidad del acuífero objetivo

En el momento de evaluar este impacto se debe tener en cuenta que el reservorio se encuentra a una profundidad considerable (promedio de 1.800 ma 2.000m) y que contiene agua salada no apta para el consumo humano ni para la agricultura, por lo cual no sería como acuífero productor de agua. Cabe indicar que el frente de agua residual en el acuífero confinado será sometido a procesos de difusión y dispersión longitudinal y transversal, que favorecerán la mezcla con el agua nativa, para alcanzar, progresivamente, las característi-

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Para la etapa de reinyección se debe realizar el monitoreo de agua producida, lo que contribuirá a conocer la calidad del agua que se dispone en el subsuelo.

cas del agua del acuífero. Por lo tanto, es recomendable efectuar un análisis químico completo del agua a disponerse, en forma periódica, a fin de conocer la variación de la calidad de agua, y así prevenir cualquier problema a nivel del pozo inyector y del acuífero receptor del agua. ¿Es posible que el acuífero se llena? Se estima que los volúmenes de agua del acuífero objetivo representan un orden de magnitud mucho mayor que el volumen a inyectarse durante el período que dure el proyecto. Evidentemente esto facilitará el poder de dilución de las aguas subterráneas, de tal manera que el impacto inicial que se pueda generar alrededor del pozo se verá disipado a medida que avanza el frente de agua inyectada. El caudal y presión del agua inyectada, así como la calidad del fluido a disponerse en la formación objetivo deberán ser controlados permanentemente, a fin de prevenir el taponamiento del acuífero objetivo donde se dispone el agua de producción, por la incompatibilidad de las aguas presentes con las inyectadas, que conlleven a reacciones fisicoquímicas perjudicia-

les para el proceso y en consecuencia desencadenen diversos problemas operativos. De ocurrir el taponamiento de la formación confinada, el agua inyectada podría migrar hacia la superficie y alcanzar acuíferos superiores, con el consecuente daño ecológico. l

Impacto: Alteración de la dinámica del acuífero

El avance del frente de agua inyectada estará en función del volumen inyectado y de las propiedades del acuífero receptor. Cabe indicar que el frente de agua residual inyectado se desplazará, inicialmente, como flujo radial por efecto de la presión de inyección, y después avanzará en la dirección y con la velocidad del agua subterránea. Por el balance de masas que se ha evaluado en función de los volúmenes del acuífero receptor y el volumen inyectado, las características de flujo del acuífero ( no deberían variar en lo regional y sólo se verá afectado alrededor de los pozos inyectores. La actividad de sellado de la perforación se considera que producirá un impacto positivo, en cuanto a evitar posibles afectaciones en la calidad del agua subterránea. Impacto: recuperación de la dinámica subterránea. La descompactación de suelos podría mejorar la capacidad de infiltración del suelo, mejorando a su vez, la recarga del acuífero, que afectará también el nivel freático. La resiembra/reforestación podría afectar positivamente la dinámica subterránea, al restaurar la capacidad de infiltración y recuperar la recarga del acuífero. Además, el fin del proyecto de reinyección del agua de producción, significará que el frente de agua se desplazará bajo las condiciones dominantes del acuífero, recuperándose la dinámica original. CARACTERÍSTICAS Y CALIDAD DEL AGUA DE REINYECCIó N

El agua producida contiene sales disueltas, gases (CO, CO2, H2S), además de sólidos en suspensión; los cuales pueden contener en algunos casos vestigios de metales pesados y posiblemente radiación proveniente del estroncio y del radio.

petrÓleo ción en subsuelo se realiza mediante el agregado de diversos productos químicos, entre los que se destacan biocida, secuestrantes de oxígeno, inhibidores de corrosión y escamas (scale). El eventual derrame o fuga de estos productos químicos o combustibles del sistema de inyección en superficie pueden afectar las características fisicoquímicas del suelo nativo.

La disposición de agua producida en cuerpos de agua superficial incrementa las concentraciones de cloruros, sulfatos, alcalinidad, dureza, metales y sólidos suspendidos; afectando la calidad de sus aguas. Esta situación se revierte con la implementación de proyectos de reinyección, contribuyendo con la recuperación de la calidad del agua de los ríos. En caso de que se produzca el derrame del agua producida se puede ocasionar la contaminación de los suelos. Asimismo, el tratamiento químico del agua producida previo a la inyec-

Las aguas de producción se disponen a una temperatura aproximada de 90 ºC, calentando el agua y el aire, lo que genera un microclima mucho más caliente y húmedo a lo largo de las zonas de descarga. Asimismo, se produce la emisión de gases de olor azufrado Con la implementación del proyecto de reinyección se dejará de verter el agua producida, mejorando las condiciones micro climáticas en las antiguas zonas de descarga. MONITOREO DE LA CALIDAD DEL AGUA DE REINYECCIÓN Para la etapa de reinyección se debe realizar el monitoreo de agua producida, lo que contribuirá a conocer la calidad del agua que se dispone en el subsuelo, y tener una evaluación de la potencial afectación del agua subterránea (acuíferos de agua con nata) por el proceso de reinyección del agua producida.

El agua a reinyectar será impulsada por bombas que actúan como booster, para mantener la presión en toda la línea desde la batería hasta el pozo y se realizarán pruebas de bombeo.

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Regulación

Agencia Nacional de Hidrocarburos Reglamento para la exploración y explotación de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales. TÉRMINOS PARTICULARES 1. Acreditación de la capacidad económico financiera (Art. 43) Las personas jurídicas nacionales deben presentar estados financieros de propósito general, en los términos de los artículos 36, 37 y 38 de la Ley 222 de 1995, y 21 y siguientes del Decreto Reglamentario 2649 de 1993, o normas que los modifiquen, sustituyan o complementen, debidamente certificados y dictaminados, junto con sus notas, correspondientes a los tres (3) últimos ejercicios fiscales o al último si se trata de titulares de Contratos adjudicados en la Ronda Colombia 2010.

Tratándose de personas jurídicas extranjeras, esta infor-

(II)

mación contable y financiera debe haber sido preparada con sujeción a las “International FinancialReportingStandards –IFRSs”, a los “GenerallyAcceptedAccountingPrinciples– US GAAP”, a los estándares y principios generales vigentes en el respectivo país, o, en general, a estándares y principios generales internacionales, y someterse debidamente auditada. De no haberse constituido con tres (3) años de antelación, la documentación contable y financiera debe corresponder al período de operación y funcionamiento de la persona jurídica de que se trate. Con excepción de los titulares de contratos celebrados en desarrollo de la Ronda Colombia 2010 -que para la oportunidad de su respectiva suscripción hubieran obtenido. Habilitación para desarrollar actividades en Áreas Tipo 2 y 3-, para efectos de acreditar la Capacidad Económico Financiera, se entiende por Patrimonio Neto, el Patrimonio establecido en los estados financieros de propósito general, o en

petrÓleo la información contable y financiera preparada con sujeción a las “International FinancialReportingStandards –IFRSs” o a los “GenerallyAcceptedAccountingPrinciples –US GAAP”, a los estándares y principios generales vigentes en el respectivo país, o, en general, a estándares y principios generales internacionales, según el estado de origen de la persona jurídica de que se trate, debidamente auditados, sobre el cual deben practicarse los ajustes que se determinan en seguida: l l l l l

Descontar del Activo las siguientes partidas: Gastos de Exploración Capitalizados. Prestigio, Renombre o Buen Crédito (“Goodwill”). Intangibles. Crédito Mercantil, y Valorizaciones.

De no haberse constituido la persona jurídica con tres (3) años de antelación, el promedio corresponderá al de los últimos dos (2) años. Si solamente tiene un (1) año de funcionamiento, el Patrimonio Neto será el del último ejercicio. En el caso de los titulares de contratos celebrados en desarrollo de la Ronda Colombia 2010 -que para la oportunidad de su respectiva suscripción hubieran obtenido Habilitación para desarrollar actividades en Áreas Tipo 2 y 3-, el Patrimonio Neto corresponde al Patrimonio Total del período fiscal inmediatamente anterior al de presentación de la solicitud. (Art. 44)

la información debe presentarse respaldada por certificación de la autoridad competente del respectivo país, que -al hacerlo- dé cuenta de las facultades de que dispone. Para convertir la producción de gas a petróleo equivalente, debe tenerse en cuenta que un (1) Barril de Petróleo Equivalente, BPE corresponde a cinco mil setecientos (5.700) pies cúbicos de gas, PCG. 3. Acreditación de la capacidad jurídica (Art. 45) Para acometer la exploración y explotación de Yacimientos No Convencionales de Hidrocarburos, el Contratista Individual, los integrantes de Contratistas Plurales, eventuales nuevos operadores propuestos para integrarlos, y personas jurídicas extranjeras cuyas sucursales en Colombia tengan celebrados contratos vigentes con la ANH, deben acreditar que mantienen o reúnen los siguientes requisitos: Que su objeto social comprende el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Si se trata de operaciones en Colombia, los datos serán confirmados con el Ministerio de Minas y Energía y/o con los registros de la ANH.

Si de acuerdo con la legislación del país de origen, el objeto social no relaciona o incorpora los sectores de acti-

Para determinar el Patrimonio Neto en casos de Contratistas Plurales, debe sumarse el de cada uno de sus integrantes, en proporción a su respectiva participación en la asociación de que se trate. El cálculo del Patrimonio Neto debe ser diligenciado en el Formato No. 2 anexo, y presentarse certificado por el representante legal y el revisor fiscal o auditor externo del Contratista, del Operador o de los integrantes de Contratistas Plurales que pretendan acreditar Capacidad Económico Financiera. Para acreditar la calificación de riesgo a que se refiere el inciso tercero del artículo 42 del Acuerdo, debe presentarse certificado de la agencia calificadora de que se trate. 2. Acreditación de la capacidad técnica y operacional (arts. 43 y 44) El Contratista Individual o el Operador en casos de Contratistas Plurales y de nuevos propuestos, deben diligenciar el Formato No. 3 y presentarlo firmado por el representante legal, el contador y el revisor fiscal o auditor externo, de requerirlo la correspondiente persona jurídica, en el que se consigne la información sobre niveles de producción y volúmenes de reservas. Si se trata de operaciones en Colombia, los datos serán confirmados con el Ministerio de Minas y Energía y/o con los registros de la ANH. Si la producción corresponde a operaciones en el exterior,

petrÓleo Tratándose de conflictos de interés se procederá con arreglo a la ley, en especial, al artículo 40 de la Ley 734 de 2002, modificada por la distinguida como 1474 de 2011 y al Manual de Contratación Misional de la ANH. Las inhabilidades, incompatibilidades, prohibiciones y conflictos de interés procuran una gestión contractual objetiva e imparcial, por lo que identificada o denunciada la existencia de una de tales circunstancias, previa o sobreviniente, la ANH verificará los supuestos fácticos que la configuran para los efectos que impone la ley. El régimen de incompatibilidades, inhabilidades, prohibiciones y conflictos de interés es el previsto en la Constitución Política, en las leyes 80 de 1993, 734 de 2002, 1474 de 2011 y demás normas de jerarquía legal sobre la materia, así como en las que las modifiquen, adicionen, sustituyan o complementen.

