La ANH promete recuperar el tiempo perdido

El objetivo del nuevo gobierno es recuperar el liderazgo técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fortalecer el conocimiento del subsuelo, convertirlo en inversiones, reservas, producción y bienestar para las regiones.

El presidente de la ANH, Ernesto Forero, señaló en la inauguración del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, de Acipet, que la política hidrocarburífera del nuevo gobierno es recuperar parte de lo que no se hizo durante los últimos años.

El funcionario expresó que la seguridad energética es una tarea de Estado, que no puede alcanzarla una sola entidad trabajando de manera aislada, sino que “requiere empresas capaces de invertir y de operar, profesionales que conozcan el subsuelo, instituciones que den confianza y regiones y comunidades que participen de los beneficios del desarrollo”.

Agregó que durante el primer mes de gobierno, la entidad se ha enfocado en una tarea fundamental y elemental: mirar los números de frente y entender con precisión cuál será el punto de partida.

Forero indicó qu el diagnóstico inicial deja tres mensajes fundamentales. “El primero de ellos es que necesitamos recuperar la actividad exploratoria, que de manera deliberada renunciamos. La producción que hoy sostiene al país son el producto del resultado de decisiones, inversiones y descubrimientos hechos años atrás, muchos de ellos del siglo pasado. Sin exploración hoy no tendremos reservas que necesitaremos mañana”, señaló.

El segundo mensaje es que el país debe fortalecer el conocimiento del subsuelo. “Perdimos en estos cuatro años la inercia del conocimiento del subsuelo, la reducción de adquisición sísmica de la perforación exploratoria y la generación de nueva información, lo que limita la capacidad del Estado para administrar los recursos y la del inversionista para adoptar decisiones. Sin información no hay prospectos maduros, sin prospectos maduros no hay decisiones de inversión, y sin inversión no habrá nuevos descubrimientos”, dijo.

El tercer mensaje es que se debe reactivar la promoción del país. “Desde el 2021 no se realiza un nuevo proceso de asignación de áreas de exploración y producción. Entretanto, el capital ha seguido tomando decisiones y otras jurisdicciones han presentado oportunidades. Nuestra respuesta será no improvisar una ronda y ofrecer áreas simplemente por aumentar una estadística.

“Estamos construyendo una estrategia que permita responder para cada oportunidad de recurso que necesita Colombia, qué información tenemos, qué inversionista puede desarrollarlo y cuál es el instrumento de asignación más adecuado. Colombia mantiene una prospectividad importante en cuencas continentales y costa afuera, tanto en convencional como en yacimientos no convencionales. Nuestro desafío es convertir esa prospectividad en oportunidades técnicamente maduras, competitivas y ejecutables”.

En ese sentido, dijo que desde finales de septiembre la entidad iniciará con unos ciclos de conocimiento del subsuelo. “Lo hemos denominado Oportunidades Exploratorias en Hidrocarburos 2026 y será un espacio técnico y recurrente para compartir el proceso de maduración de oportunidades exploratorias, contrastar información, identificar necesidades de conocimiento y acercar progresivamente el potencial del subsuelo colombiano a quienes toman decisión de inversión. La construcción de conocimiento no puede ser una conversación cerrada dentro de la agencia. Este es el rumbo que estamos trazando. Los invito a recorrer juntos ese camino, con datos, con rigor técnico e instituciones fuertes”, concluyó Forero.

Acipet propone al Gobierno recuperar la exploración y optimizar activos

Acipet le pidió al Gobierno recuperar y mantener la exploración de nuevos yacimientos de petróleo y gas, tanto en territorio continental como costa afuera, y elevar los proyectos estratégicos del sector de hidrocarburos a la categoría de Proyectos de Interés Nacional Estratégico (PINES).

En la inauguración del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet) presentó al Gobierno Nacional tres propuestas orientadas a fortalecer la seguridad energética de Colombia, aprovechar el potencial de sus recursos y garantizar que la transición hacia nuevas fuentes de energía cuente con un respaldo económico sostenible.

Las medidas fueron planteadas por Martha Villarreal, presidente de la Junta Directiva de Acipet, y parten de la premisa que “Colombia necesita mantener y fortalecer su capacidad de producir petróleo y gas mientras avanza en la diversificación de su matriz energética”.

Para el gremio, la exploración, la optimización de los campos existentes y la innovación tecnológica son determinantes para asegurar las reservas y los recursos que requerirá el país en las próximas décadas.

En ese sentido, la primera propuesta del gremio es recuperar y mantener la exploración de nuevos yacimientos de petróleo y gas, tanto en territorio continental como costa afuera, y elevar los proyectos estratégicos del sector de hidrocarburos a la categoría de Proyectos de Interés Nacional Estratégico (PINES).

Para el gremio, recuperar la actividad exploratoria es fundamental para ampliar las reservas, reducir el riesgo de una mayor dependencia de las importaciones y mantener el flujo de regalías que contribuye al desarrollo de las regiones productoras.

“Colombia necesita tomar decisiones hoy sobre la energía que requerirá mañana. La exploración permite ampliar el conocimiento del subsuelo, encontrar nuevas reservas y generar los recursos que el país necesita para financiar su desarrollo,” dijo Villarreal.

