Autor: Martín Rosas

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Alianza entre Colgas y Mibanco impulsa la inclusión financiera

by Martín Rosas

Cerca de 12.000 microempresarios del ecosistema de Colgas podrán acceder a créditos de capital de trabajo, activos fijos y remodelación. La iniciativa busca mitigar la dependencia de esquemas informales de alto costo y fortalecer la sostenibilidad de la economía popular.

Cerca de 12.000 microempresarios vinculados a Colgas como clientes podrán acceder por primera vez a crédito formal, gracias a una alianza con Mibanco que usa su historial comercial, no su score bancario, como criterio de elegibilidad.

La unión entre la empresa y la entidad financiera especializada en inclusión representa un modelo innovador en el sector: Colgas actúa como puente de confianza y validador de riesgo frente al sistema financiero formal.

El modelo opera sobre una lógica distinta a la banca tradicional: en lugar de exigir historial crediticio formal, Mibanco aprovecha la relación comercial preexistente entre Colgas y sus distribuidores para evaluar la capacidad de pago real de cada negocio.

El comportamiento de compra, la frecuencia de abastecimiento y la trayectoria dentro de los programas insignias de la compañía, son los criterios para una evaluación integral que complementa el score bancario convencional. Es precisamente este puente territorial el que permite llegar a emprendedores que el sistema financiero formal históricamente ha ignorado.

Cabe destacar que solo en 2025 Colgas movilizó recursos de financiación directa, consolidó un modelo de pagos a proveedores en plazos promedio de 7 días y apoyó a más de 1.190 emprendedores, construyendo así la base de datos de comportamiento que hoy respalda la alianza.

El contexto en el que opera esta alianza no es menor: en Colombia, el denominado “gota a gota”, un esquema de préstamo informal con tasas que pueden superar el 300% efectivo anual sigue siendo la fuente de financiación más accesible para miles de microempresarios que no cuentan con historial bancario.

Este mecanismo, frecuentemente vinculado a estructuras delictivas y de extorsión, no solo descapitaliza los negocios, sino que los somete a ciclos de deuda de los que es muy difícil salir: los pagos diarios o semanales asfixian el flujo de caja, y el incumplimiento puede derivar en amenazas o violencia directa.

La alianza entre Colgas y Mibanco apunta directamente a romper ese círculo, ofreciendo crédito formal a tasas reguladas, plazos ajustados a la realidad del negocio y sin las consecuencias sociales y de seguridad que conlleva este tipo de financiamiento.

A través de esta sinergia, Colgas articula su presencia territorial para canalizar el portafolio de Mibanco, entidad líder en inclusión financiera que atiende a más de 180.000 clientes en el país, con una cartera cercana a los $2,5 billones. La oferta está diseñada para adaptarse a la realidad operativa de los microempresarios, facilitando productos que se ajustan a sus ciclos de caja.

Como parte del acuerdo, cerca de 12.000 microempresarios del programa “Parceros” a nivel nacional tendrán acceso a líneas especializadas, incluyendo financiación de capital de trabajo, créditos ágiles de bajo monto y programas exclusivos para mujeres emprendedoras.

«En Mibanco estamos convencidos de que la inclusión financiera es el motor más potente para transformar la vida de las familias colombianas. Esta alianza con Colgas nos permite llegar directamente al corazón de la economía popular, ofreciendo no solo financiación, sino una oportunidad real de progreso. Nuestro compromiso es brindar herramientas que permitan a los microempresarios fortalecer sus negocios, alejarse de esquemas de financiamiento riesgosos como préstamos informales y consolidar un crecimiento sostenible», afirmó María del Mar Ceballos, vicepresidente de Mercadeo de Mibanco.

Además del componente crediticio, el proyecto integra programas de capacitación y formación mediante herramientas digitales como Franco Mibanco con quien solo en 2025 llegaron a más de 150.000 colombianos, acompañando así a Colgas en todas las zonas del país. Esta visión integral busca profesionalizar la gestión de los pequeños negocios, reducir los costos operativos derivados de la informalidad y dinamizar el tejido empresarial en todas las zonas donde Colgas tiene operación.