Para determinar el Patrimonio Neto en casos de Contratistas Plurales, debe sumarse el de cada uno de sus integrantes, en proporción a su respectiva participación en la asociación de que se trate.

vidad que lo conforman, o está referido a labores o negocios industriales, comerciales o de servicios en general, este requisito puede acreditarse con los elementos presentados para comprobar la Capacidad Técnica y Operacional, de ser ello procedente, o mediante contratos o certificaciones que permitan establecer la dedicación a actividades de exploración y producción de Hidrocarburos, incluida declaración del Representante Legal y el Revisor Fiscal, auditor externo o quien haga sus veces, de requerirlo la persona jurídica, o, en caso contrario, por el auditor interno (Controller), que detalle el marco de actividad de aquella. l

Haberse constituido con ese objeto social, o haberlo incorporado por lo menos con cinco (5) años de antelación respecto de la fecha de presentación de la solicitud para desarrollar Yacimientos No Convencionales. Este requisito puede ser acreditado por la matriz o Controlante.

El término de duración no puede ser inferior al que reste de ejecución del Contrato que será materia de adición más el que se pacte en esta última, y tres (3) años más.

No encontrarse en causal de inhabilidad, incompatibilidad o prohibición de acuerdo con la Constitución Política y la ley, y comprometerse irrevocablemente a ceder su participación en el negocio jurídico a un tercero con iguales o superiores calificaciones, previa autorización expresa y escrita de la ANH, o a terminarlo por acuerdo recíproco, en caso de sobrevenir alguna de tales causales.

Sin perjuicio de los deberes que pesan sobre la ANH, es responsabilidad de los contratistas verificar que no se encuentran incursos en causal de incompatibilidad, inhabilidad, prohibición o conflicto de interés, y poner inmediatamente en conocimiento de la entidad cualquiera que sobrevenga en el curso de las distintas etapas de la actuación contractual, para proceder conforme a derecho. l

No encontrarse en proceso de liquidación judicial o circunstancia semejante según la legislación del país de origen, como quiebra, liquidación voluntaria o forzosa y, en general, cualquier proceso o circunstancia que tenga como consecuencia la extinción de la persona jurídica, ni tener litigios pendientes, procesos jurisdiccionales en curso o encontrarse en otra situación o contingencia que pueda comprometer materialmente el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las prestaciones, obligaciones y compromisos derivados del Contrato Adicional, según certificación de revisor fiscal, auditor externo o auditor interno (Controller), en su caso.

No haberse declarado la caducidad, ni la terminación unilateral de contrato estatal alguno, en el segundo evento, por razones imputables a la responsabilidad del contratista; no haberse dispuesto la resolución de cualquiera de tales contratos, también por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, en todos los casos mediante providencia en firme, ni haberse revocado la adjudicación de procedimiento de selección por acto administrativo ejecutoriado, como consecuencia de haberse comprobado que el correspondiente contrato se obtuvo por medios ilegales, todo ello durante los cinco (5) años anteriores a la fecha de la solicitud para desarrollar Yacimientos No Convencionales, sin perjuicio de las causales de inhabilidad, incompatibilidad o prohibición fijadas por la ley.

Establecer sucursal en Colombia, si el Operador pro-

petrÓleo puesto no la tiene, o extender el objeto y el término de vigencia de la existente, de ser ello pertinente, tratándose de personas jurídicas extranjeras sin domicilio en el país, dentro de los sesenta (60) días calendario siguientes a la fecha de suscripción del Contrato Adicional, y demostrarlo a la entidad, así como cumplir oportunamente todas las obligaciones que pesan sobre tales sucursales. l

Disponer el representante legal o su apoderado especial, debidamente constituido y acreditado, en su caso, de atribuciones y facultades específicas y suficientes para suscribir la correspondiente adición contractual como integrante de Contratista Plural; cumplir oportuna, eficaz y eficientemente los compromisos derivados de la misma; satisfacer los requisitos de ejecución; otorgar las garantías exigidas, y, en general, comprometer a la persona jurídica para todos los anteriores efectos, representar sus intereses y obrar en su nombre en todos los actos, trámites y diligencias inherentes a la actuación contractual.

Constituir las sociedades extranjeras sin domicilio en el país, apoderado que sí lo tenga, dotado de capacidad para representarlas judicial y extrajudicialmente en Colombia, además de investido de las atribuciones establecidas en el punto precedente, con el cumplimiento de los requisitos de ley, de no tenerlo ya, y hasta el establecimiento de sucursal, en caso de aprobación de la solicitud.

No aparecer la persona jurídica ni sus administradores reportados en la última publicación del Boletín de Responsables Fiscales de la Contraloría General de la República, ni figurar con antecedentes disciplinarios en la Procuraduría General de la Nación, que comporten inhabilidad.

Encontrarse en paz y a salvo por concepto de sus obligaciones relacionadas con el Sistema General de Seguridad Social y los aportes parafiscales, en el evento de estar sometido al régimen correspondiente en el país. Las sociedades extranjeras con sucursal en Colombia, deben presentar esta certificación por concepto del personal vinculado al servicio de la misma.

Tener y mantener el operador propuesto una participación mínima del treinta por ciento (30%) en la asociación de que se trate y asumir el liderazgo y la representación de la misma ante la ANH, así como la conducción de la ejecución contractual y de las relaciones con la entidad. De proyectar el contratista tener dos (2) operadores, uno para el desarrollo de Yacimientos Convencionales y otro para el de No Convencionales, la participación de cada uno en la asociación de que se trate y su respectivo interés en el Contrato, ha de corresponder

a este porcentaje. Cada operador tendrá el liderazgo, la representación y la conducción del negocio jurídico respecto de las actividades correspondientes al tipo de yacimiento cuya operación le corresponda. l

Comprometerse formal e irrevocablemente a no ceder ni transferir total o parcialmente el contrato, ni su respectiva participación e interés en el mismo, sin autorización previa, expresa y escrita de la ANH. En todo caso, el cesionario debe reunir, cuando menos, los mismos requisitos de capacidad que fueron considerados para la celebración de aquel. Las cesiones se regirán por el ordenamiento vigente en la oportunidad de su celebración. Continúa en nuestra siguiente edición

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Operadores

Mansarovar Energy Colombia Somos unos de los mayores productores de hidrocarburos en Colombia, centrando nuestra operación en la producción de crudo pesado.

ansarovar Energy Colombia Ltda. es una sucursal de sociedad extranjera, debidamente constituida en Colombia cuya matriz se encuentra en Bermuda y pertenece a dos actores mundiales del petróleo, ONGC Videsh Limited y SINOPEC Corp. Su objeto social principal es la exploración, explotación, y transporte de hidrocarburos. Si bien, la compañía fue construida legalmente en 1994, Mansarovar Energy Colombia Ltda., entró al mercado colombiano en el año 2006, mediante la adquisición de las acciones de Omimex de Colombia Ltda., pertenecientes a Onimex Resources Inc. Somos unos de los mayores productores de hidrocarburos en Colombia, centrando nuestra operación en la producción de crudo pesado, prestando los servicios de perforación, equipo pesado, transporte y almacenamiento de crudo; además de ser los pioneros en procesos de recuperación térmica del petróleo, usando la estimulación cíclica de vapor (CSS), disminuyendo la viscosidad del crudo pesado y aumentando su producción. La historia operativa se remonta a 1940 con el descubrimiento y desarrollo del campo Velásquez, operación a la

que se unió en 1967 la Concesión Cocorná 844 y en 1980 la Asociación Cocorná con el desarrollo del campo Teca, en ese tiempo operado por Texas Petroleum Company. En 1994, la compañía Onimex Resources Inc. adquiere el campo petrolero Velásquez por medio de una licitación y un año después adquirió el Oleoducto Velásquez - Galán. En 2005, durante la ronda abierta de negociación las compañías Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) compañía petrolera de India y China Petroleum & Chemical Corporation (SINOPEC Corp.) demuestran su interés por comprar las acciones de Onimex Resources Inc. y fue hasta 2006, después de varias rondas de negociación, que esta unión da nacimiento a Mansarovar Energy Colombia Ltda. HITOS EN LA HISTORIA DE MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTDa. l

1940 Descubrimiento del campo Velásquez.

1967 Concesión Cocorná 844

1980 Desarrollo del campo Teca operado por Texas Petroleum Company

1994 OMIMEX, adquiere campo Velásquez.

1995 OMIMEX, adquiere el oleoducto Velásquez - Galán.

1996 ONGC / India y SINOPEC Corp. China, se unen y adquieren acciones a OMIMEX y como resultado nace MansarovarEnergy Colombia Ltda.

2006 – 2011 Mansarovar desarrolla negocios en asocio con Ecopetrol denominados Asociación NARE operando los campos: Nare Sur, Jazmín, Girasol, UnderRiver, Moriche, Abarco, Chicalá (campo descubierto no desarrollado).

2012 Es adjudicado el bloque Ll 69 a Mansarovar Energy Colombia Ltda. durante la Ronda Colombia 2012

DóNDE ESTáN Actualmente nuestras operaciones se desarrollan en:

Campo Velásquez y campos de la Asociación NARE, conjuntamente con Ecopetrol:

Abarco

Chicalá (Campo Descubierto no Desarrollado)

Girasol

Jazmín

Moriche

Nara Sur

Under River

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En boca de pozo Deepwater Horizon

a Deepwater Horizon era una plataforma petrolífera semisumergible de posicionamiento dinámico de aguas ultra-profundas construida en el año 2001 y situada en el Golfo de México, compartido por Estados Unidos, Cuba y el propio México que se hundió el 22 de abril de 2010 como resultado de una explosión que había tenido lugar dos días antes provocando el más importante vertido de petróleo de la historia, estimado en 779.000 t. de crudo.

Los primeros daños afectaron a las marismas de la desembocadura y el delta del Misisipi extendiéndose el daño al área de Luisiana y otros sectores de Florida y Cuba. El propósito de la torre Deepwater Horizon era perforar pozos petrolíferos en el subsuelo marino, trasladándose de un lugar a otro conforme se requiriera. Una vez que se terminaba de perforar, la extracción era realizada por otro equipo. Deepwater Horizon era propiedad de Transocean y había sido arrendado a BP hasta septiembre de 2013. En septiembre de 2009 perforó el pozo petrolero más profundo de la historia. DESCRIPCIÓN Deepwater Horizon era una torre petrolífera de diseño RBS-8D de quinta generación, semi sumergible, de posiciona-

miento dinámico y de aguas ultra-profundas, cuyos taladros perforaban el lecho marino, mientras que otro tipo de torres y plataformas son utilizadas para extraer petróleo de pozos ya taladrados. La torre tenía 121 m de largo por 78 m de ancho y, de acuerdo con las declaraciones de Billy Nungesser, presidente de la Parroquia de Plaquemines, Luisiana, era una de las torres de perforación más grandes de aguas profundas. Podía operar en aguas de hasta 2.400 m. de profundidad, y tenía una profundidad máxima de perforación de 9.100 m. La torre podía alojar una tripulación de hasta 130 miembros. La torre semisumergible flotaba hasta la posición de perforación, contaba con pontones y cuatro columnas que se sumergían parcialmente cuando la torre era lastrada llenando con agua sus tanques que normalmente estaban rellenos de aire. En ningún momento llegaba a apoyarse en el lecho marino, sino que se apoyaba sobre sus pontones sumergidos.

