Sin carbón no hay paraíso

El Cerrejón no es solamente una mina. Es el centro de una cadena de valor, una extensa red de trabajadores, contratistas, proveedores, transportadores, comerciantes y servicios locales.

Por: AMYLKAR ACOSTA*

Hay que partir de la premisa de que en medio de la transición energética el mundo no sólo no está dejando de consumir carbón, sino que la demanda por el mismo es creciente y venimos, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), de récord en récord: desde las 7.888 millones de toneladas en 2021 hasta las 8.845 toneladas en 2025.

Según el economista John Maynar Keynes, toda demanda crea su propia oferta, de modo que si no es Colombia quien lo extrae y exporta lo harán sus competidores.

La crecente demanda por carbón se explica en gran medida porque aunque la transición energética propende por la electrificación de la economía en procura de su descarbonización, no todos los procesos industriales son susceptibles de electrificar, como por ejemplo la fabricación de cemento o acero, ni será suficiente contar sólo con la generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER). Es más, sin la disponibilidad de la capacidad instalada de generación térmica a carbón en Colombia (10% de la matriz eléctrica) hoy estaríamos en racionamiento eléctrico.

El ejemplo lo tenemos a la vista: desde el cierre de las dos minas que operaba PRODECO en Cesar se han dejado de producir y exportar 15 millones de toneladas/año y como queda visto no por ello las han dejado de consumir en el resto del mundo.

Definitivamente, antes de la reducción de la oferta deberá darse la de la demanda y no al revés, que es lo que ha venido sucediendo en Colombia, en donde merced a las políticas del anterior gobierno se desalentó y desincentivó la actividad extractiva, menguando sus exportaciones y su participación en el PIB, pasando del 4% al 3,5%.

En segundo lugar, en los últimos años se ha venido replanteando el concepto de la transición energética y ya no se concibe como el reemplazo o la sustitución de las energías no renovables por las renovables sino como complemento, debido a que merced a la inteligencia artificial (IA) y a la proliferación de los data centers en el mundo, se disparó el consumo de energía y por ello la demanda crece exponencialmente. Y en esas circunstancias las energías renovables se tornan insuficientes, razón por la cual se requerirán todas las fuentes de energías, renovables y no renovables.

Aterrizando en La Guajira, mi respuesta a la pregunta es franca y categórica: en el corto plazo, La Guajira difícilmente podría prescindir de El Cerrejón sin sufrir un severo choque económico, laboral y fiscal. En el mediano plazo sí podría reducir esa dependencia, pero únicamente mediante una transición planificada, gradual y financiada. No hay que perder de vista que no se puede llegar a la tarde sin pasar por el mediodía, que no es sensato derruir el puente antes de pasar por él. Hoy no existe una actividad capaz de sustituirlo de manera inmediata.

El Cerrejón no es solamente una mina. Es el centro de una cadena de valor, una extensa red de trabajadores, contratistas, proveedores, transportadores, comerciantes y servicios locales.

Según su informe de 2025, la empresa tuvo una nómina de 12.434 empleos directos y contratistas, más del 61% ocupados por guajiros; pagó $673.000 millones en regalías, $79.000 millones en impuestos territoriales y realizó $350.000 millones en compras y contratos locales. Además, la minería continúa siendo una de las actividades dominantes del PIB departamental, superando el 50%. 

Un cierre abrupto produciría una reacción en cadena: pérdida de empleos formales y relativamente bien remunerados, contracción del comercio, caída de los ingresos de los municipios, menor inversión pública y deterioro de las condiciones sociales. Sus efectos serían especialmente graves en los municipios de Albania, Barrancas, Hato Nuevo, Uribia y Maicao.

Esa película ya la vimos, se escenificó y se rodó en el departamento del Cesar. En 2021 la empresa PRODECO, debido al desplome de los precios internacionales del carbón, hasta los US$50 la tonelada, restándole competitividad a su operación, procedió a la devolución de los títulos de las minas de Calenturitas y La Jagua.

Las dos minas siguen cerradas, con un impacto económico, fiscal y social enorme. Se están dejando de extraer y exportar 15 millones de toneladas/año, lo cual significa renunciar a ingresos de US$1.380 en divisas, afectando de paso la deficitaria balanza comercial del país. Entre regalías a la región, recaudo de impuestos por parte de la Nación, compras y contratos, se están dejando de percibir $500.000 millones. Y de contera se están sacrificando 1.200 empleos formales directos más 6.200 indirectos.

Entre tanto, la tímida respuesta del anterior gobierno a esta debacle, al tratar de “compensarla”, se limitó a crear el llamado con el nombre rimbombante de Distrito Especial del Corredor de la Vida”, al amparo de lo dispuesto en la Ley del Plan Nacional de Desarrollo (Ley 2294 de 2023) y el inane Decreto 977 de 2024, pero que en la práctica no es más que el corredor de la ruina de toda esta desolada región. Razón tuvo el actual gobierno, presidido por Abelardo de la Espriella, para derogarlo, pues esta falacia no pasa de ser un espejismo.

Entre tanto, las energías renovables, pese a su enorme potencial siguen sin despegar y ellas además no van a reemplazar automáticamente al carbón: generan bastante empleo durante la construcción, pero mucho menos durante su operación y de contera no generan regalías ni encadenamientos locales equivalentes.