“El acceso a crédito es un factor clave para que los pequeños negocios puedan invertir, formalizarse y crecer. Esta alianza conecta energía, financiación y acompañamiento como herramientas para fortalecer el emprendimiento y dinamizar la economía popular”, señaló Luis Felipe Ocampo, gerente Legal y de Asuntos Corporativos de Colgas.

Industria
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El Grupo Energía Bogotá cerró 2025 con resultados históricos

by Martín Rosas

La compañía reportó ingresos totales por $8,0 billones y un EBITDA ajustado récord de $5,9 billones, creciendo 16%, impulsado por dividendos de inversiones de transmisión de energía en Brasil.

La utilidad neta del Grupo Energía Bogotá (GEB) alcanzó $3,4 billones, destacando la recuperación de Enel Colombia después de un año en el que el Fenómeno de El Niño tuvo un impacto significativo.

“El 2025 confirma que nuestra estructura y estrategia de largo plazo en infraestructura energética están dando resultados. Con cifras récord de ingresos y EBITDA, seguimos fortaleciendo un portafolio sólido que garantiza seguridad energética, genera valor para nuestros accionistas y, al mismo tiempo, mejora la vida de las comunidades y regiones donde operamos”, afirmó Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB.

Durante 2025, la compañía pagó un total de $2,2 billones en dividendos a más de 21.000 accionistas. Las inversiones alcanzaron USD 515 millones, un crecimiento del 9% frente al año anterior, mientras la proyección de CAPEX orgánico a cinco años se actualizó a USD 1.396 millones, liderada por Transmisión de Energía.

Por su parte, la utilidad operacional alcanzó $1,1 billones, 67% superior al cuarto trimestre de 2024, impulsada además por la venta de activos inmobiliarios no productivos por $231.000 millones.
Adicionalmente, el 22 de octubre de 2025 se realizó una emisión de bonos internacionales por USD 500 millones, a 10 años y cupón de 5,75%, para financiar parcialmente el plan de inversiones 2023–2027.

“Durante el año fortalecimos nuestra posición financiera con mayor generación de caja y una gestión eficiente de la deuda. Esto respalda la solidez del Grupo y nuestra capacidad para ejecutar el plan de inversiones y continuar expandiendo la infraestructura energética en la región”, señaló Jorge Tabares, vicepresidente Financiero del GEB.

Infraestructura y desarrollo regional

El GEB avanzó en proyectos clave que refuerzan la confiabilidad del suministro y generan impactos positivos en las comunidades. Se pusieron en operación el Tramo III del Refuerzo Suroccidental (Alférez–San Marcos) y la línea Río Córdoba–Bonda, fortaleciendo los sistemas eléctricos del Valle del Cauca y Magdalena, respectivamente, y beneficiando a más de 28.000 personas.

En generación, Enel Colombia incrementó su aporte propio y energizó el Parque Solar Guayepo III, con capacidad de 266 MWp, consolidando el mayor hub fotovoltaico del país. La modernización de la red en Bogotá y Cundinamarca, bajo el Plan de Expansión 2030, implicó inversiones por $1,3 billones, elevando confiabilidad y habilitando proyectos de movilidad eléctrica masiva.

Vidas con energía sostenible y competitiva

El impacto social del Grupo Energía Bogotá se consolidó en 2025 con inversiones por más de $70.000 millones, beneficiando a más de 400.000 personas. Estas inversiones incluyen proyectos que generan desarrollo tangible, desde el suministro confiable de energía hasta el impulso a la conectividad, la movilidad eléctrica y la conservación ambiental.

A través de obras por impuestos, se aprobaron $62.000 millones destinados a comunidades energéticas, conectividad, cultura y conservación ambiental, integrando eficiencia fiscal con impacto social medible. En gasificación rural, TGI conectó a más de 4.300 personas. La inversión ambiental superó $45.000 millones.

En resumen, los resultados financieros récord del Grupo, ingresos, EBITDA e inversiones estratégicas, se traducen en transformación social y económica, consolidando un modelo de energía sostenible, responsable y con impacto directo en las comunidades.

Industria
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En la Bolsa Mercantil transarán contratos de energía de largo plazo

by Martín Rosas

Colombia cuenta con un nuevo instrumento regulado para la contratación mayorista de energía eléctrica. El mecanismo, que se realizará a través de la Bolsa Mercantil, cumple los principios y requisitos regulatorios definidos por la CREG para la formación de precios eficientes.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 101-100 de 2026, mediante la cual adopta el Mecanismo de Comercialización de Energía (MCE) propuesto por Conexión Energética, y define las condiciones bajo las cuales los precios resultantes podrán trasladarse a la tarifa de los usuarios regulados.

