La minería y los derechos humanos

Por deferencia de las ONG ECOS y GDIAM, hice de “pluma”, una especie de relator y redactor del texto del Documento Derechos humanos, minería y competitividad territorial, cuyos apartes me permito compartir.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La minería en Colombia tiene un papel relevante en la economía nacional y en la vida de numerosos territorios. Su contribución al desarrollo, sin embargo, depende de las condiciones en las que se realiza y de su capacidad para generar bienestar, proteger el medioambiente y respetar los derechos de quienes participan en ella o reciben sus impactos. Desde esta perspectiva, el Grupo de Diálogo sobre Minería en Colombia, GDIAM, plantea que los derechos humanos constituyen una base indispensable de la competitividad territorial.

Esta visión amplía la manera de entender el desempeño del sector. La productividad, los costos y la rentabilidad son necesarios para la viabilidad de la actividad minera, pero resultan insuficientes para valorar su aporte al desarrollo.

También es preciso considerar la seguridad de las personas, la estabilidad de las reglas, las condiciones laborales, la protección de los ecosistemas y la participación de las comunidades. Estos factores inciden directamente en la posibilidad de atraer inversión formal, sostener las actividades económicas y construir relaciones de confianza.

Se reconocen los avances de Colombia en la construcción de un marco normativo de protección de derechos. Al mismo tiempo, se advierte una brecha persistente entre esos instrumentos y su aplicación.

En distintos territorios mineros continúan la violencia contra líderes sociales y ambientales, las desigualdades de género, la precariedad laboral, el trabajo infantil y las afectaciones a comunidades étnicas. La degradación ambiental y la expansión de la extracción ilícita de minerales agravan el panorama.

El desafío de sortearlos y gestionarlos exige una presencia estatal integral y sostenida. Allí donde las instituciones carecen de capacidad para garantizar seguridad, administrar justicia, ejercer control ambiental y acompañar las actividades productivas, los actores armados encuentran condiciones para imponer sus propias reglas. Su intervención compromete la vida y la integridad de las comunidades, somete a trabajadores y pequeños mineros a distintas formas de coacción y coerción y afecta la viabilidad y la actividad misma de las empresas que operan dentro de la legalidad.

Abordar esta realidad requiere reconocer las diferencias entre las distintas formas de minería. La minería empresarial, la artesanal, la ancestral y la de pequeña escala tienen condiciones, capacidades y necesidades diversas.

La informalidad, por su parte, demanda respuestas que permitan identificar qué actividades pueden avanzar hacia la formalización y qué apoyos necesitan para hacerlo. Confundir estas realidades con las estructuras criminales dificulta el diseño de políticas pertinentes y puede profundizar la exclusión de poblaciones que dependen de la actividad minera para su subsistencia.

La formalización debe ofrecer una ruta viable hacia la legalidad. Además de trámites y permisos, requiere acompañamiento técnico, organización productiva, acceso a financiación y comercialización, seguridad social y mejores prácticas ambientales. También debe reconocer las particularidades culturales de los territorios y promover la coexistencia entre escalas de producción. Para muchos pequeños mineros, estas condiciones determinan la posibilidad real de trabajar de manera segura y mejorar sus ingresos.

De igual manera, combatir la extracción ilícita exige comprender toda la cadena de valor. Una estrategia concentrada en sus eslabones más vulnerables deja intactas las redes que financian, comercializan y aprovechan el negocio. Se propone, entonces, identificar dónde se genera la violencia y actuar sobre todos los eslabones y los vínculos entre extracción, distribución, lavado de activos y mercados internacionales, con respuestas ajustadas a las dinámicas de cada territorio.

La garantía de derechos también exige reconocer que los riesgos y beneficios de la minería se distribuyen de manera desigual. Las mujeres enfrentan barreras de acceso al empleo formal, brechas salariales, limitaciones para participar en las decisiones y exposición a violencias. Los pueblos indígenas y las comunidades negras, afrodescendientes, raizales y palenqueras requieren garantías efectivas de sus derechos colectivos, culturales y territoriales. Los niños y adolescentes necesitan protección especial frente al trabajo infantil, la explotación y el reclutamiento. Estas diferencias deben incorporarse en las políticas públicas, los procesos de formalización y la gestión empresarial.

La protección del medioambiente forma parte de la misma responsabilidad. El cuidado del agua, la reducción de la contaminación, la restauración de áreas intervenidas y la gestión de pasivos ambientales inciden en la salud, los medios de vida y las posibilidades futuras de los territorios. Por ello, se necesitan autoridades con capacidad técnica, información accesible y mecanismos de seguimiento que permitan evaluar y corregir los impactos.