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

Racionamiento de gas natural para la industria en Antioquia

Asoenergía, gremio que reúne a los grandes consumidores industriales y comerciales de energía en Colombia, expresa preocupación por las restricciones al suministro de gas natural a la industria en Antioquia y hace un llamado a las autoridades para esclarecer los desbalances del sistema.

La pérdida de la autosuficiencia en gas natural sigue cobrando víctimas. Ahora, la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), manifestó su preocupación frente a la situación operativa que presenta el sistema de transporte de gas natural y, particularmente, por la restricción del 100 % del suministro de gas para la demanda industrial en Antioquia.

“Entendemos que el sistema enfrenta una condición operativa compleja, derivada de distintos eventos que han reducido su margen de maniobra. Sin embargo, preocupa que nuevamente sea la demanda industrial la que deba asumir las consecuencias de estos desbalances, con impactos directos sobre la continuidad de los procesos productivos, la competitividad y el empleo”, señaló el gremio en un comunicado, y agregó:

“Consideramos fundamental que exista transparencia sobre las causas de los desbalances, el comportamiento de los diferentes agentes y los criterios utilizados para adoptar las restricciones. Asimismo, este tipo de decisiones deben ser informadas de manera oportuna, clara y transparente, indicando su alcance y magnitud, de forma que las empresas puedan adoptar las medidas necesarias para proteger sus operaciones.

“Resulta preocupante que una restricción inicialmente informada haya terminado representando la suspensión total del suministro para los usuarios industriales del departamento de Antioquia.

“Desde Asoenergía hacemos un llamado a las autoridades y agentes responsables para que se adopten con urgencia las medidas necesarias para recuperar la estabilidad del sistema y normalizar el suministro, procurando que las consecuencias de las contingencias no recaigan

de manera desproporcionada sobre los usuarios industriales que cumplen con sus obligaciones contractuales.

“La suspensión abrupta del suministro de gas no solo compromete la continuidad de las operaciones, la producción, el empleo y la inversión, sino que puede ocasionar afectaciones en equipos y procesos industriales que impliquen reparaciones y costos significativos. Estos impactos no deben ser trasladados injustificadamente a la industria y, cuando se presenten, deberán establecerse las responsabilidades correspondientes”.

Esta situación se suma a la restricción del 50% del suministro de gas por parte de Canacol a Cerromatoso en C´rodoba, que la obligó a reducir su producción a la mitad.

El mayor parque solar de Colombia opera al 100%

Con la declaración de operación comercial del parque solar Atlántico y el aumento de capacidad de Guayepo I&II y Guayepo III, ya opera en su totalidad el clúster solar más grande de Colombia, que suman un total de 985 MWdc.

Recientemente, Enel Colombia declaró la operación comercial de su parque solar Atlántico de 256 MWdc, la pieza final que completa el clúster de generación solar más grande del país, conformado además por la planta solar de mayor capacidad a nivel nacional, Guayepo I&II, y por Guayepo III, con una potencia instalada de 462.4 MWdc y 266 MWdc.

En conjunto estos tres parques solares ubicados en el departamento del Atlántico completan una capacidad instalada de 985 MWdc, y podrían abastecer a una población de alrededor de 3 millones de personas durante su operación, el equivalente a una ciudad como Medellín.

El parque solar Atlántico, que está ubicado en Sabanalarga y Usiacurí, generará cerca de 525 GWh al año. Dispone de más de 400.000 paneles solares distribuidos en 34 subcampos, ubicados sobre un sistema de seguimiento (trackers) que permite aprovechar mejor la radiación y maximizar el rendimiento de la planta.

El portafolio solar en operación de Enel Colombia cuenta con seis parques a gran escala ubicados en Cesar, Magdalena y Atlántico, que suman más de 1.404 MWdc, y que representan alrededor del 50% del total de capacidad solar de despacho central en operación del país.

Los Data Centers llegan a la minería

En Latam, grandes compañías mineras ya han implementado centros modulares de 40 pies, con respaldo eléctrico, refrigeración y monitoreo remoto para operar en faenas aisladas y bajo condiciones exigentes.

La digitalización de la minería está generando una transformación que va más allá de la incorporación de nuevas aplicaciones y sistemas de automatización.

A medida que aumenta el uso de inteligencia artificial, analítica avanzada, sensores, monitoreo en tiempo real y operación remota, también crece la necesidad de contar con capacidad de procesamiento de datos más cerca del lugar donde estos se generan.

Una señal de esta evolución se observa en el Índice de Transformación Digital de Proveedores Mineros 2025, elaborado por la Corporación Alta Ley y PMG Chile.

El estudio, que consideró a 334 empresas, muestra que el uso declarado de inteligencia artificial entre los proveedores de la minería pasó de 30% en 2020 a 76% en 2025. En el mismo período, el índice de adopción digital aumentó de 70 a 76 puntos.

Este escenario abre nuevas oportunidades para fortalecer la infraestructura digital de las operaciones mineras, especialmente en faenas remotas.

La creciente demanda por procesamiento de datos, disponibilidad, seguridad y eficiencia energética está impulsando soluciones capaces de operar bajo condiciones exigentes. En ese contexto, disponer de capacidad de procesamiento en terreno permite reducir la latencia, mejorar la respuesta de aplicaciones críticas y complementar la infraestructura centralizada.

La relevancia de esta capacidad aumenta en una industria donde la continuidad operacional está expuesta a múltiples variables. En julio de 2026, la actividad económica chilena cayó 1,5% interanual, principalmente por el desempeño de la minería, afectada por menores leyes del mineral, mantenciones y condiciones climáticas adversas, según el Banco Central.