El propósito de la torre Deepwater Horizon era perforar pozos petrolíferos en el subsuelo marino, trasladándose de un lugar a otro conforme se requiriera.

HISTORIA Diseñada originalmente para R&B Falcon, DeepwaterHorizon fue construida por Hyundai Heavy Industries en Ulsan (Corea del Sur). Su construcción comenzó en diciembre de 1998 y fue entregada en febrero del 2001 después de la

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El 20 de abril de 2010 una explosión tuvo lugar en la torre, provocando un incendio.

compra de R&B Falcon por Transocean. Fue la segunda torre petrolífera construida de una clase de dos, aunque la DeepwaterNautilus, su predecesora, no tenía posicionamiento dinámico. Después de arribar al golfo de México, Deepwater Horizon fue utilizada bajo contrato por BP Exploration. Su trabajo incluía la perforación de pozos petrolíferos en los yacimientos Atlantis y Thunder Horse, un descubrimiento del 2006 en el yacimiento Kaskida6 y en el yacimiento Tiber en el 2009. El 2 de septiembre de 2009, DeepwaterHorizon perforó en el yacimiento Tiber el depósito de petróleo y gas más profundo hasta el momento, con una profundidad vertical de 10.685 m. y una profundidad medida de 10.685 m. de los cuales 1.259 m eran agua. En el 2002 la plataforma fue actualizada con “e-drill”, un sistema de monitoreo de perforación con el que, técnicos en Houston, Texas, recibían información en tiempo real del

proceso de perforación de la torre, así como información sobre mantenimiento e informes de errores. Antes del accidente, Deepwater Horizon trabajaba en el Cañón Misisipi de BP, en el bloque 252, conocido como el prospecto Macondo. La torre se encontraba a 80 kilómetros de la costa sureste de Luisiana. En octubre de 2009 BP extendió el contrato por tres años más, los cuales se contarían a partir de septiembre de 2010. Se estima que el contrato de arrendamiento representaba la cantidad de US$544 millones, $496.800 dólares al día. EXPLOSIÓN Y HUNDIMIENTO DE DEEPWATER HORIZON La torre estaba en la fase final de la perforación de un pozo, en la cual se refuerza con hormigón. Este es un proceso delicado ya que existe la posibilidad de que los fluidos del pozo sean liberados descontroladamente. El 20 de abril de 2010 una explosión tuvo lugar en la torre, provocando un incendio. Algunas informaciones aseguraron que, tras la explosión y el incendio, once personas estaban desaparecidas. Siete trabajadores fueron llevados vía aérea a la estación aérea naval en Nueva Orleans y desde allí trasladados al hospital. Varios barcos de apoyo lanzaron agua a la torre en un infructuoso intento de extinguir las llamas. Deepwater Horizon se hundió el 22 de abril de 2010, a una profundidad aproximada de 1.500 metros, sus restos se encontraron en el lecho marino desplazados aproximadamente 400 metros al noroeste del lugar donde se ubicaba el pozo. Derrame de petróleo desde el fondo marino El incontrolado derrame de petróleo -mezclado con una pequeña parte de metano-, provocado por la dificultad de sellar varias fugas en las tuberías del fondo marino, amenaza el hábitat de cientos de especies marinas y de aves. Las cifras del derrame son dispares, dependiendo de las fuentes estarían entre las 680 y las 11.600 toneladas diarias (1 barril de crudo estadounidense tiene 158,987 litros y su peso está entre los 119 y 151 kg). Desde el inicio del derrame hasta el 15 de junio de 2010 (55 días) las cifras del derrame acumuladas alcanzarían los 228.000 toneladas. Si la fuga continúa con cifras tan negativas -alrededor de 60.000 barriles diarios (más de 9,5 millones de litros diarios)- podría convertirse en uno de los mayores derrames de petróleo siendo el 15 de junio de 2010 al menos seis veces superior al del Exxon Valdez.

Varios intentos de sellar la tubería del pozo que producía el derrame fracasaron -campana de hierro e inyección de lodo pesado y cemento-, el último, mediante inyección de lodo y cemento o top kill, el 27 de mayo de 2010. El 13 de julio de 2010 British Petroleum colocó una nueva campana

petrÓleo

con la pretensión de acabar con la fuga incontrolada cerrando las válvulas progresivamente, para detener el escape, pero se necesitaba canalizar el petróleo a barcos en la superficie.

especies como el manatí, son las más afectadas. Los daños previstos al sector turístico de playas de Florida y Cuba, son también considerables.

VERTIDO DE PETRÓLEO EN EL GOLFO DE MÉXICO

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) determinó que los químicos diluyentes usados por British Petroleum (BP) (2,5 millones de litros del dispersante Corexit fueron vertidos durante el primer mes), no son seguros para la fauna marina, ya que pueden bioacumularse en los tejidos de los organismos. El vertido del golfo de México afectó a más de 944 kilómetros de litoral. Los Estados más afectados fueron Luisiana (540 km. de litoral), Misisipi (180 km.), Florida (114 km.) y Alabama (110 km.).

Para el 15 de julio de 2010 las cifras mínimas del derrame podrían alcanzar las 298.000 toneladas y las máximas unas 594.000 tonelas (de 3.300.000 a 5.200.000 barriles). El 15 de julio de 2010 la empresa British Petroleum asegura que aunque la nueva campana tuvo éxito, eso no significa que la fuga se vaya a detener de manera definitiva. Según datos de los Estados Unidos el pozo de BP vertió 780 millones de litros, según la investigación e de la revista Sciencia, el volumen final de crudo vertido al golfo asciende a unos 700 millones de litros, con un margen de error del 20%. Es decir, unos 8,9 millones de litros al día. DAÑOS AL ECOSISTEMA Debido a la posición de la plataforma en el golfo de México, compartido por Estados Unidos, Cuba y el propio México, el daño puede extenderse por una zona extremadamente amplia. Los primeros impactos del derrame se localizaron en las marismas de la desembocadura y el delta del Misisipi, con la aparición de tortugas, delfines y varias especies de aves marinas muertas o atontadas. Los perjuicios al negocio de la pesca y el camarón en el área de Luisiana se estiman en cifras millonarias. Los frágiles ecosistemas de pantanos, con una variada población animal y vegetal se ven perjudicados;

Un estudio publicado en Science concluye que la desaparación de la marea negra es más lenta de lo esperado, encontrándose bajo la superficie, lo que podría suponer un grave riesgo para la fauna marina. Estudios de los efectos en los marineros y trabajadores que participaron en la limpieza En 2011 se inician estudios sobre los efectos en quienes limpiaron los restos de la fuga en el Golfo de México. El gobierno de Estados Unidos, presidido por Barack Obama, utiliza como referente el trabajo científico hecho en España en 2003 con los marineros que recogieron el chapapote provocado por el Desastre del Prestige en las costas españolas para realizar un gran estudio sobre los efectos del crudo en la salud de marineros y otros trabajadores que participaron en las tareas de recogida y limpieza.

Antes del accidente, Deepwater Horizon trabajaba en el Cañón Misisipi de BP, en el bloque 252, conocido como el prospecto Macondo. La torre se encontraba a 80 kilómetros de la costa sureste de Luisiana.

GAS GRACIAS A NEGOCIOS INTERNACIONALES

Gas Natural Fenosa alcanzó beneficios netos de 1.445 millones de euros El Ebitda consolidado del ejercicio fue de 5.085 millones de euros, un 0,1% más, por el buen comportamiento de las actividades externas.

a compañía Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 1.445 millones de euros en 2013, un 0,3% más que en el ejercicio anterior. El perfil de negocio de la compañía, su asentada presencia internacional y una estricta política financiera le permitieron compensar la disminución de los negocios en España, debido tanto a la presión fiscal de la Ley 15/2012 en actividad de generación de electricidad en España, como por los recientes impactos del RDL 9/2013 en las actividades de generación y distribución de electricidad en España, que se elevaron a 455 millones de euros en el ejercicio 2013. El Ebitda consolidado alcanzó los 5.085 millones de euros, un 0,1% superior al del año anterior, a pesar de un entorno macroeconómico, energético y regulatorio muy exigente, y gracias al adecuado equilibrio entre los negocios regulados y liberalizados en los mercados gasista y eléctrico, y a la contribución creciente y diversificada de la presencia internacional.

66 mes de noviembre, Gas Natural Fenosa, presentó al merEl pasado

cado la actualización de su Plan Estratégico para el período 2013-2015 tras cumplir con los objetivos a 2012 que se marcó la compañía. Esta actualización establece objetivos realistas, adaptados al contexto macroeconómico, energético y sobre todo al importante impacto regulatorio, para seguir cumpliendo con sus compromisos ante los accionistas. Las líneas estratégicas se centrarán en la gestión óptima de cada una de las líneas de negocio de acuerdo con las condiciones de mercado, la gestión del portafolio de negocios según su encaje estratégico y la ejecución de planes de eficiencia. Los criterios realistas que marca la compañía le permitirán sentar las bases para anticipar una mejora significativa del crecimiento a partir del año 2015 y cumplir con los accionistas a pesar del entorno macroeconómico y regulatorio, que impacta en el resultado de los negocios en España. La empresa continúa comprometida con una sólida política de dividendo en efectivo y prevé mantener el payout en niveles del 62%, en la línea de los últimos años, compatible con los objetivos de crecimiento y

GAS desapalancamiento previstos. La propuesta de distribución de resultados del ejercicio 2013 que el Consejo de Administración elevará a la Junta General Ordinaria para su aprobación supone destinar 898 millones de euros a dividendos (0,897 euros/acción), un 0,3% más que en 2012, en línea con el incremento del beneficio neto. Aportación de las actividades internacionales Las actividades internacionales de Gas Natural Fenosa, que aumentaron un 2,2% su aportación al ebitda consolidado, representaron el 44,1% del ebitda, frente al 43,2% de 2012. Este dato contrasta con la aportación al ebitda de la actividad en España, que disminuyó un 1,6%, hasta representar el 55,9% del total del consolidado del grupo. A 31 de diciembre, la deuda financiera neta fue de 14.641 millones de euros, y situó el nivel de endeudamiento en el 49,4%. Si se descuenta el déficit de tarifa pendiente de recuperar a cierre del ejercicio (485 millones de euros), la deuda neta se situaría en 14.156 millones de euros, equivalente a un nivel de endeudamiento del 48,5%. El 87,7% de la deuda financiera neta tiene un vencimiento igual o posterior al año 2016 y la vida media de la deuda se situó en 5 años. Las inversiones materiales e intangibles de Gas Natural Fenosa alcanzaron los 1.494 millones de euros durante el año, con un incremento del 10,1% respecto a las del año anterior. Este crecimiento se debe a las inversiones en generación de electricidad en el ámbito internacional, principalmente en México. Por ámbito geográfico, las inversiones en España disminuyeron un 4% aunque siguió siendo el principal destinatario, con un 55,7% de las inversiones consolidadas en 2013, frente al 63,9% de 2012. Mientras, las inversiones en el ámbito internacional representaron el 44,3% restante y crecieron un 35% respecto al año anterior. Distribución de gas en España El ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 917 millones de euros, con un crecimiento del 1,9%. Las ventas de la actividad regulada de gas en España en su conjunto descendieron en un 2,3% respecto a 2012. Este descenso viene provocado por una caída del 44,8% en el gas vehiculado, fundamentalmente para ciclos combinados, que ha compensado el aumento (3,3%) de la demanda sujeta a remuneración de distribución. A cierre del ejercicio, la compañía tenía 5.172.000 puntos de suministro (+0,9%) y la red de distribución alcanzó los 47.678 kilómetros, con la incorporación de 1.137 kilómetros durante el año. Distribución de gas en Latinoamérica El ebitda de la distribución de gas en Latinoamérica alcanzó los 686 millones de euros, con un incremento del 7,2% respecto al 2012. Por países, destacó el ebitda registrado en Brasil, de 349 millones de euros, que junto con el de Colombia, de 190 millones de euros, representan cerca del 79% del total. El importe neto de la cifra de negocio ascendió a 3.260 millones de euros, un 9,3% superior al del ejercicio anterior. Gas Natural Fenosa se adjudicó en el mes de julio el concurso convoca-

