Autor: Martín Rosas

Hidrógeno
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De residuos industriales al almacenamiento de hidrógeno*

by Martín Rosas

Un proyecto de investigación liderado por universidades colombianas demuestra que es posible transformar residuos de acero y titanio en materiales para almacenar hidrógeno de forma segura.

El hidrógeno es la gran promesa para descarbonizar la industria y el transporte en el mundo. Sin embargo, su uso a gran escala tiene un talón de Aquiles: guardarlo de forma segura y económica es extremadamente difícil.

Hoy en día, almacenarlo requiere comprimirlo a presiones extremas o congelarlo a temperaturas ultra bajas, lo que exige infraestructuras costosas y complejas.

El almacenamiento de hidrógeno en estado sólido mediante hidruros metálicos ha ganado interés como una alternativa para mejorar las condiciones de seguridad y facilitar su integración en diferentes entornos industriales. En la práctica, estos materiales actúan como una especie de esponja metálica capaz de absorber el gas hidrógeno en su interior, guardarlo de forma segura a temperatura ambiente y liberarlo cuando se necesita.

Con el propósito de aportar soluciones a este reto, las Universidades de Medellín, de Antioquia, Pontificia Bolivariana y el Comité Colombiano del Consejo Mundial de Energía desarrollan el proyecto “Viabilización de la producción nacional de materiales y metodologías para el transporte, almacenamiento y uso de hidrógeno blanco”,

financiado por el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Agencia Nacional de Hidrocarburos. La iniciativa evalúa la posibilidad de producir materiales para almacenamiento de hidrógeno utilizando residuos industriales disponibles en Colombia.

La estrategia aprovecha residuos de acero de la industria metalmecánica y residuos de titanio del sector biomédico para fabricar aleaciones hierro-titanio (FeTi), utilizadas en almacenamiento sólido de hidrógeno.

Los resultados confirman la viabilidad de esta ruta al demostrar la producción de más de 1 kg de aleación FeTi con capacidades de absorción superiores al 1% en peso de hidrógeno; una cifra que, aunque pequeña, es altamente competitiva para el estándar que se tiene a nivel mundial para las tecnologías de almacenamiento de hidrógeno. Dicha cantidad de hidrógeno ocuparía aproximadamente 6 litros como gas a temperatura ambiente y 20 bar, mientras que, al incorporarse en forma de hidruro, queda contenida en el volumen de la aleación, del orden de 0.15–0.20 litros por kilogramo de FeTi.

En consecuencia, el almacenamiento sólido permite concentrar la misma cantidad de H₂ en un volumen aproximadamente 30–40 veces menor que el requerido por el gas a igual presión y temperatura. Esta ventaja volumétrica, junto con la posibilidad de operar a presiones moderadas y la valoración de residuos de acero y titanio, resalta el potencial de la ruta propuesta para aplicaciones de almacenamiento.

Además de los avances en materiales, el proyecto involucra el diseño de sistemas de almacenamiento, evaluación ambiental, análisis social y apropiación del conocimiento. Esta aproximación permite abordar el almacenamiento de hidrógeno desde una perspectiva integral, que considera no solo el desempeño técnico de la tecnología, sino también sus implicaciones productivas, ambientales y territoriales.

¿Por qué el almacenamiento de hidrógeno es un reto?

A diferencia de combustibles convencionales como la gasolina o el gas natural, el hidrógeno presenta una densidad energética volumétrica muy baja en condiciones ambientales. Como resultado, almacenar cantidades útiles de energía requiere tecnologías capaces de incrementar significativamente su densidad sin comprometer la seguridad ni la viabilidad económica del sistema.

Actualmente, las principales alternativas de almacenamiento corresponden al gas comprimido, el hidrógeno líquido y el almacenamiento en materiales sólidos. El almacenamiento gaseoso exige recipientes capaces de operar a presiones de hasta 700 bar (casi 700 veces la presión atmosférica), mientras que el almacenamiento criogénico requiere temperaturas cercanas a los -253 °C. Ambas soluciones implican elevados requerimientos de infraestructura, consumo energético y costos operativos.

Frente a estas limitaciones, el almacenamiento en estado sólido mediante hidruros metálicos emerge como una alternativa para aplicaciones estacionarias e industriales. En este caso, el hidrógeno es absorbido por materiales metálicos específicos y almacenado dentro de su estructura cristalina, permitiendo operar a presiones considerablemente menores y con condiciones de seguridad más favorables que las tecnologías convencionales.

A pesar de sus ventajas, aún se encuentran retos como, por ejemplo, que los materiales deben combinar una adecuada capacidad de almacenamiento con estabilidad estructural, cinética eficiente de absorción y desorción, resistencia al ciclado y costos compatibles con una implementación industrial. Además, los fenómenos térmicos de los hidruros metálicos exigen gestionar la transferencia de calor durante la carga y descarga de hidrógeno.

Por otro lado, no basta con demostrar el funcionamiento de un material en laboratorio, también es necesario garantizar la disponibilidad de materias primas, desarrollar metodologías de fabricación reproducibles e integrarlo en reactores capaces de operar en condiciones reales.

¿Es posible, entonces, producir materiales para almacenamiento de hidrógeno utilizando residuos industriales disponibles en Colombia?

Para responder a esa pregunta, el proyecto aprovecha residuos industriales disponibles en el país como materia prima para fabricar materiales destinados al almacenamiento del hidrógeno en estado sólido, reduciendo la dependencia de insumos importados.

Tras los procesos de caracterización y selección de materiales, se identificó que el acero AISI 1005 y el titanio grado 4 presentaban condiciones adecuadas para la fabricación de aleaciones hierro-titanio (FeTi), utilizadas en el almacenamiento sólido de hidrógeno.

Los resultados experimentales validaron la ruta propuesta, ya que se produjo más de un kilogramo de aleación FeTi utilizando exclusivamente materias primas recuperadas. Las aleaciones alcanzaron capacidades de absorción superiores al 1% en peso de H₂, lo que confirma su potencial para el almacenamiento en estado sólido.

Del residuo a material funcional: (a) virutas de acero y (b) de titanio grado 4 recuperadas, (c) lingote de aleación FeTi obtenido por fusión por inducción, y (d) polvo listo para la carga del reactor.

La investigación también identificó aspectos relevantes para un eventual escalamiento industrial. El análisis de disponibilidad de material en el país mostró una oferta potencial cercana a 135.000 t/año de residuos de acero compatibles con la tecnología desarrollada, frente a unas cinco toneladas por año de residuos de titanio grado 4. El titanio es, por tanto, uno de los principales factores a considerar en futuras estrategias de expansión.

