El espejismo de Colombia Solar

Se terminó el cuatrienio del presidente Gustavo Petro sin que el país terminara de entender y asimilar dos de sus propuestas bandera en materia energética, las cuales a la postre, después de tanto aspaviento, resultaron más efectistas que efectivas.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Me refiero a las comunidades energéticas y Colombia Solar. Ambas iniciativas se soportan y apoyan en la Ley 1715 de 2014 y la 2099 de 2021, las cuales abrieron la posibilidad que en el país fuera posible la autogeneración, la generación distribuida y la integración de las fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) al sistema eléctrico.

En cuanto a las comunidades energéticas podemos decir que sus avances han sido muy limitados. No obstante que el Ministerio de Minas y Energía informó en diciembre de 2025 que había asignado recursos para 2.321 comunidades energéticas, con una cobertura de 31.000 usuarios, a julio de este año sólo están operativas y lejos de consolidarse 469 y 18.000 apenas postuladas.

Hasta la fecha, se puede afirmar que el proyecto más exitoso es el piloto implementado por Empresas Públicas de Medellín en el barrio El Salvador en Medellín, experiencia digna de imitar.

Mediante el Decreto 0972 de 2025 se creó el Programa Colombia Solar, como política pública en el marco de la Transición Energética Justa. Según el ministro de Minas y Energía Edwin Palma, “el programa Colombia Solar marca un cambio estructural: pasamos de subsidiar el consumo a promover la autogeneración de energía en los hogares”. En efecto en el mismo Decreto que crea el Programa  se prevé que la autogeneración en los hogares objeto del beneficio de Colombia Solar se asume “como una alternativa al subsidio existente para el consumo de electricidad”. Aquí se plantea una controversia jurídica de fondo.

Desde la perspectiva del principio de legalidad del gasto público, es discutible que el Ejecutivo pueda transformar un subsidio definido por la ley en un subsidio de inversión mediante una resolución ministerial.

La jurisprudencia constitucional ha sido reiterativa en que los elementos esenciales de los subsidios financiados con recursos públicos deben estar definidos por el legislador. Es claro, entonces, que los subsidios a los servicios públicos domiciliarios tienen reserva legal. La Constitución Política de Colombia establece que el régimen tarifario, incluidos los subsidios y las contribuciones, debe ser definido por la ley.

En síntesis, el Gobierno no puede reemplazar el subsidio legal de energía por paneles solares sin una reforma a la Ley 142 de 1994. Los paneles solares son una herramienta válida de política pública, pero no sustituyen por sí solos la obligación legal de subsidiar el consumo de los estratos 1, 2 y 3 y por ello mismo no exime a la Nación de presupuestar y reintegrarle a las empresas comercializadoras los subsidios ya causados y los que se causen hacia el futuro.

Otra objeción al Programa Colombia Solar, además de la ilegalidad de pretender reemplazar los subsidios por la instalación de paneles solares es que, aunque bien intencionado viene siendo pésimamente gestionado, tanto más en cuanto que se está recurriendo a fuentes dudosas de financiamiento.

Según lo dispuesto por el Ministerio de Minas y Energía, sus principales fuentes de financiación son: el Fondo de Energías no Renovables y de Gestión Eficiente de Energía (FENOGE), cuyo manejo ha sido piedra de escándalo y objeto de investigación por parte de los organismos de control, más el Fondo Nacional para el Desarrollo de la Infraestructura (FONDES).

Según ANIF, el FONDES “es un patrimonio autónomo público con un tamaño significativo, cercano a $ 4,1 billones en activos y aproximadamente $1,5 billones en recursos líquidos, creado para financiar grandes proyectos de infraestructura y capitalizar empresas de servicios públicos, con criterios estrictos de viabilidad legal, técnica y financiera”. Y añade: un Decreto expedido por el Ministerio de Hacienda “le otorga al ministro la función de ordenador del gasto y permite designar directamente a cualquier entidad del Grupo Bicentenario como nuevo administrador.

Destinar sus recursos a iniciativas que aún no cuentan con análisis técnicos, jurídicos ni financieros representa un riesgo tanto para la sostenibilidad del fondo como para la ejecución de infraestructura estratégica que sí está lista para avanzar”.

Me asalta otra inquietud. La Resolución del Ministerio de Minas y Energía, so capa de que “el comercializador de energía garantice la sostenibilidad de los activos (léase panel e inversor) a través de las operaciones de administración, operación y mantenimiento (AOM)”, se autoriza al ejecutor del programa para efectuar su transferencia a nombre del Ministerio de Minas y Energía y a favor del comercializador”. Cabe preguntarse, a título de qué se hace esa “transferencia” a una empresa particular de unos activos adquiridos e instalados con dineros públicos. Otra pregunta: el AOM cuesta, quien la asume y en últimas quién lo paga.

Más recientemente, el presidente Petro, quien tanto ha criticado la utilización de las vigencias futuras para la financiación de los proyectos de infraestructura, recurrió a ellas para anunciar $8 billones con cargo a las mismas como fuente de financiamiento de Colombia Solar.

Ahora, cuando ya está de salida y so pretexto de la amenaza que se cierne con el fenómeno de El Niño, al amparo de la declaratoria del desastre nacional ordenó trasladar $4 billones del Programa Colombia Solar a la tristemente célebre Unidad Nacional de Gestión de Riesgo de Desastres (UNGRD).