Todo esto requiere participación efectiva. Las comunidades deben poder intervenir oportunamente en las decisiones, expresar sus prioridades y hacer seguimiento a los compromisos. Se impone la necesidad de fortalecer espacios permanentes de diálogo y coordinación territorial que articulen al Estado, las empresas y las comunidades. La confianza depende de la calidad de esa relación y, especialmente, del cumplimiento de los acuerdos.

La competitividad territorial se construye cuando existen condiciones para producir dentro de la legalidad, ejercer los derechos y compartir los beneficios del desarrollo.

Una minería que fortalece las capacidades locales, genera empleo digno, protege el capital natural y puede contribuir a la paz y al bienestar colectivo. Alcanzar ese propósito demanda coherencia institucional y una responsabilidad compartida que se traduzca en resultados verificables en los territorios.

*Exministro de Min as y Energía y miembro de Número de la ACCE.

FSU “Tura” llega a Buenaventura

La unidad flotante de almacenamiento (FSU, por sus siglas en inglés) Tura, propiedad de EXMAR, arribó a la bahía de Buenaventura tras una travesía de un mes, iniciada el 8 de septiembre en China.

La bahía de Buenaventura fue escenario de un hito para la seguridad energética de Colombia: el arribo de la FSU “TURA”, con capacidad para almacenar cerca de 146.000 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), que hará parte de la solución de importación, almacenamiento, transporte y regasificación desarrollada por Regasificadora del Pacífico.

La embarcación, de 285 metros de eslora y 43 metros de manga, será operada por EXMAR y recibirá GNL cada 30 días en promedio. Desde allí, el GNL será cargado en isocontenedores criogénicos y transportado hasta Buga, donde será regasificado e inyectado al Sistema Nacional de Transporte.

Así, el Pacífico colombiano se convierte en la segunda puerta de entrada para el gas natural importado, en un momento en el que el país necesita diversificar sus fuentes de suministro y reducir los riesgos de desabastecimiento.

El GNL recibido en la FSU abastecerá también la planta de 1,5 millones de pies cúbicos por día que la compañía prevé habilitar en Buenaventura al cierre de 2026, para acercar el gas natural a este territorio.

“Este hito representa la integración de una cadena técnica y logística compleja, diseñada para operar con altos estándares de seguridad, sostenibilidad y eficiencia. Es una solución innovadora que pronto empezará a servir al país”, afirmó Jesús Urías Millán, CEO de Regasificadora del Pacífico.

Con la FSU, los tractocamiones y los isocontenedores ya en Buenaventura, la compañía continúa el alistamiento técnico y logístico previo a la operación.

Panorámica de Regasificadora del Pacífico, en Buga.

En paralelo, avanza la construcción de la planta de regasificación en el corregimiento de El Vínculo, en Buga, que reporta un avance del 90 % y tendrá una capacidad inicial de 90 millones de pies cúbicos por día.

Regasificadora del Pacífico S.A.S., compañía liderada por PIO S.A.S., desarrolla una solución de importación, almacenamiento, transporte y regasificación de GNL para Colombia, que articula la operación marítima en Buenaventura, el transporte en isocontenedores criogénicos y la planta de regasificación en Buga.

Por su parte, EXMAR es un grupo belga de infraestructura flotante y transporte marítimo de gas, con orígenes que se remontan a 1829 y su actividad gasera desde 1980.

Capacitan a vendedores informales de Bogotá que usan GLP

GASNOVA y sus compañías afiliadas contribuyen a la formación de los vendedores ambulantes de comidas que utilizan GLP.

La Asociación Colombiana de GLP – GASNOVA, el SENA y la compañía Empresas Gasco – Unigas / Vidagas, capacitaron a 112 personas en manejo seguro del GLP, disposición adecuada de residuos, e higiene y manipulación de alimentos.

En la jornada fueron certificados trabajadores informales que son mujeres cabeza de familia, adultos mayores, migrantes y jóvenes, que, con estos conocimientos, prestarán un mejor servicio a los usuarios bogotanos.

Alejandro Martínez Villegas, presidente de GASNOVA, indicó que con este espacio de formación se contribuye al mejoramiento de las condiciones de operación de este sector informal de trabajadores, usuarios del servicio público del GLP en cilindros. “Recordemos que el GLP es la herramienta de trabajo de estos vendedores de alimentos, cuya actividad se convierte en el sustento económico para ellos y sus familias”, puntualizó.

Estos espacios de capacitación contribuyen de manera progresiva al crecimiento de estas personas, así como al beneficio de la salud y el medio ambiente de la ciudad.