Economía circular aplicada a la transición energética

Uno de los principales aportes del proyecto es que los residuos industriales pueden convertirse en materias primas para aplicaciones energéticas de alto valor agregado. En lugar de insumos vírgenes, las aleaciones FeTi se fabricaron con residuos de acero proveniente de la industria metalmecánica y residuos de titanio grado 4 del sector biomédico, sin comprometer la funcionalidad del material obtenido.

La experiencia evidencia una ruta para integrar criterios de sostenibilidad y eficiencia en el uso de recursos en el desarrollo de tecnologías energéticas emergentes, con beneficios ambientales que el proyecto cuantificó mediante análisis de ciclo de vida.

Del material al sistema

El material es solo una parte del desafío, ya que para llegar a aplicaciones reales debe integrarse en sistemas que operen de forma segura y controlen la carga y descarga de hidrógeno. Por eso el proyecto avanzó en paralelo con el desarrollo de materiales y con soluciones de almacenamiento escalables.

En ese sentido, el proyecto avanzó en el diseño de un sistema modular de almacenamiento para los hidruros metálicos desarrollados, compuesto por unidades funcionales que pueden integrarse progresivamente para aumentar la capacidad sin modificar los principios de operación.

También se diseñaron y validaron prototipos de reactores para almacenamiento en estado sólido, junto con metodologías de simulación y herramientas de análisis que mostraron que el desempeño no depende solo de la capacidad del material, sino también de la gestión térmica durante los procesos de absorción y desorción de hidrógeno.

Además, a partir de la combinación de resultados experimentales y modelación computacional, se desarrolló una metodología de escalamiento que permitió identificar criterios de diseño para sistemas de mayor capacidad y trazar una ruta técnica hacia aplicaciones industriales.

Representación esquemática del reactor y de su disposición general dentro del módulo con capacidad para 1kg de hidruro e intercambio térmico por convección natural.

Para apoyar estas actividades se fortaleció la infraestructura experimental con sistemas de monitoreo, adquisición de datos y control automatizado, lo que permitió establecer protocolos de operación, evaluar el desempeño de las aleaciones y generar información para futuras etapas de optimización y validación.

Banco de pruebas instrumentado, reactores y otras unidades modulares conectados al sistema de monitoreo (a), adquisición de datos y hardware de control automatizado (b); y sistema automatizado de control de gases y flujo (c) durante un ciclo de carga y descarga de hidrógeno.

Sostenibilidad más allá de las emisiones

La evaluación de nuevas tecnologías energéticas no puede limitarse a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, ya que también exige analizar los impactos de la obtención de materias primas, la fabricación, el consumo de energía y el transporte, además de las condiciones sociales de los territorios donde podrían implementarse. Por esta razón, el proyecto incorporó evaluación ambiental y caracterización social desde sus primeras etapas.

Evluación ambiental

La caracterización ambiental se realizó mediante metodologías de Inventario de Ciclo de Vida (ICV) y Evaluación de Impacto de Ciclo de Vida, permitiendo comparar escenarios basados en materias primas vírgenes y materias primas recicladas. Los análisis incluyeron los flujos de materiales, energía y transporte asociados a la fabricación de las aleaciones FeTi y de los módulos de almacenamiento desarrollados durante el proyecto.

En comparación con los escenarios convencionales, el uso de materiales reciclados permitió reducir aproximadamente un 28% el potencial de calentamiento global y un 32% los impactos relacionados con el agotamiento de combustibles fósiles. Estas reducciones se deben principalmente a la disminución de actividades extractivas y a la reducción del transporte internacional de materias primas.

La evaluación también permitió identificar oportunidades de mejora. Mientras que en los escenarios basados en materias primas vírgenes el transporte constituye una de las principales fuentes de impacto ambiental, en los escenarios con materiales reciclados el consumo energético asociado a los procesos de transformación adquiere una mayor relevancia. Esta información proporciona elementos para orientar futuras estrategias de optimización tecnológica.

Evaluación social

El proyecto analizó variables sociales relacionadas con la posible implementación de tecnologías de hidrógeno en diferentes territorios con el objetivo de incorporar criterios que permitieran evaluar no solo la viabilidad técnica de una solución, sino también las condiciones sociales que podrían favorecer o dificultar su adopción.

Para esto se desarrolló el Índice de Factibilidad Social (IFS), una herramienta diseñada para comparar municipios a partir de variables asociadas a condiciones socioeconómicas, capacidades institucionales, conflictividad territorial y presencia de actividades extractivas formalizadas. La herramienta fue construida, aplicada y sometida a procesos de validación con expertos durante la ejecución del proyecto.

La incorporación de evaluaciones de ciclo de vida y herramientas de análisis territorial permitió construir una visión más completa de los factores que pueden influir en la futura implementación de esta tecnología, evaluando el desempeño técnico junto con criterios ambientales y sociales medibles. Esta aproximación facilita la identificación temprana de impactos, oportunidades de mejora y condiciones para una eventual adopción en escenarios reales.

Formación de capacidades

Si bien, el desarrollo técnico es un aspecto fundamental, se quiere algo más que investigación en materiales, diseño de equipos y sostenibilidad, pues para la ejecución de este tipo de iniciativas también se requiere de talento humano especializado, mecanismos de divulgación y herramientas que faciliten la transferencia de conocimiento hacia distintos sectores de la sociedad.

Por esa razón, el proyecto incorporó una línea de trabajo orientada a fortalecer los procesos de formación y apropiación social del conocimiento asociados al almacenamiento de hidrógeno.

Uno de los resultados más visibles fue el desarrollo de un ecosistema de contenidos educativos y divulgativos dirigidos a públicos con diferentes niveles de formación, con 27 piezas que incluyen infografías, historietas, pódcast, recursos audiovisuales, contenidos interactivos y materiales de divulgación orientados a estudiantes, docentes, profesionales y tomadores de decisión.

Además, se elaboraron tres guías pedagógicas dirigidas a docentes de educación básica y media, así como el desarrollo de un juego interactivo orientado a fortalecer la comprensión de conceptos relacionados con energía, sostenibilidad e hidrógeno mediante actividades de aprendizaje basadas en retos.

Adicionalmente, el proyecto creó cuatro cursos en línea masivos y abiertos (MOOC) acerca de temáticas relacionadas con hidrógeno, almacenamiento energético y sostenibilidad. Todos estos recursos se integraron en el sitio web: https://hidrogenoblanco.udemedellin.edu.co/.

Conclusiones

Está iniciativa permitió demostrar que es posible producir materiales para almacenamiento de hidrógeno utilizando residuos industriales generados en Colombia. La fabricación de más de 1 kg de aleación FeTi a partir de residuos de acero y titanio, junto con capacidades de absorción superiores al 1% en peso de hidrógeno, constituyen una validación experimental de la ruta tecnológica propuesta.