do por el Estado peruano para extender el servicio de gas natural a 4 ciudades del suroeste del país (Arequipa, Moquegua, Tacna e Ilo). De acuerdo con la licitación adjudicada, la compañía hará llegar el suministro energético a una nueva área que todavía no está conectada a la red de gasoductos y prevé hacer llegar el gas a más de 60.000 hogares. Con esta adjudicación, la compañía consolida y amplía su presencia en Latinoamérica. A cierre del ejercicio, las ventas de la actividad de gas en Latinoamérica, que agrupa las ventas de gas y los servicios de acceso de terceros a la red (ATR), ascendieron a 229.833 GWh, un 9,3% más que las registradas en 2012. Distribución de gas en Italia El ebitda de la actividad de distribución de gas en Italia fue de 92 millones de euros, un 10,8% más que en el año anterior. La mejora del ebitda estuvo marcada por el crecimiento continuo de los resultados provenientes de la actividad regulada de distribución así como a un mejor margen de ventas de gas. Las ventas de la actividad de gas ascendieron a 3.786 GWh. Gas Natural Fenosa alcanzó los 455.000 puntos de suministro en Italia, un 1,3% más que a cierre de 2012, mientras que la red de distribución alcanzó los 6.958 kilómetros, el 1,1% más. Distribución de electricidad en España El ebitda de la actividad de distribución de electricidad, de 588 millones de euros, se redujo un 4,1% en 2013. La caída en el resultado es consecuencia del impacto negativo del Real Decreto-Ley 13/2012, que estableció una reducción de los ingresos regulados asociados67 a la activi-

GAS dad de distribución y gestión comercial del acceso, y del Real Decreto-Ley 9/2013, aprobado por el Consejo de Ministros el pasado julio, que afecta a la actividad de distribución de electricidad así como a la retribución de la actividad de transporte para el segundo período del año.

A cierre del ejercicio, y en línea con anteriores trimestres, la cifra de clientes registró una caída del 21% debido a la desconsolidación de los clientes del negocio de Nicaragua. Ajustando este efecto, dicha disminución revierte en una variación positiva del 4%.

A la mencionada evolución de la cifra de negocio, debe añadirse un incremento del gasto operativo neto, ya previsto en la actualización del Plan Estratégico de la compañía del pasado mes de noviembre, y que principalmente se debe a las medidas de eficiencia aplicadas durante el ejercicio, cuyo impacto se espera que repercuta positivamente en ejercicios posteriores. Los RDL 13/2012 y 9/2013 tendrán un impacto estimado de 260 millones sobre el ebitda de esta actividad en 2014.

Distribución de electricidad en Moldavia

Las ventas de la actividad de electricidad fueron de 32.766 GWh, un 3% menos que en 2012. A 31 de diciembre, la compañía contaba con 3.772.000 puntos de suministro, igualando la cifra de cierre del ejercicio anterior.

Electricidad España

Distribución de electricidad en Latinoamérica El EBITDA de la actividad de distribución de electricidad en Latinoamérica, que incluye Colombia y Panamá, alcanzó los 340 millones de euros en 2013, un 7,1% menos. Gas Natural Fenosa mantendrá la operación de sus dos distribuidoras de electricidad en Panamá (Edemet y Edechi) por un nuevo período de 15 años tras la adjudicación de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) panameña el pasado mes de agosto. Ambas sociedades son responsables de la distribución de alrededor del 65% del mercado eléctrico del país y cuentan con más de 500.000 clientes. El negocio de distribución de Colombia aportó 241 millones de euros de ebitda hasta el cierre del ejercicio, un 5,1% más, sin considerar el efecto del tipo de cambio. Las ventas de la actividad de distribución electricidad en Latinoamérica fueron de 16.443 GWh, un 9% menos. Sin considerar la desinversión en Nicaragua, las ventas experimentarían un incremento del 5,8%, generado por el crecimiento de la demanda tanto en Colombia (6,2%) como en Panamá (4,6%).

El ebitda de la actividad de distribución de electricidad en Moldavia alcanzó los 35 millones de euros en el ejercicio 2013, en línea con los resultados de la compañía en el país en 2012. Las ventas de la actividad de electricidad ascendieron a 2.541 GWh (+0,6%) y los puntos de suministro cerraron el año en 846.000 (+1,2%).

El ebitda de la actividad de electricidad en España (generación, comercialización mayorista y minorista y suministro de electricidad a tarifa de último recurso) fue de 789 millones de euros, un 12,7% menos que en el ejercicio 2012. Este descenso ha venido motivado fundamentalmente por el impacto que las medidas fiscales y regulatorias, aprobadas en la Ley 15/2012 y RDL 9/2013, han tenido sobre la generación eléctrica. El precio medio ponderado del mercado diario del último trimestre del año fue de 53,81 €/MWh, 2,8 €/MWh superior al del trimestre anterior y 9,35 €/MWh por encima del mismo trimestre del ejercicio 2012. La producción de energía eléctrica fue de 33.785 GWh, un 9% menos que en el mismo periodo de 2012. De esa cifra, 30.744 GWh corresponden a generación en Régimen Ordinario (-10,7%), mientras que la generación en Régimen Especial sumó 3.041 GWh (+11,8%). La cuota acumulada en generación de electricidad en Régimen Ordinario se situó en el 20,6%, similar al 20,7% de final del año 2012. La producción hidráulica se situó en 4.434 GWh durante el año, prácticamente el triple que la realizada en 2012, debido principalmente a las grandes aportaciones al inicio del año. Por su parte, la producción nuclear disminuyó un 3,3%, hasta los 4.287 GWh. La producción de los ciclos combinados de Gas Natural Fenosa fue de 16.593 GWh, un 19,5% menos que en el ejercicio anterior.

GAS La producción térmica con carbón alcanzó los 5.430 GWh, frente a los 7.724 GWh de 2012 (-29,7%). La aplicación del Real Decreto de Garantía de Suministro supuso en 2013 una producción con carbón nacional de 1.878 GWh para Gas Natural Fenosa. Las ventas de electricidad, que incluyen la comercialización en el mercado liberalizado y de último recurso (TUR), alcanzaron, a cierre del año, los 33 TWh, un 8,3% menos. Las cifras de la cartera de comercialización eléctrica son acordes al posicionamiento de maximización de márgenes, a la optimización de cuota y al grado de cobertura que GAS NATURAL FENOSA desea tener frente a las variaciones de precio del mercado eléctrico. Gas Natural Fenosa Renovables Gas Natural Fenosa Renovables cerró el ejercicio con una potencia instalada en operación de 1.147 MW, de los cuales 967 MW corresponden a tecnología eólica, 72 MW a cogeneración y 108 MW a minihidráulica. El ebitda se situó en 152 millones de euros, un 1,9% menos. Este descenso vino provocado por la entrada en vigor de distintas disposiciones regulatorias (Ley 15/2012, RDL 2/2013 y RDL 9/2013) que incidieron en los resultados económicos de las empresas con tecnologías en régimen especial. La producción durante el ejercicio ascendió a 3.041 GWh, un 11,8% superior a la del año 2012, debido fundamentalmente a una mayor producción eólica y minihidráulica. Asimismo, en 2013 se finalizaron los trabajos de construcción de los proyectos minihidraúlicos de Peares II y Belesar II, ambos en Galicia, e iniciaron su operación comercial a finales de 2013. Electricidad en Latinoamérica El ebitda del negocio de electricidad en Latinoamérica, aportado por los activos de generación en México, Puerto Rico, Costa Rica, Panamá y República Dominicana, ascendió a 275 millones de euros a cierre del ejercicio, un 5,4% más. La energía producida en Latinoamérica fue de 19.414 GWh, un 5,2% más que en el mismo período del año anterior. Gas: Infraestructuras El ebitda de la actividad de infraestructuras, que incluye la operación del gasoducto Magreb-Europa, la gestión del transporte marítimo, el desarrollo de los proyectos integrados de gas natural licuado (GNL) y la exploración, desarrollo, producción y almacenamiento de hidrocarburos, se elevó a 258 millones de euros, un 14,7% más que en 2012, debido principalmente al incremento de la tarifa de transporte internacional del gasoducto Magreb-Europa en 2013 y a la optimización logística de la flota.

A 31 de diciembre, la actividad de transporte de gas desarrollada en Marruecos a través de las sociedades EMPL y Metragaz, sumó un volumen total de 122.804 GWh, un 5,5% más que en 2012 por un mayor volumen de gas vehiculado durante el año a España para cubrir la demanda del mercado. De esta cifra, 84.781 GWh (+6,7%) fueron transportados para Gas Natural Fenosa a través de la sociedad Sagane, y 38.023 GWh (+3,1%) para Portugal y Marruecos. Comercialización El ebitda de la actividad mundial de aprovisionamiento y comercialización de gas ascendió en 2013 a 863 millones de euros, con un aumento del 17,3% respecto a 2012. Este incremento del ebitda, en un contexto de significativa volatilidad en los mercados energéticos y de divisas, se explica por la actividad en el exterior, así como por la diversificación de la cartera de commodities y la gestión conjunta del riesgo de commodity y dólar. A 31 de diciembre, el gas comercializado en el mercado español alcanzó los 229.419 GWh, un 3,8% menos, debido fundamentalmente al menor consumo de los ciclos combinados. Gas Natural Europe, filial de comercialización en Europa, cuenta actualmente en Francia con 2.798 puntos de suministro, que equivale a una cartera de 23,3 TWh anuales. La filial dispone de 569 clientes en Bélgica y Luxemburgo, que representan una cartera contratada de 6,7 TWh anuales. En Holanda, la compañía aumentó su posición con 309 puntos de suministro en 2013 (5,4 TWh de cartera), y en Alemania, donde empezó la actividad a finales del año 2012, ya cuenta con 97 puntos de suministro y una cartera de 1 TWh. En Italia, Gas Natural Vendita consiguió una cartera contratada en el mercado mayorista de 4 TWh/año a cierre del ejercicio 2013. En el mercado portugués, la empresa continuó su consolidación como primer operador extranjero en comercialización de gas mayorista, con una cartera de contratos industriales de 5,5 TWh/año. La compañía cerró el ejercicio con una cuota de mercado del 13% que, según el Ente Regulador portugués (ERSE), la convierte en el segundo operador del país. En el mercado exterior, destaca el incremento de la diversificación de mercados, con ventas de gas en América y Asia (Japón, India y Corea). La compañía consolida su presencia en los principales mercados internacionales de GNL con una posición a medio plazo en países en crecimiento o líderes en el mercado del gas natural licuado. 69

medio ambiente MINISTRA DEL MEDIO AMBIENTE EN LA DEUTSCGE WELLE

“No estamos dispuestos a que el desarrollo en Colombia sea a cualquier precio” La funcionaria insiste en que no va a olvidar el progreso pero haciendo respetar la ley que prioriza la naturaleza. Por considerarlo de interés, reproducimos el contenido de una entrevista con ese medio alemán*.