Llama poderosamente la atención que mientras el ministro Palma aduce que la inversión en Colombia Solar es una de sus estrategias para supuestamente conjurar el racionamiento de energía, el Ministerio de Hacienda le adeuda $3,5 billones a las empresas que prestan el servicio energía y no les gira, poniendo al Sistema al borde de un apagón financiero que incrementa el riesgo de racionamiento.

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

GEB plantea diez acciones para fortalecer la seguridad energética del país

El Grupo Energía Bogotá (GEB) entregó al nuevo Gobierno un documento con diez acciones prioritarias para el sector energético.

La propuesta del Grupo Energía de Bogotá plantea medidas de corto plazo y reformas estructurales para garantizar el abastecimiento de electricidad y gas natural, destrabar proyectos de infraestructura, corregir distorsiones regulatorias y fortalecer las instituciones del sector.

El documento identifica como principales desafíos la necesidad de incorporar nueva capacidad firme de generación, ampliar la infraestructura de gas natural, resolver la situación financiera del mercado eléctrico del Caribe, acelerar la construcción de líneas de transmisión y adaptar el sistema a una mayor participación de energías renovables.

Energía firme para los próximos años

Entre las propuestas, el GEB plantea implementar mecanismos expeditos para asignar Obligaciones de Energía en Firme (OEF) mediante subastas de reconfiguración, asignaciones administrativas e incentivos para la entrada anticipada de proyectos.

La empresa considera que estas medidas permitirían atender los déficits previstos entre los periodos 2026-2027 y 2029-2030. Además, propone desarrollar una reserva estratégica térmica de 730 megavatios para respaldar la creciente participación de fuentes renovables variables y garantizar potencia durante las horas de mayor demanda.

Más infraestructura para importar gas

El documento advierte que la reducción de la oferta nacional de gas natural hace necesario aumentar la capacidad de importación del combustible. Hay que señalar que a mediados de 2026 Colombia ya importaba la tercera parte del gas requerido.

Para ello propone acelerar la entrada en operación de una segunda planta de regasificación, desarrollar infraestructuras en La Guajira y el Pacífico, ampliar gasoductos estratégicos y habilitar la bidireccionalidad de varios tramos de la red nacional. Según el GEB, estas obras permitirían incorporar nuevas fuentes de suministro y fortalecer la confiabilidad.

Además, propone actualizar por un esquema de estampilla la metodología de remuneración del transporte de gas, lo cual, según la empresa, permitiría ahorrar cerca de $700.000 millones y ampliar la demanda en unos 39 GBTUD.

Ajustes al mercado de gas

En materia regulatoria, el Grupo Energía Bogotá plantea revisar el funcionamiento del mercado mayorista de gas natural.

El documento sostiene que la concentración de la producción, dominada en más del 80 % por Ecopetrol y sus filiales, junto con la reducción de contratos de largo plazo, ha disminuido la competencia y aumentado la presión sobre los precios. De hecho, en los últimos dos años las tarifas del gas natural han aumentado entre un 200 y un 300 por ciento

Entre las propuestas figuran recuperar el mercado primario de largo plazo, flexibilizar el mercado secundario, eliminar restricciones a la integración vertical entre transportadores, distribuidores y comercializadores, y crear la figura del Gestor Técnico para coordinar la operación del sistema nacional de transporte de gas.

Solución para el mercado eléctrico del Caribe

Otro de los capítulos se concentra en la situación financiera del mercado eléctrico en la región Caribe.

El documento señala que Air-e atiende cerca de 1,2 millones de usuarios, de los cuales el 84 % pertenece a los estratos 1, 2 y 3. También indica que la empresa podría cerrar 2026 con necesidades de caja por $6,29 billones y que su deuda con agentes del sector supera los $2,5 billones.

Como respuesta, el GEB propone capitalizar el Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos, crear mecanismos regulatorios para reducir el riesgo sistémico y definir una solución estructural para el mercado intervenido, incluyendo esquemas especiales para reducir pérdidas y mejorar el recaudo.

Destrabar proyectos de transmisión

La infraestructura eléctrica ocupa otro lugar central en la propuesta. El documento señala que solo el 18 % de la potencia proyectada se ha incorporado en los últimos años, mientras el 55 % de los proyectos de transmisión presenta retrasos que, en algunos casos, alcanzan 13 años. Además, 143 proyectos de generación dependen de nuevas obras de transmisión para entrar en operación.

Para enfrentar esta situación, el GEB propone convocar de manera periódica la Comisión Intersectorial de Infraestructura y Proyectos Estratégicos (CIIPE), declarar de utilidad pública los proyectos prioritarios de expansión, flexibilizar algunos procedimientos ambientales y fortalecer la socialización de las obras en los territorios.

Renovables, subsidios e institucionalidad

El documento también propone acelerar la integración de fuentes renovables mediante una hoja de ruta nacional, crear mercados para recursos energéticos distribuidos, fortalecer la capacidad técnica de la UPME para evaluar solicitudes de conexión y depurar proyectos que mantienen ocupada capacidad de transporte sin avances reales.

En materia de subsidios, plantea implementar el Registro Universal de Ingresos, actualizar la estratificación socioeconómica, garantizar los recursos en el Presupuesto General de la Nación y condicionar los subsidios al nivel de consumo. Según el documento, los errores de focalización representan más de $3,4 billones anuales.