Este sector económico agrupa a más de 10.300 vendedores en la capital, por lo que es crucial saber manejar de forma segura tanto los alimentos como el GLP en cilindros, fuente de energía de parrillas y fogones.

Petrobras y Ecopetrol culminan campaña offshore en el Caribe

El Contrato GUA-OFF-0 fue suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos con Petrobras International – Sucursal Colombia como operador, con una participación del 44,4%, y Ecopetrol S.A. con una participación del 55,6%.

Petrobras International – Sucursal Colombia y Ecopetrol informaron la culminación de la mayor campaña exploratoria desarrollada en aguas profundas del Caribe colombiano.

Durante dos años y medio de operación continua, se perforaron cinco pozos exploratorios, con una inversión aproximada de USD $1.000 millones, sin accidentes ni incidentes operacionales.

Los pozos perforados y que resultaron positivos son: Sirius 1 y 2, Copoazú 1 y Sandía 1. Es la única esperanza que tiene Colombia por el momento de recuperar la autosuficiencia gasífera, perdida a finales de 2024. De acuerdo con Petrobras, la entrada en producción del yacimiento Sirius sería en 2031.

“Este esfuerzo exploratorio permitió avanzar en el conocimiento del potencial gasífero de esta parte del país, gracias a las relaciones de confianza con nuestros grupos de interés, comunidades y autoridades”, señalaron las empresas en un comunicado.

Petrobras, en calidad de operador y en trabajo conjunto con Ecopetrol, lideró la planeación, gestión, coordinación y ejecución de la campaña, lo que demandó capacidades técnicas y operacionales altamente especializadas, así como una amplia variedad de actividades geocientíficas, de ingeniería, marítimas, portuarias, aéreas, logísticas, científicas y, oceanográficas.

La operación en cifras:

  • Más de 1.000 vuelos en helicóptero y 1.400 horas de vuelo.
  • Más de 16.000 pasajeros transportados hacia y desde las operaciones.
  • Más de 45 millones de litros de combustible transportados.
  • Más de 147.600 toneladas de carga por vía marítima.
  • Más de 8.300 cargas de contratistas en puerto.
  • Más de 22.000 millas náuticas navegadas.

Dentro del proyecto, la inversión social voluntaria ha beneficiado a más de 15.000 personas con iniciativas de educación, desarrollo económico, social y capacidades comunitarias.

Se destaca el apoyo al sector pesquero, 1.500 conexiones de gas domiciliario, la conservación de especies en peligro de extinción, la recuperación de ecosistemas estratégicos y programas de pago por servicios ambientales y negocios verdes.

Aire propanado: alternativa al gas natural

La dependencia del gas natural plantea un riesgo operativo para las industrias cuyos procesos no admiten interrupciones. Una falta de suministro, una restricción de transporte o una menor disponibilidad del energético afecta de manera directa la producción.

El aire propanado o gas natural sintético (GNS) ofrece una alternativa que combina almacenamiento de GLP, ingeniería de mezcla y aprovechamiento de infraestructura existente.

El aire propanado aparece como una alternativa a la escasez y el encarecimiento del gas natural. Consiste en mezclar propano, proveniente del gas licuado del petróleo (GLP), con aire en una proporción controlada para obtener un gas con características de combustión compatibles con las del gas natural.

El principal valor de esta tecnología está en la continuidad operativa. Una industria que depende exclusivamente del gas natural tiene su suministro condicionado por una cadena que incluye producción, transporte, distribución y disponibilidad del energético.

Pero, incorporar GLP como combustible de respaldo introduce una segunda fuente energética y, además, permite mantener un inventario en las instalaciones.

El concepto tiene especial importancia en procesos térmicos continuos, como los utilizados en industrias de cerámica, vidrio, alimentos y otros sectores manufactureros que utilizan hornos, calderas y sistemas de combustión, donde una interrupción puede generar pérdidas de producto, afectaciones a la calidad o tiempos de recuperación prolongados.

En estos casos, el análisis económico no debería limitarse al precio por unidad de energía del GLP frente al gas natural. También debe incorporar el costo de una eventual parada de producción. Esto cambia la lógica de la inversión.

La empresa no necesariamente debe abandonar su contrato o infraestructura de gas natural. Puede mantener ese energético como fuente principal y utilizar el sistema de aire propanado cuando las condiciones del suministro lo exijan.

La posibilidad de almacenar GLP en sitio introduce, además, un componente de autonomía logística. Así, la disponibilidad energética deja de depender exclusivamente de la continuidad de la red y pasa a depender de la capacidad de almacenamiento, reposición y gestión de inventarios de la planta.