medio ambiente. Nosotros decimos: sí al desarrollo, pero no a cualquier precio. No puede ser que haya pan hoy y hambre mañana. Como ministra de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, tengo que garantizar que todos nuestros hijos tengan agua del grifo; que no se intoxiquen con el aire. Tenemos también una responsabilidad con los que no han nacido. Con la negociación de la paz estamos además buscando crear una sociedad mucho más incluyente. ¿Por qué le interesa a Colombia el liderazgo en la adaptación y mitigación al y del cambio climático? Porque Colombia es uno de los 3 primeros países en el mundo que va a sufrir las mayores consecuencias del cambio climático, debido a la zona geográfica en la que nos encontramos. Por eso es muy importante el fortalecimiento de las instituciones y políticas ambientales. En tiempos del cambio climático, ¿qué tantos dientes tiene el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en Colombia?

¿Qué tanta importancia le da Colombia a su Ministerio del Medio Ambiente? Teniendo en cuenta la realidad del país, el ministerio no solamente es de ambiente sino de desarrollo sostenible. Colombia es un país con una alta riqueza de biodiversidad. Somos el país con mayor biodiversidad por metro cuadrado del mundo, pero también tenemos otros recursos naturales y tenemos que hacer compatibles nuestras dos riquezas. El Gobierno del presidente Juan Manuel Santos creó la Autoridad Nacional de Licencias con la que se ha fortalecido la gestión de la política ambiental. En los dos últimos años el presupuesto para el ambiente ha aumentado en 4 ó 5% y su planta de personal en un 500%. La gestión ambiental en Colombia se menciona como “ejemplar”. ¿Por qué? El fortalecimiento del sector hace mucho énfasis en los efectos del cambio climático. En efecto, Colombia ha liderado los comités técnicos de la conferencia internacional de cambio climático (COP). Por otra parte, con la consecución de cooperaciones internacionales, como con Alemania, concursamos en el mundo demostrando que no somos los conservacionistas extremos que impiden el desarrollo de un país pobre sino que 70 tenemos, aplicamos y exigimos reglas claras en el manejo del

Una de las cosas importantes es que Colombia cuenta con una fuerte legislación ambiental. Ya antes de la Constitución de 1991, en 1974, el Código de recursos naturales fue innovador para la reglamentación de desarrollo sostenible. Sí tenemos dientes; antes nos centrábamos mucho en la mitigación de daños; pero con las vastas inundaciones del 2010 y 2011 aprendimos a la fuerza que la prevención es prioritaria. Por eso se crean la unidad de Gestión del Riesgo, Colombia Humanitaria y el Fondo de Adaptación. Ya está listo el dossier sobre qué obras se necesitan para que no se inunden pueblos y ciudades y hacia cuáles lados no deben crecer por el alto riesgo y vulnerabilidad al cambio climático. En momentos en que el mundo busca desesperadamente recursos energéticos; en Colombia tiene lugar uno de los conflictos más duros por la naturaleza o su explotación, su conservación o el desarrollo, al que también tienen derecho los países emergentes. ¿La pregunta es a qué precio lo quiere Colombia? Colombia tiene el privilegio de contar con recursos naturales no renovables y una biodiversidad muy valiosos; yo lo asemejo a un ser humano con dos piernas fuertes. Pero necesitamos dinero. Tenemos que reducir la pobreza y hemos avanzado: Colombia fue el segundo país en reducción de la pobreza en América Latina, y el segundo entre 48 países de todo el mundo que más redujo el índice de Gini? Uno no puede decir yo crezco o no dejo crecer el país cuando tengo tantos pobres. Usted no puede entrenar solo una pierna porque empezará a cojear. ¿Cómo busca Colombia ese equilibrio? No estamos dispuestos a que el desarrollo en Colombia sea a cualquier

medio ambiente precio. Nosotros decimos desarrollo sí, pero con reglas claras. Hemos sacado términos de referencia, estamos delimitando las zonas que realmente no se pueden intervenir por el desarrollo. Muchas veces la gente cree que lo ambiental es de sentimiento, de idealismo. No. Aquí se trata de que las zonas que conservamos tienen una importancia para los servicios ecosistémicos como el agua, el aire y la misma biodiversidad. Colombia tiene el 70% de los páramos del mundo que son las fábricas de agua. ¿Qué pasaría si los dejáramos destruir porque la montaña está llena de oro? Si los dejáramos tocar sería mucho más costoso. ¿Cómo contiene Colombia entonces la presión nacional e internacional por la búsqueda de hidrocarburos y metales? Estamos analizando la delimitación de los páramos, que, por Constitución y por Ley, son intocables; solamente prestan servicios ecosistémicos. No importa el precio de lo que haya en metales en esas montañas, porque esas pocas o muchas regalías que pague el mineral, si lo explotamos no compensaría en nada las pérdidas que sufriríamos. Nosotros incentivamos la inversión extranjera en carbón, ferroníquel, petróleo e infraestructura, pero con quienes lo hacen bien y siguen las normas. Tenemos leyes bastante estrictas y claras en desarrollo sostenible. Por eso se fortaleció la institucionalidad en licencias que tenían, hasta hace 3 años, un atraso del 90%. No vamos a permitir que en Colombia se rompa la ley ambiental porque con ello se viola un derecho fundamental; el derecho a un medio ambiente sano. ¿Es esa la razón por la que Colombia detuvo la extracción de carbón por parte del consorcio canadiense Drummond? Así es. Por más poderosa que sea la empresa, sea nacional o extranjera, no se les iba a seguir permitiendo que rompieran la ley, y esto ya era una muerte anunciada porque ya se les había dicho ¡Cumplan! Sopesamos y le dije al presidente Santos: “Parar la explotación de carbón, por parte de Drummond, significa que Colombia deja de recibir diez mil millones de pesos diarios y muchos pierden sus empleos. Pero aquí prima la vida de los colombianos y priman las generaciones futuras”.

La cuestión es ¿a quién se le va a pagar? El pago por resultados en la Amazonia se hará directamente a los campesinos, no al Estado. Los resultados se medirán en cuánta deforestación evitamos con proyectos silvopastoriles. En Colombia la extensión de la ganadería tumba selva para potreros. Allí hay una res por 1 o 3 hectáreas porque los suelos selváticos son demasiado ácidos y pobres. Con nuestra asesoría, los campesinos podrán tener hasta 10 reses por hectárea y así parar la tala de bosques. Los mismos campesinos serán los guardianes de la selva. La Amazonia tiene algo muy importante y es que pude ser una de las posibilidades para los desmovilizados del conflicto. ¿La guerrilla y otros grupos criminales son depredadores de la misma naturaleza con sus cultivos de coca, el ganado robado y la minería ilegal? Sí. En uno de nuestros parques naturales las FARC tienen unas 44.000 hectáreas de ganadería y 1.200 de cultivos ilícitos. Para su reinserción a la sociedad, una vez terminado el conflicto, les diremos a los excombatientes: primero erradiquen su coca y eso les dará ingresos y, segundo, si quieren quedarse con su familia en la selva, en donde siempre han vivido, les ofrecemos la oportunidad de convertirse en vigías de su conservación. Esa cooperación será un aporte a la paz. ¿Quién más se beneficiaría de esto? El apoyo financiero a Visión Amazonia no es un regalo. Es un gana-gana para todas las partes. Gana Alemania, líder mundial de la defensa del Medio Ambiente, así como Noruega y Reino Unido, los tres países europeos que más están respaldando la conservación del Medio Ambiente en América Latina.

La ministra Luz Helena Sarmiento, dijo que “el Gobierno alemán es uno de los que más nos apoya en la conservación de la biodiversidad y el desarrollo sostenible”.

*Autor: José Ospina-Valencia. Editora: Claudia Herrera Pahl

¿Cómo ven Europa y Alemania la reorientación de la gestión ambiental en Colombia? El Gobierno alemán es uno de los que más nos apoya en la conservación de la biodiversidad y el desarrollo sostenible. Este es un momento histórico en el que Colombia está siendo respaldada para parar la frontera agrícola en la Amazonia y estamos tomando medidas para cerrar esa brecha. Estamos lanzando ¿Visión Amazonia?, un proyecto cuyo objetivo principal es detener la deforestación neta hasta el 2020. Por primera vez se está desarrollando una forma de apoyo no convencional en la cooperación internacional: primero mostramos los resultados y luego se paga por ellos.

medio ambiente

Objetivos de Desarrollo Sostenible

humano, para abogar por la incorporación de biodiversidad en futuros marco de desarrollo global. Específicamente, las dos naciones divulgaron los resultados del Diálogo de Conocimientos realizado en diciembre pasado en Medellín, con el fin de explorar y proponer vías alternativas para integrar la biodiversidad y los servicios ambientales a los marcos de desarrollo globales En esa ocasión más de 60 participantes, expusieron sus puntos de vista y compartieron su conocimiento, construyendo una narrativa cuyos aspectos fundamentales para dichos objetivos son: 1. Los ODS deben fundarse bajo los principios de universalidad, integridad, equidad y calidad de vida en todas sus formas y por lo tanto promover la participación de los diferentes grupos, sectores y comunidades. 2. Promover el bienestar humano dentro de los límites del planeta. 3. Reconocer que la prosperidad humana depende de la conexión del hombre con la biosfera, a través de la biodiversidad y los servicios ambientales. 4. Mejorar el manejo de poder, conocimientos y derechos. Promover el respeto por los Derechos Humanos, la transparencia y la participación efectiva de las comunidades locales e indígenas. 5. Requieren un rediseño institucional para cerrar las brechas que limitan la implementación de políticas de desarrollo sostenible.

l Gobierno de Colombia participó en la octava sesión del Grupo Abierto de Trabajo (OWG), sobre los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), que se adelantan en Naciones Unidas en Nueva York y que regirán a nivel mundial a partir del 2015.

Dichos objetivos fueron propuestos por Colombia en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Desarrollo Sostenible en 2012 (“Rio+20”), donde se acordó que los países deben complementar los objetivos del Milenio por unos ODS que integren la dimensión de ambiente y desarrollo sostenible de largo plazo.