La investigación también mostró que estas soluciones no dependen exclusivamente del material absorbente, pues los avances en diseño de reactores, sistemas de monitoreo, metodologías de escalamiento y herramientas de simulación confirman la necesidad de abordar el almacenamiento como un sistema integrado, donde materiales, ingeniería y operación se desarrollan de manera simultánea.

Desde la perspectiva ambiental, los análisis realizados mostraron que el aprovechamiento de materias primas recicladas puede generar reducciones cercanas al 28% en el potencial de calentamiento global y al 32% en el agotamiento de combustibles fósiles respecto a escenarios basados en materiales vírgenes. Estos resultados aportan evidencia cuantitativa sobre el potencial de la economía circular para reducir impactos asociados al desarrollo de nuevas tecnologías energéticas.

Además, el proyecto permitió identificar oportunidades y retos para futuras etapas de escalamiento. Mientras que existe una disponibilidad estimada de 135.000 toneladas anuales de residuos de acero compatibles con la tecnología, la disponibilidad de titanio grado 4 se limita a cerca de 5 toneladas anuales, aspecto que deberá considerarse en futuros desarrollos industriales.

La experiencia evidenció que el avance de estas tecnologías requiere integrar investigación aplicada, evaluación ambiental, análisis territorial y estrategias de divulgación. Los 27 contenidos edu-comunicativos y herramientas como el Índice de Factibilidad Social complementaron los resultados técnicos.

Más allá de los prototipos y materiales desarrollados, el proyecto aporta información técnica, ambiental y social que puede servir de base para futuras iniciativas de almacenamiento energético, valorización de residuos y aplicaciones industriales del hidrógeno en Colombia.

*Autores: Esteban Correa, Carlos Arrieta, Natalia Gómez, Alejandra Balaguera y John F. López de la Universidad de Medellín; Alejandro Zuleta, Wílber Silva y César Nieto de la Universidad Pontificia Bolivariana; Francisco Bolívar, Félix Echeverría y Doris Ramírez de la Universidad de Antioquia; y Daniel Díaz del Comité Colombiano del WEC.

GLP/Opinión
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Seguridad sí, pero con sostenibilidad: una mirada al nuevo Código de GLP

by Martín Rosas

Una cosa es exigir que una instalación sea inspeccionada antes de entrar en operación o cuando se produzcan modificaciones relevantes. Otra muy distinta es establecer una obligación recurrente de inspección anual.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

La seguridad en la cadena del Gas Licuado de Petróleo —GLP— no admite discusión. Proteger la vida, la integridad de las personas, los bienes y el medio ambiente debe ser una prioridad permanente de las autoridades y, naturalmente, de las empresas que participan en esta actividad.

Precisamente, porque la seguridad es un objetivo superior, la discusión sobre el nuevo Código de Seguridad del GLP no puede limitarse a determinar si las nuevas exigencias son técnicamente convenientes. También es necesario preguntarse quién asumirá sus costos, en qué condiciones, en qué plazos y bajo qué criterios de proporcionalidad y razonabilidad.

Esta es la posición que, como abogado y defensor de las empresas del sector energético, considero necesario poner sobre la mesa: una regulación de seguridad eficaz no debe convertirse, inadvertidamente, en una barrera para la operación, la inversión, la competencia y, en última instancia, para el acceso de los usuarios al servicio.

Uno de los aspectos que merece una discusión más profunda es la periodicidad de las inspecciones de tercera parte.

Una cosa es exigir que una instalación sea inspeccionada antes de entrar en operación o cuando se produzcan modificaciones relevantes. Otra muy distinta es establecer una obligación recurrente de inspección anual, incluso cuando la infraestructura no haya sufrido modificaciones sustanciales.

La inspección periódica puede ser una herramienta adecuada de seguridad. Sin embargo, desde el punto de vista regulatorio, debe analizarse si una periodicidad uniforme resulta razonable para instalaciones con diferentes niveles de riesgo, tamaño, antigüedad, ubicación, características operativas y comportamiento histórico.

Hay otro elemento que no puede perderse de vista y es que el tejido empresarial en Colombia no es homogéneo.

No es lo mismo operar una infraestructura de GLP en una gran ciudad que hacerlo en un municipio apartado, en una zona rural, en un territorio con dificultades de acceso o en una región afectada por condiciones particulares de orden público.

La posibilidad de acudir a una Declaración de Conformidad de Primera Parte en determinados casos demuestra que el propio regulador reconoce una realidad fundamental: una misma exigencia regulatoria no siempre puede aplicarse de manera idéntica a realidades territoriales completamente diferentes.

*Abogado y defensor de las empresas del sector energético.

Opinión
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A propósito de un despropósito

by Martín Rosas

La minería moderna debe ser ambientalmente responsable, socialmente sostenible y rigurosamente regulada. Pero una cosa es exigir que la actividad minera cumpla los más altos estándares y otra muy distinta hacerla prácticamente inviable.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La minería atraviesa una profunda transformación en el mundo. Paradójicamente, cuando los minerales se han convertido en insumos indispensables para la transición energética, la digitalización y las nuevas tecnologías, hay quienes pretenden remar en dirección contraria con la radicación por segunda vez del proyecto de la “Nueva ley minera”, que más bien puede catalogarse como ley anti-minera.

Se aduce que uno de sus ejes centrales es el “fortalecimiento de la soberanía del Estado sobre los recursos del subsuelo”, que está amparada en el artículo 332 de la Carta, como si ella estuviera en entredicho por la actividad minera y no por el copamiento y el control territorial en muchas regiones del país por parte de los grupos armados organizados (GAO).

Llama poderosamente la atención que en la exposición de motivos se menciona 27 veces la palabra “reconversión productiva” y 22 veces la “diversificación”. Ambas expresiones tienen como carga de profundidad el marchitamiento prematuro de la actividad extractiva con la monserga del “extractivismo”, como estigma de la misma.

Se propone también “consolidar el conocimiento geológico como un bien público”, cuando siempre lo ha sido. Como es bien sabido la minería está declarada de utilidad pública e interés social en el artículo 13 de la Ley 685 de 2001 (Código de Minas vigente), de lo cual se sigue que el Estado reconoce la minería como una actividad estratégica para el desarrollo económico y social del país, sin que ello signifique una prevalencia absoluta sobre otros derechos, bienes e intereses consagrados en la Constitución Política, como lo son la autonomía territorial, la protección del medioambiente, así como los derechos fundamentales y colectivos. De aprobarse este proyecto la minería dejaría de serlo con todas sus consecuencias.