El desarrollo de sistemas de aire propanado está experimentando un cambio en la manera de abordar la seguridad energética de la industria colombiana.

Pero, el aire propanado no debe interpretarse como una solución universal. Cada proyecto requiere determinar el consumo energético, las condiciones de presión, los requerimientos de los quemadores, el poder calorífico del gas utilizado, el Índice de Wobbe, la capacidad de almacenamiento, la demanda máxima y las condiciones de seguridad.

En un entorno donde la continuidad del suministro energético se ha convertido en una variable estratégica para la industria, el aire propanado deja de ser una solución exclusivamente técnica y pasa a formar parte de las herramientas de gestión de la seguridad energética empresarial.

Venezuela: una ventana de oportunidad

La nueva coyuntura abre una ventana de oportunidad. Colombia y Venezuela cuentan con antecedentes de cooperación energética que merecen una revisión.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

“Necesitamos acceso total. Necesitamos acceso al petróleo”, espetó el presidente Donald Trump al referirse a su abierta intervención en Venezuela. El secretario de Estado, Marco Rubio, quiso matizar sus palabras: “no necesitamos el petróleo de Venezuela”, no obstante, advirtió tajantemente que Washington no permitiría que su industria petrolera quedara en manos de adversarios de Estados Unidos, como China, Rusia o Irán.

Ambas declaraciones permiten entender el alcance de la estrategia estadounidense: asegurar influencia sobre las reservas venezolanas, su explotación y sus destinos comerciales.

Cabe preguntarse por qué una potencia petrolera como Estados Unidos tiene tanto interés en el crudo del vecino país. Una parte de la respuesta está en las características de la industria de refinación estadounidense. Varias refinerías de la costa del Golfo están preparadas para procesar crudos pesados, como los de la faja petrolífera del Orinoco. La producción estadounidense, predominantemente liviana, no satisface por sí sola todas esas necesidades. En el negocio petrolero, la calidad del crudo y la capacidad de procesarlo importan tanto como el volumen disponible.

Esta complementariedad ayuda a explicar el acercamiento entre ambas partes. A ella se suma la competencia por los mercados y por la influencia política en América Latina. El acceso al petróleo venezolano ofrece a Washington la posibilidad de fortalecer su abastecimiento regional, obviando el paso por el estrecho de Hormuz y limitar la presencia de otras potencias.

La energía sigue ocupando un lugar determinante en las relaciones internacionales. El secretario de Energía, Chris Wright, anunció que Estados Unidos comercializaría la producción venezolana “indefinidamente” y así lo viene haciendo. El control de las ventas y de sus ingresos aparece como un instrumento para orientar los cambios que Washington busca en Venezuela.

Por su parte, Delcy Rodríguez extendió una invitación a trabajar en una “agenda de cooperación”. Estas declaraciones muestran cómo el petróleo se ha convertido en un punto de encuentro entre gobiernos que hasta hace poco mantenían una abierta confrontación. Ambas declaraciones muestran el carácter transaccional del acercamiento. Y esa complementariedad ayuda a explicar el interés mutuo por recuperar los flujos comerciales entre ambos países.

En este escenario y luego de la flexibilización de las sanciones impuestas por el Departamento del Tesoro y la apertura a que ello ha dado lugar, Colombia tiene razones para prestar atención. Una recuperación sostenida de la producción venezolana podría intensificar la competencia en el mercado de crudos pesados, el mismo nicho en el cual participa nuestro país y presionar los ingresos de nuestras exportaciones.

La mayor disponibilidad de oferta podría presionar a la baja los precios relativos y modificar las preferencias de los compradores. Su magnitud dependerá de las inversiones efectivamente ejecutadas, de la demanda mundial y de las condiciones comerciales. Conviene prepararse para ese escenario sin dar por consumados sus efectos.

El impacto dependerá de cuánto petróleo adicional llegue al mercado, de la demanda mundial y de las condiciones comerciales. Por eso, sería apresurado presentar como inevitable una caída determinada de los ingresos colombianos. Pero también sería imprudente ignorar el riesgo. Menores precios o volúmenes exportados pueden afectar la entrada de divisas, las utilidades empresariales y los ingresos tanto para la Nación como para las entidades territoriales vinculados a la actividad petrolera.

Colombia debe prepararse para competir en ese entorno. Ello exige cuidar la productividad de sus operaciones, ofrecer condiciones que permitan inversiones y avanzar en la diversificación de su economía. La transformación productiva requiere tiempo y financiación. Debilitar las fuentes actuales de ingreso antes de consolidar otras puede hacer más difícil ese tránsito.

