Autor: Martín Rosas

Durante la instalación de la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, que se realiza en Cartagena del 4 al 6 de noviembre, gremios y gobierno coincidieron en revivir al sector de los hidrocarburos en el menor tiempo posible.

El país tiene recursos hidrocarburíferos en el subsuelo. En petróleo se podría llegar a una producción de más de un millón de barriles diarios por varios años, y en gas se llegaría a más de 3 mil millones de pies cúbicos diarios, más de cuatro veces la producción actual.

Además, Santander podría recuperar su liderazgo histórico en la producción de petróleo, si se le da vía libre a los yacimientos no convencionales, con lo cual extendería sus historia productiva por otros cien años.

Si se da el renacimiento del sector, la importación de gas sería cercana a cero entre 2031 y 2045, y la de crudo, cero hasta más allá de 2050.

Nelson Castañeda, presidente de CAMPETROL, resumió las iniciativas de recuperación con el plan que los gremios han llamado 4×4: cuatro pilares y cuatro habilitadores, con el fin de recuperar y garantizar la soberanía energética:

Pilar 1: Aumentar la producción

Hoy en Colombia solo se recupera el 15% del petróleo original de los yacimientos, pero cada punto adicional de recobro sumaría cerca de 800 millones de barriles, unos tres años de producción del país.

Y para impulsarlo, con el liderazgo de la ANH, el Comité Intersectorial de Hidrocarburos priorizó el recobro mejorado dentro de su estrategia de atenuar la declinación de los campos y aprovechar la infraestructura existente.

Pilar 2: Desarrollar el potencial de gas

Colombia cuenta con 10,5 terapiés cúbicos (TPC) de gas contingente, 74,5% costa afuera, que son seis veces las reservas probadas (1,7 TPC). En ese sentido, los gremios solicitan que los proyectos costa afuera sean declarados como PINES, con una mesa exclusiva de trámites, con el fin de acelerar su ejecución.

En esa dirección, la ANH ya creó el Grupo Estratégico de Aceleración de Proyectos de Gas para articular actores y resolver cuellos de botella.

Pilar 3: Yacimientos no convencionales

Los yacimientos no convencionales podrían multiplicar varias veces las reservas de petróleo y gas. Castañeda puso de ejemplo a Argentina, donde el 71% de su crudo y gas proviene de este tipo de yacimientos.

“Hay que llevar a etapa comercial los proyectos en zonas como el Magdalena Medio y Cesar-Ranchería, y recuperar el tiempo perdido frente a Estados Unidos y Argentina, capitalizando la curva de aprendizaje y aplicando el Fracking 4.0 con las mejores prácticas del mercado”, señaló Castañeda.

Pilar 4: Incrementar la exploración

La ANH reservó cerca de 20 millones de hectáreas para preparar un nuevo proceso de asignación de áreas, pero explorar con menos riesgo exige conocer el subsuelo.

En ese sentido, los gremios proponen un decreto que reconozca como activo estratégico la actividad, articule a las entidades y lleve más inversión en geología básica al Plan Nacional de Desarrollo.

Pero estos cuatro pilares necesitan condiciones habilitantes que permitan convertir el potencial en resultados concretos. Los gremios reúnen los habilitadores en los sectores ambiental, acelerar las licencias; seguridad, recuperarla en las zonas productoras; competitividad, bajar la tarifa de renta del 35% al 20% y dar estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 16 años; y por último gobernabilidad, la coordinación arrancó, ahora se requiere consolidarla.

En esa línea se enmarca el Régimen Único para Generar Estabilidad Empresarial (RUGE), propuesto por el Gobierno, incluido en el proyecto de Ley de Rescate Económico, un vehículo para reactivar la inversión en el sector.

“Colombia tiene todo para el Renacer energético: Tenemos las moléculas, el plan 4×4, un Gobierno con el liderazgo y determinación, la tecnología, el conocimiento, capital humano y una alianza entre el sector público y privado”, concluyó Castañeda.