La segunda propuesta está enfocada en aumentar la eficiencia de los campos que actualmente producen petróleo y gas. El gremio plantea estructurar un plan de choque que facilite la incorporación de tecnologías avanzadas de recobro mejorado, innovación técnica y nuevas soluciones para la optimización de campos maduros. Estas herramientas permitirían incorporar producción adicional en el corto y mediano plazo, aprovechando infraestructura y conocimiento ya disponibles.

El gremio también plantea evaluar de manera técnica y responsable el potencial de los yacimientos no convencionales, comúnmente llamado fracking, considerando las características geológicas de cada zona y las condiciones necesarias para garantizar la protección de los ecosistemas.

La tercera propuesta parte de que ACIPET reconoce la necesidad de avanzar hacia una matriz energética más diversificada, y plantea que este proceso debe desarrollarse de manera gradual y financieramente sostenible.

Para ello, propone una hoja de ruta en la que el petróleo y el gas continúen generando los recursos necesarios para impulsar nuevas fuentes y tecnologías energéticas. Desde esa perspectiva, las regalías, impuestos e inversiones asociados a la industria pueden contribuir a financiar proyectos de hidrógeno, geotermia, nuevas energías y conectividad regional.

Festival Cordillera 2026 puso a prueba una microred energética inteligente

El Festival Cordillera 2026 contó con la primera área de servicio de un festival en Colombia con consumo 96,58% limpio y renovable, abastecida con energía solar y baterías.

Durante el Festival Cordillera 2026, la zona de baños VIP funcionó durante sus dos jornadas con un sistema de generación solar y almacenamiento con baterías, desarrollado por Caban Energy, Klik y Páramo Impacta.

La solución integró 24 paneles solares y seis baterías de litio, convirtiendo esta zona en la primera área de servicio de un festival en Colombia con consumo 96,58% limpio y renovable. El festival fue, además, un escenario real para poner a prueba estas tecnologías, donde la continuidad del servicio es fundamental para garantizar su operación.

La implementación permitió poner a prueba, en condiciones reales de operación, cómo las fuentes renovables y el almacenamiento pueden incorporarse a eventos de alta demanda.

Durante los dos días del festival, la solución alcanzó una generación solar de 44 kWh, con una carga de batería de 32,6 kWh y una descarga de 20,7 kWh, demostrando nuevas posibilidades para gestionar la energía de manera más eficiente.

La apuesta cobra especial relevancia en un contexto marcado por uno de los fenómenos de El Niño más intensos desde 1950, según explican expertos. Investigadores han declarado que hay riesgos por sequías, calor extremo, menor nivel de embalses, incendios y afectaciones marinas entre octubre y diciembre. Este panorama climático hace cada vez más necesario explorar alternativas que permitan diversificar las fuentes y proyectos de generación energética, para gestionar la energía de manera más flexible y eficiente.

En ese sentido, la solución de sistemas de energía solar junto con almacenamiento con baterías, permite aprovechar el recurso natural del sol durante las horas de mayor radiación y almacenar parte de la energía generada en baterías, para disponer de ella posteriormente bajo demanda.

En el Festival Cordillera 2026, este sistema fue instalado en una zona estratégica, donde 24 paneles solares, de 620 Wp cada uno, junto con un sistema de almacenamiento de alta calidad, suministrados por Caban Energy, captaron la radiación solar durante el día.

La energía generada tuvo dos destinos: una parte fue utilizada directamente para el funcionamiento de los baños y otra fue almacenada en seis baterías de litio con tecnología LFP. De esta manera, cuando oscureció y los paneles dejaron de captar la luz solar, el sistema continuó suministrando energía limpia a esta zona del festival.

En total, el sistema contó con una potencia solar instalada de 14,8 kWp y una capacidad de almacenamiento de 28,8 kWh. Durante los dos días del Festival Cordillera 2026, la solución

convirtió esta zona de servicio en la primera de un festival en Colombia con consumo 96,58 % limpio y renovable, gracias al uso de energía solar y almacenamiento en baterías.

Cabe resaltar que el sistema permitió ahorrar alrededor de 1,3 litros de diésel por hora, alcanzando un ahorro total de 5 galones durante los dos días de operación del festival. Esta reducción equivale aproximadamente a las emisiones generadas por un automóvil de combustión al recorrer 127 kilómetros.

“En Caban Energy estamos transformando la manera en la que las empresas acceden a la energía renovable. Los modelos de Energy as a Service permiten convertir la energía en un servicio al que las compañías pueden acceder de manera más flexible, con soluciones que combinan generación, almacenamiento y tecnología. En un evento como el Festival Cordillera, podemos llevar esta conversación a un escenario real y demostrar que la energía limpia y confiable también puede responder a las necesidades de una industria que requiere continuidad y capacidad de adaptación”, aseguró Alexandra Rash, CEO de Caban Energy.

Por su lado, Klik suma soluciones de innovación a los escenarios del entretenimiento, con la visión de que para las empresas colombianas, este momento es clave para que empiecen a ver en la energía oportunidades de mejora para volverla un activo flexible.