Conexión Energética es la filial del Grupo Bolsa Mercantil especializada en el diseño, promoción y administración de mecanismos de negociación de energía que impulsan mercados más eficientes, competitivos y transparentes en Colombia.

La decisión del regulador incorpora al mercado un esquema que cumple los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad exigidos en la reglamentación, fortaleciendo la competencia y la protección del usuario.

El mecanismo incorpora el anonimato de los participantes, la estandarización contractual y un sistema uniforme de garantías que amplía el acceso a la contratación y ofrece condiciones equilibradas para los comercializadores de todos los tamaños.

Además, promueve un entorno de contratación transparente y competitivo entre agentes, con reglas claras y homogéneas.  

Al incentivar la participación general de los agentes del mercado eléctrico en la celebración de contratos de largo plazo, el mecanismo de Conexión Energética disminuye la necesidad de acudir al mercado diario —cuyos precios son altamente sensibles a la hidrología, la disponibilidad del sistema y eventos climáticos—, reduciendo la exposición a variaciones abruptas y contribuyendo a tarifas más estables y predecibles para hogares, pequeños comercios y microempresas.

“Con esta aprobación, Colombia incorpora una solución institucional que fortalece la arquitectura del mercado eléctrico. Desde nuestra filial Conexión Energética, hemos trabajado en conjunto con agentes, gremios y autoridades para diseñar un mecanismo que promueve la competencia en igualdad de condiciones, reduce vulnerabilidades frente a la volatilidad y contribuye a un entorno más predecible para los usuarios. Este es el valor de contar con mercados organizados y con reglas claras, lo que refleja la visión de la Bolsa como institución que crea mercados eficientes”, explicó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.

Para el sector eléctrico, la resolución representa un avance regulatorio significativo. El mecanismo introduce un estándar común que mejora la gestión de riesgos mediante garantías homogéneas y dota al mercado de herramientas modernas para planear, negociar y ejecutar compras de energía con eficiencia y seguridad jurídica.

Adicionalmente, la CREG definió reglas claras sobre qué transacciones pueden trasladarse a la tarifa final, cómo se calcula el precio reconocible y qué costos financieros pueden incluirse, acompañadas de indicadores de desempeño, auditoría independiente y seguimiento permanente.

Este diseño amplía la competencia y aporta transparencia, elementos esenciales para la sostenibilidad del mercado energético en el largo plazo.

“El diseño del mecanismo responde a una necesidad concreta del mercado: contar con reglas homogéneas, garantías estandarizadas y un entorno anónimo que permite negociar energía en condiciones más equilibradas. Esto mejora la formación de precios, facilita la gestión de riesgos y amplía el acceso al mercado para comercializadores de todos los tamaños”, indicó Luis Eduardo Leiva Mutis, gerente de Conexión Energética.

Lo que sigue

Tras la expedición de la resolución, Conexión Energética iniciará la fase de implementación operativa, que incluye la adecuación tecnológica, la acreditación de participantes, la publicación del reglamento operativo y la preparación de las primeras ruedas de negociación.

La primera rueda se anunciará una vez culminen los procesos de alistamiento y pruebas operativas, conforme a los requerimientos definidos por la CREG.

“Con este mecanismo, el país incorpora una herramienta institucional que fortalece la arquitectura del mercado eléctrico y aporta mayor competencia, acceso y estabilidad en la contratación de energía”, agregó Leiva Mutis.

Industria
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Golpe contra el robo de hidrocarburos y la refinación ilegal

by Martín Rosas

La Fuerza Pública propinó un golpe a las organizaciones dedicadas al apoderamiento de hidrocarburos, refinación ilegal y el hurto de activos críticos de la industria petrolera, en los departamentos de Bolívar, Meta, Casanare, Cesar y Norte de Santander, donde fueron detenidos cerca de 23 actores criminales vinculados a estas actividades ilícitas.