Frente a escenarios como estos, contar con una infraestructura digital robusta permite sostener el monitoreo y las aplicaciones críticas, contribuyendo a una operación más resiliente.

“Los Centros Integrados de Operaciones han permitido concentrar el monitoreo y la toma de decisiones a distancia de las faenas. Este modelo puede seguir evolucionando con capacidad de procesamiento en terreno, especialmente a medida que las aplicaciones basadas en datos requieren mayor velocidad de respuesta y disponibilidad”, explica Martín Jiménez, LATAM Sales Manager Modular Datacenters de Schneider Electric.

Infraestructura que llega hasta la operación

La particular geografía de la minería latinoamericana agrega complejidad a este escenario, ya que parte de las operaciones se desarrolla a gran altura y en lugares donde las condiciones de temperatura, viento, polvo y conectividad hacen que la infraestructura tecnológica deba responder a requerimientos diferentes a los de un centro de datos convencional.

La experiencia de la industria evidencia la magnitud de estos desafíos. Existen proyectos que han requerido infraestructura capaz de operar a 4.800 metros sobre el nivel del mar, mientras otros han debido responder a vientos de hasta 86 km/h y temperaturas de -22 °C.

En este contexto, compañías mineras ya han incorporado Data Centers modulares de 40 pies en faenas remotas, con capacidad para crecer de acuerdo con las necesidades de la operación.

Schneider Electric también cuenta con experiencia en proyectos mineros en Perú, Argentina, México y Australia. Estos Data Centers prefabricados integran en una misma solución respaldo eléctrico, refrigeración, equipamiento TI, protección contra incendios, monitoreo ambiental y gestión remota, lo que permite reducir las intervenciones en terreno y ampliar la capacidad de manera gradual.

Esta evolución también está llevando a las compañías a incorporar la infraestructura digital desde las primeras etapas de planificación de una faena.

“La infraestructura digital debe planificarse con el mismo horizonte que los demás sistemas críticos de una faena. Y, en este sentido, el diseño modular posibilita comenzar con la capacidad necesaria y ampliarla de acuerdo con la evolución de la operación”, concluye Jiménez.

Hidrocarburos en modo 4×4

CAMPETROL presentó el balance petrolero del primer semestre de 2026. El documento plantea cuatro pilares y cuatro habilitadores para impulsar el desarrollo de la industria de hidrocarburos y avanzar hacia la soberanía energética nacional.

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL) presentó su Balance Petrolero del primer semestre de 2026, en el que propone el 4×4, una estrategia que articula cuatro pilares y cuatro habilitadores para desarrollar el potencial de hidrocarburos del país, fortalecer la soberanía energética y ampliar los beneficios económicos y sociales del sector.

La estrategia contempla cuatro pilares: aumentar la producción de los campos existentes, desarrollar el potencial de gas natural en tierra y costa afuera, materializar el potencial de los yacimientos no convencionales e incrementar la actividad exploratoria.

Para avanzar en estos pilares, CAMPETROL plantea cuatro habilitadores fundamentales: una gestión ambiental y de consulta previa eficiente y predecible; seguridad física, laboral y social; estabilidad jurídica y fiscal, y fortalecimiento institucional.

El potencial de los yacimientos no convencionales (YNC) dimensiona la magnitud de los recursos que Colombia podría desarrollar para fortalecer su soberanía energética.

Los recursos prospectivos recuperables asociados a roca generadora se estiman en 8.234 millones de barriles de petróleo y 167 Terapíes Cúbicos (TPC) de gas natural. Estos volúmenes equivalen a cuatro veces las reservas probadas de petróleo y 97 veces las reservas probadas de gas natural.

Impactode las decisiones hacia 2050

El Balance también recoge los resultados del estudio Futuro de los hidrocarburos en Colombia: una mirada cuantitativa, elaborado por el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) y RGL Consultor EU por encargo de los seis gremios del comité gremial petrolero: ACIEM, ACP, CAMPETROL, ACIPET, ACGGP y NATURGAS.

El modelo compara escenarios de desarrollo de recursos y abastecimiento energético hasta 2050. Sus resultados muestran la magnitud de las diferencias que podrían surgir según el desarrollo de los recursos nacionales y las decisiones que adopte el país.

En el escenario Renacer, la producción de gas natural podría alcanzar 3.040 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en 2040, frente a 205 MPCD en el escenario Marchitamiento.

Para el petróleo, los escenarios contemplan una producción de 1.064 mil barriles diarios en Renacer y de 149 mil barriles diarios en Marchitamiento para ese mismo año.

La diferencia también se refleja en los ingresos públicos. Según el modelo, el aporte fiscal acumulado del sector entre 2025 y 2050 podría oscilar entre $162 billones y $695 billones, dependiendo del escenario de desarrollo. La brecha entre ambos escenarios sería de $533 billones, lo que dimensiona el impacto potencial de las decisiones sobre la actividad de hidrocarburos en los ingresos de la Nación y las regiones.