“En la industria del entretenimiento, la energía también se puede reimaginar como un activo estratégico. Detrás de un festival hay una operación que debe funcionar de manera continua durante jornadas de alta demanda. La tecnología que tenemos nos permite entender con mayor precisión qué está pasando con la energía y, a partir de los datos, encontrar oportunidades para gestionarla. Lo que vamos a hacer en Cordillera es llevar esa visión a la práctica sostenible”, afirmó Luis Carlos Parra, CSTO y co-Fundador de Klik.

Esta posibilidad de reimaginar la energía también abre la puerta a transformar la manera en que se conciben y operan los eventos. “En Páramo Impacta trabajamos para construir eventos cada vez más sostenibles, por tercer año hemos conseguido que este sea uno certificado por INCONTEC, transformando con nuestras buenas prácticas la industria del entretenimiento en un modelo más responsable”, afirmó María Catalina Orjuela, directora de Sostenibilidad de Páramo Impacta.

Esta iniciativa buscó mostrar, en vivo y en directo, que existen nuevas alternativas para generar, almacenar y gestionar la energía. El Festival Cordillera se convierte así en un espacio para ponerlas a prueba y evidenciar cómo estas tecnologías pueden integrarse a las necesidades de eventos de gran escala.

Los retos de Ecopetrol

Ecopetrol sigue siendo la joya de la corona. Como grupo empresarial es el más importante del país, uno de sus principales activos estratégicos y una fuente insustituible de ingresos para la Nación. Lo que ocurra con ella compromete las finanzas públicas y la seguridad y la soberanía energéticas.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La primera y principal tarea del nuevo gobierno de Abelardo De La Espriella, es recuperar su gobierno corporativo. El primer paso será que a la nueva junta directiva de la empresa elegida por la Asamblea de accionistas se le permita que obre con independencia y autonomía.

El segundo gran reto consiste en volver a centrarse en el core de su negocio. Ello no significa abandonar ni desdeñar la transición energética, en la que se involucró tempranamente desde la administración Bayón, cuando puso en marcha su Estrategia 2040, Energía que transforma.

Por muchos años todavía, la exploración, producción, transporte y refinación de hidrocarburos seguirán siendo el soporte fundamental de sus ingresos, de su flujo de caja y de sus utilidades.

Uno de los mayores desafíos que enfrenta Ecopetrol es garantizar la reposición de sus reservas probadas y así ampliar el limitado horizonte de la autosuficiencia. Una empresa petrolera que no explora termina consumiéndose a sí misma. Cada barril que produce debe procurar reemplazarlo con nuevas reservas.

De allí la necesidad de reanudar las rondas para la adjudicación de áreas y la celebración de nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. Mi planteamiento es claro: llegó la hora poner término a la moratoria sobre la utilización de la técnica del fracking para desarrollar los yacimientos no convencionales (YNC) en rocas generadoras. 

La discusión no puede reducirse a si Colombia debe producir petróleo y gas o prescindir de ellos. Mientras la economía los demande, la verdadera disyuntiva es otra: producirlos nosotros o importarlos. Por el hecho de que Colombia lo deje de producir el mundo no lo va a dejar de consumir.

Como bien dijo el economista John Maynard Keynes, toda demanda crea su propia oferta. Y no tendría sentido renunciar a nuestros recursos para terminar comprándolos en el exterior, sacrificando divisas, regalías, impuestos, empleo e ingresos para las regiones. Del petróleo podemos decir que es mejor tenerlo y no necesitarlo, que necesitarlo y no tenerlo, y peor que depender del petróleo es depender de su importación.

La evolución de los resultados financieros de Ecopetrol no puede pasar inadvertida. Las utilidades alcanzaron el récord de $33,4 billones en 2022, para descender a $19 billones en 2023, $14,9 billones en 2024 y $9 billones en 2025. En el primer trimestre de 2026 la utilidad fue de $2,8 billones frente a $3,1 billones en igual período de 2025, una caída del 7,7%, mientras la producción reportada por Ecopetrol descendió 2,7%. Igual han caído también las exportaciones, justo en una coyuntura de altos precios.

Desde luego, los resultados de una petrolera están sometidos a la volatilidad de los precios internacionales del crudo, así como al comportamiento de la tasa de cambio y no toda disminución de las utilidades es atribuible a la gestión de la compañía. Pero precisamente por ello cobra mayor importancia aquello que sí está bajo su control: eficiencia, costos, inversiones, incorporación de reservas y productividad.

Hay una cifra particularmente inquietante. El que he denominadoumbral del dolor”, esto es, el break-even o precio de equilibrio, que según las cifras oficiales pasó de US$31 a US$49 por barril, un incremento del 58 %. Entretanto, el costo de levantamiento pasó de US$10 a US$12 por barril. Mientras más alto sea ese umbral, más vulnerable queda Ecopetrol frente a las oscilaciones del precio en el mercado petrolero internacional.