El ministro de Defensa, Pedro Sánchez Suárez, destacó que la articulación institucional ha permitido avanzar en la protección de los recursos estratégicos del país. “El trabajo conjunto entre la Fuerza Pública, las entidades del Estado y las empresas del sector permiten afectar las finanzas criminales de actores armados y de carteles del narcotráfico que se lucran de actividades ilícitas como el apoderamiento de hidrocarburos”, señaló.

Luego de un proceso de investigación del Ministerio de Defensa Nacional, la Dirección de Carabineros y Protección Ambiental de la Policía Nacional, el Ejército Nacional y la Fiscalía General de la Nación – con el apoyo de Ecopetrol –, se logró la desarticulación de la organización ilegal liderada por alias ´Tuta´ del ELN, dedicada al apoderamiento de hidrocarburos del poliducto Pozos Colorados – Galán; que dio como resultado la captura de tres individuos.

El combustible hurtado era envasado en bidones y transportado en vehículos no convencionales hacia veredas y corregimientos de El Tarra, Teorama, Tibú y La Gabarra, en Norte de Santander, donde se almacenaba en bodegas para su comercialización ilegal.

En otro operativo, las autoridades allanaron en Cartagena las instalaciones de la empresa Carman International S.A.S., que simulaba el procesamiento de aceites, pero en realidad funcionaba como un centro de refinación ilegal de combustibles hurtados.

De acuerdo con las investigaciones, la empresa Carman International S.A.S., dedicada al procesamiento de aceite residual, al parecer se dedicaba a la refinación ilegal de hidrocarburos (crudo), el cual sería apoderado del oleoducto Caño Limón – Coveñas. Posteriormente, el crudo era almacenado en piscinas artesanales para ser refinado y convertido en combustible artesanal conocido como ‘pategrillo’, generando además afectaciones ambientales.

Finalmente, en los departamentos de Meta y Casanare, se desarticuló la organización criminal conocida como ‘Los Mecánicos’, dedicada al hurto continuo y la comercialización de cable de cobre, así como otros componentes esenciales de la industria petrolera. En el procedimiento se materializaron 11 capturas y tres imputaciones.

A su turno, el director General de la Policía William Rincón Zambrano sostuvo “que estamos evitando, a través de nuestra policía y de nuestras Fuerzas Militares, que estos delincuentes tengan un radio de accionar criminal en diferentes partes de Colombia, donde han estado articulados y tejiendo su criminalidad con diferentes departamentos”.

“Para el Grupo Ecopetrol, esta lucha contra el apoderamiento ilegal de los hidrocarburos y la protección de los recursos de todos los colombianos, es un avance en la defensa frontal ante las bandas y organizaciones que impactan no solo a nuestras comunidades sino también el entorno social y ambiental; por eso, seguiremos prestando todo nuestro apoyo a la fuerza pública y demás organismos del Estado”, afirmó el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán.

Entre 2025 y lo corrido de 2026 se han registrado pérdidas por más de 950 mil barriles de hidrocarburos, con un impacto cercano a US$81 millones para el Grupo Ecopetrol.

Opinión
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Estalla el polvorín del Medio Oriente

by Martín Rosas

El ataque conjunto de EEUU e Israel, con su operación denominada “furia épica, a Irán, fue justo un sábado (28 de febrero), día en que los judíos celebraban la fiesta del Purim, los musulmanes el Ramadán y los católicos la Cuaresma.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Irán es el tercer país con las mayores reservas, el quinto exportador de crudo y uno de los mayores productores, y, como era de esperarse, el ataque desató la ira de los ayatolas que la gobiernan, sobre todo después de ser abatido su líder supremo Alí Jamenei.

Su respuesta bélica no se hizo esperar y ha desplegado toda su artillería de misiles y drones contra Israel y contra todas las bases estadounidenses instaladas en los países de la región aliados de la potencia del Norte. Sigue la expectativa sobre cuál puede ser la reacción de China y Rusia. 

Desde entonces, todos los reflectores están puestos sobre el Estrecho de Ormuz, punto neurálgico, de una gran importancia estratégica para el tránsito de buques tanqueros que transportan hidrocarburos.

El estrecho está ubicado entre el Golfo Pérsico y el Golfo de Omán, compartiendo este último con Irak. Ambos países tienen costas con el estrecho, el cual en su punto más angosto mide 54 kilómetros.