Una idea que nació en 2013 se concretó en 2015 con la construcción de la primera batería de tanques y, al año siguiente, con el inicio de las operaciones portuarias.

El puerto Okianus Terminals, ubicado en la zona de Mamonal en Cartagena, comenzó sus primeras operaciones en 2016, exportando aceites derivados de la palma. Desde entonces, prácticamente no ha pasado un año sin un nuevo proyecto.

Como lo señala su gerente General, Sergio Corena, algunos proyectos han sido el desarrollo de nuevas infraestructuras especializadas, otras han sido ampliaciones existentes y otras, adquisiciones de nuevas áreas. Todo con un mismo propósito: ofrecer servicios especializados de importación y exportación de líquidos a granel. Eso los ha consolidado como un participante esencial en la cadena logística de diferentes industrias.

Uno de esos pasos trascendentales fue la construcción de facilidades de importación de gas licuado del petróleo (GLP), una decisión estratégica y visionaria para ese momento.

Así, de la mano de sus clientes, un consorcio de cinco empresas distribuidoras (Colgas, Montagas, Gas País, Rayogas y Vidagas), hicieron una apuesta visionaria siete años antes de que Colombia comenzara a enfrentar problemas de desabastecimiento.

Las cifras hablan por sí solas. De 11.000 toneladas de GLP importadas en 2017, el 2026 terminará con cerca de 500.000 toneladas, gracias a dos ampliaciones de infraestructura en los últimos 6 años.

Hoy las importaciones de GLP en Colombia representan el 60% de la demanda nacional, y el 90% de esas importaciones ingresa al país por Okianus Terminals.

Además, con la infraestructura para la importación de GLP, en 2017 Okianus se convirtió en el primer terminal portuario privado para uso público del país.

Por su parte, el aceite de palma, el producto con el que comenzó el puerto, pasó de movilizar 6.000 toneladas en 2016 a más de 180.000 toneladas al cierre de 2026.

Hoy, alrededor del 30% de las exportaciones de aceite de palma del país se concentran en esta terminal, de la mano de tres de los principales comercializadores internacionales en Colombia.

Pero no se detiene. Según proyecciones de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas, hacia 2031 las importaciones de otros combustibles podrán llegar al 50% de la demanda nacional de gasolina, el 20% del jet fuel y el 3% de diésel.

Y para eso, de la mano de uno de sus aliados, se ha preparado por más de seis años en el desarrollo de una nueva infraestructura para atender las necesidades de combustibles del país.

Corena resume esta trayectoria de diez años en que se han preocupado por anticiparse a las necesidades del país.

Cerca de un 25 por ciento de los costos de generación térmica no estaría siendo remunerado.

De acuerdo con Alejandro Castañeda, presidente Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), a la deuda acumulada por 2,5 billones de pesos que tiene A-ire con los generadores se suma el Estatuto de Riesgo de Desabastecimiento (ESRD), que emitió la CREG y que distorsiona el esquema de precios, el cargo por confiabilidad y la remuneración de costos.

“Si el gobierno no se busca una solución al tema de seguir generando a pérdida, pues se sigue generando desangre todos los meses, desangre que viene desde hace más de dos años. Aquí hay un mercado el cual funciona a través de incentivos, y los incentivos no están siendo los correctos”, dijo Castañeda.

El dirigente gremial señaló que, pese a que las térmicas han entregado la energía, no se ha tenido en cuenta un contexto y que el estatuto desconoce.

Primero, desconoce el cargo por confiabilidad, pues no deja que el mecanismo funcione; y segundo, desconoce la parte técnica del sistema y es que por esta época hay 600 megavatios en mantenimiento.

“Las plantas hacen los mantenimientos en los meses de agosto a noviembre, entonces yo no puedo juzgar a alguien que está haciendo los mantenimientos para prepararse en el momento más crítico que arranca en diciembre y va ir hasta abril del próximo año, no lo puedo juzgar antes de haber desconocido las condiciones técnicas del sistema”, dijo Castañeda.