En este contexto adquiere especial importancia el futuro de la operación del Permian en Estados Unidos. Se trata de uno de los activos más rentables del portafolio de Ecopetrol. Es cierto que los yacimientos no convencionales presentan una elevada productividad inicial y una declinación relativamente rápida, lo cual obliga a perforar nuevos pozos continuamente para mantener la producción y demanda inversión permanente. Por ello, como suelo decir, no hay que quedarse viendo la foto; hay que ver la película que se está rodando. 

Pero desprenderse de un activo rentable justamente cuando Ecopetrol necesita fortalecer sus reservas, su producción y su caja sería contradictorio. Se estima que una eventual salida del Permian implicaría renunciar a más de 200 millones de barriles de reservas y cerca de 100.000 barriles diarios de producción, además del costo, de US $400 millones, aproximadamente, en que se incurriría como penalización. 

Por ello considero que Ecopetrol debe mantener su presencia en el Permian, explorar las posibilidades de ampliarla a Oslo, otro yacimiento en la misma cuenca, cuya negociación truncó la interferencia del expresidente Petro en la decisión de la Junta directiva, por el prejuicio contra la técnica del fracking. Vender el Permian en las actuales circunstancias, sería darse un tiro en el pie.

El país necesita una Ecopetrol sólida, rentable, eficiente, bien gobernada y capaz de competir. Una empresa que explore, produzca y reponga reservas; que aproveche sus activos rentables; que racionalice aquellos que no hacen parte de su negocio medular y que, con las utilidades provenientes de su actividad tradicional, financie progresivamente su transformación. La transición energética no se hace destruyendo el puente antes de llegar a la otra orilla.

Por eso, antes de pretender convertir a Ecopetrol en lo que todavía no es, debemos garantizar que haga cada vez mejor aquello que durante décadas ha sabido hacer, al tiempo que prepara responsablemente su futuro.

Recuperar su gobierno corporativo, recuperar las reservas, recuperar la rentabilidad y recuperar el rumbo. Esos son los retos. Y todo empieza por una premisa elemental: ¡ECOPETROL debe volver a lo suyo!

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

Colombia: Anuncian inversiones por más de US$110 millones en biocombustibles

Fedebiocombustibles presentó el balance de la agroindustria, en un momento clave para el país. También propone una hoja de ruta para consolidar avances y proyectar su crecimiento.

La agroindustria colombiana de los biocombustibles anunció inversiones por más de US$110 millones, que permitirán ampliar la capacidad productiva y generar un impacto en las regiones.

De acuerdo con las cifras de Fedebiocombustibles, Bio D proyecta una inversión de US$80 millones, BioEnergy de US$28,6 millones y Oleoflores de US$1,6 millones, para un total de US$110,2 millones.

El anuncio se produce en un momento clave para Colombia, cuando el país enfrenta retos como la recuperación de las regiones afectadas por emergencias, la reactivación económica y la necesidad de fortalecer su seguridad energética frente a posibles escenarios de mayor presión sobre el suministro de combustibles.

“Los biocombustibles son una industria que produce energía en Colombia a partir de materias primas cultivadas en el territorio. Estas nuevas inversiones demuestran que existe capacidad para seguir generando empleo, dinamizando las economías regionales y aportando al desarrollo productivo del país”, señaló Carlos Alberto Mateus Hoyos, presidente de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles).

Una industria que genera resultados para Colombia

En los últimos 5 años, los biocombustibles sustituyeron la importación de 1.410 millones de galones de combustibles fósiles, entre gasolina y diésel, lo que representó para el país ahorros superiores a $16 billones de pesos.

Este aporte es especialmente relevante para la seguridad energética nacional, al reducir la dependencia de combustibles importados y mantener en Colombia parte del valor asociado a la producción de energía.

La industria también se ha consolidado como un motor de desarrollo productivo y agroindustrial. Enel último quinquenio movilizó cerca de $25 billones de pesos, equivalentes aproximadamente al 3 % del PIB anual de las industrias manufactureras.

El sector genera 90.000 empleos y apalanca otros 547.000 empleos vinculados a las cadenas agroindustriales de la caña de azúcar y la palma de aceite, materias primas de las plantas productoras de bioetanol y biodiésel.

El crecimiento también se refleja en el mercado. Las ventas de biodiésel pasaron de 686.000 toneladas en 2022 a 727.000 toneladas en 2025, mientras que las ventas de alcohol carburante alcanzaron 866 millones de litros en 2025, frente a 395 millones en 2022.

Energía que impacta la salud pública

El aporte de los biocombustibles trasciende la actividad económica y la seguridad energética. En los últimos 5 años, su uso contribuyó a evitar 15,5 millones de toneladas de gases de efecto invernadero y cerca de 3.400 toneladas de material particulado, con un impacto directo sobre la salud pública al reducir la exposición de la población a contaminantes asociados con enfermedades respiratorias.

La apuesta de la industria no se limita a los combustibles que actualmente se utilizan en el transporte terrestre. Colombia también avanza en el desarrollo de una nueva agroindustria asociada a los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF) y los Combustibles Sostenibles Marítimos (SMF), con potencial para ampliar la participación del país en la transición hacia una movilidad de menores emisiones.