La actividad minera en Colombia enfrenta una verdadera carrera de obstáculos, que se tornarán mayores si se llega a aprobar este proyecto.

A los riesgos propios de una industria intensiva en capital, sometida a la incertidumbre geológica y que requiere inversiones de largo plazo, se viene a sumar una creciente maraña de restricciones regulatorias, ambientales, tributarias, territoriales y administrativas que comprometen su competitividad.

Se destacan entre ellas el Decreto 044 de 2024, expedido por el presidente Petro “por el cual se establecen criterios para declarar y delimitar reservas de recursos naturales” hasta por cinco años prorrogables, excluyendo en ellas de manera discrecional la actividad minera por parte del Gobierno nacional, sin contar para ello con las entidades territoriales, lo cual transgrede el principio de la autonomía territorial consagrado en los artículos 1º y 287 de la Constitución Política.

Es el caso también de la creación a su antojo por parte del Gobierno Nacional, a través de resoluciones del Ministerio de Agricultura de las Áreas de Protección para la Producción de Alimentos (APPA) y las Zonas de Protección para la Producción de Alimentos (ZPPA), amparado en el artículo 32 de la Ley 2294 de 2023 (PND). En ellas, como es obvio se excluye toda actividad extractiva, llevándose de calle los derechos adquiridos con arreglo a la ley, que deben ser protegidos.

Y de contera, la Agencia Nacional de Minería (ANM) podría definir por sí y ante sí, con amplia discrecionalidad, cuáles serían las zonas “aptas” para la actividad minera. Tanto esta facultad como el Decreto presidencial y la resolución ministerial de marras, van en contravía de la jurisprudencia de la Corte Constitucional, la cual, después de muchas idas y venidas, emitió una sentencia de unificación (SU-095 de 2018) determinando que las autoridades territoriales no pueden prohibir la explotación del subsuelo, pero tampoco pueden las autoridades nacionales, unilateralmente, autorizar proyectos mineros ignorando las competencias municipales sobre el ordenamiento territorial, los usos del suelo y la protección ambiental.

Se impone, entonces, la necesaria concertación y el acuerdo entre unas y otras, dentro del espíritu de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad previstos en la Constitución Política (artículo 288).

Otra talanquera que se le impuso a la actividad minera fue el establecimiento de un remedo de “distritos mineros”, con fundamento en el artículo 231 de la Ley 2294 de 2023 (PND), delimitados, al igual que las APPA y las ZPPA unilateralmente por parte del Gobierno central. Este esperpento jurídico, en lugar de ordenar y estimular una minería responsable, terminó convirtiéndose en una fuente más de incertidumbre e inseguridad jurídica, superponiéndose a títulos y solicitudes en curso de los mismos. Por fortuna, la decisión del Gobierno De la Espriella es de suprimirlos y con tal fin ya ha sido publicada la Resolución para comentarios que se propone su derogatoria.

Mientras otros países revisan sus legislaciones para atraer capital, estimular la exploración, ofrecer seguridad jurídica y explotar sus recursos minerales, el proyecto presentado ahuyentaría la inversión y provocaría el marchitamiento prematuro de una actividad que Colombia necesita.

Plantear la discusión, con una carga ideológica, como una disyuntiva entre minería y medioambiente es un falso dilema. Colombia necesita proteger sus ecosistemas, desde luego, pero también necesita producir.

La minería moderna debe ser ambientalmente responsable, socialmente sostenible y rigurosamente regulada. Pero una cosa es exigir que la actividad minera cumpla los más altos estándares y otra muy distinta hacerla prácticamente inviable.

El riesgo de este proyecto consiste precisamente en profundizar una paradoja: mientras el mundo compite por atraer capital para explorar y producir los minerales indispensables para la transición energética, Colombia estaría levantando nuevas barreras para aprovechar los suyos.

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

Alternativos/Hidrógeno
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Hidrógeno: una oportunidad de US$20.000 millones

by Martín Rosas

ANDI y Naturgas destacan al hidrógeno y los gases renovables como oportunidades para fortalecer la seguridad energética y dinamizar la inversión en Colombia.

La Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI) y Naturgas realizaron el Foro de Hidrógeno y Gases Renovables, un espacio en el que se analizaron los retos y oportunidades que marcarán el desarrollo del hidrógeno, el biogás y el biometano en Colombia, así como su potencial para contribuir a la seguridad energética, la inversión y el crecimiento económico del país.

Durante la instalación del Foro, Bruce Mac Master, presidente de la ANDI, mostró el contexto internacional marcado por el debilitamiento de las instituciones globales, la polarización, los puntos críticos de la geopolítica, la seguridad energética, la irrupción de la inteligencia artificial y la crisis demográfica, entre otros factores que están transformando las condiciones económicas y sociales a nivel mundial.

En este contexto, destacó que el país enfrenta un shock energético que hace necesario tomar decisiones estratégicas para avanzar hacia una mayor autonomía energética y reducir sus vulnerabilidades.

“Colombia enfrenta hoy una situación nueva, distinta y compleja, que exige no solo comprender el escenario, sino tomar decisiones estratégicas. Una de ellas es avanzar hacia una mayor autonomía energética y evitar que el país profundice sus vulnerabilidades en este frente”, puntualizó Mac Master.

El presidente de la ANDI también hizo énfasis en la necesidad de reactivar la economía con tasas de crecimiento entre 4 % y 5 %, como condición para enfrentar los problemas estructurales del país. En ese sentido, la Asociación identificó cinco sectores con capacidad para jalonar la actividad económica: construcción, infraestructura, agroindustria, industria y minero-energético.

“Con el nuevo Gobierno ha surgido una gran oportunidad para dinamizar la inversión y generar nuevas condiciones de confianza que permitan aumentar la actividad económica”, aseguró Mac Master.

El sector minero-energético podría consolidarse como uno de los principales motores de la economía y puede llegar a representar el 6,6 % del PIB.

En particular, Mac Master destacó el potencial que tiene Colombia en materia de hidrógeno. De acuerdo con la identificación realizada por la ANDI, actualmente existen 72 proyectos anunciados, que representan una oportunidad de inversión superior a US$20.000 millones y que, además, pueden generar encadenamientos productivos en sectores como la industria de fertilizantes, la movilidad pesada y las refinerías, entre otros.

El desarrollo de estas iniciativas representa una oportunidad para atraer inversión, generar empleo, fortalecer capacidades productivas y avanzar en la construcción de una matriz energética más diversificada y resiliente.

En materia de biogás, el análisis identifica a Valle del Cauca, Antioquia y Cundinamarca como las regiones con mayor potencial para el desarrollo de este energético, a partir de sus capacidades productivas y disponibilidad de biomasa.