Desde otra perspectiva, la nueva coyuntura también abre una ventana de oportunidad. Colombia y Venezuela cuentan con antecedentes de cooperación energética que merecen una revisión.

Las posibilidades del intercambio de electricidad pasan por una evaluación técnica del estado de las interconexiones tanto por La Guajira como por Norte de Santander y el transporte de gas por el gasoducto Antonio Ricaurte son asuntos concretos alrededor de los cuales podría construirse una agenda binacional.

Aprovechar esa infraestructura exige comprobar su estado, asegurar el suministro y obtener las autorizaciones correspondientes. La infraestructura existente ofrece un punto de partida, pero su aprovechamiento exige verificar el estado de los equipos, la disponibilidad del recurso y las condiciones de entrega.

Ecopetrol, por su parte, debería evaluar las posibilidades de participar en la recuperación de la industria de hidrocarburos venezolana. Su experiencia y los antecedentes de cooperación constituyen elementos para explorar proyectos. La entrada de GeoPark al vecino país mediante el bloque Bare, en la faja petrolífera del Orinoco, muestra que otros actores ya están identificando oportunidades.

Este paso merece atención de Ecopetrol, que debería examinar dónde su experiencia puede traducirse en oportunidades rentables, con garantías suficientes para proteger el patrimonio de sus accionistas. Dejar pasar el tiempo también tiene un costo.

Por ello, celebramos que el nuevo presidente de Ecopetrol, Joaquín Gutiérrez, haya viajado a Caracas con el objeto de explorar e identificar oportunidades de negocio, pues, como reza el proverbio oriental, un viaje de mil millas comienza con un solo.

Bien dijo Bill Gates que “el éxito en los negocios está en saber hacia dónde va el mundo y llegar allí primero”.                             

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

CAF aprueba USD 1.250 millones para cinco proyectos en Colombia

Las cinco operaciones aprobadas se enmarcan en el compromiso de CAF de movilizar hasta USD 9.000 millones para Colombia hasta 2030. El financiamiento está destinado a la reconstrucción tras el terremoto, a fortalecer la acción climática, la infraestructura ferroviaria, la movilidad sostenible y el desarrollo urbano.

El Directorio del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) aprobó cinco operaciones para Colombia por un total de USD 1.250 millones, que permitirán acompañar prioridades estratégicas del país en infraestructura, acción climática, recuperación frente a desastres naturales, movilidad sostenible y desarrollo urbano.

El paquete incluye USD 250 millones para acompañar la implementación de proyectos estratégicos del Plan de Desarrollo de Medellín y una línea de crédito de hasta USD 300 millones para financiar parcialmente el Plan de Inversiones del Metro de Medellín, orientado a la expansión y modernización de corredores, la integración urbana alrededor de las estaciones y la renovación de la flota.

A estas operaciones se suman una Línea de Crédito Contingente de hasta USD 150 millones para apoyar la recuperación y reconstrucción de los territorios afectados por el terremoto del 10 de agosto; y hasta USD 200 millones para financiar parcialmente la rehabilitación, construcción, operación y mantenimiento del corredor férreo La Dorada–Chiriguaná; y USD 350 millones para fortalecer la acción climática, las finanzas sostenibles, la biodiversidad y la economía azul.

“Estas cinco operaciones reflejan la profundidad de nuestra alianza con Colombia y la capacidad de CAF para acompañar al país en desafíos que van desde la respuesta y reconstrucción frente a desastres naturales hasta la acción climática, la recuperación de infraestructura estratégica y la transformación de sus ciudades. Estos USD 1.250 millones se traducirán en territorios más resilientes, competitivos y con mayores oportunidades para sus habitantes”, dijo Sergio Díaz-Granados, presidente Ejecutivo de CAF.