En el marco de estas sesiones, Colombia y Suecia organizaron un evento paralelo en la sede de Naciones Unidas que contó con la participación de 30 personas para demostrar la relación que hay entre la biodiversidad y el bienestar

6. Establecer indicadores que midan efectivamente el progreso en materia de sostenibilidad, tanto en los procesos como en los resultados, que estén relacionados con los conocimientos y el fortalecimiento de capacidades en los distintos sectores y grupos de la sociedad. 7. Definir la Agenda Internacional de las próximas décadas, es decir, estos focalizarían la atención, las acciones y la financiación de los gobiernos del mundo, de las Naciones Unidas, del sector privado y del tercer sector hacia problemas concretos. Esta iniciativa colombiana podría llegar a tener un impacto determinante en la política ambiental global y las dinámicas de cooperación internacional. La delegación colombiana está encabezada por Brigitte Baptiste, directora del Instituto Alexander von Humboldt, Alejandra Torres, Jefe de la Oficina de Asuntos Internacionales del Minambiente y Paula Caballero, directora de Asuntos Económicos, Sociales y Ambientales de la Cancillería.

medio ambiente

Formas de organizar el reciclaje en la oficina

ara que la organización del reciclaje no recaiga sólo en unos pocos, y que todos los miembros de una empresa comiencen a tener conciencia de la importancia de este tipo de procedimiento, es necesario que se provea a los empleados, además de información, lugares y elementos que faciliten también esta tarea.

y limpiarse de manera habitual, evitando en todo caso que cualquier otro desecho que no es papel, sea depositado en su interior.

Por eso, es necesario que cada uno de ellos cuente en su mesa de trabajo o en los diferentes departamentos que haya en la oficina, con unos contenedores destinados a la recogida de papel.

Son aquellos instalados en la calle por los ayuntamientos. Se recogen una vez que estén completos.

Estos pueden tener diferentes formas, como bandejas sobre cada una de las mesas, cajas junto a ellas, o contenedores profesionales y de mayor tamaño en los cuales depositar el papel en cada uno de los departamentos. Este tipo de contenedores de recogida puede adquirirse en las mismas empresas que suministran material de oficina. Para organizar de forma óptima el proceso de reciclado, el montante total del papel recogido debe transportarse a un contenedor común, para que posteriormente sean las empresas que se dedican específicamente a este tipo de servicio puedan recogerlo de manera sencilla sin dejar ningún elemento en la oficina. Si la empresa decide contar con diversos contenedores, éstos deben tener indicaciones sobre los diferentes tipos de papel que nunca deben depositarse en ellos. Estos deben además mantener cierta higiene y recogerse

DIFERENTES SISTEMAS PARA RECOGER EL PAPEL Los contenedores azules

Existen empresas que prestan el servicio de recogida y traslado del papel de oficina hasta estos contenedores. De lo contrario tendrá que crearse un plan organizado en la empresa para que sean algunos de sus empleados los encargados de llevarlo a cabo. Recogida puerta a puerta Ayuntamientos de algunas ciudades cuentan con la opción de recoger en determinadas fechas predeterminadas, el papel en portales o en zonas de la acera de manera temporal. Empresas recuperadoras de papel Este es sin duda el servicio más completo, ya que la mayoría de las empresas recuperadoras de papel se encargan de trasladar grandes cantidades de papel de las oficinas, con la seguridad de que mantienen la máxima confidencialidad de los documentos que van a ser reciclados.

Si la empresa decide contar con diversos contenedores, éstos deben tener indicaciones sobre los diferentes tipos de papel que nunca deben depositarse en ellos.

Los llevan a las plantas de reciclaje y se encargan de llevar a cabo todo el proceso.

medio ambiente

Entorno ambiental

Parque Nacional Natural

El Cocuy E

l Parque Nacional Natural El Cocuy es uno de los 56 parques nacionales naturales de Colombia. Está ubicado al centro-oriente del país, en el límite entre los departamentos de Boyacá y Arauca, con una extensión de 306.000 ha (3.060 km²). El territorio del parque se ubica dentro de las jurisdicciones municipales de Chita, El Cocuy, Güicán, El Espino, Chiscas y Cubará en

Boyacá, Sácama en Casanare, y Tame y Fortul en Arauca. Fue creado mediante acuerdo del Ministerio de Agricultura No 0017 del 2 de mayo de 1977. Dentro de la jurisdicción del parque se encuentra la Sierra Nevada del Cocuy, Chita o Güicán una formación montañosa localizada sobre el norte de la Cordillera Oriental en el departamento de Boyacá y consiste de dos subcordilleras paralelas orientadas de norte a sur con una longitud de aproximadamente 30 km. El punto más alto se encuentra en la cadena oriental, Ritacuba Blanco (5.330 msnm) (el pico más alto de la Cordillera Oriental de los Andes en Colombia) y Ritacuba Negro (5.300 m). La Sierra Nevada del Cocuy tiene el glaciar más grande de Colombia, el límite inferior de la nieve es 4.800 m de altura. Son 18 los picos de la sierra que están cubiertos por nieves perpetuas. En la zona además existen numerosos lagos y cascadas. Con sus 30 km de longitud y sus más de 22 picos nevados, es la masa continua de nieve más grande de Suramérica al norte de la linea del Ecuador terrestre. Se ubica en el noreste de Boyacá y abarca también los departamentos de Arauca y Casanare. RUTAS DE ACCESO Para el acceso al parque se puede realizar desde los poblados del El Cocuy y Güicán desde el departamento de Boyacá y desde Tame en el departamento de Arauca, para el acceso es necesario registrarse en la oficina de parques naturales que se encuentra en estos tres poblados, el cual

medio ambiente es de carácter obligatorio para su acceso. Las rutas para acceder se pueden tomar desde tres puntos geográficos, el primero es la ruta Bogotá - Tunja - Duitama - Soatá Capitanejo - El Cocuy y finalmente Güicán, otra ruta es Bogotá - Tunja - Duitama - Boavita - La Uvita - Panqueba - El Cocuy y finalmente Güicán. En el área occidental del parque existen tres rutas de acceso, la primera de las cuales se encuentra llegando al municipio de Guicán, hasta el punto conocido como Kanwara, allí se puede dividir la vía hacia la Laguna Grande de los Verdes, la otra vía que sale desde el punto kanwara es dirigirse hasta el glaciar de los Ritacubas. La otra ruta de acceso es saliendo desde el municipio de Guicán o El Cocuy hasta el punto conocido como Hacienda la Esperanza, la cual pertenece al poblado de Güicán que tiene acceso hacia la Laguna Grande de la Sierra, luego de pasar por un lugar denominado “La Cueva de la Cuchumba”, perteneciente al municipio de Güicán. Otro acceso desde el municipio de Güicán o El Cocuy es dirigiéndose hacia el Alto de la Cueva, la cual pertenece a Guicán donde puede tomar dos vías, una es hacia el glaciar del Pan de Azúcar, la otra sería tomar el camino de Lagunillas que se encuentra en la jurisdicción de El Cocuy para llegar a la Laguna de la Plaza, si no conoce las rutas, debe ir acompañado por un guía y no salirse de los senderos indicados por el Sistema de Parques Nacionales. Cabe anotar que se pueden practicar los deportes de alta montaña siempre y cuando se tengan conocimientos de los mismos y el equipo para tal fin.

ECOSISTEMAS El parque cuenta con todos los pisos térmicos que se pueden hallar dentro del territorio colombiano, desde la selva húmeda ecuatorial a los 700 msnm, por bosques de niebla entre los 1.500 hasta los 3.000 msnm, luego por la zona de páramo y súper páramo hasta los 4.200 a las nieves perpetuas desde los 4.800 hasta los 5.330 msnm que culminan en el Ritacuba Blanco. FAUNA Debido a la gran variedad de ecosistemas, existe diversidad de fauna, entre ellos se puede encontrar, cóndor de los andes (Vulturgryphus), águila real (Aquila chrysaetos), jaguar (Panthera onca), el tigrillo (Leopardustigrinus), la danta de páramo (Tapiruspinchaque), el venado de cola blanca (Odocoileusvirginianus), el mono lanudo (Lagothrixlugens), el armadillo y el oso de anteojos (Tremarctosornatus). Se cree que la danta de páramo y el oso de anteojos ya no habitan dentro del parque.3 VEGETACIÓN La vegetación se divide de acuerdo con los pisos térmicos existentes en el parque, sobre los 700 msnm, se encuentra el piedemonte llanero, el cual es una extensión selvática de las regiones orinoquia y a su vez amazónica, el cual contiene una alta tasa de endemismos, lo que hace propicia como corredor de especies dentro del territorio colombiano.

La Sierra Nevada de El Cocuy tiene el glaciar más grande de Colombia, el límite inferior de la nieve es 4.800 m de altura. Son 18 los picos de la sierra que están cubiertos por nieves perpetuas.

medio ambiente

A partir de los 3.200 msnm y hasta los 4.200 msnm se haya la franja de páramos del parque, donde se encuentran las especies de frailejon, como el Frailejón arbóreo ramificado, además 5 de las 7 especies conocidas de frailejones.

Sobre los 700 msnm y hasta los 2.300 msnm se haya la selva subandina con temperaturas promedio de 16 a 23 ºC y precipitaciones entre 2.000 y 4.000 mm al año, esta selva se encuentra como intermedio entre la selva andina y las selvas del piedemonte llanero, debido la alta taza de humedad, es propicia para la generación de epifitas y helechos arbóreos, además de ciertos tipos de árboles como yopo, Chusque (Chusqueutesallata) Amarillo (Oreopanaxbogotense) Cedro (Cedrela montana) Totumo (Aegiphilagrandis) y Moho (Cordiaalliodora) alcanzando un techo arboreo entre 25 a 35 metros de altura.

SUELOS

Hidrografía

A partir de los 2.300 msnm y hasta los 3.200 msnm se desarrolla la selva andina, los tipos de vegetación se destacan los bosques ricos en especies de Encenillo (Weinmanniasp.), además de canelos o ajíes de páramo, abundantes en todo el piso frío de la vertiente, palmas, bosques de Weinmannia y algunos robles dominan el estrato, los cuales pueden alcanzar los 5 m de altura así como de pajonales y puyas. aparte de las mencionadas existen varios tipos de plantas, especialmente de la familia de las crucíferas y compuestas. Hacia la zona de la vertiente occidental se encuentran páramos más secos donde están representadas especies de plantas como alisos (Agnus acuminata), Colorado (Polylepiscuadriguja), Paja de Páramo (Calamagrostis efusa) y un número elevado de angiospermas pertenecientes a 22 familias y 42 géneros.3

Valle de los cojines en el centro, a la izquierda el Ritacuba Blanco, a la derecha los Picos sin Nombre Está formado por rocas metamórficas y rocas sedimentarias. Clima Debido a la gran extensión del parque, el clima va de cálido, pasando por templado y frío, hasta clima de páramo. La temperatura oscila entre los -4 y 30 ºC.