Para Mac Master, Colombia cuenta con importantes recursos y oportunidades, pero el desafío está en lograr que ese potencial se traduzca en proyectos concretos.

“A Colombia no le faltan recursos; lo que falta es ejecución y ponernos de acuerdo sobre las normas y las condiciones que permitan poner esos recursos al servicio del bienestar de la gente, del crecimiento del país y de garantizar seguridad energética”, concluyó.

Por su parte, Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas, destacó que la seguridad energética debe estar en el centro de las decisiones del país y llamó a aprovechar responsablemente los recursos naturales disponibles.

“La seguridad energética pasa por aprovechar responsablemente los recursos naturales con los que cuenta Colombia para garantizar una energía confiable, segura y suficiente, y así impulsar el crecimiento y el desarrollo del país”.

Murgas también resaltó que la transición energética debe entenderse desde una perspectiva amplia, en la que puedan coexistir diferentes fuentes y tecnologías.

“La transición energética no excluye ninguna fuente ni tecnología. Las cifras muestran la magnitud de la oportunidad que tenemos. Hoy, el hidrógeno de bajas emisiones representa el 9 % de la producción mundial. El desafío es convencer al mundo de que el hidrógeno puede utilizarse a gran escala y, al mismo tiempo, avanzar para producirlo de manera más competitiva”, finalizó la dirigente gremial.

Industria
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En Cartagena se discutirá el futuro de los servicios públicos en Colombia

by Martín Rosas

La agenda incluye diálogos con el nuevo Gobierno nacional, congresistas, organismos de control, gobernadores y alcaldes, además de espacios especializados en energía, agua, aseo, ambiente y TIC, y la entrega del 21° Premio Andesco a la Sostenibilidad.

El Congreso de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) llega a su edición número 28 bajo el lema Construyendo Futuro.

Del 23 al 25 de septiembre, Cartagena reunirá a autoridades del Gobierno nacional, empresarios, reguladores, académicos, constitucionalistas, congresistas, medios de comunicación, organismos de control y cooperación internacional, para dialogar sobre los retos y las oportunidades del sector.

En esta versión, la Unión Europea será invitada de honor, con la participación de embajadores de Alemania, Dinamarca, Finlandia, Francia y Suecia, además de representantes de la Comisión Europea, quienes compartirán su visión sobre transición energética, economía circular, biogás y el futuro digital del sector desde la experiencia europea.

“Este Congreso llega en un momento de nuevos aires para Colombia. Con el cambio de Gobierno, el país tiene la oportunidad de construir, desde el diálogo, las soluciones que el sector de servicios públicos necesita para seguir siendo el nivelador social por excelencia. Desde Andesco convocamos a construir juntos ese futuro, con la certeza de que la unión entre el sector público y privado es la mejor ruta para enfrentar los retos que vienen”, señaló Camilo Sánchez Ortega, presidente de Andesco.

La agenda académica contempla más de 90 speakers nacionales e internacionales, diálogos sectoriales especializados en energía eléctrica, gas natural, agua potable, saneamiento básico, gestión de residuos, medio ambiente y TIC, así como páneles con el nuevo Gobierno nacional, el Procurador General, el Contralor General, la Superintendencia de Servicios Públicos, gobernadores, alcaldes y congresistas.

También se realizará el panel sobre el modelo de prestación de los servicios públicos desde la perspectiva constitucional, y la entrega del 21° Premio Andesco a la Sostenibilidad.

La programación del encuentro más importante del sector de los servicios públicos en Colombia incluye además la tradicional Carrera 5K en las playas de Cartagena.

Industria
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Grupo Gilinski toma control de Geopark y aterriza en Venezuela

by Martín Rosas

El Grupo Gilinski se convierte en el accionista controlante de Geopark, al tiempo que adquiere activos petroleros en Venezuela.

GeoPark anunció su entrada estratégica en Venezuela a través del bloque Bare, un activo productor de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.

Bare tiene un largo historial operacional, con producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente, anunció la Compañía.

GeoPark considera que el redesarrollo de Bare puede contribuir a la reactivación del sector energético de Venezuela y a esfuerzos más amplios de reconstrucción económica. Mediante una mayor inversión, la aceleración de la producción, la rehabilitación de infraestructura y el crecimiento de las reservas de largo plazo, la Compañía apuesta por el largo plazo en Venezuela.

La oportunidad de Bare fue liderada por el Grupo Gilinski, que aseguró un marco contractual de 25 años mediante un Contrato de Participación Productiva (“CPP”) con PDVSA.

La transacción se financió con acciones de GeoPark para preservar su solidez financiera y su posición de caja, con lo cual el Grupo Gilinski toma el control de GeoPark con una participación de entre el 56,3% y el 58,4%, al tiempo que le permite ingresar al mercado venezolano.

Entrada estratégica a un activo emblemático

De acuerdo con la Compañía, la oportunidad de Bare representa un paso transformacional en la estrategia regional de largo plazo de GeoPark, junto con sus posiciones clave en Colombia y Argentina, al ofrecer una exposición temprana a Venezuela en un momento de renovado impulso del sector petrolero en ese país.

Se espera que la incorporación de Bare y la mayor producción de Vaca Muerta en Argentina incrementen la producción de GeoPark a entre 75 y 85 kboepd para 2030, aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales de producción.

Los principales atributos del activo incluyen:

  • Aproximadamente 15,7 mil millones de barriles de petróleo original in situ (“OOIP”).
  • Más de 700 millones de barriles de producción histórica acumulada, que alcanzó niveles superiores a 100.000 bopd.
  • Aproximadamente 1.100 pozos existentes.
  • Producción bruta actual de aproximadamente 11.000 bopd, con un potencial máximo de 85.000–95.000 bopd.
  • Más de 10 años de producción potencial en plateau de 55.000–62.000 bopd netos para GeoPark.
  • El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP contempla una producción neta acumulada de aproximadamente 400 millones de barriles para GeoPark, incrementando el factor de recobro del campo de 4–5% a un rango de 8–9%, con un importante potencial de producción remanente aún por capturar.

El inventario de pozos existente y la infraestructura instalada del activo, junto con el amplio conocimiento de yacimientos de GeoPark, proporcionan la base para un enfoque de redesarrollo por fases.

GeoPark tiene acceso a aproximadamente US$700 millones de liquidez y a fuentes de financiamiento comprometidas o negociadas, incluidos aproximadamente US$310 millones de efectivo disponible, lo que proporciona una base sólida para respaldar el desarrollo progresivo y el perfil de inversión de la oportunidad de Bare, junto con las actividades de crecimiento en curso en Colombia y Vaca Muerta.