Finalmente, el GEB propone fortalecer la independencia técnica de la CREG, la UPME y XM, crear un órgano autónomo para resolver controversias regulatorias y actualizar las normas de gobierno corporativo para las empresas con participación estatal, con el fin de reducir la influencia de los ciclos políticos sobre la gestión empresarial.

Naturgas rechaza afirmaciones de Colgas sobre precios del gas natural

Ante las recientes declaraciones del gerente de Colgas publicadas en medios de comunicación, en las que asegura que el precio del gas natural aumentará, la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) rechazó esas afirmaciones.

En un comunicado de prensa, Naturgas expresó:

En los últimos años, tanto el Gas Natural como el Gas Licuado del Petróleo (GLP) han complementado su oferta local con importaciones para atender la demanda nacional.

Las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) iniciaron a finales de 2024 para hogares, comercios, vehículos e industrias, además de las importaciones para plantas térmicas que comenzaron en 2016. Hoy representan cerca del 32% de la demanda total nacional, de acuerdo con cifras del Gestor del Mercado. En GLP, las importaciones pasaron del 14% de la demanda nacional en 2024 al 52% en el primer semestre de 2026, según datos de Gasnova.

En materia de precios, el gas natural no depende de un solo factor, sino de variables como la proporción de producto nacional e importado, los precios internacionales, los costos de transporte y almacenamiento, así como de la tasa de cambio. En ambos casos, gas natural y GLP, cuando es necesario importar el energético, su valor se determina con base en referencias de los mercados internacionales. En el caso del GLP, además, su precio está estrechamente ligado al comportamiento del mercado del petróleo, ya que es un subproducto de la refinación.

Por otro lado, en Colombia el precio del gas natural al usuario final tiene un esquema tarifario regulado y previsible, determinado por reglas claras, públicas de la CREG y sujetas a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Mientras que en GLP las reglas son mucho más flexibles, lo que permite amplia variabilidad de precios para los usuarios y mayor dificultad para la supervisión y vigilancia.

De acuerdo con análisis recientes de la Unión Internacional del Gas (IGU), al cierre de 2025 estaban aprobadas o en construcción 234 millones de toneladas de nueva oferta de GNL en el mundo, con lo cual se generará un mercado más balanceado y competitivo, con precios internacionales más estables y de menor volatilidad. Se espera que esta estabilización tenga un impacto positivo sobre el precio del GNL para los países importadores.

Por lo anterior, afirmar que el precio del Gas Natural “va a incrementar”, como lo declaró Colgas, desconoce la realidad del mercado.

La situación de suministro y precios de gas natural no puede reducirse a afirmaciones aisladas que distorsionan el debate y afectan las condiciones de libre elección de los usuarios.

La industria del gas natural ha habilitado todas las alternativas disponibles: desarrollo de infraestructura de transporte, capacidad de importación y otros proyectos estratégicos que aporten confiabilidad al sistema, garantizando el abastecimiento del energético para toda la demanda industrial, comercial, vehicular y residencial. Por ejemplo, la nueva capacidad de regasificación en Buenaventura y Puerto Bahía que aportará de 60 a 400 millones de pies cúbicos entre 2026 y 2029.

Esta industria ha garantizado el suministro confiable y continuo para los 36 millones de colombianos que hoy se benefician del gas natural, y lo seguirá haciendo.

Además, en Colombia se ha identificado un potencial de reservas cercano a los 34 terapiés cúbicos en tierra y entre 70 y 100 costa afuera en el Caribe, que si se desarrollan garantizaría la seguridad energética de mediano y largo plazo del país.

Naturgas rechaza cualquier intento de instrumentalizar el debate sobre el precio del gas natural para generar desconfianza injustificada entre los usuarios, y hace un llamado a que las discusiones sobre el mercado energético se basen en información completa, verificable y contextualizada.

Schneider Electric impulsa la infraestructura para la IA

La compañía fortalece su portafolio para centros de datos preparados para inteligencia artificial con soluciones de refrigeración líquida, respaldo energético y diseños de referencia desarrollados junto a NVIDIA.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial está redefiniendo la infraestructura digital en todo el mundo. En respuesta a esta transformación, Schneider Electric, líder global en gestión de la energía y automatización, continúa fortaleciendo su portafolio de soluciones para centros de datos preparados para IA, con tecnologías que optimizan la eficiencia energética, la refrigeración y la resiliencia de las operaciones.

Entre las soluciones que hoy impulsan esta transformación se encuentra el diseño desarrollado conjuntamente con NVIDIA para AI Factories y centros de datos de nueva generación, optimizado para soportar clústeres de inteligencia artificial de alta densidad mediante arquitecturas avanzadas de refrigeración líquida.

Estas soluciones responden a uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente la industria: desplegar infraestructura capaz de acompañar el crecimiento de la inteligencia artificial sin comprometer la eficiencia energética, la disponibilidad eléctrica ni los objetivos de sostenibilidad.

“Los compromisos que tiene Schneider Electric están enfocados en crear soluciones en centros de datos que sean integrales, sostenibles y ágiles, que puedan implementar tecnología de extremo a extremo”. Afirma Luis Santamaría, líder del área Cloud & Service Provider de Schneider Electric.

Las soluciones priorizan los siguientes componentes:

  • Estrategia energética para la era de la IA:

Apoya a las empresas para asegurar energía renovable que pueda optimizar la generación de energía con diversas fuentes, como la eólica, solar y el hidrógeno. A su vez, permite la generación de energía a través de AlphaStruxure, que garantiza velocidad de comercialización, fiabilidad, resiliencia y sostenibilidad de las fuentes de energía elegidas.