“Colombia tiene la oportunidad de transformar su potencial energético en desarrollo, inversión, empleo e ingresos para el país. Con el 4×4 queremos plantear una hoja de ruta que permita habilitar el escenario Renacer, aumentando la producción de los campos existentes, desarrollando el potencial de gas natural, materializando los yacimientos no convencionales e incrementando la actividad exploratoria. Para lograrlo, es fundamental contar con las condiciones

ambientales, de seguridad, jurídicas, fiscales e institucionales que permitan llevar estos proyectos a la realidad y avanzar con prontitud hacia la soberanía energética”, afirmó Nelson Castañeda Barbour, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Venezuela: oportunidades para la industria colombiana

El Balance Petrolero incluye un análisis del sector de hidrocarburos en Venezuela, con énfasis en la evolución reciente de su industria, los cambios regulatorios y las nuevas condiciones para el desarrollo de actividades y proyectos.

El documento examina las modificaciones al marco normativo, los aspectos fiscales y contractuales, y las condiciones regulatorias internacionales que inciden en la participación de empresas extranjeras en ese mercado.

Este análisis permite contextualizar las oportunidades que podrían surgir para Colombia a partir de la reactivación de la industria venezolana, considerando las necesidades de recuperación de activos, reactivación de operaciones y desarrollo de infraestructura. En este escenario, las compañías colombianas pueden aportar su experiencia en ingeniería, operación, mantenimiento, servicios a pozos, logística y otras actividades de la cadena de valor de los hidrocarburos.

Asimismo, el Balance aborda el relacionamiento empresarial entre ambos países y los avances que pueden facilitar la identificación de oportunidades comerciales y de inversión. La materialización de estas oportunidades dependerá de la evolución del marco regulatorio, las condiciones de cada proyecto y el cumplimiento de los requisitos legales y de licenciamiento aplicables.

“Desde CAMPETROL destacamos la importancia de trabajar de manera articulada entre Gobierno, Industria y Territorio para convertir el potencial energético de Colombia en oportunidades de desarrollo para el país. Avanzar en esta agenda requiere construir condiciones que permitan impulsar los proyectos, fortalecer la industria nacional, generar empleo y contribuir al cierre de brechas sociales, de manera que los beneficios de la actividad de hidrocarburos se traduzcan en bienestar para las regiones y sus comunidades”, agregó Castañeda.

Propuestas del sector hidrocarburos para la Ley de Rescate

Los gremios de la industria de los hidrocarburos ACP, ACGGP, ACIEM y CAMPETROL pusieron sobre la mesa un paquete de propuestas para crear condiciones que hagan más atractivo invertir en Colombia.

La primera propuesta de los gremios, y en particular, a la que la Ley de Rescate propuesta por el Gobierno y que puede abordar de forma directa es la competitividad tributaria.

Los gremios plantean eliminar la sobretasa de renta para la extracción de petróleo, que puede sumar hasta 15 puntos porcentuales a la tarifa general de 35%, y crear un régimen de estabilidad jurídica, tributaria y regulatoria para grandes inversiones en energía, hidrocarburos y gas.

La propuesta responde a una característica propia del sector en el que un proyecto de petróleo y gas invierte durante años antes de producir, por lo que conocer de antemano las reglas es parte central de la decisión de inversión.

Para la vigencia 2026 se estima que la tarifa del impuesto sobre la renta aplicable a la actividad alcance el 50%, frente a una tarifa promedio del 21% en América Latina.

“Esa diferencia, así como la inestabilidad de la tarifa que varía anualmente, impacta la capacidad del país para atraer capital de riesgo necesario para desarrollar proyectos de hidrocarburos. La alta carga tributaria puede desincentivar nuevas inversiones, limitar la ejecución de proyectos y profundizar la caída de la producción. Por tanto, eliminar la sobretasa favorece la competitividad, estimula la inversión y permite una mayor producción y más sostenible en el tiempo, sobre la cual se generan aportes fiscales y regalías”, señala los gremios del sector.

Un referente en esta materia es Argentina. En 2024 creó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que otorga estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 30 años y una tasa de renta de 25%. Al 18 de septiembre de 2026, el RIGI sumaba 23 proyectos aprobados por US$49.766 millones. Frente a ese régimen, la carga de renta en la extracción de petróleo en Colombia es entre 10 y 25 puntos más alta.

Según los gremios, un instrumento colombiano tendría que definir el monto mínimo de inversión, las actividades cubiertas, el plazo y las normas que se estabilizan, una regla de compras locales y un mecanismo de seguimiento a los compromisos. Así, la estabilidad que recibe el inversionista se traduciría en inversión, producción y demanda para las empresas nacionales.

«Colombia necesita fortalecer sus finanzas públicas y aumentar el recaudo fiscal mediante incentivos que impulsen una mayor producción de petróleo y gas. Hoy el país produce 27% menos petróleo y 32% menos gas que en 2015. Además, el gas importado ya representa un tercio del volumen comercializado y Colombia completa más de cuatro años sin firmar un contrato de exploración. En su mejor momento, el sector aportó al Gobierno nacional cerca de $48 billones anuales, a precios de 2025. El año pasado esa contribución fue de $13,6 billones, menos de una tercera parte, sin incluir las regalías que reciben las regiones, que ascendieron a $6,98 billones”, explicó Nelson Castañeda, presidente de Campetrol.

Castañeda reiteró que la “Ley de Rescate representa una oportunidad para recuperar la competitividad del país y establecer un régimen de estabilidad para la inversión de largo plazo, como lo hizo Argentina con el RIGI. Con reglas estables y condiciones favorables para la inversión, Colombia podrá aumentar la producción de sus campos, desarrollar sus recursos de gas, avanzar en proyectos de yacimientos no convencionales y retomar la exploración, de la mano de las empresas de bienes y servicios que generan encadenamientos productivos y empleo en los territorios».