GeoPark considera que la oportunidad en Venezuela complementa su estrategia regional de largo plazo al añadir reservas de gran escala y larga duración, crecimiento significativo de la producción y mayor generación de EBITDA, a sus plataformas existentes en Colombia y Argentina.

Opinión
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Recobro mejorado: una victoria temprana

by Martín Rosas

La realidad energética colombiana exige decisiones rápidas, ambiciosas y, sobre todo, técnicas.

Por: JUAN ESPINAL*

Ante la pérdida de autosuficiencia en gas natural y la disminución de las reservas de hidrocarburos, Colombia tiene una alternativa que puede generar resultados en menor tiempo: acelerar la incorporación de reservas y aumentar la producción mediante proyectos de recobro mejorado (EOR) en campos que ya conocemos.

Al cierre de 2025, según las cifras del Informe de Recursos y Reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia contaba con 2.020 millones de barriles de reservas probadas de petróleo, equivalentes a 7,4 años de producción. En gas natural, las reservas probadas ascendían a 1.717 gigapiés cúbicos, con una vida media de apenas 5,9 años.

La discusión sectorial y la propuesta del nuevo Gobierno han planteado la meta de llevar la producción de hidrocarburos a aproximadamente 1,3 millones de barriles diarios, frente a una producción actual cercana a los 732.000 barriles por día.

Debemos recuperar la exploración, desarrollar los descubrimientos existentes, facilitar la asignación de nuevas áreas, aumentar la producción de gas y evaluar responsablemente todas las tecnologías disponibles. Ahí aparece una victoria temprana: el recobro mejorado.

Su principal ventaja estratégica es que no parte de cero. Estos proyectos se desarrollan en yacimientos ya conocidos y, generalmente, en campos donde existen pozos, infraestructura, facilidades de producción, información geológica, operadores y años de experiencia sobre el comportamiento del subsuelo.

Esto no significa saltarse las obligaciones contractuales, ambientales, sociales o étnicas, ni garantiza automáticamente la incorporación de nuevas reservas.

Pero podemos reducir considerablemente el tiempo entre identificar una oportunidad y obtener producción adicional, siempre que cada proyecto demuestre su viabilidad técnica, económica, ambiental y operacional.

¿Cómo funciona?

El petróleo original en sitio, conocido técnicamente como OOIP, corresponde al volumen de petróleo que originalmente se encuentra dentro de un yacimiento. En una primera etapa se aprovecha la propia energía de la formación para llevar los hidrocarburos hasta la superficie, posteriormente pueden utilizarse mecanismos como la inyección de agua o gas para mantener la presión y desplazar más petróleo hacia los pozos productores, pero incluso después de estos procesos queda una enorme cantidad de petróleo atrapada en la roca.

Acá entra el recobro mejorado. Mediante diferentes tecnologías se modifican las condiciones de interacción entre la roca y los fluidos del yacimiento para movilizar hidrocarburos que los métodos convencionales no lograron recuperar.

En términos sencillos, y muy de nuestra tierra, se trata de “raspar la olla”, aprovechar mejor un recurso que ya encontramos, conocemos y estamos produciendo, pero del cual todavía estamos dejando una enorme cantidad en el subsuelo.

Aumentar el factor de recobro en nuestros campos maduros puede significar nuevos barriles incorporados a las reservas, mayor producción, más regalías, más impuestos, más empleo y una mayor seguridad energética para Colombia, sin tener que comenzar siempre desde cero.

Debemos construir una ruta que permita evaluar y decidir sobre los proyectos EOR con mayor agilidad, basada en información técnica, responsabilidades claramente definidas y términos razonables para las autoridades competentes.

El recobro mejorado no es una solución mágica. Tampoco sustituye la exploración, los nuevos contratos, el desarrollo de descubrimientos ni la discusión que Colombia debe dar sobre los yacimientos no convencionales.

Se trata de una decisión de eficiencia y soberanía, producir mejor donde ya conocemos el subsuelo, utilizando información, ciencia, tecnología, pilotos rigurosos y decisiones administrativas oportunas.

*Senador de la República por el Centro Democrático.

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Pueden los hidrocarburos ser la base para reconstruir el país

by Martín Rosas

Un estudio realizado por el CREE y presentado por el Comité Intergremial de Petróleo y Gas, evidencia que las decisiones que Colombia tome hoy sobre exploración y producción definirán su seguridad energética, sus ingresos fiscales y su capacidad de financiar prioridades sociales en las próximas décadas.

Luego del desastre del gobierno Petro y la tragedia del terremoto, Colombia tiene por delante enormes desafíos. Necesita reconstruir las regiones afectadas, recuperar el crecimiento económico, generar empleo, reducir la pobreza, fortalecer las finanzas públicas y, al mismo tiempo, asegurar la energía que necesitan los hogares, los comercios y las industrias.

Cada uno de esos retos exige recursos, inversión y capacidad de ejecución. Y el sector de hidrocarburos considera que puede ser la palanca principal para recuperar al país.

Esta es, tal vez, la principal conclusión del estudio “Futuro de los hidrocarburos en Colombia: una mirada cuantitativa”, elaborado por el Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) y RGL Consultor, cuyos resultados fueron presentados por el Comité Intergremial de Petróleo y Gas, integrado por ACGGP, ACIEM, ACIPET, ACP, CAMPETROL y NATURGAS.

El análisis pone en el centro las necesidades de Colombia y evalúa cómo las decisiones que se tomen hoy sobre exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos pueden determinar no solo la seguridad energética de Colombia y la solidez de las finanzas públicas, sino también la capacidad del país para movilizar recursos hacia dos prioridades fundamentales: la reconstrucción de las regiones afectadas por el terremoto y la reducción de la pobreza.

El estudio plantea cuatro escenarios que no son pronósticos, sino trayectorias posibles. Entre ellos “Coexistencia”, que muestra que Colombia puede mantener una industria de hidrocarburos dinámica (con un papel especialmente relevante del gas natural y los proyectos costa afuera) mientras avanzan las energías renovables, el almacenamiento, la electrificación y el hidrógeno.

La conclusión es clara: el país no tiene que escoger entre transición energética, seguridad energética y desarrollo; puede avanzar en los tres objetivos de manera complementaria apalancado en el sector de hidrocarburos.