  • Soluciones avanzadas de infraestructura:

Schneider Electric ha desarrollado una cartera completa de sistemas de infraestructura de alta densidad y eficiencia energética para aquellos casos que requieran más de 100 kW por rack. Esto incluye componentes de infraestructura en centros de datos, como la red, el chip, el refrigerador, el software de monitoreo remoto y la gestión de energía impulsada por IA.

  • Eficiencia y sostenibilidad:

El negocio de consultoría de sostenibilidad de Schneider Electric ayuda a los clientes a superar los objetivos de descarbonización a través de estrategias de sostenibilidad a medida, evaluaciones de emisiones y programas de compromiso con los proveedores. Estos servicios de consultoría ofrecen a los clientes información basada en datos a través de su programa global EcoXpert, una red exclusiva de partners certificados que integran la electrificación, la automatización y la digitalización para ofrecer soluciones sostenibles.

A medida que la inteligencia artificial continúa expandiéndose hacia todos los sectores económicos, Schneider Electric mantiene su apuesta por desarrollar soluciones que integren energía, software, refrigeración líquida e infraestructura digital para construir centros de datos más eficientes, resilientes y preparados para responder a la creciente demanda computacional de la próxima década.

Relevo en cúpula de Ecopetrol coincide con denuncias sobre contratación

La petrolera estatal anunció la salida de Ricardo Roa, cambios en la Junta Directiva y relevos en dos vicepresidencias. Las decisiones se producen en medio de denuncias sobre presuntos vínculos entre integrantes de la junta y un grupo de contratistas.

A dos semanas de que termine el gobierno Petro, Ecopetrol inició una de las mayores reconfiguraciones de su dirección en los últimos años. En una sola jornada, la compañía confirmó la salida de su presidente, la renuncia de dos integrantes de la Junta Directiva, modificaciones en la alta gerencia y una nueva distribución de los comités del máximo órgano de gobierno corporativo.

Las decisiones coinciden con denuncias sobre presuntos vínculos entre miembros de la Junta Directiva y un grupo de contratistas conocido como «Los Catalanes», las cuales aún no han sido probadas y cuya investigación fue solicitada por la Red de Veedurías de Colombia.

La principal novedad corresponde a la presidencia de la empresa. Ecopetrol informó que Ricardo Roa Barragán regresará de su licencia el 27 de julio y permanecerá al frente de la compañía hasta el 30 de julio. A partir del 31 de julio, Juan Carlos Hurtado Parra, primer suplente del presidente, asumirá la dirección de manera encargada, como lo hizo durante la licencia de Roa, mientras la Junta Directiva desarrolla el proceso para seleccionar al nuevo presidente, conforme a la Política de Sucesión de la empresa.

Cambios en la Junta Directiva

La reorganización también alcanzó al máximo órgano de dirección de la compañía. Ángela María Robledo Gómez, quien ejercía la presidencia de la Junta Directiva, y Tatiana Roa Avendaño presentaron su renuncia, efectiva a partir del 31 de julio, por motivos personales. Ante estas salidas, la junta eligió como nuevo presidente a Luis Felipe Henao Cardona y como vicepresidente a Hildebrando Vélez Galeano.

Además, el órgano aprobó una nueva integración de sus comités de Auditoría y Riesgos, Negocios, Gobierno Corporativo y Sostenibilidad, Compensación, Nominación y Cultura, Transformación Territorial y HSE, y Tecnología e Innovación. La empresa señaló que la junta mantiene la capacidad para deliberar y adoptar decisiones mientras la Asamblea General de Accionistas define los reemplazos de los miembros salientes.

Hay que señalar que el presidente electo Abelardo de La Espriella, anunció que convocaría a una asamblea extraordinaria de Ecopetrol para novar a una nueva Junta Directiva y al Presidente de la compañía.  

Relevo en dos vicepresidencias

Los cambios también llegaron a la alta gerencia. Bayron Arley Triana Arias presentó su renuncia como vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición, cargo que dejará el 31 de julio. En su reemplazo, de manera encargada, fue designado Ernesto Alfonso Gómez Cabarcas, actual gerente General de Refinería.

Por su parte, Victoria Irene Sepúlveda Ballesteros dejará la Vicepresidencia Corporativa de Talento Organizacional el 31 de agosto. Juan Pablo Amaya Ibáñez, gerente de Talento Organizacional de Hidrocarburos, asumirá el cargo de forma temporal mientras se realiza la designación definitiva.

Denuncias sobre contratación

Las decisiones se conocieron el mismo día en que la Red de Veedurías de Colombia solicitó investigar presuntos vínculos entre integrantes de la Junta Directiva de Ecopetrol y un grupo de contratistas identificado como «Los Catalanes».

El presidente de esa organización, Pablo Bustos, pidió a la Procuraduría, la Contraloría y la Fiscalía revisar posibles relaciones entre miembros de la junta y ese grupo empresarial, así como la adjudicación de contratos relacionados con proyectos estratégicos de Ecopetrol.

Según la denuncia, las autoridades deberían establecer si existieron beneficios indebidos en procesos contractuales recientes. Hasta el momento, esas afirmaciones corresponden a denuncias públicas y no existe una decisión de autoridad competente que las confirme.

De manera paralela, Caracol Radio informó que la discusión alrededor de un contrato de mantenimiento para las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, cuyo valor rondaría los US$700 millones y tendría una vigencia de diez años, habría generado diferencias entre integrantes de la dirección de la empresa durante las semanas previas a los anuncios.