Generación térmica

Y es que frente al estrés hídrico que ya se siente por el Fenómeno de El Niño, las térmicas están produciendo entre el 35% y el 40% de la electricidad que consume Colombia.

A comienzos de noviembre, las térmicas estaban produciendo entre 93-95 gigavatios hora al día, con gas, carbón y combustibles líquidos. Frente a las obligaciones de energía firme eso es el 85%.

Pero Castañeda señala que las obligaciones de energía firme tienen un contexto y es que es entregable únicamente cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez.

Y justamente ese mecanismo es el que no está funcionando por el llamado Estatuto de Riesgo de Desabastecimiento que, con el objetivo de mantener los precios bajos distorsionó el mercado. A través de la resolución de la CREG el precio ha estado en 637 pesos el kilovatio hora, mientras el precio de escasez está en 1.464 pesos. Ese es el precio que se debería estar pagando en octubre para que el cargo funcione.

“Si el objetivo es mantener los precios bajos, pues nunca se va a dar la sanidad del cargo. No se puede hacer exigible una obligación del cargo, que es la obligación de energía firme, mientras tenga unos precios bajos”, dijo Castañeda.

Agregó que básicamente hoy bajo el mecanismo del Estatuto de Riesgos los tienen generando a pérdida, porque el estatuto dice que paga el costo del combustible, la generación de seguridad.

“Lo que pasa es que ese combustible no reconoce otros costos variables, como son los impuestos, los costos de financiamiento e, incluso, la misma compra del combustible y elementos que el cargo reconoce en el día a día. Entonces nos quitó las rentas marginales, que son necesarias para poder hacer la inversión en las plantas a largo plazo”, dijo.

Nueva generación

Finalmente, Castañeda señaló que en las cuentas que tiene el gremio, se requieren como mínimo 4.000 megavatios de nueva generación que le dé firmeza al país, de los cuales el sector térmico debería aportar 1.500 MW, para llenar un hueco que están viendo hacia 2030 del 10% de la energía firme.

Pero la decisión habría que tomarla ya, pues lo que dicen los suministradores de equipos es que una planta nueva está demorando entre 5 y 6 años.

“Si no comenzamos ya, no vamos a llegar. Va a ser muy complejo porque el mercado internacional, por la gran demanda que están teniendo en este momento para poder nutrir de energía a todos los temas de inteligencia artificial y la industria de data centers, está demandando mucha energía firme, mucha energía térmica y eso presiona los mercados de todos los suministradores de equipos, de turbinas, de motores y demás, un mercado que está muy peleado. Entonces, si no arrancamos ya, no vamos a ser capaces de que esa generación entre a tiempo”; concluyó Castañeda.

Ante una probabilidad superior al 90% de extensión de los efectos del Fenómeno del Niño, la continuidad de hospitales, la banca y los centros de datos depende de la capacidad de responder a interrupciones eléctricas y variaciones de voltaje en la red.

El Fenómeno del Niño pone a prueba la estabilidad de la matriz eléctrica en Colombia. Con un impacto directo sobre la generación hidroeléctrica y un aumento sustancial en las temperaturas promedio, los sectores económicos más sensibles, como el sector salud, la banca y las telecomunicaciones, enfrentan el doble reto de sobrellevar una demanda de energía al alza mientras mitigan el riesgo de apagones o fluctuaciones de voltaje que puedan paralizar sus operaciones digitales.

Frente a este panorama, la resiliencia energética se convierte en un pilar estratégico de continuidad de negocio. Infraestructuras críticas como centros de salud dependen de la energía para sostener equipos quirúrgicos y de soporte vital, mientras que la banca requiere disponibilidad del 100% para procesar millones de transacciones digitales por segundo sin riesgo de caídas del sistema.