Este estrecho reviste una importancia estratégica tan importante y fundamental que, en plena era de la Guerra Fría entre el campo Soviético y los Aliados, encabezados por EEUU, el ex presidente Richard Nixon afirmó en su libro La verdadera guerra, que el estrecho de Ormuz era la “yugular” de Occidente, de modo que si la URSS se hacía al control del mismo le habría ganado la guerra sin necesidad de disparar un solo misil.

Tal y como ha ocurrido en el pasado, el gobierno iraní cerró el tránsito por el estrecho, para lo cual contará, seguramente, con el concurso de los terroristas sunníes y los hutíes, que medran por el Mar Rojo y siempre les han sido funcionales a sus estrategias de defensa y ataque. 

En efecto, se cerró e interrumpió el tránsito de los buques tanqueros que transportan hidrocarburos por el estrecho de Ormuz, siendo esta una ruta clave, por donde se transporta no menos de 21 MMBD, el 21% de la demanda global y el 20% del gas natural. 

Uno de los países más afectados con la interrupción de esta ruta marítima es China, habida cuenta que sumadas las compras que realiza a Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Omán e Irán, tenemos el 50% del consumo anual de China, que es el mayor consumidor de crudo del mundo, con 11,5 millones de barriles/día.

La situación se le torna más compleja porque ya había dejado de recibir los 600.000 barriles/día importados desde Venezuela, luego de la intervención de los EEUU, que desde entonces tienen el control sobre las reservas, la producción y las exportaciones de crudo del país suramericano.

China tendrá que apelar a Rusia, que es su aliado, para suplir sus necesidades de crudo. De hecho, le venía suministrando el 20% de su demanda. No obstante, Rusia, sobre quien pesan sanciones por parte de la OTAN, tiene dificultades para exportar y vender su petróleo.

El 80% del petróleo ruso llega por medio de la flota “fantasma”, los buques sancionados por Occidente. Esa ruta está al límite y es casi imposible que pueda transportar de un día para otro los 5,75 millones de barriles diarios adicionales que necesita su aliado. Huelga decir que esos buques han venido siendo objeto de interceptaciones, ataques e incautaciones por parte de la Armada de los EEUU.

Irán informó enfáticamente que considera blancos legítimos a los buques pertenecientes o vinculados a los países que considera sus enemigos que osen asomarse al estrecho y de hecho ya varias embarcaciones han sido blanco de sus misiles y drones. No obstante, es de advertir que con el cierre del estrecho de Ormuz Irán también se da un tiro en el pie pues por esa misma vía transporta su crudo hacia los países con los cuales aún mantiene relaciones.

Esta turbulencia que se ha desatado y que con las horas se expande ante la escalada de los ataques de parte y parte ya empezó a disparar los precios del crudo. A poco andar superó los US $80 el barril, precio este que no se veía desde enero de 2025, pero a medida que se extiende y prolonga el conflicto por más tiempo, según los expertos, ya está a punto de superar la barrera de los US $100 el barril e incluso alcanzar escenarios mucho más altos (como US$120–140), si la interrupción es grave y prolongada. 

Desde luego, los inversionistas especulan y  muchas veces presionan al alza los precios simplemente por miedo o expectativa de problemas de suministro. Esto puede acelerar movimientos sin que los cambios reales en producción ocurran aún. Esta reacción es típica porque los mercados descuentan el riesgo de una disrupción en el suministro, especialmente si zonas clave como el Estrecho de Ormuz se ven afectadas.  

Para Alexánder Montero, especialista en Medio Oriente, el ataque de EEUU a Irán trasciende la narrativa sobre democracia o incluso el programa nuclear. Afirma Montero que un eventual cambio de régimen en Teherán modificaría de manera sustancial el mapa energético global, reconfigurándolo y la competencia estratégica con China aumentaría las tensiones.

Cabe preguntarse cómo pueden repercutir estos acontecimientos sobre Colombia. En el corto plazo, el incremento del precio del crudo, le beneficia a Colombia, como país exportador que es, ya que por cada dólar que sube le significa mayores ingresos del orden de los $430.000 millones.