Sanear las finanzas públicas

El punto de partida es el deterioro del aporte fiscal de la industria. En 2025, los ingresos del Gobierno nacional provenientes del sector, que incluyen el impuesto de renta y otros tributos, los dividendos de Ecopetrol y los derechos económicos de la ANH, fueron de $13,6 billones, el 4,5% de sus ingresos totales. En 2013 ese aporte alcanzó cerca de $47,6 billones a precios de 2025, el 20,8% de los ingresos del Gobierno. De acuerdo con estimaciones de la ACP, si la exploración se limita a los contratos vigentes, el país dejaría de recibir cerca de $40 billones entre 2027 y 2035.

“Hoy Colombia tiene el reto de sanear y ordenar sus finanzas públicas y, al mismo tiempo, recuperar las condiciones que le permitan volver a crecer y generar nuevas fuentes de ingreso. El esfuerzo del Gobierno para ajustar el gasto puede complementarse con medidas que ayuden a movilizar inversión, fortalecer la competitividad y generar oportunidades de desarrollo, a través de proyectos estratégicos que requieren altos niveles de capital y que pueden generar empleo, actividad económica, regalías e ingresos fiscales durante varios años”, señaló Frank Pearl, presidente de la ACP.

Pearl agregó que “es necesario contar con mecanismos que brinden mayor estabilidad jurídica, tributaria y regulatoria a las grandes inversiones. Experiencias como el RIGI en Argentina han mostrado cómo otros países de la región han logrado atraer billones de dólares en proyectos de largo plazo, en sectores como energía, hidrocarburos, minería e infraestructura; para los cuales también es necesario avanzar en la optimización de trámites y la garantía de la viabilidad operacional”.

Condiciones para acelerar la inversión


La segunda propuesta se centra en las barreras. Los gremios piden que la ley establezca plazos ciertos para los trámites, con términos perentorios y una ruta articulada para los procesos de licenciamiento ambiental y consulta previa que reduzca los tiempos muertos, y que armonice los requisitos socioambientales con las necesidades operativas, manteniendo el rigor ambiental.

Como complemento, proponen un programa de pedagogía regional que transforme la relación entre industria, institucionalidad y comunidades de un esquema transaccional a uno de confianza y beneficio compartido.

“Lo que proponemos no exige gastar, exige destrabar. Hay recursos descubiertos esperando a ser producidos. Ofrecemos nuestro acompañamiento técnico y proponemos instalar de inmediato una mesa con la ANH para priorizar estas medidas”, señaló Jaime Checa, presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP).

Reactivación para fortalecer la industria y generar empleo

La tercera propuesta busca que la reactivación del sector se traduzca en empresas y empleo nacional. Según estimaciones del Comité Intergremial de Petróleo y Gas, de cada peso generado por el sector, 56 centavos corresponden a compras a proveedores, y sus actividades tienen un impacto directo sobre el 39% de las ramas de actividad económica del país.

Por eso, los gremios proponen que el régimen de estabilidad incluya una regla de compras locales, como lo hace el RIGI, que exige destinar al menos el 20% de la inversión a proveedores nacionales cuando haya oferta competitiva.

Además, plantean líneas de financiación y condiciones de contratación para las empresas colombianas de ingeniería y de bienes y servicios petroleros, en especial las mipymes, que protejan el empleo calificado, promuevan la formación de profesionales y dinamicen las economías de las regiones.

“La Ley de Rescate no debe limitarse a resolver necesidades fiscales de corto plazo. Si se apoya en la Ingeniería nacional, puede convertirse en una agenda de empleo calificado, productividad y desarrollo para las regiones”, afirmó Carlos Arturo Cárdenas, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM).

Las propuestas serán parte de las conversaciones en la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, que se realizará del 4 al 6 de noviembre en Cartagena, en pleno trámite legislativo de la Ley de Rescate.

Los gremios reiteraron su disposición a aportar información, experiencia técnica y propuestas para que el ajuste fiscal sea también el punto de partida de una nueva etapa de inversión, seguridad energética y crecimiento para Colombia.

Los biocombustibles y la transición energética

Se ha instalado en el imaginario colectivo la idea de que hablar de fuentes no convencionales de energías renovables equivale a hablar únicamente de energía solar fotovoltaica y eólica.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La transición energética en Colombia no empezó ayer. El país dio un paso anticipatorio desde los años noventa del siglo pasado, cuando impulsó la masificación del gas natural con la política de Gas para el Cambio, promovida por el entonces ministro de Minas y Energía Guillermo Perry Rubio. Por sus menores emisiones de CO₂ frente al carbón y los combustibles líquidos, el gas se ha considerado un combustible puente de dicha transición.

Otro paso importante fue la expedición de la Ley 697 de 2001, de la cual fui ponente en el Senado de la República. Esta declaró el Uso Racional y Eficiente de la Energía —URE— como un asunto de interés social, público y de conveniencia nacional. Desde entonces quedó planteado un principio que hoy cobra mayor vigencia: la seguridad energética depende tanto de disponer de energía como de aprovecharla mejor.

A ello se sumaron la Ley 693 de 2001, de mi autoría, que abrió el camino a la incorporación de la mezcla del etanol en la gasolina, y la Ley 939 de 2004, que impulsó los biocombustibles para motores diésel. Se sentaron así las bases de una agroindustria que articula el campo con el abastecimiento energético y la reducción de emisiones.