Soluciones para blindar la operación crítica

Para responder a los desafíos que plantea el estrés energético durante la temporada de sequía, empresas como Schneider Electric despliegan una estrategia de arquitectura integrada orientada a blindar el funcionamiento continuo de sectores clave:

Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (UPS) de alta eficiencia: Están diseñadas para proteger cargas críticas masivas en hospitales, entidades financieras y centros de datos. Ofrecen respaldo energético inmediato frente a caídas de la red pública, manteniendo una alta eficiencia operativa que reduce los costos de climatización e infraestructura.
Alternativas más sencillas como Back-UPS y Easy UPS brindan respaldo accesible para el hogar, home office y pequeños comercios, protegiendo la conectividad, equipos informáticos y de videovigilancia ante variaciones de voltaje e interrupciones del servicio.

Edge Computing y Micro Data Centers: Frente a la necesidad de mantener el procesamiento descentralizado y cercano a la operación local, las arquitecturas Edge permiten que nodos hospitalarios o sucursales bancarias sigan funcionando y tomando decisiones locales de manera autónoma, incluso si la red central sufre alguna interrupción.

Gestión y monitoreo predictivo: Plataformas de software basadas en la nube y analítica avanzada que supervisan en tiempo real el estado de las baterías, la temperatura de los racks y el consumo eléctrico. Esto permite anticipar fallas térmicas o eléctricas antes de que generen una interrupción.

«El Fenómeno de El Niño nos demuestra que no podemos dejar la disponibilidad operativa de un hospital, un banco o un data center a merced de la estabilidad de la red eléctrica. La verdadera resiliencia consiste en combinar sistemas de respaldo de alta densidad como las UPS con plataformas de monitoreo inteligente que anticipen cualquier contingencia», afirma Hernán Neirotti, regional Manager de Pre Sales & Business Development en la división Secure Power de Schneider Electric.

A medida que el país atraviesa períodos de variabilidad climática extrema, las infraestructuras digitales y eléctricas de las empresas debe evolucionar hacia modelos ágiles y sostenibles.

La integración de tecnologías de respaldo energético, monitoreo predictivo y la optimización del consumo permiten a las organizaciones mitigar los riesgos asociados a la crisis hídrica y energética, consolidando un ecosistema productivo más eficiente y preparado para los retos.

Bogotá y la Sabana concentran la mayor parte de la capacidad instalada de centros de datos en el país, impulsados por proyectos de gran escala y nodos estratégicos de conectividad.

Colombia atraviesa una etapa de expansión de su infraestructura digital, impulsada por el crecimiento de la nube, la inteligencia artificial y otros servicios tecnológicos. El desafío ahora es determinar qué condiciones necesita el país para acompañar esa demanda y atraer proyectos de mayor escala.

Este escenario forma parte de una transformación que alcanza a toda América Latina. Para Luis Santamaría, líder del segmento de Cloud & Service Providers en Schneider Electric, la región vive “una de las mayores expansiones de infraestructura digital de la historia” y empieza a convertirse en un destino estratégico para inversiones vinculadas con estas tecnologías.

Colombia cuenta con más de 20 centros de datos que superan los 100 MW de capacidad instalada proyectada y en servicio, posicionándose como el tercer mercado más importante de Suramérica, aunque todavía con espacio para cerrar la brecha frente a referentes como Chile (que supera los 250 MW) o Brasil (que bordea los 900 MW). Esta diferencia muestra el margen que existe para ampliar la infraestructura digital del país.

Bogotá y sus alrededores concentran la mayor infraestructura

Bogotá y los municipios aledaños de la Sabana (como Cota, Tenjo y Tocancipá) reúnen más del 70% de la potencia instalada en el país. La disponibilidad de terrenos amplios, parques industriales bien estructurados y el acceso a infraestructura de energía de media y alta tensión han favorecido el desarrollo de proyectos de colocation e hyperscalers de gran escala, sumados a nodos emergentes en Medellín y la Costa Caribe.

Además, la Sabana de Bogotá concentra condiciones para ampliar esta capacidad a futuro. Este factor será cada vez más relevante a medida que aumenten las cargas de IA. Santamaría explica que estas son más impredecibles, requieren mayores niveles de energía y generan mayores exigencias de refrigeración.