En ese camino, empresas colombianas ya avanzan en procesos de certificación de materias primas bajo estándares internacionales como ISCC CORSIA, requisito para acceder a la cadena global de suministro de SAF.

“Los resultados que hoy presenta el sector y las inversiones anunciadas muestran que los biocombustibles tienen un papel relevante en el desarrollo de Colombia. Somos una industria que conecta el campo con la producción de energía líquida sostenible, crea empleo en las regiones, contribuye a reducir emisiones y mejorar la calidad del aire. Estamos convencidos de que podemos seguir consolidando y ampliando este aporte al país”, agregó.

Hoja de ruta para consolidar y proyectar el sector

De cara a los próximos años, Fedebiocombustibles propone construir con el Gobierno Nacional una hoja de ruta que permita consolidar los avances alcanzados durante más de 20 años y sentar las bases para el crecimiento futuro de la industria.

La propuesta contempla cuatro frentes:

  1. Consolidar la industria nacional. Garantizar las condiciones que permitan mantener y desarrollar la producción nacional de bioetanol y biodiésel, preservando su aporte a la seguridad energética y al desarrollo productivo.
  2. Adecuar el marco regulatorio. Actualizar los instrumentos y mecanismos regulatorios para que respondan a las realidades de la industria y acompañen su evolución productiva y las condiciones del mercado.
  3. Generar señales de largo plazo parala inversión. Establecer condiciones que den certeza a los inversionistas y permitan ampliar capacidades, incorporar nuevas tecnologías y desarrollar las cadenas agroindustriales.
  4. Preparar al país para nuevos mercados. Crear las condiciones para avanzar hacia una nueva generación de energía líquida sostenible, con el desarrollo de mercados como los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF) y los Combustibles Sostenibles Marítimos (SMF).

Energía: la gran fuente de crecimiento de la ‘Patria Milagro’

Para el Gobierno de De La Espriella, los minerales estratégicos, el petróleo y el gas, son sectores clave en la política de Estado.

El vicepresidente de la República, José Manuel Restrepo, dijo que la energía es uno de los sectores estratégicos para recuperar la senda de crecimiento del país, luego del desastre heredado del gobierno Petro, donde los sectores de salud y minero energético fueron los más perseguidos.

El anuncio lo hizo en la inauguración de 18° Congreso de Energía de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

El funcionario señaló que la energía forma parte central de los encargos del presidente Abelardo de la Espriella y consignados en el Decreto 1373 de 2026, por el cual se le confían unas misiones al vicepresidente de la República.

Efectivamente, en el artículo 3,3 le confía “coordinar y articular con la institucionalidad las acciones orientadas a dinamizar los proyectos relacionados con recursos estratégicos, como son, entre otros, la generación y transmisión de energía, hidrocarburos, minerales críticos y las energías renovables”.

“En el marco de la Misión Crecer estamos trabajando en nuevas formas de incentivos para atraer esa inversión y, simultáneamente, dar estabilidad jurídica, dos caminos que los inversionistas del mundo reclaman para este sector en particular”, dijo Restrepo.

En ese sentido, señaló que el gobierno será neutro sobre las tecnologías. “Tenemos la convicción de que es con energía eólica, solar, térmica, hidro y también de nuevas fuentes, incluida la energía nuclear”, dijo.

Agregó que la única manera para solucionar la problemática que atraviesa el sector es destrabar trámites y demoras en licencias ambientales y consultas a comunidades, “que han hecho inviable no solo este sector sino muchos otros sectores de la economía”.

Agregó que las licencias ambientales se demoran hasta 800 días y las consultas previas pueden llevar hasta cuatro años.

Para el vicepresidente, existe claridad de que en la medida en que haya más energía el producto interno bruto crece. Una correlación directa entre lo uno y lo otro.

En ese sentido invitó a construir a todos los actores de la sociedad. “Necesitamos construir de la mano del sector privado y vamos a hacer todo el esfuerzo para establecer reglas de juego claras y estables, destrabar también los nudos financieros y apoyar las nuevas tecnologías, todas las tecnologías”, dijo Restrepo.

“En la medida en que hagamos un esfuerzo mancomunado, vamos a ser capaces de llegar más lejos. Solo pido tres cosas: uno, confiar en el futuro del país, volver a tener esperanza, no en el país de los cuatro años, sino en el país del 2050; dos, confiar en el gobierno de que estamos construyendo con el interés de poner el acento en las poblaciones más vulnerables y, finalmente, que juguemos juntos en la misma dirección, que nos pongamos la camiseta por el país. Tenemos el potencial, lo que tenemos que hacer es liberarlo”, concluyó el vicepresidente Restrepo.

Acolgen alerta sobre déficit de energía firme más allá de El Niño

Para recuperar el sector energético, se necesita acelerar la generación y transmisión, garantizar combustibles, agilizar trámites y recuperar reglas de juego estables.

Por: ANDREA JARAMILLO, Especial para Guía del Gas

En el congreso anual de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), su presidente Natalia Gutiérrez advirtió que el país enfrenta un déficit de energía firme que eleva los riesgos para la confiabilidad del sistema durante El Niño y en los próximos años.