Cinco operaciones para el desarrollo de Colombia

  • USD 350 millones para acción climática, biodiversidad y economía azul. El Programa de Apoyo a la Acción Climática y Economía Azul respaldará políticas públicas orientadas a fortalecer la adaptación y mitigación frente al cambio climático, proteger la biodiversidad e impulsar las finanzas sostenibles. También contempla acciones en economía circular, reducción de plásticos de un solo uso, pesca artesanal sostenible, prevención de la contaminación marina y conservación de ecosistemas.
  • Hasta USD 150 millones para la reconstrucción tras el terremoto. La Línea de Crédito Contingente apoyará la atención de la emergencia, la rehabilitación temprana y la recuperación tras el sismo del 10 de agosto de 2026. Los recursos contribuirán al restablecimiento de infraestructura y servicios esenciales y al fortalecimiento de la capacidad institucional para avanzar hacia una reconstrucción resiliente de los territorios afectados.
  • Hasta USD 200 millones para el corredor férreo La Dorada–Chiriguaná. El préstamo estructurado financiará parcialmente intervenciones de rehabilitación y construcción, así como la operación y mantenimiento de la infraestructura ferroviaria y la adquisición de maquinaria y equipos. El proyecto se desarrolla bajo un esquema de asociación público-privada.
  • USD 250 millones para proyectos estratégicos de Medellín. El financiamiento y apoyo técnico permitirá acompañar inversiones contempladas en el Plan de Desarrollo de la ciudad en ámbitos como desarrollo urbano, espacio público, movilidad sostenible e infraestructura social y educativa. Entre las iniciativas identificadas se encuentran Parque Primavera Norte, infraestructura para Buen Comienzo y Escuela Inteligente, la renovación del estadio y el Metro de la 80.
  • Hasta USD 300 millones para el Plan de Inversiones del Metro de Medellín. La línea de crédito podrá financiar parcialmente inversiones en infraestructura de transporte, desarrollo urbano, expansión y modernización de corredores y renovación de flota. La operación busca fortalecer la capacidad, cobertura y eficiencia del sistema y mejorar la movilidad sostenible y la integración territorial del Valle de Aburrá.

EPM recibe reconocimiento por la PTAR San Fernando

La Water Environment Federation (WEF) reconoció a la PTAR San Fernando como Utility of the Future Today 2026, en la categoría Generación y recuperación de energía.

La Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) San Fernando de EPM recibió el reconocimiento internacional Utility of the Future Today 2026, otorgado por la Water Environment Federation (WEF), en la categoría Generación y recuperación de energía.

“Este reconocimiento internacional confirma el camino de transformación que venimos recorriendo en EPM. Estamos avanzando hacia un modelo de biofábricas, en el que, además de tratar las aguas residuales, buscamos recuperar y aprovechar recursos como la energía y los biosólidos, y aportar a la economía circular,” indicó León Yepes, gerente (e) de Acueducto y Alcantarillado EPM.

El reconocimiento destaca la transformación que viene adelantando la Planta para ir más allá del tratamiento de las aguas residuales y avanzar hacia un modelo que permita recuperar y aprovechar los recursos que se generan durante el proceso y contribuir a una operación cada vez más sostenible.

Este logro representa un nuevo paso en la evolución de EPM hacia el concepto de biofábricas: instalaciones donde las aguas residuales no se consideran únicamente algo que debe tratarse, sino también una fuente de recursos con potencial de aprovechamiento.

De las aguas residuales a nuevos recursos

En la práctica, esta transformación permite que, además de cumplir su función esencial de tratar las aguas residuales, la PTAR San Fernando avance en la generación y recuperación de energía eléctrica, la producción de biometano y el aprovechamiento de biosólidos, que pueden tener nuevos usos, entre ellos el mejoramiento de suelos.

Actualmente, San Fernando genera 480.000 kWh/mes, que se utilizan para autoconsumo en los procesos de la planta. Esta generación permite cubrir entre el 20 % y el 25 % de la demanda energética de la planta.

Como parte del proceso de tratamiento también se generan aproximadamente 37.000 toneladas al año de biosólidos, que son aprovechados en su totalidad para el mejoramiento de suelos, procesos de compostaje y reforestación, entre otros usos.

De esta manera, recursos que se generan durante el tratamiento pueden tener nuevos usos y entrar nuevamente en ciclos de aprovechamiento, uno de los principios de la economía circular.

Un reconocimiento a la transformación

El programa Utility of the Future Today reconoce a organizaciones del sector del agua que avanzan en la transformación de los sistemas tradicionales de tratamiento de aguas residuales hacia centros de recuperación de recursos, promoviendo su aprovechamiento y contribuyendo a la construcción de comunidades más sostenibles y resilientes.

En 2026 fueron reconocidas 33 organizaciones, entre ellas cinco que reciben la distinción por primera vez. La PTAR San Fernando de EPM hace parte de este último grupo y fue reconocida en la categoría Generación y recuperación de energía.

Minería en América Latina: la energía es un factor crítico

La demanda de cobre, oro, plata y molibdeno abre oportunidades para América Latina, pero la falta de infraestructura energética, la permisología y las relaciones con las comunidades condicionan el desarrollo de nuevos proyectos.

La transición energética está modificando el mapa de la minería en América Latina. El crecimiento de tecnologías asociadas a la electrificación y a nuevas fuentes de energía aumenta la demanda por minerales críticos y coloca a la región frente a una oportunidad que, sin embargo, enfrenta restricciones de infraestructura, regulación y desarrollo de los proyectos.