El cambio también se refleja en la densidad de los racks: de niveles tradicionales de alrededor de 10 kW se está pasando a instalaciones que superan los 50 kW y, en algunos casos, alcanzan los 100 kW. Por ello, el desarrollo de nuevos centros de datos requiere considerar desde el inicio no solo el terreno, sino también la capacidad eléctrica y las posibilidades de expansión.

Energía y refrigeración: dos desafíos para la IA

Uno de los principales retos será contar con una infraestructura eléctrica capaz de acompañar estas mayores densidades. “Los retos principalmente los vemos en el tema energético, no solo desde el punto de vista de generación, sino también en transmisión y distribución eléctrica”,señala Santamaría.

A esto se suma la necesidad de desarrollar capital humano especializado para diseñar y operar estas nuevas arquitecturas. El ejecutivo identifica la brecha de especialistas como otro de los desafíos que debe abordar la región.

La mayor densidad de procesamiento también exige nuevas capacidades de refrigeración. La refrigeración líquida tendrá un papel cada vez más relevante en las cargas de IA, aunque su incorporación dependerá de las características y proyecciones de cada centro de datos.

Diseñar hoy pensando en las cargas de mañana

Energía, refrigeración e infraestructura tecnológica deben pensarse de manera integrada para evitar que alguno de estos componentes se convierta en una limitante para la expansión.

La eficiencia será otro factor determinante. Para Santamaría, “la única forma que la inteligencia artificial escale de manera sostenible es construyendo una infraestructura cada vez más eficiente. La sostenibilidad ya dejó de ser un complemento y hoy es un requisito de diseño”.

Para Colombia, el desafío será articular las condiciones que ya favorecen el crecimiento —ubicación estratégica, mayor demanda interna y disponibilidad de parques industriales—, aunque falta contar con energía suficiente y confiable, tecnologías de refrigeración adaptables y talento especializado.

Se proyecta que los ingresos del mercado colombiano de data centers superen los US$450 millones hacia el final de la década, lo que refleja el espacio que todavía existe para el desarrollo del sector.

Por lo escuchado en la instalación de la Cumbre Colombiana del Carbón y Coque 2026, realizada en Bogotá el 28 y 29 de octubre, el país dará un giro de 180 grados en los próximos meses en materia minera.

Acertadamente, el lema del certamen fue: ‘De la ideología a la soberanía’. Y es que después de cuatro años en que el gobierno Petro le declaró la guerra a los hidrocarburos y a la minería legal, especialmente al carbón, la ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, anunció que el Gobierno se empleará a fondo para restaurar la importancia del sector en la economía nacional y atraer nuevas inversiones, con miras a recuperar niveles de producción con vocación exportadora y para contribuir a la seguridad energética.

Carlos Cante, presidente Ejecutivo de la Federación Colombiana del Carbón (Fenalcarbón), señaló que en el gobierno anterior se legisló y se promulgó una serie de medidas “que lo único que pretendieron fue claramente el marchitamiento temprano del sector”.

Entre esas medidas anotó la no deducibilidad de las regalías, la sobretasa de renta para los carbones y el aceleramiento en la aplicación del impuesto al carbono, que llevaron al sector a una tasa de tributación efectiva de más del 80 por ciento.

“El plan nacional de desarrollo pretendió prohibir los nuevos títulos mineros de carbón y promover medidas para la salida temprana de la industria y, desde ese momento, se empezó a configurar una reforma ideologizada al Código de Minas, así como la creación de una empresa estatal: Ecominerales”, agregó Cante.

Además, la prohibición de exportaciones de carbón a Israel, también por prejuicios ideológicos, y el cierre del Muelle 13 en Buenaventura terminaron de minar la confianza comercial en el país y las empresas.