“Para superarlos, el país requiere acelerar nueva generación, transmisión, combustibles e inversión”, dijo la dirigente gremial.  

Citando cifras de XM, Gutiérrez señaló que el déficit frente a la demanda en 2026 es de 5,4%, pero en 2027 será de 7,8%, por lo que el problema no termina cuando pase este fenómeno de El Niño

Menor colchón hídrico

Con los embalses llenos, el sistema tendría unos 66 días de cobertura de demanda sin lluvias en este Niño, frente a 87 días en 2015 – 2016.

Colombia es un país más grande y consume más energía: el 28 de agosto pasado alcanzó un récord de 262 GWh/día, con crecimiento anual de 6,26%, más del doble del crecimiento histórico cercano al 3%.

Por su parte, las plantas térmicas dan respaldo crítico cuando el agua no alcanza: ya aportan 90 GWh/día, cerca del 40% de la demanda.

En un escenario crítico, XM señala que podrían requerirse entre 90-100 GWh/día durante los 11 meses consecutivos, algo sin precedentes para el sistema.

Pero hay un problema de ejecución. Los proyectos existen pero están retrasados: En 2022 ingresó al sistema apenas el 28% de la energía esperada; en 2023, el 17%; en 2024, el 25%; en 2025, el 10,8%; y en 2026 ha ingresado el 23% de la energía que se esperaba.

Para dimensionar el impacto de un racionamiento de energía sobre Colombia, Gutiérrez cita dos estudios:

Fedesarrollo estima que un racionamiento similar al de los años 90 implicaría una contracción de la economía en 1,5 puntos porcentuales del PIB. También se perderían 230.000 empleos, llevaría a la pobreza a 203.000 personas y a la pobreza extrema a 102.000 personas

Por su parte, el Banco de Bogotá prevé que el costo de una hora al día de racionamiento de energía podría ser de hasta 204.000 millones de pesos (alrededor de US$65.4 millones); los sectores más afectados serían manufactura, minería y comercio, los cuales representan 24% del PIB y 30% de los empleos del país

“El país tiene hoy la oportunidad de tomar decisiones que permitan recuperar la confianza y volver a poner en marcha los proyectos que Colombia necesita”, dijo Gutiérrez.

“Se necesita acelerar la generación y transmisión, garantizar combustibles, agilizar trámites y recuperar reglas de juego estables a 20, 30, 40 años para atraer inversión de largo plazo”, concluyó.

Colombia asegura el suministro de GLP con expansión portuaria

Ante el declive de la producción nacional de gas natural, el sector del Gas Licuado del Petróleo (GLP) viene preparándose desde hace 10 años con inversiones en infraestructura de importación.

Las ampliaciones de las terminales portuarias Okianus y Puerto Bahía, en Cartagena, garantizan la confiabilidad del suministro de GLP a mediano y largo plazo y fortalecen el abastecimiento energético del país.

Marco Antonio Vélez, gerente de operaciones de Colgas, señaló que durante los últimos 10 años se ha adelantado obras en el puerto Okianus, con una inversión 100% privada que asciende a los 34 millones de dólares.

En la fase actual, el puerto alcanza 7.500 toneladas de capacidad de almacenamiento en 37 tanques, y el atraque de buques de hasta 20.000 toneladas, lo que le da una capacidad de importación de 65.000 toneladas mensuales.

«Para este año vamos a importar 560.000 toneladas, lo que representa el 58% de la demanda que requiere el país. En 2027 serán alrededor de 720.000 toneladas de importación que se llevarán a cabo por este puerto de Okianus», explicó Vélez.

El directivo precisó que el sistema logístico terrestre está preparado para transportar esos volúmenes. Okianus cuenta con 16 bahías para carga de cisternas simultánea, respaldadas por un parque automotor nacional de aproximadamente 700 camiones, con capacidad para movilizar hasta 90.000 toneladas al mes. Esta seguridad en el suministro ha permitido que 60 clientes del sector industrial hayan migrado de gas natural a GLP.

Puerto Bahía con almacenamiento refrigerado

Por su parte, Pedro Rosales, director ejecutivo del proyecto de importación de GLP de Puerto Bahía, expuso los avances de un nuevo complejo de recibo ubicado en Mamonal, en la margen izquierda del río Magdalena, el cual aprovecha un calado natural de 20 metros.

Rosales dijo que desde marzo de 2026 iniciaron una etapa temprana de operación, habilitando una capacidad de entrega de 20.000 toneladas mensuales mediante el uso de barcazas de 4.400 toneladas.

No obstante, la gran apuesta es construir un tranque refrigerado con capacidad de almacenamiento de 30.000 toneladas, que entraría en operación a medidos de 2028.

«Tendremos unas condiciones que nos permitirán entregar, inicialmente, hasta 720.000 toneladas por año», puntualizó Rosales.

Esta nueva facilidad permitirá recibir buques gaseros de formato Very Large Gas Carrier (VLGC) y Medium Gas Carrier (MGC), generando eficiencias logísticas que reducirán los costos de flete y el precio de la molécula.