Una transición para la próxima administración

La reorganización ocurre pocos días antes del cambio de Gobierno Nacional y deja abierta la definición de varios cargos estratégicos dentro de la principal empresa del país.

En las próximas semanas, la Asamblea General de Accionistas deberá completar la conformación de la Junta Directiva, mientras este órgano tendrá la responsabilidad de conducir el proceso para elegir al nuevo presidente de Ecopetrol. Entre tanto, la empresa mantendrá una estructura con varios cargos ocupados de manera interina, tanto en la presidencia como en dos vicepresidencias clave.

Mientras tanto, la Fiscalía General de la Nación hará en agosto la formulación de acusación por tráfico de influencias a Ricardo Roa.

Ecopetrol aportará gas durante el mantenimiento de SPEC

 La empresa aportará 81 GBTUD a través de 9 contratos para generadoras térmicas y distribuidoras de gas natural que atienden el sector residencial y gas natural vehicular.

Con ocasión del mantenimiento programado de la infraestructura de regasificación de SPEC LNG, previsto entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026, Ecopetrol puso a disposición del mercado 81 GBTUD de gas natural, mediante Contratos de Suministro de Contingencia (CSC), que fueron comercializados entre el 8 al 15 de julio de 2026.

Como resultado de este proceso comercial se suscribieron nueve contratos, que contribuirán a que durante el desarrollo del mantenimiento preventivo de la terminal de regasificación de Cartagena (SPEC LNG), se pueda abastecer la demanda afectada directamente.

La habilitación de estos 81 GBTUD, para los cinco días de mantenimiento programado, es el resultado de un esfuerzo de Ecopetrol, que incluye sustitución estratégica de combustibles, optimización de las operaciones en las diferentes plantas y un trabajo coordinado al interior de la compañía para asegurar la disponibilidad del recurso, así como de los demás combustibles y materias primas.

“Ecopetrol ha venido participando en las diferentes mesas de trabajo institucionales de preparación para este mantenimiento, coordinando esfuerzos con los diversos actores del sector para mitigar cualquier impacto. Esta medida contribuye a la continuidad del abastecimiento y refleja la capacidad de Ecopetrol para anticiparse a las coyunturas del sistema y responder oportunamente a las necesidades del país”, indicó Álvaro Casanova, Gerente de Gas y GLP de Ecopetrol.

Con la disponibilidad de los 81 GBTU, la Empresa contribuye a mantener la confiabilidad del sistema energético nacional, con un suministro adicional a los diferentes sectores que dependen del gas.

, al tiempo que ratifica su aporte a la economía nacional en el marco de las disposiciones regulatorias emitidas por el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y siguiendo las recomendaciones del Consejo Nacional de Operación de Gas.

Geopark entregó resultados operacionales del segundo trimestre de 2026

GeoPark Limited, compañía independiente líder en energía con más de 20 años de operaciones en América Latina, anunció su actualización operacional para el período de tres meses finalizado el 30 de junio de 2026. 

GeoPark registró un sólido desempeño operacional en el 2T2026, manteniendo niveles de producción estables mientras avanza en las actividades de desarrollo en sus principales activos en Colombia y acelera la ejecución en Vaca Muerta en Argentina.

Producción y Operaciones de Petróleo y Gas

  • Producción promedio consolidada de petróleo y gas en 2T2026 de 27.271 boepd, estable frente a los 27.249 boepd del 1T2026.
  • Ocho equipos en operación (4 de perforación y 4 de workover).
  • La actividad operacional se aceleró en el 2T2026, con 6 pozos perforados y completados en los bloques Llanos 34 y Llanos 123, y 5 pozos perforados en Vaca Muerta, actualmente en proceso de fracturación hidráulica.

El desempeño en Salud y Seguridad se mantuvo sólido en lo transcurrido del año, con cero lesiones con tiempo perdido y lesiones registrable totales.

Bloque Llanos 34: Producción promedio en el 2T2026 de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), frente a 15.734 boepd en 1T2026.

  • Los proyectos de inyección de agua continuaron entregando sólidos resultados en 2T2026, aportando 7.178 boepd brutos o el 20,6% de la producción total del bloque.
  • El proyecto de inyección de polímeros avanza según el plan, actualmente inyectando en cuatro patrones, con patrones adicionales previstos durante el 2S2026.
  • Continúan las mejoras en eficiencia de perforación: los últimos dos pozos verticales alcanzaron una milla de profundidad medida en menos de 24 horas.

Bloque CPO-5:

  • Producción promedio en 2T2026 de 6.132 boepd netos (20.440 boepd brutos), 0,4% superior al 1T2026, respaldada por el desempeño del campo Índico.
  • El pozo de desarrollo Perico-2 fue perforado durante el 2T2026, encontrando 24 pies de espesor neto productivo y confirmando el contacto agua-petróleo esperado.