“Estamos convencidos de que recuperar la autosuficiencia energética es recuperar oportunidades para Colombia: para su industria, sus regiones y sus ciudadanos. Significa incorporar nuevas reservas, incrementar la producción de petróleo y gas y fortalecer toda la cadena de valor que hace posible el desarrollo de los hidrocarburos. Cada proyecto, cada pozo y cada barril adicional moviliza equipos, tecnología, transporte, mantenimiento, servicios especializados y talento, generando empleo de calidad, dinamizando las economías regionales, fortaleciendo la industria nacional y aumentando los ingresos de la Nación y las regalías para los territorios”, dijo Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Recursos para la reconstrucción y el desarrollo

Y es que el aporte de los hidrocarburos trasciende la producción de energía. Su contribución a las exportaciones, la inversión, el empleo y los encadenamientos productivos convierte al sector en una fuente relevante de recursos para la Nación y las regiones.

El análisis fiscal elaborado en el estudio muestra la magnitud de lo que está en juego. Al sumar regalías, impuesto de renta y dividendos de Ecopetrol, el valor presente del aporte fiscal entre 2025 y 2050 alcanzaría $695 billones en el escenario de mayor oferta, $276 billones en el escenario de “Coexistencia”, $207 billones en el escenario de “Pérdida de autosuficiencia”, y $162 billones en el de “Transición Rápida”. Entre los escenarios extremos existe una diferencia de $533 billones.

El estudio muestra que, dependiendo de la trayectoria que siga el sector, los recursos disponibles para atender prioridades sociales podrían ser hasta ocho veces mayores en los escenarios extremos. Las decisiones que Colombia tome hoy en materia energética pueden ampliar o reducir significativamente los recursos con los que contará en el futuro para responder a las necesidades sociales del país.

“Desarrollar el potencial que tiene Colombia en petróleo y gas podría multiplicar por ocho los recursos disponibles para financiar inversión social. Por eso, desde el sector proponemos una Agenda de Crecimiento para Colombia que priorice la reactivación de la exploración, el desarrollo de nueva oferta local, y las condiciones que permitan atraer y mantener la inversión. Así podremos garantizar la seguridad energética, contribuir a la estabilidad fiscal y generar los recursos que el país necesita para avanzar en su reconstrucción y desarrollo”, indicó Frank Pearl, presidente de la ACP.

Los dirigentes pusieron el caso de Argentina, que se encontraba hace diez años en una situación aún peor que la de Colombia, con importaciones de gas superiores a los 8.000 millones de dólares anuales y una economía al borde del default; pero hoy, gracias a los recursos shale de Vaca Muerta, sanearon las finanzas públicas y exportan gas por valor 8.000 millones de dólares   

Gas natural: producir más para reducir la dependencia

El gas natural representa el reto energético inmediato del país por su importancia para los hogares, la industria, el comercio y el respaldo de la generación eléctrica.

En el escenario “Pérdida de autosuficiencia”, el estudio muestra que las importaciones podrían llegar al 65 % de la demanda de gas en 2035 y alrededor del 98 % hacia 2045.

Recordemos que durante el gobierno Petro no se firmaron nuevos contratos de exploración ni producción y la autosuficiencia en gas se perdió en diciembre de 2024, al punto que hoy el país importa el 35% de la demanda.

Así, las importaciones seguirán siendo una herramienta necesaria para complementar el abastecimiento, pero no deberían convertirse en sustituto estructural del desarrollo de los recursos nacionales. El reto es construir un portafolio de oferta que combine producción local, infraestructura e importaciones, con visión de largo plazo.

“Con las decisiones adecuadas, el sector de hidrocarburos puede alcanzar un valor agregado cercano a los $105 billones y generar inversión, regalías, impuestos y recursos fundamentales para el desarrollo del país. Aprovechar responsablemente nuestros recursos mientras avanzamos en la transición energética nos permite fortalecer la seguridad energética y, al mismo tiempo, ampliar la capacidad de Colombia para financiar sus prioridades sociales y generar oportunidades en las regiones”, explicó Luz Stella Murgas, presidenta de NATURGAS

El futuro energético se decide hoy

El estudio identifica una ventana crítica entre 2029 y 2032. Las reservas probadas actuales se vuelven marginales hacia 2035 y la trayectoria posterior dependerá de la capacidad de convertir oportunamente recursos contingentes, prospectivos y descubrimientos costa afuera en nuevas reservas y producción. Esto significa que los proyectos que sostendrán la oferta de la próxima década requieren decisiones, inversión y ejecución desde ahora.

La diferencia entre escenarios es significativa. Para 2040, la brecha de producción puede alcanzar 915.000 barriles diarios de petróleo y 2.834 millones de pies cúbicos diarios de gas. Retrasar la entrada de proyectos no necesariamente desplaza la misma producción hacia el futuro: parte de esa oportunidad productiva puede perderse de manera permanente.

El estudio evidencia que el principal desafío no es únicamente geológico. Colombia necesita condiciones que permitan transformar sus recursos en reservas y producción: reglas claras y estables, señales competitivas para la inversión, licenciamiento ambiental eficiente y riguroso, seguridad en los territorios, infraestructura, coordinación institucional y prevención y gestión oportuna de la conflictividad social.

La agenda de acción plantea reactivar la exploración y los contratos de exploración y producción (E&P); recuperar señales de inversión y estabilidad fiscal; asegurar la entrada oportuna de los proyectos de gas natural onshore y costa afuera; avanzar, con rigor técnico, en el desarrollo de yacimientos no convencionales; y fortalecer la gestión territorial, el orden público y la legitimidad social.

El de hidrocarburos es un sector sobre diagnósticado, el nuevo estudio del CREE plantea una hoja de ruta con cuatro escenarios. El balón está ahora en la cancha del gobierno.

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EPM entrega infraestructura eléctrica en Cundinamarca

by Martín Rosas

El pasado 30 de agosto, EPM puso en operación el proyecto asociado a la Convocatoria UPME 03-2023 en la Subestación Nueva Esperanza, ubicada en el municipio de Soacha, Cundinamarca.

La infraestructura estratégica fortalece la confiabilidad y la capacidad del sistema eléctrico que abastece el centro-oriente de Colombia: Cundinamarca, Guaviare y Meta.

La obra, adjudicada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), habilita la conexión de un segundo banco de autotransformadores de 450 MVA, con capacidad para mejorar las condiciones de confiabilidad y respaldo para aproximadamente 4 millones de habitantes. Así, incrementa la capacidad de transformación en uno de los puntos de intercambio de energía más importantes del centro del país.

La puesta en operación del proyecto representa un aporte para la seguridad energética nacional. Colombia enfrenta un severo fenómeno de El Niño, mientras diversas obras del sector energético avanzan con dificultades en sus cronogramas. En este contexto, disponer de infraestructura de transmisión es fundamental para garantizar la confiabilidad del sistema.

La seguridad energética no depende únicamente de incorporar nueva generación. También requiere redes de transmisión y transformación robustas que permitan transportar la energía allí donde se necesita, con mayores niveles de flexibilidad y respaldo para atender el crecimiento de la demanda y responder ante eventuales contingencias.