Esta es una de las principales conclusiones de un estudio realizado por Aggreko sobre el sector minero latinoamericano, según explicó José Albornoz, líder de Minería de la compañía para la región.

“Hay una alta demanda por minerales críticos, apalancada principalmente por la transición energética”, señaló Albornoz. Entre los minerales de interés mencionó cobre, oro, plata y molibdeno.

América Latina cuenta con depósitos de interés económico y con capital humano especializado para desarrollar proyectos mineros. El problema está en las condiciones necesarias para convertir ese potencial geológico en producción.

Uno de los principales obstáculos identificados es la infraestructura energética crítica. Según Albornoz, encontrar un yacimiento no es suficiente si no existe infraestructura que permita conectar el recurso con los equipos y con la energía necesaria para su explotación.

Y es que, sin energía disponible, los proyectos pueden perder competitividad en costos y retrasar la generación de beneficios económicos para los países y las comunidades donde se encuentran los recursos.

Permisos, comunidades y otros factores críticos

A la infraestructura se suman los tiempos de aprobación de los proyectos. Albornoz identifica la permisología como otro de los factores que están ralentizando el desarrollo minero en distintos países de la región.

El ejecutivo también destaca la necesidad de involucrar a las comunidades desde las primeras etapas. La experiencia de países con mayor desarrollo minero, como Chile y Perú, muestra que la comunicación temprana y el acceso a información son elementos relevantes para reducir conflictos y facilitar los proyectos.

Esto implica explicar cómo se explotará un yacimiento, cómo serán tratados los residuos y qué medidas se adoptarán para mitigar los impactos ambientales. Pero también supone ir más allá de las compensaciones económicas.

Albornoz plantea la necesidad de generar capacitación técnica para que habitantes de las zonas donde se desarrollan los proyectos puedan participar en las operaciones. En Brasil, por ejemplo, Aggreko cuenta con técnicos provenientes de comunidades locales de la Amazonía, a quienes ha capacitado para trabajar en sus sistemas de generación. Algunos de ellos han asumido posiciones en otros lugares donde opera la compañía.

Energía flexible para minas en zonas remotas

La localización de buena parte de los proyectos mineros introduce otro desafío: muchos yacimientos se encuentran lejos de los centros urbanos y de las redes de infraestructura energética.

En ese escenario, Aggreko plantea sistemas de generación flexibles, modulares y escalables, diseñados de acuerdo con las necesidades de cada operación.

El modelo permite aumentar o reducir la capacidad de generación según evolucione la producción. Albornoz pone un ejemplo: una mina que inicialmente requiera 40 megavatios podría aumentar su demanda hasta 60 MW y posteriormente reducirla a 30 MW. La modularidad permite ajustar la capacidad instalada a cada etapa.

La compañía señala que sus soluciones buscan alcanzar una utilización superior al 95% y permitir que las operaciones comiencen a producir en el menor tiempo posible.

Diésel, gas y solar: una matriz diversificada

En los proyectos mineros ubicados en zonas aisladas, el diésel continúa como el principal combustible para generación eléctrica. También aparecen soluciones híbridas que combinan diésel y gas, así como sistemas que incorporan energía solar.

Una de las alternativas mencionadas por Albornoz consiste en una combinación de 60%-65% de diésel y 35%-40% de gas. Según el ejecutivo, esta mezcla puede generar reducciones en el consumo de combustible, las emisiones de CO₂ y los costos de operación.

La posibilidad de incorporar otras fuentes como la solar depende de la ubicación del proyecto y de la infraestructura disponible. En algunos casos, las condiciones del lugar obligan a utilizar generación 100% a diésel.

La penetración de la energía solar también presenta diferencias entre países. Chile, por ejemplo, cuenta con proyectos mineros que utilizan generación solar, mientras que algunos mercados todavía concentran su matriz para minería en diésel y gas. A esto se suma el avance desigual del almacenamiento mediante baterías.

Colombia: entre el potencial minero y el desafío de la infraestructura

Para Colombia, Albornoz considera que el desarrollo de nuevas áreas mineras dependerá en buena medida de la infraestructura eléctrica disponible.

El ejecutivo plantea que las políticas públicas deben facilitar la construcción de infraestructura que permita que los proyectos sean eficientes y competitivos en el largo plazo. Pero no se trata únicamente de electricidad: puertos, carreteras, transmisión y aeropuertos forman parte de la infraestructura que puede determinar la viabilidad de una operación minera.