Las cifras muestran el tamaño del daño

En 2022 el país producía cerca de 68 millones de toneladas anuales y en 2025 estuvo alrededor de 51 millones. Los ingresos por exportaciones de carbón y coque cayeron de cerca de 12 mil millones de dólares en 2022 a menos de cinco mil millones en 2025.

Por su parte, los volúmenes de carbones y coque movilizados desde el interior hacia los puertos cayeron de 8,3 millones de toneladas en 2022 a 7,1 millones en 2025 y, con datos a agosto, es posible que el 2026 cierre por debajo de los 7 millones de toneladas, lo que significa haber pasado de cerca de 250 mil viajes de camión al año, a una cifra cercana a los 200 mil para el cierre de 2026.

A lo anterior hay que agregarle la pérdida de 25 mil empleos en toda la cadena de la industria durante el cuatrienio anterior.

En medio de esa persecución gubernamental, los precios internacionales se desplomaban (alrededor de los cien dólares la tonelada), las condiciones de seguridad se deterioraban, los bloqueos y atentados se multiplicaban y la tasa de cambio experimentaba una elevada volatilidad.

Según Fenalcarbon, por cada 100 pesos que baja la tasa de cambio, la economía de los carbones y el coque deja de percibir cerca de 450 mil millones de pesos.

Y como si fuera poco, los costos de producir, comercializar y exportar carbón iniciaron una carrera ascendente, liderados por el incremento de los fletes terrestres, que en dos años crecieron cerca del 60% para las principales rutas del interior hacia los puertos, al tiempo que la logística portuaria se estrechaba con el cierre arbitrario de Muelle 13, que movilizaba cerca de un millón de toneladas hacia los mercados del Pacífico.

“Los cuatro años del anterior gobierno se hicieron enarbolando las banderas de la supuesta Transición, sin reparar en que se estaba llevando al sector al marchitamiento temprano y a la pérdida irrecuperable de miles de fuentes de empleo formal, el desvanecimiento del financiamiento del desarrollo por la falta de ingresos nacionales y regionales de renta y regalías, y al rompimiento de toda una cadena de valor que involucra varios sectores de la economía”, agregó Cante.

No obstante, el dirigente dijo que el gremio no se quedó de brazos cruzados. Con el apoyo del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE), construyeron una herramienta desde la visión del empresariado, con el fin de contrarrestar la narrativa creada por el gobierno anterior.

El ‘Informe TEC – Transición Energética de los Carbones Colombianos’ muestra diferentes escenarios del comportamiento de la demanda y la oferta de los carbones y el coque colombianos frente a la aplicación de diversas políticas que impulsan o fomentan su desarrollo o, por el contrario, lo desalientan.

Además, ilustra el camino de las políticas públicas que se deben desarrollar en el mediano y largo plazo, si es que se quiere apostar a la diversificación productiva en las regiones y no simplemente a la extinción de una actividad.

“Colombia tiene una capacidad productiva cercana a los 92 millones de toneladas anuales. Es decir, no estamos hablando de un sector sin futuro; estamos hablando de una capacidad que hoy está subutilizada. La pregunta es cómo volvemos a poner esa capacidad al servicio del país”, señaló Cante.

Fenalcarbón estima que, con las condiciones adecuadas, el sector podría volver a generar aportes al Estado superiores a $10 billones anuales, frente a los menos de $3,5 billones estimados para 2025.

Aporte a la seguridad energética

Y es que el carbón no es solo un mineral. Es una de las materias primas para la generación de energía. Se estima que las térmicas a carbón tienen una capacidad de 1.600 MW, que fueron fundamentales para que el país no se pagara en 2024 y ahora también son protagonistas en el Fenómeno de El Niño.

En el certamen se habló de dos proyectos a carbón en la costa Caribe que podrían agregar entre 600 y 800 MW, y aunque su materialización tardaría unos cinco años, la decisión hay que tomarla hoy, pues el país ya adolece de un déficit de energía firme del 5%, pero a comienzos de la próxima década podría llegar al 10%.

Pero reactivar la industria carbonífera y respaldar el sector energético se requiere recuperar competitividad, seguridad jurídica y confianza.