Argentina:

  • Producción promedio en 2T2026 de 1.400 boepd brutos estable frente a 1.430 boepd en 1T2026.
  • Bloque Loma Jarillosa Este: durante el 2T2026, GeoPark completó la perforación en el Pad 1030, incluyendo tres nuevos pozos horizontales.
    • El tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con una longitud lateral promedio de 2.450 metros.
    • La campaña de fracturación hidráulica avanzó en los cinco pozos del Pad 1030, con 119 de 218 etapas completadas hacia finales de junio de 2026. Adicionalmente, se perforaron dos pozos verticales para disposición de agua y con fines de observación.
    • El Estudio de Impacto Ambiental de Loma Jarillosa Este fue aprobado durante junio de 2026.
  • Se suscribió un acuerdo a tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado, junto con los servicios de perforación asociados, para el desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Se espera el primer spud hacia finales del 4T2026.
  • Se suscribieron acuerdos con Pan American Energy S.L., Sucursal Argentina, para servicios de procesamiento y exportación de crudo, asegurando capacidad de evacuación para ciertos volúmenes de GeoPark provenientes de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El acuerdo de exportación de crudo otorga acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.
  • GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron su solicitud al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Argentina para acelerar el desarrollo del hub de petróleo no convencional de GeoPark en Vaca Muerta, respaldando una inversión de más de USD 1.000 millones y con la meta de un crecimiento de producción de 1.500 a 20.000 boepd en los próximos tres años.

Bloque Llanos 123:

  • Producción promedio en 2T2026 de 3.171 boepd netos (6.342 boepd brutos), 1,7% superior al 1T2026 y 57,9% superior al 2T2025.
  • El pozo de desarrollo Currucutu-3 encontró 62 pies de espesor neto productivo en la Formación Barco y actualmente produce 910 bopd con un corte de agua de 19,7%.
  • Se completó el workover del pozo Currucutu-1 en el intervalo Mirador Inferior y actualmente produce 455 bopd con un corte de agua de 1%.

Putumayo:

  • Producción promedio en 2T2026 de 873 boepd en el bloque Platanillo (operado por GeoPark, participación del 100%), frente a 859 boepd en 1T2026.
  • El transporte a través del oleoducto OBA se reactivó a mediados de junio de 2026, después de que las entregas por esta ruta no se utilizaran desde comienzos de 2026 por medidas regulatorias en Ecuador.
  • GeoPark continúa produciendo en el campo mientras preserva flexibilidad para futuras decisiones de asignación de capital.

Próximos Catalizadores – 3T2026

  • Perforación de 6-7 pozos brutos en 3T2026 en Colombia y finalización de la fracturación hidráulica en Argentina.
  • Los proyectos clave incluyen:
    • Bloque Llanos 34: finalización del primer pozo horizontal hacia la Formación Gachetá y perforación de 3 pozos infill en el campo Tigana.
    • Bloque CPO-5: perforación de un pozo exploratorio y ejecución de una campaña de workover en el campo Índico.
    • Argentina: finalización de la fracturación hidráulica en cinco pozos de Vaca Muerta, seguida del arranque de producción.
    • Bloque Llanos 123: perforación de 1-2 pozos de desarrollo.

Finalmente, GeoPark anunció que publicará sus resultados financieros del segundo trimestre de 2026 el martes 3 de agosto de 2026, después del cierre del mercado.

Congreso GASNOVA analizará los mercados energéticos y del GLP

Bajo el lema “GLP, energía en crecimiento”, el 8° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA abordará desde la geopolítica mundial de los hidrocarburos hasta los desafíos regulatorios y de abastecimiento.

La agenda académica del 8° Congreso Internacional del GLP “Energía en crecimiento” analizará los desafíos globales y locales del sector del Gas Licuado del Petróleo (GLP) a través de cuatro grandes enfoques temáticos: Entorno Global y Geopolítica de los Hidrocarburos, Políticas Públicas y Regulación en América Latina, Retos de Abastecimiento y Agenda Legislativa Nacional, y una mirada a la Innovación Técnica, Seguridad y Distribución. 

El evento, organizado por la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA) con el apoyo de la World Liquid Gas Association (WLGA), la Asociación Iberoamericana de GLP (AIGLP), y Dow Jones Energy, se realizará el 19 y 20 de agosto de 2026 en el Club El Nogal de Bogotá.

En el evento se analizará la coyuntura de los mercados internacionales del GLP y el crudo, con ponencias a cargo de los expertos internacionales Darryl Rogers (Global Head NGLs, S&P Global Energy, USA), James Rockall (CEO, World Liquid Gas Association, Francia), Rodolfo Guzmán (Managing Partner, Head Arthur D. Little) y Adrian Calcaneo (VP Energy & Feedstocks at Chemical Market Analytics, Dow Jones Energy, USA).

También se examinará la realidad y geopolítica del sector de Oil & Gas en Venezuela, bajo la perspectiva de Alberto Cisneros (CEO/President, Global Business Consultants (GBC), Venezuela).

Los presidentes de los gremios del GLP en Latinoamérica, como Fabricio Duarte (director Ejecutivo de la Asociación Iberoamericana del GLP (AIGLP), Brasil; Lourdes Medina y Carmen Espinosa (presidente Ejecutiva y presidente del Consejo Directivo, respectivamente, de la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado (AMEXGAS); Pedro Cascales (presidente de CEGLA – Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado, Argentina); Jovan Pastor Portocarrero (presidente de la Sociedad Peruana de Gas Licuado – SPGL), y Laura Acuña (directora Ejecutiva de la Asociación Ecuatoriana de Empresas Comercializadoras de GLP – ASOGAS), expondrán casos de éxito y desafíos regulatorios en mercados abiertos como el mexicano y el argentino, y analizarán el rol del Estado en la reducción de la pobreza energética.