Este proceso ha contribuido a generar empleo formal e ingresos rurales y a diversificar la oferta de combustibles. Según las cifras sectoriales, los biocombustibles sustituyen alrededor de 18.400 barriles diarios de combustibles fósiles, equivalentes a unos 282 millones de galones anuales, reduciendo las necesidades de importación. Y, de contera, se les atribuye una reducción anual de 3,9 millones de toneladas de CO₂ y de 897 toneladas de material particulado.

No obstante, se ha instalado en el imaginario colectivo la idea de que hablar de fuentes no convencionales de energías renovables —FNCER— equivale a hablar únicamente de energía solar fotovoltaica y eólica. El espectro es mucho más amplio. Y en él la biomasa merece un lugar destacado.

Un estudio publicado en 2022 por investigadores de las universidades Nacional y de Antioquia estimó entre 1.700 y 2.100 MW el potencial de generación eléctrica mediante la gasificación de biomasa residual agrícola, agroindustrial y forestal. Es una estimación técnica para los recursos y la tecnología evaluados, cuya materialización depende de las condiciones de cada proyecto.

En este contexto, Colombia incurre en una paradoja difícil de justificar: mientras recurre a las importaciones de gas natural para asegurar su abastecimiento, que ya superan el 40% de la demanda interna, deja sin aprovechar una parte de sus propios recursos energéticos renovables disponibles, que están al alcance de la mano.

Los ingenios azucareros demostraron hace tiempo que los residuos agrícolas pueden convertirse en electricidad, en lugar de contaminar con la quema del bagazo. Según las cifras de Asocaña, cuentan con una capacidad instalada de generación de 372,1 MW, de los cuales 179,4 MW corresponden a capacidad excedentaria susceptible de aportar al Sistema Interconectado Nacional —SIN—. Para 2028 se proyecta alcanzar una capacidad instalada de 418,2 MW.

Se colige de lo anterior que la caña es mucho más que materia prima para producir azúcar y etanol. El bagazo constituye también un recurso estratégico para el abastecimiento energético nacional.

Lo propio puede afirmarse de la palma de aceite, cuyo desarrollo ha encontrado en el biodiésel un importante impulso. Sus plantas de beneficio producen fibra, cuesco, racimos vacíos y efluentes que pueden aprovecharse para generar calor, electricidad y biogás. Las estimaciones sectoriales han situado su potencial eléctrico alrededor de los 340 MW.

La lección está a la vista: una parte de la energía que necesitamos puede provenir de los subproductos de nuestras propias actividades productivas. Aprovecharla permite agregar valor en el campo y diversificar aún más la matriz eléctrica.

Hagamos un ejercicio ilustrativo. Si una capacidad de 340 MW operara con un factor de utilización del 40 %, produciría aproximadamente 1,2 TWh de electricidad al año. Si esa energía sustituyera generación térmica a gas, podría reemplazar el consumo de entre 23 y 33 millones de pies cúbicos diarios, dependiendo de la eficiencia de las plantas desplazadas.

Con todo, el ejercicio permite apreciar la dimensión de la oportunidad. Bajo un supuesto de precios de entre US$10 y US$15 por MMBTU, el valor del combustible potencialmente sustituido podría superar los cien millones de dólares anuales en algunos escenarios. Ese monto es un ahorro bruto de combustible, del cual habría que descontar los costos de inversión, recolección, transporte y operación de los proyectos.

La biomasa ofrece una ventaja relevante: puede almacenarse. Cuando se asegura un suministro sostenible de materia prima, permite programar la generación y complementar las fuentes variables.

Colombia necesita del sol y del viento, pero también necesita energía cuando estos recursos escasean. La caña y la palma podrían fortalecer una red de cogeneración y generación renovable en las regiones productoras. Su desarrollo puede generar nuevos ingresos, reducir problemas asociados al manejo de residuos, crear empleo rural y fortalecer las economías regionales.

Para convertir ese potencial en electricidad se requieren proyectos viables, acceso a las redes y condiciones de contratación que permitan financiar las inversiones. También es indispensable garantizar el abastecimiento de biomasa sin comprometer la fertilidad de los suelos ni desconocer sus otros usos productivos. El potencial existe; corresponde crear las condiciones para aprovecharlo.

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

GeoPark multiplicó por 3,5 su producción en Vaca Muerta en un año

La compañía pasó de 1.400 a más de 5.000 barriles equivalentes de petróleo por día en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Su plan contempla inversiones superiores a US$1.000 millones y una meta de producción de 20.000 boepd en tres años.

GeoPark multiplicó por 3,5 su producción en Vaca Muerta durante los primeros doce meses de operación de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, en la provincia argentina de Neuquén. La compañía pasó de 1.400 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), en octubre de 2025, a más de 5.000 boepd en septiembre de 2026.

El balance, divulgado por la compañía el 16 de octubre, coincide con el primer aniversario de la entrada de GeoPark como operador de estos activos y marca su incursión en la explotación de hidrocarburos no convencionales.

La empresa también reportó 365 días de operación sin incidentes y la consolidación de un equipo de cerca de 50 personas con experiencia en Vaca Muerta, más de 40 de ellas en Neuquén.