La oportunidad también aparece en términos económicos. Albornoz estima que proyectos de oro, cobre, carbón y níquel en Colombia podrían representar entre US$3.600 millones y US$4.000 millones de inversión durante los próximos cuatro años. Sin embargo, advierte que algunos de estos proyectos enfrentan retrasos regulatorios e incertidumbre jurídica, factores que pueden dilatar su entrada en operación.

Para Aggreko, esta cartera de proyectos representa una oportunidad para participar desde las primeras etapas, mediante soluciones de generación temporal, sistemas híbridos, almacenamiento y respaldo energético.

La apuesta de Aggreko por el sector minero también se refleja en su nivel de inversión. La compañía prevé destinar más de US$220 millones durante 2026 para tecnologías de generación destinada a sus clientes del segmento.

La inversión está orientada, según Albornoz, a tecnologías de eficiencia y soluciones que permitan atender los requerimientos energéticos de los proyectos con criterios de sostenibilidad y adaptación a las necesidades específicas de cada operación.

El mensaje que deja es claro: América Latina tiene los recursos minerales que demanda la transición energética, pero transformar ese potencial en producción requiere algo más que yacimientos.

Energía disponible, infraestructura, permisos, relación con las comunidades y reglas de largo plazo serán factores determinantes para que la región pueda convertir su riqueza mineral en inversión, producción y desarrollo económico.

Diésel: una brecha que crece y cuesta

En pesos colombianos, la referencia internacional subió cerca de 67% entre enero y septiembre, mientras que el precio nacional subió apenas un 3%, lo que ubicó la brecha de precios por encima de los $8.000 por galón.

Por: EQUIPO DE INVESTIGACIÓN DE ANIF.

Durante septiembre de 2026 se registró un repunte significativo en el precio minorista del diésel en Estados Unidos, consolidándose la tendencia de crecimiento que traía desde julio y alcanzando un máximo histórico en términos nominales desde que se tiene registro. La razón detrás del repunte es una restricción de oferta global.

Según informa la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), dicha estrechez se debe a la menor actividad de refinación en Rusia, China y Oriente Medio, lo cual encareció los productos derivados del petróleo en el mercado internacional y aumentó, a su vez, la demanda de exportaciones estadounidenses.

Adicionalmente, los inventarios se encuentran 13% por debajo de su promedio estacional, y la capacidad de operación de las refinerías se halla en 97%. Como resultado, el margen comercial de la refinación ha encontrado también una senda ascendente, que se estima que supere los US$ 2 por galón en lo que resta de año, condicionado, claro está, a que se normalice el tráfico marítimo por el estrecho de Ormuz.

Como es usual, Colombia no es ajena a este tipo de eventos internacionales. El gráfico muestra cómo se traduce este choque a pesos colombianos. La referencia internacional analizada pasó de cerca de $11.900 por galón en enero a $19.820 al 28 de septiembre de 2026, un aumento aproximado de 67%. En cambio, el precio nacional pasó de $11.062 a $11.399, un alza de alrededor de 3%.

El desacople obedece a la existencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que mantiene un subsidio implícito sobre este combustible, evitando que la fluctuación de los precios internacionales se transmita de manera automática y completa a los precios domésticos.

Lo anterior implica que la diferencia entre el precio internacional y el interno sea absorbida por el FEPC, que en la última semana de septiembre alcanzó los $8.400 por galón. Si bien ese valor no debe tomarse como un indicador de subsidio efectivo, pues el precio minorista también incorpora elementos como impuestos, márgenes y fletes, sí es una señal que muestra cómo el FEPC tendrá que hacer un mayor esfuerzo fiscal para mantener los precios internos invariables, al ser esta referencia de diésel una de las contempladas en la fórmula de compensación del mecanismo.

De otro lado, la apreciación del peso también ha jugado un papel fundamental, ubicándose como el principal amortiguador, puesto que reduce mecánicamente el costo del choque, dado que la paridad se expresa en moneda local. Para ilustrarlo, con la tasa representativa del mercado de comienzos de año, la referencia promedio para septiembre hubiese sido $22.065 por galón, es decir, el tipo de cambio estaría ahorrando cerca de $2.900 por galón.

En este contexto, cerrar la brecha exige ajustes de gran tamaño. Las tensiones geopolíticas amenazan con mantener las presiones sobre los precios de los combustibles, lo que aumenta la carga fiscal del mecanismo de compensación del FEPC.

Si se cumple el escenario de la EIA, con una exposición extendida y nuevas presiones sobre el presupuesto de 2027, además de la coyuntura fiscal actual, la necesidad de estructurar una senda de ajustes graduales se hace más apremiante que nunca.

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