El estado actual de la canasta energética nacional será revisada por expertos como Tomás González, director del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE), junto a Bayron Triana, vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición de Ecopetrol, quienes darán una mirada a temas clave como el suministro y autosuficiencia de gases combustibles en el país.

De igual manera, se propiciará un debate político plural en el panel de Agenda Legislativa, el cual contará con la participación de senadores y representantes a la Cámara de diferentes colectividades.

Finalmente, la optimización operativa se tomará el cierre del congreso con presentaciones sobre la infraestructura de redes de GLP presentadas por el gerente general del Grupo GasPaís, Patricio Mura. Además, se abordarán tecnologías de punta como la confiabilidad operacional mediante Gemelos Digitales bajo parámetros NFPA y se socializarán los nuevos Reglamentos Técnicos del GLP por parte del Ministerio de Minas y Energía.

Consulte aquí la agenda académica: https://www.gasnova.co/8o-congreso-internacional-del-glp-gasnova/

La inminencia del racionamiento

El riesgo de un racionamiento simultáneo de energía eléctrica y de gas natural en Colombia es real, no es alarmismo, y quienes lo hemos venido advirtiendo no somos catastrofistas, como se nos ha endilgado por parte de los escépticos, especialmente desde el Gobierno Nacional.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La materialización del racionamiento dependerá de las condiciones hidrológicas, de la disponibilidad de combustibles para la generación térmica y de la rapidez con que se adopten medidas de contingencia.

De contera, nos sorprende en medio de la crisis energética inducida por lo demás por parte del mismo Gobierno, la más pavorosa en los últimos 30 años, lo que torna al Sistema Interconectado Nacional (SIN) más vulnerable, amén de su baja resiliencia frente al cambio climático por depender en un 58% de la generación hídrica

El cuadro actual es patético: la demanda de energía crece a un ritmo del 5,75%, alcanzando una demanda máxima histórica de 261.86 GWHD, y con tendencia a seguir creciendo debido al aumento del consumo atribuido a las altas temperaturas y a la creciente movilidad eléctrica, al punto que la demanda supera en este momento en 1.971 GWH/año la Oferta de Energía Firme.

Es más, según XM, empresa que opera el SIN y administra el mercado mayorista, actualmente en horas pico, que es cuando la demanda de energía es mayor, la capacidad instalada sólo está en capacidad de cubrir hasta el 90% de la demanda, es decir, se presenta un descalce del 10%.

Ello explica, entre otras cosas, que, al corte del 3 de julio, XM reportó 36 restricciones energéticas por estado de emergencia y 48 por estado de alerta. Es más, entre abril y julio se impartieron por parte de XM 165 instrucciones de desconexiones, las que  se denominan esquema de deslastreautomático de carga (EDAC) por baja frecuencia, que no es nada distinto que la desconexión de circuitos debido a sobrecargas ya sea en las líneas de transmisión nacional, regional, las subestaciones eléctricas y/o líneas de distribución. Con este procedimiento lo que se busca es proteger la estabilidad del SIN y evitar un corte masivo del fluido eléctrico.

El caso más crítico es el de la región Caribe, en la que desde 2023 se viene presentando un agotamiento de las redes de transmisión que transportan la energía desde el interior del país y en consecuencia se registra lo que se denomina demanda no atendida, que es un término eufemístico, pero que en la práctica es un racionamiento en la prestación del servicio.

De hecho, en un comunicado reciente de XM se informó que 5,69 GWH “podrán no ser atendidos debido a la saturación del STR y debilidad es en la configuración de la red, que hoy dificultan una operación segura”.

A ello se viene a añadir la crisis que afronta el SIN por cuenta de la abultada deuda que tiene contraída la empresa Air-e, que le presta el servicio de energía a los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira.

En efecto, de los $4 billones que adeuda $1,5 billones corresponden a la energía que le despachan las térmicas, poniendo a estas en calzas prietas, afectando su flujo de caja para la compra del gas que requieren para operar, amenazando con un efecto dominó que puede llegar a comprometer la prestación del servicio. Es de advertir que el caso Air-e es sólo la punta del iceberg, porque el riesgo de un apagón financiero, que es como lo han denominado la Contraloría General y la Procuraduría, está en ciernes hace rato.

En cuanto al gas natural, la situación es igualmente delicada: la producción nacional ha venido disminuyendo debido al agotamiento natural de campos maduros y la declinación de los mismos. El porcentaje de gas importado desde diciembre de 2024 a esta fecha se ha incrementado desde el 20% al 33% y se estima que para el año entrante este porcentaje se elevará hasta el 40%.

Huelga decir que la mayor utilización de plantas térmicas durante el Niño incrementa significativamente la demanda de gas para generación eléctrica, compitiendo con la demanda residencial e industrial. Estamos, entonces, ante un estrés energético dual sin precedente y ante el riesgo inminente de un racionamiento en simultánea de energía y gas natural.

Lo más grave es que debido al negacionismo del gobierno de la escasez y el déficit de gas desde 2023, advertido desde 2021 por parte de la Unidad de Planeación Minero-Energético (UPME), en un estudio para la adopción del Plan de abastecimiento de gas natural 2023 – 2038, se dilató prácticamente tres años la toma de la decisión por parte del Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para dar las señales de política y la regulación para la instalación de nuevas plantas de regasificación con el fin de expandir la capacidad de importación de gas.