Claro está que todo depende del desenlace de esta conflagración, de tal suerte que si esta confrontación bélica se termina pronto o hay un alto al fuego, si los EEUU se hace al control de las reservas y la producción de crudo de Irán, como ya lo logró en Venezuela, ello se traduciría en una mayor oferta de petróleo en el mercado, ya que quedaría sin efecto las sanciones impuestas, lo cual inundaría el mercado de crudo. Ello revertiría la tendencia alcista y, con los precios a la baja, la repercusión para Colombia sería la contraria a la actual.

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

Alternativos
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Bill Gates inicia la construcción del reactor nuclear Natrium de 345 MW

by Martín Rosas

En Wyoming, las excavadoras ya abren espacio para un reactor Natrium de 345 MW, impulsado por TerraPower, la firma fundada por Bill Gates. Punto de inflexión para la energía nuclear en los Estados Unidos.

Con un enfoque en seguridad y eficiencia, el proyecto aspira a un futuro más limpio y estable para la red eléctrica. La expectativa es alta y el impacto potencial sería verdaderamente transformador.

Lo que distingue a Natrium es el uso de sodio líquido como refrigerante en lugar de agua. Esta elección evita la alta presurización típica y permite operar a temperaturas por debajo del punto de ebullición del sodio. El resultado es un margen de seguridad ampliado y menos estrés para los materiales. Además, el diseño reduce la complejidad de equipos críticos y simplifica la operación diaria.

El empleo de sodio habilita una transferencia térmica más eficiente, lo que estabiliza la conversión de calor en electricidad. Esa eficiencia, combinada con sistemas de control avanzados, sitúa al proyecto en la vanguardia tecnológica. No se trata de un ajuste menor, sino de una arquitectura de planta repensada desde sus bases.

Un paso más hacia la energía limpia

El proyecto avanza en alianza con el Departamento de Energía de EE.UU., con la meta de iniciar operaciones en 2030. Esta cronología encaja con los objetivos de descarbonización y con la necesidad de reforzar la fiabilidad del sistema eléctrico.

A diferencia de otras fuentes firmes, la nuclear no emite CO₂ en la generación. Esa combinación de cero emisiones y potencia constante la vuelve estratégica para un mix más sostenible.

La inversión supera los 2.000 millones de dólares, una cifra ambiciosa para una primera implementación. Sin embargo, el potencial en escala y en reducción de costos operativos resulta atractivo. El proyecto busca validar un modelo replicable que complemente las energías renovables en múltiples regiones.

Tecnología y almacenamiento con sales fundidas

Natrium integra un sistema de almacenamiento térmico con sales fundidas, capaz de modular la entrega de energía. Esta reserva permite subir la potencia cuando la demanda crece o cuando baja la generación eólica y solar.

Es, en esencia, una planta flexible baja en carbono que responde a las señales del mercado. La producción y el almacenamiento se separan, aportando seguridad y control operativo.

La red gana así una herramienta de estabilidad frente a la variabilidad climática. En un sistema con más fotovoltaica y viento, el almacenamiento térmico es un amortiguador.

Seguridad y reducción de costos

La seguridad descansa en mecanismos pasivos que aprovechan la convección térmica y la gravedad para evacuar calor. Con menos dependencia de bombas y de alimentación externa, se disminuyen los riesgos de fallo en cadena.

El refrigerante de sodio opera a presión cercana a la atmosférica, reduciendo las tensiones estructurales y la complejidad de los vasos. Menos complejidad significa también menos mantenimiento y costos más predecibles.

La arquitectura separa la isla nuclear del bloque de almacenamiento, lo que añade capas de protección. La filosofía de “defensa en profundidad” guía cada decisión de diseño. El objetivo es un rendimiento alto con riesgos acotados y una traza de costos clara en el tiempo.

Convergencia con renovables

La planta está pensada para convivir con plantas solares y eólicas sin competir por el mismo espacio operativo. Su flexibilidad de potencia facilita el despacho junto a recursos intermitentes.

Cuando la generación renovable es abundante, el sistema almacena calor; cuando cae, libera electricidad al instante. Es un ajuste fino entre oferta y demanda que fortalece la confiabilidad de la red.

Para los operadores, contar con una fuente firme y modulable simplifica la planificación diaria. Así, la transición a un sistema de cero emisiones se vuelve más realista y la energía nuclear de cuarta generación aparece como un socio natural de las renovables.