Cinco pozos horizontales en cuatro meses y medio

Uno de los principales hitos del año fue el desarrollo del Pad 1030, donde GeoPark perforó cinco pozos horizontales e inició operaciones de fractura hidráulica en junio de 2026.

La compañía completó 180 etapas de fractura en 32 días, con picos de nueve etapas por jornada y hasta 20 horas diarias de bombeo. Las operaciones concluyeron el 13 de julio.

El 4 de agosto los nuevos pozos entraron en producción, cuatro meses y medio después del inicio de la perforación y tres semanas después de finalizar la fractura.

En paralelo, GeoPark ejecutó dos campañas de intervención de pozos existentes. La segunda, en enero de 2026, permitió aumentar la producción en 17 %, según el comunicado.

La empresa también amplió la capacidad de la batería de Loma Jarillosa Este, que pasó de 6.000 a 10.000 boepd en septiembre. La adecuación incluyó 60 conexiones entre instalaciones.

Inversión superior a US$1.000 millones

GeoPark proyecta elevar la producción de los dos bloques hasta 20.000 boepd en un plazo de tres años, mediante inversiones superiores a US$1.000 millones.

En mayo de 2026, junto con Gas y Petróleo del Neuquén, presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), vinculada a un programa de inversión por ese monto.

La estrategia contempla la transición hacia un modelo de perforación continua, denominado “modo factoría”. La compañía prevé iniciar esta etapa a finales del cuarto trimestre de 2026 y perforar entre 50 y 55 pozos con un equipo dedicado de Helmerich & Payne, asegurado mediante un acuerdo a tres años.

El plan incluye, además, una nueva planta de procesamiento en Puesto Silva Oeste y un oleoducto para conectar los bloques.

En julio, la empresa suscribió acuerdos con Pan American Energy para procesar y exportar petróleo por los puertos de Puerto Rosales y Punta Colorada. GeoPark también proyecta exportar crudo a través de infraestructura propia.

Activos con más de 60 millones de barriles recuperables

Los bloques abarcan 12.355 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. GeoPark estima que contienen más de 60 millones de barriles brutos de crudo recuperable.

La compañía posee el 100 % de Loma Jarillosa Este y el 95 % de Puesto Silva Oeste. El 5 % restante de este último bloque corresponde a Gas y Petróleo del Neuquén.

Desde que asumió la operación, GeoPark ha establecido cerca de 500 acuerdos con proveedores, según sus cifras.

El desarrollo de estos activos también representa una apuesta por trasladar la experiencia técnica y operativa adquirida en Argentina a otras formaciones no convencionales de América Latina.

GeoPark nació en Argentina en 2002 y, con la entrada en Vaca Muerta, retomó su crecimiento en el país. El siguiente desafío será convertir el aumento inicial de producción en un desarrollo sostenido, respaldado por nuevas perforaciones, infraestructura de transporte y capacidad de exportación.

Promigas promueve una solución para conservar el Caribe

CO2ROZO ya vincula 111.000 hectáreas y se consolida como el proyecto privado con mayor extensión de bosque vinculada a la conservación en Colombia.

Después de año y medio de trabajo directo en el territorio, CO2ROZO —iniciativa de Promigas y la Fundación Cataruben— se consolida como uno de los proyectos privados con mayor extensión de bosque vinculada a una estrategia de conservación en el país, articulando a más de 600 predios rurales.

CO2ROZO consolida hoy más de 111.000 hectáreas vinculadas a una estrategia de conservación en el Caribe, Antioquia y Santander, de las cuales más de 45.858 hectáreas de bosques y humedales ya están destinadas a conservación.

El reto ahora es seguir sumando propietarios para llevar esta apuesta de conservación a más de 82.000 hectáreas de bosque protegido.

Las más de 111.000 hectáreas vinculadas al proyecto representan una oportunidad concreta para proteger ecosistemas estratégicos, mantener carbono almacenado y conservar hábitats para especies de fauna y flora amenazadas. De esta superficie, más de 45.858 hectáreas de bosques y humedales ya se encuentran en conservación.

“En Promigas entendemos que ser energía que impulsa desarrollo implica cuidar los ecosistemas de los que depende la vida en los territorios donde operamos. Que CO2ROZO haya vinculado tantas hectáreas en año y medio confirma que la conservación y el desarrollo económico pueden y deben ser complementarios, y nos acerca un paso más a nuestra meta de carbono neutralidad para 2040,” dijo Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Impacto que se mide en carbono, agua y biodiversidad

El impacto ambiental de esta escala es significativo. Los bosques y humedales vinculados al proyecto tienen el potencial de almacenar cerca de 3,5 millones de toneladas de carbono y permiten evitar anualmente la emisión de entre 90.000 y 100.000 toneladas de CO₂ equivalentes.

Además, cerca de 30 km² de áreas y corredores ribereños asociados a las fuentes hídricas de los predios participantes contribuyen a fortalecer la protección del agua y la conectividad de los ecosistemas.

La conservación también se refleja en la vida que esos territorios pueden seguir albergando. En 17 predios, que suman cerca de 15.000 hectáreas, el monitoreo primario de biodiversidad ya ha registrado especies en diferentes categorías de amenaza, entre ellas la marimonda (Ateles hybridus), en Peligro Crítico, y el tití gris o marmoset (Saguinus leucopus), en Peligro. También se han identificado especies de flora y fauna como el guayacán de bola, el ébano, el garcero, la garza jabá y la ceiba tolúa, entre otras.