La única regasificadora con la que se cuenta (SPEC, en Cartagena) está operando al límite de su capacidad (475 MMPCD), convirtiéndose este en un cuello de botella. De los proyectos de nuevas plantas regasificadoras el más avanzado es el de ECOPETROL en el Pacífico y este sólo entrará a operar finalizando 2026 y su capacidad es muy limitada, de sólo 90 MMPCD.

Estamos, entonces, ante un estrés energético dual sin precedente y ante el riesgo inminente de un racionamiento en simultánea de energía y gas natural.

Según cálculos recientes, una sola hora de racionamiento le costaría a la economía del país entre $175.000 millones y $204.000 millones y si el racionamiento se prolonga podría restar entre 1,5% y 1,7% del PIB. Y

Lo que es peor, el sector informal de la economía, que supera el 58%, llevaría la peor parte, por su alto grado de vulnerabilidad y por sus mayores dificultades para mitigar los cortes. Bien dijo el Nobel de economía Joseph Stiglitz que “quienes sufren más en una crisis son quienes no jugaron ningún rol en crearla”.

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

EPM invierte en las comunidades del norte y nordeste antioqueño

Con inversiones sociales, educativas, productivas y ambientales se benefician más de 38.000 personas y se generan más de 400 empleos en el norte y nordeste antioqueño.

EPM ha sido una aliada del desarrollo sostenible de las subregiones norte y nordeste de Antioquia, mediante una gestión integral que articula la operación confiable de infraestructura energética, la protección de ecosistemas estratégicos y el impulso de iniciativas sociales del área de influencia de las centrales hidroeléctricas Porce II, Porce III y la cadena Guadalupe-Troneras (Guatron).

En conjunto, los complejos Porce y Guatron aportan 1.617 megavatios de energía, a plena generación, al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

“La presencia histórica de EPM en estos territorios ha permitido construir relaciones de largo plazo con las comunidades y aportar al desarrollo regional, mientras se garantiza la generación de energía limpia”, indicó Alberto Mejía Reyes, gerente de Generación Energía EPM.

Inversión social que transforma territorios

La gestión social de EPM en las subregiones Norte y Nordeste de Antioquia se refleja en inversiones y programas que fortalecen la educación, impulsan el desarrollo comunitario y generan oportunidades para el crecimiento productivo de los territorios.

En el período 2024-2027, EPM y 15 municipios desarrollan los convenios de “Alianzas para el Desarrollo”: Amalfi, Angostura, Anorí, Barbosa, Belmira, Carolina del Príncipe, Donmatías, Entrerríos, Girardota, Gómez Plata, Guadalupe, San Pedro de los Milagros, Santa Rosa de Osos, Yarumal y Yolombó.

Estos convenios representan una inversión superior a los 36.500 millones de pesos, de los cuales EPM aporta $23.797 millones y los municipios aliados $12.718 millones.

Estas iniciativas de inversión social discrecional de EPM se desarrollan mediante cuatro líneas estratégicas que benefician a más de 38.000 personas:

  1. Educación y habilidades para la vida: participan 330 instituciones educativas. Se benefician 17.622 niños, niñas y jóvenes.
  2. Fortalecimiento comunitario: beneficia a 572 organizaciones. Vincula a 17.160 personas.
  3. Proyectos productivos: beneficia a 23 asociaciones. Impacta a 747 productores rurales y 2.988 personas. Fortalece cadenas productivas de café, cacao, caña y ganadería, así como emprendimientos de arándanos, gulupa y apicultura.
  4. Turismo sostenible: participan 960 personas. Promueve el fortalecimiento de prestadores de servicios turísticos e instancias locales de turismo.

De otro lado, en 2025, por medio del programa Aldeas -que utiliza la madera madura de los embalses de EPM- en alianza con las administraciones municipales de Amalfi y Anorí, se construyeron dos Centros Educativos Rurales -La Florida y La Tinitacita- con una inversión de 2.603 millones de pesos. Adicional, se han construido 311 viviendas rurales en los municipios de Belmira, Yarumal, Amalfi, Yolombó por valor de 12.218 millones de pesos.

A través del programa Agua para la Educación, la Fundación Grupo EPM ha instalado 228 soluciones potabilizadoras de agua en Centros Educativos Rurales de Norte y Nordeste, con una inversión cercana a los 8.562 millones de pesos, contribuyendo al acceso a agua segura para miles de estudiantes.

Contratación con impacto social

Actualmente, para las centrales Porce II, Porce III y la cadena Guatron se encuentran en desarrollo 34 contratos que generan 409 empleos y que ascienden a 34.290 millones de pesos.

Estos contratos apoyan servicios de soporte de la operación en centrales como: alimentación en campamentos, aseo y mantenimiento de sedes, control de erosión, manejo de embalses, mantenimiento de vías y viveros, entre otros.

Además, bajo la modalidad de contratación de mano de obra calificada y no calificada con proyectos de infraestructura, como el de la modernización cadena Guadalupe-Troneras, obras en Porce III y el Plan Maestro Contra Incendios, se generan 372 empleos.

Entre tanto, obras de actualización de la presa Miraflores, finalizadas en diciembre de 2025, generó en su primera etapa 714 empleos y en la segunda etapa, 427. En las labores de cuidado y conservación de los predios destinados a la generación de energía participan actualmente 66 recorredores prediales de la zona, para la cadena Guatron y Porce.

Así, EPM dinamiza la economía mediante la contratación de personal, insumos y servicios en los municipios, se fortalecen capacidades técnicas y administrativas de las organizaciones comunitarias y se promueve el desarrollo de proveedores locales.

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