Ambos directivos concluyeron que con la infraestructura de importación en Cartagena se cubrirá hasta el 85% de la demanda nacional.

Promigas: Colombia debe tomar decisiones para enfrentar el déficit de gas

El XXVII Informe del Sector Gas Natural en Colombia plantea cinco decisiones prioritarias para recuperar la oferta nacional, diversificar las importaciones, fortalecer la infraestructura y proteger la competitividad del gas.

El XXVII Informe del Sector Gas Natural en Colombia, presentado por Promigas, advierte que la caída sostenida de la producción y de las reservas convirtió el déficit de gas nacional en una realidad estructural.

Para responder a este escenario, InfoGas 2026 plantea cinco decisiones prioritarias orientadas a fortalecer el abastecimiento, recuperar la oferta nacional, ampliar la infraestructura, fortalecer la institucionalidad técnica y preservar la competitividad del gas natural en Colombia.

El déficit dejó de ser coyuntural

En 2025, la producción fiscalizada cayó 12% y acumuló una reducción de 31% frente a 2021. En ese mismo periodo, las reservas probadas pasaron de 3.164 giga pies cúbicos (Gpc) a 1.717 Gpc, limitando progresivamente la capacidad de la oferta nacional para atender la demanda.

Como resultado, aumentó la participación de las importaciones. Los volúmenes regasificados por SPEC LNG pasaron de un promedio anual de 5 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en 2021 a 174 MPCD en 2025. En lo corrido de 2026, el gas importado representó 28% del suministro total y, en agosto, alcanzó 34%.

Ante esta necesidad, Promigas adelantó para octubre de 2026 la ampliación de SPEC LNG prevista inicialmente para septiembre de 2027. La terminal adicionará 58 MPCD y alcanzará una capacidad total de regasificación de 533 MPCD.

Menor holgura, mayor impacto para el país

La combinación de menor producción nacional, mayor utilización de la infraestructura de importación y la ausencia de señales regulatorias para desarrollar infraestructura que dé mayor confiabilidad al sistema de transporte de gas, redujo los márgenes operativos de la cadena de abastecimiento.

“En estas condiciones, una reducción inesperada en la producción de un campo o la indisponibilidad de un activo crítico puede afectar distintos segmentos del mercado”, señala el Informe.

Entre enero y agosto de 2026, la demanda no térmica disminuyó 58 GBTUD, equivalente a una caída de 7% frente al mismo periodo de 2025. El segmento industrial registró la mayor reducción, con una caída de 23%, seguido por los sectores de gas natural vehicular y petrolero.

“La señal es clara: un suministro insuficiente, costoso o incierto puede llevar a los consumidores a reducir su actividad o migrar hacia energéticos de mayores emisiones y, en algunos casos, mayores costos, con efectos sobre la competitividad, la calidad del aire, la salud y los objetivos de descarbonización”, agregó.

“Colombia necesita resolver simultáneamente dos horizontes. En el corto plazo, asegurar las importaciones y la infraestructura necesarias para atender la demanda y responder a escenarios de mayor exigencia del sistema; y, en el mediano y largo plazo, recuperar la producción nacional y fortalecer la confiabilidad. No son caminos excluyentes: el país necesita avanzar en todos ellos al mismo tiempo”, señaló Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Aunque en las últimas semanas se han adoptado medidas que contribuyen a atender las necesidades más inmediatas del sistema, el desafío de Colombia es avanzar hacia una respuesta integral y sostenible. Esto implica atender simultáneamente los requerimientos de abastecimiento de corto plazo y las soluciones estructurales necesarias para recuperar la confiabilidad y competitividad del sector.

Con base en este diagnóstico, InfoGas 2026 plantea cinco decisiones prioritarias para fortalecer la seguridad energética y garantizar un suministro de gas natural:

  1. Asegurar y diversificar las importaciones: Materializar nueva infraestructura de importación, ampliar las alternativas de contratación y establecer reglas claras para trasladar eficientemente los costos de suministro, regasificación y almacenamiento. La eventual importación desde Venezuela puede complementar y diversificar la oferta, siempre que sea confiable y no cree una nueva dependencia para el país.
  2. Recuperar la oferta nacional: Retomar la exploración, acelerar la conversión de recursos contingentes en reservas, facilitar proyectos estratégicos como Sirius y definir una ruta para el aprovechamiento de los yacimientos no convencionales, con mayor agilidad en licenciamiento ambiental y consulta previa, seguridad jurídica y condiciones tributarias competitivas.
  3. Fortalecer el transporte y la confiabilidad: Ampliar la capacidad para movilizar gas hacia los centros de consumo y desarrollar infraestructura que otorgue mayor flexibilidad y respaldo al sistema. La conexión VIM-Interior (Jobo-Vasconia) podría habilitar hasta 400 MPCD, mejorar la confiabilidad de la red y conectar mejor los sistemas de la costa y el interior, con esquemas regulatorios que reconozcan las inversiones y la capacidad de respaldo.
  4. Recuperar la estabilidad regulatoria: Preservar la capacidad técnica de la CREG y la UPME, aprobar con agilidad los proyectos priorizados en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y resolver las actualizaciones tarifarias pendientes, mediante señales oportunas, previsibles y consistentes.
  5. Proteger la competitividad y a los consumidores: Evitar que las restricciones de oferta y los mayores costos aceleren la pérdida de demanda o la sustitución por energéticos de mayores emisiones. También se requiere el giro oportuno y una mejor focalización de los subsidios para proteger a los hogares vulnerables sin comprometer la sostenibilidad financiera de las empresas prestadoras.