“El bosque seco tropical es uno de los ecosistemas más amenazados de Colombia y, al mismo tiempo, uno de los más ricos en biodiversidad. Cada hectárea que vinculamos a CO2ROZO es carbono que permanece almacenado, agua que se protege y hábitat para especies como la marimonda o el tití gris, que dependen de que sigamos sumando bosques conectados”, señló Liliana de Núbila, gerente de Carbon Management – Promigas

Estos primeros resultados muestran el valor de conservar los bosques conectados y los ecosistemas asociados al agua, especialmente en regiones donde el bosque seco tropical —uno de los ecosistemas más amenazados de Colombia— enfrenta una fuerte presión por la transformación del territorio.

Conservación que se construye desde el territorio

Más de 300 familias rurales reciben acompañamiento y asistencia técnica para identificar oportunidades de desarrollo sostenible en sus predios.

“Estos resultados son, sobre todo, el reflejo de la confianza de familias propietarias que decidieron apostarle a la conservación de su tierra. Nuestro trabajo desde el territorio nos ha enseñado que la conservación se sostiene cuando va de la mano de oportunidades reales de desarrollo para quienes viven en el bosque”, agregó María Fernanda Wilches, gerente General de la Fundación Cataruben.

CO2ROZO busca superar las 82.000 hectáreas de bosque protegido y ampliar la representación de ecosistemas estratégicos, incluidos los manglares de la Costa Caribe. Para lograrlo, es necesario seguir sumando predios.

Propietarios de predios privados en Antioquia, Magdalena, Santander, Sur de Bolívar, el Caribe chocoano y la Costa Caribe pueden postular terrenos con más de 100 hectáreas de bosque.

La vinculación es gratuita e incluye un análisis y diagnóstico técnico del predio sin costo. Postulaciones: www.cataruben.org/postulatupredio

GEB regresó al mercado de capitales y colocó $400.000 millones en papeles

El GEB adjudicó en subasta un total de COP$400.000 millones, distribuidos en dos series: COP$110.000 millones con un plazo de 180 días y una tasa de 12,90% E.A.; y COP$290.000 millones a 364 días y una tasa de 13,19% E.A.

El Grupo Energía Bogotá (GEB), compañía multilatina del sector energético con presencia en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala, regresó al mercado de capitales colombiano con una colocación de papeles comerciales por COP$400.000 millones, tras su última emisión en 2022.

Esta fue la primera colocación bajo su Programa de Emisión y Colocación de Bonos y Papeles Comerciales, permitiendo a la Compañía ampliar sus fuentes de financiación de corto plazo.

La oferta se dirigió al mercado principal y se realizó mediante una subasta holandesa administrada por la Bolsa de Valores de Colombia. Contempló un monto inicial de COP$250.000 millones, con posibilidad de sobre adjudicación por COP$150.000 millones adicionales, y ofreció dos series en pesos, a tasa fija y con vencimientos a 180 y 364 días.

Los recursos obtenidos se destinarán a financiar propósitos corporativos generales y a fortalecer la flexibilidad financiera del GEB, en el marco de un programa autorizado hasta por COP$2,5 billones.

“Un país necesita empresas que inviertan, pero también un mercado de capitales capaz de acompañar su crecimiento. Nuestro regreso a este mercado refleja la confianza que hemos construido y una gestión financiera responsable. Queremos seguir ampliando nuestras capacidades para financiar la infraestructura energética que necesita la región, generar valor para nuestros accionistas y contribuir al desarrollo de los países donde operamos”, afirmó Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB.

Los papeles comerciales son instrumentos de deuda de corto plazo, a través de los cuales se reciben recursos de inversionistas con el compromiso de pagar el capital y los rendimientos bajo las condiciones definidas en la emisión, permitiendo a las compañías diversificar sus fuentes de financiación y estructurar montos, plazos y tasas de acuerdo con sus necesidades de caja.  

Con su primera emisión de papeles comerciales, el Grupo Energía Bogotá regresó al mercado de capitales colombiano, donde no realizaba una emisión desde 2022. Esta transacción contribuyó a reactivar una figura que ofrece agilidad para acceder a recursos de corto plazo y abrió el camino para que otras compañías consideren este mecanismo.

“Nos alegra acompañar al Grupo Energía Bogotá en su regreso al mercado de capitales colombiano y agradecemos la confianza depositada en este espacio para avanzar en su estrategia financiera. La reactivación de los papeles comerciales fortalece esta alternativa de financiación, ágil y ajustada a las necesidades de las empresas, para que accedan a recursos de corto plazo con vencimientos acordes con su flujo de caja, al tiempo que encuentran instrumentos para gestionar su liquidez y respaldar sus planes de largo plazo.”, indicó Andrés Restrepo Montoya, gerente general de la Bolsa de Valores de Colombia.

Para el caso del GEB, los papeles comerciales contaron con la máxima calificación local de corto plazo F1+(col), otorgada por Fitch Ratings Colombia. La oferta estuvo dirigida a inversionistas en general, incluidos inversionistas institucionales y personas naturales nacionales y extranjeras.

Cibest Capital actuó como estructurador y coordinador de la oferta, así como agente líder colocador. Corredores Davivienda S.A. Comisionista de Bolsa, BBVA Valores Colombia S.A. Comisionista de Bolsa y BTG Pactual S.A. Comisionista de Bolsa participaron como agentes colocadores, y Holland & Knight Colombia S.A.S como asesor legal.

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