El parque irriga hacia dos cuencas hidrográficas, que son las de los ríos Magdalena y Orinoco, que desembocan ambos en el Mar Caribe, la cuenca del río Magdalena se une a la hidrografía del parque por medio del río Chicamocha, cuyo mayor tributario que desciende desde el parque es el río Nevado. Por la cuenca del Orinoco se divide en dos ramales, la de los ríos Casanare y Arauca, de este llega a los ríos Cobaria, Bojaba y Rifles que nacen cerca de la Laguna de Los Verdes. Cuenca del río Arauca Garrapato, Culebras, Orozco, Chuscal, La Unión, Rifles, Cabugón, Derrumbado, Támara, Cobaría, Royata, Bojabá. LAGUNAS Laguna Grande de la Sierra.

medio ambiente

Laguna Plaza, Laguna de Los Verdes, Laguna del Avellanal, Laguna La Isla. Comunidades presentes en el área Dentro del parque se encuentran comunidades de colonos, que provienen de las partes altas que limitan al occidente del parque y que lo utilizan como zonas de pastoreo y cultivo, en las zonas bajas existen asimismo comunidades de colonos que provienen de la región de los Llanos Orientales. También existe una comunidad de aborígenes autóctonos de la región llamados U’wa o tunebos, los cuales se encuentran dentro de un resguardo que traslapa dentro del área del parque y se dedican al cultivo, pastoreo caza y pesca. PROBLEMÁTICA AMBIENTAL El parque tiene varios problemas de índole ambiental en parte a la presión, tanto de comunidades campesinas como de grupos indígenas por la utilización de los recursos naturales, generando presión sobre la fauna y la flora a conservar. La zona del piedemonte llanero se encuentra deteriorada por la actividad de colonos que se internan desde la región de los Llanos Orientales en

busca de madera, igual ocurre en la zona de bosque alto andino, el cual se encuentra mejor conservado en las zonas del parque en que se traslapa con el resguardo indígena u’wa, en algunas áreas altas del parque se siguen presentando el pastoreo así como la quema del suelo por parte de comunidades u’wa que siguen el mismo proceso que los colonos de tierras altas generando grandes deterioros y deslizamientos de tierra, como parte para la utilización de ciertas áreas del parque como zonas de pastoreo de ovejas y ganado vacuno que ha deteriorado esta región. Otra de las problemáticas ambientales se debe a la sobreexplotación turística del parque debido a que no existe una política integral de explotación ecoturística, esto genera entre otros problemas, sobrecarga de personas que acceden al parque, vertimientos de basuras sobre senderos por parte de visitantes y degradamiento de fuentes de agua por la utilización de animales de carga que dañan las fuentes de agua en las partes altas del páramo, dejando como problemática, grandes cantidades de basura dentro de los senderos, contaminación hidrica, destrucción de flora.lo cual genera un daño ambiental, de conservación y visual al parque.

Otra de las problemáticas ambientales se debe a la sobreexplotación turística del parque debido a que no existe una política integral de explotación ecoturística.

ENTREVISTA DEL MES CONSULTORÍA EN CUARTA DIMENSIÓN

Geoescala impulsa el desarrollo sostenible de los recursos mineros La firma española hace presencia en Colombia para asesorar tanto al sector privado como a las entidades oficiales.

Geoescala es una empresa dinamizadora en la solución de los problemas para el sector donde aplica la última tecnología para el avance cuidadoso de los proyectos.

Por: Gustavo Veloza Posada

uscando y promoviendo, cuidando y desarrollando, ese el papel que Geoescala, una firma española de consultoría, protagoniza en el mundo de la minería. Este tema, que en Colombia es sensible por las ramificaciones nerviosas que toca, puede ser un problema para muchas compañías, pero no para esta empresa especializada en atender los requerimientos tanto del sector privado como del sector oficial. En Europa Geoescala Consultores es una firma conocida por su especialización en los campos de arquitectura, ingeniería, economía y medio ambiente. Cuenta con 35 años de experiencia en España y en el resto del viejo continente, pero ahora ha puesto sus ojos en Colombia, principalmente en la actividad minera. Su lema es acercar a las partes para preservar prime-

ro el cuidado ambiental pero también el de asesor al desarrollo de proyectos mineros con responsabilidad y que cuiden el entorno de la naturaleza. Con presencia en Perú, Geoescala, es una empresa dinamizadora en la solución de los problemas para el sector donde aplica la última tecnología para el avance cuidadoso de los proyectos. No en vano utiliza las TIC para usar su visión satelital en torno de la gestión territorial de las áreas mineras y su entorno. El responsable de la división minera es Germán Hernández, quien también es el CEO y consejero delegado. ¿En qué aspectos trabaja su compañía en el sector minero? Trabajamos mucho en todos los aspectos de la minería, en todos los procesos de exploración hasta el cierre de minas. Hemos trabajado para los dos campos, el privado y el público. Hemos desarrollado nuestros planes de ordenación minera, fase previa, ordenamos y planificamos, generando herramientas de soporte, con experiencia en geología y en la implementación de la actividad minera de manera que la tendencia actual es desarrollo con sostenibilidad. Las experiencias ¿Qué experiencias tienen de Colombia? Estamos llegando a desarrollar proyectos, trabajando en campos relevantes de minería y sostenibilidad, en Colombia tenemos grandes expectativas. Consideramos que el subsuelo colombiano es de una riqueza espectacular y que se debe explorar con

ENTREVISTA DEL MES el mayor cuidado y respeto por el medio ambiente. Existe una legislación ambiental al respecto que es bastante exigente y que nos ha obligado a perfeccionarnos respecto a la crisis en el sector minero. La sostenibilidad ¿Cómo se puede desarrollar la actividad minera con sostenibilidad? Yo creo que el desarrollo de la actividad minera no ordenada, no planificada, conlleva a que se actúe con mucha improvisación, eso no es bueno y por eso es que se ha llegado a una situación de conflictividad social que es alto y que puede conllevar al cierre prematuro de operaciones. Eso no es bueno para el sector. La actividad minera se puede desarrollar con muchas garantías de seguridad, pero muchas veces se actúa como en otros sectores, donde hay actores buenos, con buen comportamiento, y otros que no son tan buenos, y que necesariamente afectan a aquellos que quieren implantar una minería sostenible. ¿Qué experiencias de Europa en este sector se podrían aplicar en Colombia? La experiencia que hemos tenido en muchos países, es que tanto el sector privado como el público a veces chocan pero por falta de planificación minera. Sin duda tienen que ser procesos donde todos somos iguales y queremos generar una calidad de vida, independientemente donde estemos, ya sea en Europa o aquí. Entiendo que habrá un período en que se irán trasladando ciertas acciones o ciertos hábitos tanto en lo público como en privado, pero eso conlleva capacitación, transferencia de resultados.Lo normal es que se vaya convergiendo en una minería sostenible, no es algo cerrado propio de unas clases ambientales.Hace unos 20 o 30 años, con redes se puede llegar a cualquier punto y ya no se puede engañar ni ocultar información, la tendencia natural es hacia la transparencia como requisito fundamental en la minería sostenible. Eso es comprensible porque la actividad minera se desarrolla desde tiempos remotos, pero el medio ambiente y la biodiversidad también. ¿Qué es la sostenibilidad para su empresa? Sostenible es un concepto general que tiene como aspecto fundamental el medio ambiente, donde se integra lo social con el desarrollo económico y por otra parte para las organizaciones públicas, es un proceso en el sector minero que debe abarcar fases desde la fase de exploración pasando por la fase de prefactibilidad de la mina, la fase de perforación, llevando hasta el propio cierre de minas y el cierre de concesiones en un proceso largo.Hoy no se puede improvisar, ninguna de las partes lo puede hacer, ni la empresa que interviene, ni de los organismos públicos. Este debe ser un proceso que se retroalimente, por eso es clave en la actividad la participación ciudadana, tanto en la fase inicial como en el mismo cierre de minas.

Cierre de minas ¿Cómo se debería hacer un cierre de minas? Este es un proceso que no se puede hacer a última hora, improvisando, ya que eso tiene un impacto ambiental, un impacto fiscal, por lo tanto se debe tener cuidado cuando se echa el cierre para desaparecer una mina. Hay que pasar a los hechos, el cierre de minas tiene que convertirse en una realidad, eso implica muchos intereses, ya que es todo un proceso, desde el estudio de prefactibilidad tiene que haber un concepto claro de cierre, esta fase conceptual está en el mismo nivel de la exploración, y luego se deben tener claro todos los pasos para el cierre de una mina. En todos estos procesos de cierre debe haber una retroalimentación con todos los implicados en la operación y tiene que estar ejecutando los pasos simultáneamente, aparte que es mucho más caro no tener cuidado con los procesos, hay parámetros ambientales que de pronto no se han cumplido, pero esta fase tiene que ser correcta para poder llegar con menos problemas a la fase final. Si no se ha previsto en la gran minería, con grandes movimientos de volúmenes de tierra, no se puede remediar un mal cierre. Eso va a generar grandes pérdidas en la inversión, por eso tiene que haber planificación en los cierres, no se puede improvisar. Oportunidades

El cierre de mina es un proceso que no se puede hacer a última hora, improvisando, ya que eso tiene un impacto ambiental, un impacto fiscal, por lo tanto se debe tener cuidado cuando se echa el cierre para desaparecer una mina.

¿Desde Europa cómo se ven las oportunidades en Colombia del negocio minero? No somos economistas, no tratamos la parte macro, pero desde Europa como desde otras partes, se intenta luchar con el concepto de que la minería es impactante. No, hoy consideramos que se debe desarrollar en cualquier parte, con el concepto de desarrollo sostenible, esto tiene que ser perfectamente claro. Las multinacionales tienen que actuar bajo esos

ENTREVISTA DEL MES de algunos asesores tuvieron que hablar quechua y conocer las condiciones culturales. ¿Qué ofrece Geoscala al sector? En lo social tenemos la experiencia en todos los aspectos de ordenación, en apoyo de las directrices normativas, además nos relacionamos en un mundo complejo y nos respaldamos con mapas. En la actividad minera de empresa se desarrolla el diseño de exploración hasta el cierre de minas. Aparte de estas dos caras, hay un factor nuestro de valor agregado que es la tecnología. Somos innovadores en la aplicación de la tecnología, con modernas aplicaciones de TIC que son válidas para conseguir la participación ciudadana en la toma de decisiones. Asimismo, participamos en la administración de los planes de acción y seguimiento de indicadores. La tecnología ¿Qué otros programas de tecnología desarrolla la empresa?