Gas natural, estratégico para la seguridad energética

InfoGas 2026 concluye que Colombia no debe elegir entre gas nacional o importado. El desafío es garantizar un abastecimiento diversificado, confiable y competitivo en un mercado con una holgura cada vez menor.

“Las decisiones que se adopten serán determinantes para consolidar al gas natural como motor de transformación para Colombia, respaldo fundamental del sistema eléctrico y aliado de una matriz energética más diversificada, resiliente y sostenible. Su firmeza y flexibilidad serán cada vez más relevantes para responder a la variabilidad hidrológica, complementar la creciente participación de fuentes renovables e impulsar la competitividad y el desarrollo productivo”, concluye el Informe.

Amazónica LNG firma contrato con Jereh como EPCista

Con una inversión de USD 180 millones, el proyecto cuenta con el 100% de la ingeniería de detalle culminada y los permisos requeridos para avanzar hacia el proceso de adquisición de equipos y constructivo. Con la participación de Jereh, la empresa afirma que se mantiene la entrada en operación para el primer semestre de 2028.

Amazónica LNG formalizó la contratación con la firma especializada china Jereh Group, a través de su sucursal Jereh Oil & Gas Colombia, como el aliado principal de su proyecto.

Un paso fundamental que, junto con la culminación de la ingeniería de detalle y la totalidad de los permisos requeridos, permite consolidar la condición técnica de “Ready to Build” (Listo para Construcción) de la iniciativa.

“La selección de Jereh como EPCista se ejecutó bajo estrictos protocolos de gobierno corporativo, eligiéndolos por su competencia técnica, seriedad, sólida trayectoria en más de 70 países y su relevancia internacional en la industria energética global. En el país, la compañía aporta experiencia previa en proyectos de infraestructura, implementación de tecnologías para Gas Natural Licuado (GNL), sistemas de compresión y transporte mediante gasoductos virtuales”, afirmó Alberto Consuegra, CEO de Amazónica LNG.

Este hito confirma la madurez del proyecto para realizar la primera planta de regasificación en tierra de Colombia, concebida para la importación, almacenamiento y regasificación de GNL. Su entrada en operación está proyectada para el primer semestre de 2028.

“Este es un hito más con el que se confirma que Amazónica LNG dejó de ser una expectativa para ser un proyecto técnicamente viable y preparado para avanzar hacia su construcción. Contar con Jereh como contratista principal nos brinda solidez y confianza para afrontar esta nueva etapa y continuar con el cumplimiento del cronograma previsto”, dijo Consuegra.

La firma del contrato con Jereh habilita una etapa fundamental de alistamiento del proyecto, en la que el contratista podrá avanzar en la conformación del equipo local de ingeniería, la contratación de proveedores de bienes y servicios, la colocación de órdenes de compra de equipos y las demás actividades requeridas para preparar la fase constructiva, cuyo plazo estimado es de 18 a 21 meses e incluye la ingeniería de balance de planta, adquisición y fabricación de los equipos principales y materiales, construcción, alistamiento y soporte para el arranque del proyecto.

“Nos entusiasma ser parte de este proyecto estratégico que le entregará a Colombia su primera planta de regasificación en tierra, fortaleciendo la infraestructura energética del Caribe y del país. Valoramos la confianza de Amazónica LNG y pondremos a su servicio toda nuestra experiencia global y capacidad técnica para garantizar el éxito de esta apuesta”, destacó Wei Lu, Rotating Chairman y COO de Jereh Group.

Otro avance relevante de Amazónica LNG es la resolución final de autorización otorgada por la Dirección General Marítima (DIMAR) para la zona de fondeo del buque FSU del proyecto en aguas colombianas.

Con esta configuración y un mínimo incremento en el capital de inversión, Amazónica LNG podrá optimizar su logística, elevar su capacidad de almacenamiento a 210.000 m³ de GNL y duplicar su capacidad de entrega hasta 200 MMPC diarios, incluyendo regasificación de GNL, entrega de GNL virtual a través de estación de carga de camiones cisterna, así como suministro de gas natural a proyectos de autogeneración en el Cluster de Palermo.

El proyecto está diseñado primordialmente para soportar al sector eléctrico nacional mediante el suministro estratégico de gas natural en firme para las plantas de generación térmica, contribuyendo a la seguridad y confiabilidad energética del país y al abastecimiento de los sectores industriales, comerciales y residenciales.

Con una inversión privada estimada de USD 180 millones, Amazónica LNG avanza hacia la construcción de una infraestructura estratégica para la importación y suministro de gas natural en el Caribe colombiano.

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