Atender el crecimiento de la demanda

A través de una convocatoria anterior de la UPME, la Subestación Nueva Esperanza fue construida principalmente por EPM y opera desde 2017, junto con las líneas de transmisión de 230 kV y 500 kV asociadas. Esta infraestructura es fundamental para abastecer el sur de Bogotá y los municipios del centro-oriente del país.

La subestación aporta actualmente al Sistema de Transmisión Nacional y, con la entrada en operación de este cuarto diámetro, se fortalece además la capacidad de transformación requerida para apoyar el Sistema de Transmisión Regional.

La ampliación forma parte del Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2020-2034 del Ministerio de Minas y Energía, hoja de ruta de la infraestructura eléctrica colombiana.

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Pacto petrolero: ¿Regresa la Venezuela saudita?

by Martín Rosas

Venezuela y Estados Unidos sellaron un pacto petrolero por 25 años: 65.000 millones de barriles de reservas y una meta de producción de 1,5 millones de barriles diarios.

Luego de 25 años del desastre castro-chavista que destruyó el país y llevó a la ruina al sector petrolero, Caracas y Washington firmaron un acuerdo que abre una nueva etapa en la relación energética.

El gobierno de Delcy Rodríguez asegura que Venezuela conservará la propiedad de sus recursos, mientras Estados Unidos aportará capital, tecnología y capacidad operativa para recuperar la industria petrolera.

Venezuela y Estados Unidos dieron un giro en su relación energética con un acuerdo petrolero que tendrá una vigencia de 25 años y contempla el desarrollo de 17 campos estratégicos y una meta de producción superior a 1,5 millones de barriles diarios.

El anuncio fue confirmado por la presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, quien presentó el pacto como un mecanismo para recuperar la industria petrolera del país y transformar sus reservas en ingresos para el Estado.

El acuerdo involucra campos con un potencial de 65.000 millones de barriles de petróleo, cifra equivalente a cerca del 22% de las reservas venezolanas, las mayores reservas probadas de crudo del mundo. El pacto convierte a Estados Unidos en un actor central en la explotación de una parte de esos recursos.

Una inversión para recuperar la producción

El objetivo inmediato es elevar la producción petrolera mediante inversiones, tecnología y recuperación de infraestructura. Rodríguez señaló que Venezuela aporta sus reservas, su industria y la experiencia de sus trabajadores, mientras Estados Unidos aporta el capital y la capacidad tecnológica necesarios para desarrollar los activos.

El acuerdo contempla ocho bloques nuevos o “greenfields” en la Faja Petrolífera del Orinoco, una zona de más de 55.000 kilómetros cuadrados. Estos proyectos tendrán una regalía mínima de 16% y una tasa de impuesto sobre la renta de 34%, según los términos expuestos por Rodríguez.

La presidenta encargada calculó que, con un precio de referencia de US$65 por barril, el Estado venezolano podría recibir US$209.335 millones durante la vigencia del convenio. Según su explicación, cerca de US$19 por cada barril producido y vendido ingresarían directamente al país.

La magnitud de la cifra contrasta con la situación actual de la industria venezolana. La agencia Reuters reportó que el país produce alrededor de 1,25 millones de barriles diarios, pese a contar con las mayores reservas probadas de crudo del planeta. El deterioro de la infraestructura, la falta de inversión y las sanciones han limitado la capacidad productiva.

Recordemos que al momento de la llegada de Chávez al poder, Venezuela producía 3,5 millones de barriles diarios.

¿25 años o 100 años?

Uno de los puntos que generó mayor confusión tras el anuncio inicial fue la duración del acuerdo.

Tras el anuncio del pacto, circularon versiones sobre contratos con una duración de hasta 100 años. Sin embargo, Rodríguez afirmó que el convenio binacional tendrá una vigencia de 25 años.

La diferencia surge de otra estructura contemplada en el acuerdo. Un funcionario estadounidense citado por medios internacionales señaló que podría existir una empresa conjunta privada con una concesión de hasta 100 años, mientras que el acuerdo binacional anunciado por Caracas tiene una duración de 25 años.

Ese elemento mantiene abierta una de las principales interrogantes del pacto: cómo quedará estructurada la participación de las empresas privadas y qué derechos tendrán sobre los campos y la producción durante el periodo de operación.

Estados Unidos toma posición sobre una parte del crudo venezolano

Desde Washington, el acuerdo fue presentado como una oportunidad para ampliar el suministro petrolero estadounidense. El presidente Donald Trump aseguró que el convenio permitirá aumentar la disponibilidad de crudo y contribuir a reducir los precios de los combustibles en el largo plazo.

La administración estadounidense también busca utilizar parte del petróleo venezolano para fortalecer sus reservas estratégicas. Trump anunció que el crudo adquirido bajo el nuevo esquema será utilizado para reponer la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, que se encuentra en uno de sus niveles más bajos en décadas.

Para Venezuela, el beneficio esperado está en otra dimensión: recuperar producción, atraer capital, aumentar los ingresos fiscales y reconstruir una industria que perdió capacidad durante años de crisis.

Rodríguez también anunció que el acuerdo podrá complementarse con nuevos negocios con compañías internacionales, además de Exxon, con Chevron, Repsol, Eni, Shell y BP, con el propósito de ampliar la inversión y la producción.

El debate sobre la soberanía

El acuerdo también abrió un debate político y jurídico sobre el control de los recursos venezolanos.

Rodríguez insistió en que Venezuela conserva la propiedad y la soberanía sobre sus reservas. Su argumento es que el país necesita capital y tecnología para convertir sus recursos bajo tierra en producción, empleo e ingresos.

La posición contrasta con las críticas surgidas tras el anuncio inicial, debido a la falta de información pública sobre algunos términos del pacto y al papel que tendrá Estados Unidos en la explotación de los campos. Algunas versiones señalan que una empresa conjunta podría quedar bajo control mayoritario estadounidense.

Más allá de las diferencias sobre la estructura contractual, el acuerdo marca un cambio de fondo en la política energética venezolana: Washington pasa de aplicar presión y sanciones sobre Caracas a convertirse en socio de la recuperación de su industria petrolera.

El resultado dependerá de la capacidad para movilizar las inversiones anunciadas, recuperar infraestructura, aumentar la producción y convertir una parte de las mayores reservas petroleras del mundo en ingresos efectivos.

Por ahora, las cifras del pacto muestran su dimensión: 25 años de vigencia, 17 campos estratégicos, 65.000 millones de barriles de potencial, más de 1,5 millones de barriles diarios de producción objetivo y más de US$209.000 millones de ingresos proyectados para Venezuela.

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