Nosotros no solo hemos trabajado la parte ambiental, sino que hemos tenido estudios en la minería con grandes movimientos de tierras, hemos participado en todas las fases de ejecución de una mina y hemos trabajado en la organización pública de inspección.

parámetros en Europa o en cualquier parte, y en Colombia debe ser igual, no se debe menospreciar ningún país. La tendencia se va a abriendo en más oportunidades, esto lleva una inercia de atrás pero está cambiando. ¿En el tema ambiental cómo desarrollan ese concepto? Nosotros no solo hemos trabajado la parte ambiental, sino que hemos tenido estudios en la minería con grandes movimientos de tierras, hemos participado en todas las fases de ejecución de una mina y hemos trabajado en la organización pública de inspección. En realidad tenemos una visión global del sector. ¿Qué antecedentes tiene la compañía? Hemos tenido casos de éxito en todas las comunidades que tienen vasos comunicantes, por eso se deben hacer las cosas bien. Estamos considerando todos los aspectos que la comunidad debe aprovechar de la actividad, de la sostenibilidad, se deben desarrollar las bases de una nueva economía y por eso se debe trabajar desde el principio en ese propósito. ¿Con qué profesionales desarrolla la empresa su actividad? En esta empresa tenemos doctores que son ingenieros en geología, biólogos y expertos en ciencias ambientales, de derecho normativo. Yo hago parte de la división minera y riesgos naturales y aprovechamos la variedad de disciplinas para desarrollar el objetivo de la empresa. Habitualmente contamos con personal propio pero desplazamos también personal al lugar donde nos contratan, donde por medio de la interacción aprendemos con la comunidad. Para nosotros el actor local es fundamental, por eso es clave que se hable el mismo idioma del lugar como, por ejemplo, en el Perú, don-

Actualmente Geoescala desarrolla uno de los sistemas de georreferenciación más adelantados e importantes. Con ello podemos desarrollar muchos trabajos de tecnología de apoyo a la administración pública y de gestión territorial. Hemos adelantado productos avalados por la Unesco para los gestores territoriales. Es una parte tecnológica basada en información geográfica satelital, todo esto orientado como una herramienta para poder gestionar el desarrollo territorial. Es un gran componente de información, cartografía, mapas, como planificar sobre los mapas la exploración, el seguimiento de la actividad. Esta es una herramienta industrial para cualquier sector, donde podemos estar al tanto del manejo ambiental de los territorios y el desarrollo del sector minero. ¿Cuál ha sido la experiencia en Perú? En Perú estamos en apoyo de solucionar los conflictos que se generan entre las mineras y su entorno social, hacemos estudios de apoyo para resolver esos conflictos, no en atacar a las mineras ni a las comunidades, sino en llegar a soluciones válidas para los dos sectores. Hemos sido invitados para algunos proyectos pero todavía no hemos concretado, sin duda hemos visto un gran potencial en ese mercado. Sin embargo, el tema en Perú está más desarrollado en el aspecto de las comunidades. ¿Cómo han aplicado la experiencia de la empresa en el desarrollo sostenible? Aplicamos nuestra experiencia en el desarrollo de una plataforma tecnológica que apoye los trabajos en los sistemas de información. Nosotros estamos buscando la sostenibilidad en todo. Cuando digo que practicamos la sostenibilidad es porque no llegamos a un sitio para hacernos ricos, sino que buscamos permanecer y dar una buena imagen en el desa-

ENTREVISTA DEL MES rrollo de nuestra imagen, de nuestro trabajo. Ese es el enganche en el desarrollo de los vasos comunicantes. NO hemos venido a hacer El Dorado ni a hacernos ricos. ¿Qué piensan sobre la delimitación de áreas? La delimitación es un concepto amplio de restricciones, que tiene que ver con los límites de las concesiones y de los derechos mineros. Pero si desarrollamos una minería sostenible no tiene que haber conflictos con las figuras de protección ambiental. Si hacemos nuestra actividad con responsabilidad, la minería es menos impactante que la agricultura, ya que se realiza en un área más concentrada. Consideramos que es más contaminante la agricultura, con sus químicos, que la minería. Las delimitaciones hay que pensarlas de una forma más abierta hacia el desarrollo de una minería sostenible, compatible, con una protección absoluta con el paisaje, pero también se puede desarrollar la minería subterránea con responsabilidad. Pero en Colombia hay una explotación minera dispersa… El gran problema es el desarrollo de una minería dispersa, sin cobertura legal, esa es la contaminante. Si hablamos de minería de gran escala, esa es la que tiene todos los ojos puestos, incluso de Greenpeace ya que es muy visible su actividad, pero realmente la que afecta es la minería clandestina, ese es el problema. La minería bien ejecutada no debe generar problemas ambientales. En Europa se acepta la compatibilidad de los sectores mineros con la protección de la naturaleza bajo un buen código, que permite sin problemas la actividad. ¿En qué regiones pueden desarrollar su trabajo la empresa? Nosotros estamos orientados al mercado en el que hay opciones donde la minería no tiene una actividad madura. Por eso Colombia es muy interesante ya que nuestro campo de actividad

es amplio aunque hay regiones donde se concentran las explotaciones de carbón y oro. Pero hay regiones donde la actividad minera está desaprovechada, hay mucho campo donde la tecnología puede desarrollar nuevos proyectos mineros y de otros productos, como es la exploración del coltán. ¿Cómo estudian la aplicación de la biosfera en el sector minero? Ese es un producto que llama mucho la atención, ya que es una herramienta clave para el desarrollo minero, sobre todo en áreas de reservas y que ayuda al ciudadano en el seguimiento de los procesos. Es por ello que desarrollamos proyectos de gran valor ambiental, la reserva de la biosfera son territorios declarados por la Unesco como reserva ambiental, donde conviven las comunidades locales con el paisaje. La Unesco es la que declara estas reservas de la biosfera, actualmente hay más de 800 en todo el mundo. Esto genera una plataforma de información de servicio de apoyo para el desarrollo, en realidad es un observatorio de sostenibilidad, de los planes estratégicos, etc. Esto se desarrolla mediante una serie de indicadores donde proporcionamos toda la información necesaria para que se vaya haciendo un seguimiento a la sostenibilidad, esto ha tenido un gran éxito, tanto que la Unesco quiso que lo desarrolláramos a nivel mundial y es gratuito.

La actividad minera se puede desarrollar con muchas garantías de seguridad, pero muchas veces se actúa como en otros sectores, donde hay actores buenos, con buen comportamiento, y otros que no son tan buenos, y que necesariamente afectan a aquellos que quieren implantar una minería sostenible.

El CEO y Consejero delegado Germán Hernández, es también el responsable de la división minera de Geoescala. Foto/ENS

GLOSARIO DECANTACIÓN Etapa del proceso productivo del cobre en la que se reduce el agua del concentrado de cobre que viene de la flotación.

Minero Energético áNODO Placas metálicas de cobre o plomo que se instalan en la celda electrolítica por las cuales entra la corriente eléctrica (Carga positiva). BOTADERO Lugares especialmente destinados para recibir el material estéril de la mina a atajo abierto y los ripios que se obtienen al desarmar pilas de lixiviación. CÁTODOS DE COBRE Son las placas de cobre de alta pureza que se obtienen en el proceso de electro refinación y electro obtención. CELDAS DE FLOTACIÓN Son espacios cerrados donde se realiza la concentración del cobre mediante burbujeo de aire en una solución. CELDAS ELECTROLÍTICAS Son “piscinas” construidas con polímeros (Plástico) por dentro y por fuera, en las que se realiza el proceso de electrorefinación y electro obtención.

DENSIDAD DE CARGA Es la relación directa entre la densidad de un explosivo, medida en gramos por cm3, y el diámetro de perforación definido en la faena minera. Por lo general los explosivos se cargan por kilos o metros en las perforaciones. DEPÓSITO Parte o fracción de la corteza terrestre donde a través de procesos geológicos se formaron, forman o acumulan, sustancias minerales útiles que pueden ser explotadas con beneficio económico, con los medios técnicos disponibles. DETONADOR Dispositivo que permite iniciar altos explosivos, de acuerdo con un tiempo de retardo que contiene en el interior del “casquillo”. Son considerados explosivos, ya que en su interior tienen 2 explosivos (Primario y secundario) de alta sensibilidad. ELEMENTO QUÍMICO Sustancia que no puede separarse en sustancias más sencillas utilizando métodos químicos. ENERGÍA DE CHOQUE

COMPUESTO QUíMICO

Poder rompedor del explosivo, expresado en una fuerte vibración producto de la detonación.

Sustancia formada por dos o más elementos que se combinan en proporción invariable.

ENERGáA DE GAS

COMPLEJO ORGANO-MEÁLICO

Los gases producto de la detonación química se liberan a alta presión y temperatura, lo que les confiere gran energía.

Relacionado en SX con el reactivo orgánico extractante que se encuentra diluido en un diluyente orgánico.

ESTéRIL

CONTAMINACIÓN Cualquier actividad realizada por el ser humano que afecta al medio en el cual se desarrolla. CURADO Proceso de impregnación del mineral con una solución (ácida o básica) antes de ser depositado para su lixiviación. Esta etapa facilita el proceso de lixiviación del cobre que se produce en la pila. CÁTODO Placas metálicas de acero inoxidable o cobre puro que se instalan en la celda electrolítica, por las cuales sale la corriente eléctrica. Tiene carga negativa. 82

Se refiere al material que no tiene cobre o el mineral objeto. EXPLOSIVOS QUÍMICOS Mezcla de materiales combustibles y oxidantes, que, en una proporción adecuada y con una iniciación determinada, genera gases a altas temperaturas y presión con el objeto de fragmentar y mover roca. EXTRACCIÓN POR SOLVENTE (SX) Método de separación de una o más sustancias de una mezcla, mediante el uso de solventes. FASE ACUOSA Una solución rica de lixiviación, es la fase portadora del metal, usualmente se denomina PLS, usado en proceso de SX.

EL NUEVO SIGLO

ENTREVISTA DEL MES

Impresos

ISSN 2256-453

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No. 18 - Enero de 2014

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R o de HacienE L M I n I s t enas aseg uró Cárd da Mau ricio do el año pasa que dura nte 2.289 se emprendieron una proyectos con 4,7 inversión de billones de pesos, benefician rdo a 32 depa tamentos y 1.046 mun icipi os. /12A

/4-5C

SE RAPAN LA ESTATUILLA

the winner is...? /4C y 5C

Lo grave que es omitir la revisión técnico Rápido y furioso 6 se estrenará el próximo mayo/6C mecánica/C2

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JUEVES Vistazo a la democracia en . América Latina/4B

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DE LAS ESTRELLAS

Naturaleza,

fecha en semana, tras la er fuegos proLA PRIMERA s podía romp cción, resultó Manuel Santo candidato Juan empeño para lograr la reele selitistas en su nó en vilo, tras ida. bastante mov Convención Conservadora termi Nacional Electo a ejo La accidentad ante el Cons sus resultados y la Unidad Nacional, sin los de ón gnaci s la impu ión al programa La U avaló a Santo ral. El partido de le echaron una primera revis ue Peñalosa ya za Verde Enriq Alian conservadores, se la sis en , análi Entretanto mayores reeleccionista. l petrismo. Los resistencia del vicepresidencia busca vencer la quién podría ser la fórmula nes. /9A a sólo dos las opcio dieron en torno didato, siendo del Presidente-can

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LIMÓN, SÁBILA, AJO Y JENGIBRE, ALGUNAS

nque de la fase rica en el arra l Semana telú la Casa de contienda por casi lleno y definitiva en la de candidaturas Nariño. Partidor los sectores s todo os en ereacomodamient que el President

Dulces sueños, antesala de un buen día/5C

Salud Vida

Paliza en el Superbowl

Y OPINIÓN DE ANÁLISIS PRIMER DIARIO VAS S Y PERSPECTI TOS, DEBATE IEN NAM POSICIO

VIGOR&

SABADO

VIERNES

Crisis de emergentes amenaza con extenderse/8B

FLASH

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Edición 58 de 2013 ISSN 2011-5172

DE 2014 DOMINGO 2 DE FEBRERO

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COSTA RICA

Elecciones del 2014, el gran reto en modernización del sistema electoral colombiano

SIMULTÁNEOS HOY, COMICIOS GENERALES

ha: Izquierda vs. Derec l pugilato electora

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ISSN 2011-5172 / Nùmero 56

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