“El nuevo Gobierno tiene la oportunidad de construir una política minera e industrial que entienda que la sostenibilidad ambiental, la competitividad empresarial, la seguridad energética y el desarrollo de las regiones no son objetivos incompatibles”, dijo Cante, y agregó:

“Desde Fenalcarbón hemos desarrollado una agenda de trabajo que involucra en principio a 9 ministerios y sus entidades. Minas y Energía, Ambiente, Trabajo, Transporte, Hacienda, Planeación, Defensa, Comercio e Interior. Entidades que en conjunto determinan con sus políticas y actuaciones, el devenir de nuestro sector. Y debo reconocer la enorme receptividad del nuevo gobierno a nuestras propuestas”.

Las iniciativas apuntan a tres objetivos claros: El restablecimiento de las condiciones tributarias y financieras, el mejoramiento de las condiciones de competitividad nacional y exportadora, y la certeza jurídica.

“Tres metas, un solo destino: La soberanía energética e industrial de Colombia”, concluyó Carlos Cante.

Con su presencia en el país, Chevron, a través de la marca Texaco, se consolida como una de las compañías más emblemáticas en el sector energético colombiano.

La marca Texaco cumple cien años de operaciones continuas en el mercado colombiano, y Chevron Colombia anuncia una hoja de ruta de inversiones superior a los 100 millones de dólares para los próximos años.

Los recursos estarán orientados a modernizar su infraestructura de almacenamiento, ampliar la red de distribución minorista y optimizar la logística de combustibles en puntos estratégicos del territorio nacional.

Dentro del paquete de iniciativas, se contemplan inversiones para incorporar nuevas tecnologías, elevar estándares operativos y sumar más de 200 estaciones de servicio en mercados prioritarios.

Además, la compañía tendrá iniciativas que buscan incrementar la capacidad en terminales de almacenamiento, renovación de equipos y el fortalecimiento de los estándares de seguridad, servicio y eficiencia operacional en todo el país.

También continuará con la optimizando de operaciones en la planta de lubricantes para mantener los estándares de calidad mundial en el abastecimiento de productos a Colombia, Perú, Chile, Centroamérica y el Caribe.

“El monto de inversión propuesto se basa en los planes actuales de la compañía y está sujeto a cambios por diversos factores, incluidos aspectos comerciales, operativos y regulatorios aplicables. Para consolidar este crecimiento y seguir dinamizando el sector, resulta fundamental mantener un entorno con estabilidad normativa y condiciones competitivas que respalden la inversión privada de largo plazo”, afirmó Alejandro Riveros, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron.

A su vez, la gerente de Ventas de Combustibles, María de los Ángeles Manrique, explicó que los proyectos que se esperan ejecutar en el corto plazo se apalancan en una trayectoria de inversiones realizadas en los últimos años en estaciones de servicio Texaco y terminales estratégicos, incluyendo la planta de Buenaventura y Yumbo, que fue adquirida en 2019.

Como único distribuidor mayorista estadounidense de combustibles con operación en Colombia en este segmento, la red abastece a los sectores clave de la movilidad nacional que ayudan a movilizar anualmente más 20 millones de vehículos, 183 millones de toneladas de carga, a 57,5 millones de pasajeros aéreos y suministra el combustible requerido para la generación de energía en Zonas No Interconectadas.

«Celebramos que Chevron – Texaco se suma a Misión Crecer y a nuestro propósito de atraer más inversión y generar más oportunidades laborales en los próximos años. La compañía aumentaría su impacto en el empleo en cerca de un 35% frente al panorama actual», afirmó José Manuel Restrepo, vicepresidente de la República, en la presentación de la inversión.

La compañía cuenta con seis terminales propias de distribución y almacenamiento de combustibles ubicadas en Bogotá, Medellín, Cartagena, San Andrés, Yumbo y Buenaventura, cuatro terminales conjuntas, distribución de combustibles de aviación, y una planta de lubricantes.