Mirando a 2030 y más allá

Los próximos hitos incluyen certificación regulatoria, suministro de combustible y la construcción de plantas de apoyo como el centro de sodio.

Cada avance será observado por gobiernos y por la industria, atentos a la reproducibilidad del modelo. Si el despliegue cumple con su promesa, Natrium podría convertirse en referencia de una nueva generación nuclear.

Para un sector que busca credibilidad y aceptación pública, la transparencia y los resultados medibles serán esenciales. Lo que hoy es una obra en Wyoming podría mañana escalar a una red global de plantas modulares. En ese horizonte, la combinación de seguridad reforzada, flexibilidad operativa y bajas emisiones perfilan un camino hacia la energía del futuro.

Gas Natural
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Colombia: Industria sufre efectos por escasez de gas natural

by Martín Rosas

La estrechez en la oferta de gas natural en Colombia ya está generando efectos económicos, de competitividad y ambientales en la industria, sector que es considerado por la normatividad como no esencial, por lo que es al primero que le cortan el suministro cuando no hay suficiente oferta.

Al cierre del último año gas (primero de diciembre de 2025) a enero de 2026, la industria nacional redujo su demanda de gas natural en 38,6 GBTUD, de los 239 GBTUD que demandó en promedio durante 2025, lo que representa una destrucción de demanda del 16%.

De acuerdo con la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), esa demanda no atendida de gas natural fue sustituida por combustibles más contaminantes, lo que provoca un aumento cercano a 164 mil toneladas adicionales de CO₂ equivalente al año.

El sector industrial, que concentra cerca de una tercera parte de la demanda nacional de gas (28%), es el mayor consumidor y ha utilizado este energético durante décadas para sustituir combustibles más contaminantes como el carbón y el fuel oil en sectores como alimentos, cemento, papel, vidrio y metalurgia; pero ahora, ante la escasez de la molécula, la tendencia se está revirtiendo.

La sustitución de los 38 GBTUD de gas natural se distribuyó así: 50% con GLP, 23% con carbón, 12% con bagazo, 10% con fuel oil y 5% con electricidad. Un pequeño porcentaje de industrias no pudieron hacer transición por costos o tecnología y tuvieron que cerrar o trasladar plantas a otros países.

“Estamos viendo un retroceso silencioso en la transición energética del país. Durante décadas el gas natural permitió que la industria colombiana fuera más limpia y competitiva. Hoy la pérdida de autosuficiencia en gas está obligando a migrar hacia combustibles más contaminantes”, afirmó Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

Para Naturgas, incrementar la oferta de gas natural debe ser una prioridad nacional del próximo gobienro, viabilizando tanto fuentes locales como externas que garanticen un suministro confiable y competitivo para el sector productivo.

“Incrementar la oferta de gas natural implica habilitar y diversificar todas las fuentes, tanto de gas nacional como de gas externo, para proteger la competitividad industrial de Colombia. Asegurar un suministro confiable y competitivo de gas natural es, sin duda, la ruta más efectiva para que evitemos retroceder a energéticos que generan mayor huella de carbono y que Colombia pueda cumplir con sus compromisos internacionales frente a las metas de descarbonización. Y tercero, es necesario que se equilibren las condiciones de competencia entre los energéticos disponibles que tiene hoy en día la industria”, señaló Murgas.

Sobre el último punto, al dirigente gremial se refirió específicamente al GLP: “Los marcos regulatorios del GLP y del gas natural hoy son desiguales. Necesitamos pasar a marcos regulatorios que sean balanceados y equilibrados para que eso permita que las decisiones empresariales se puedan basar en eficiencia y en menor impacto ambiental que ofrece cada una de estas fuentes y con eso evitar el retroceso que estamos viendo en materia de transiciones energéticas específicamente en el sector industrial”, dijo.

Murgas agregó que mientras que la tarifa del servicio del gas natural es regulada tanto en el transporte como en la distribución y la comercialización, la del GLP no está regulada ni en el transporte ni en la distribución ni en la comercialización, y lo único que está regulado es el suministro del GLP que hace Ecopetrol.

“Esa falta de regulación del resto de los componentes de la cadena del GLP es lo que les permite hoy a ellos ofrecerles a los industriales un menor valor por el suministro que lo que le ofrecemos nosotros desde el gas natural, que sí tenemos regulada la tarifa tanto del transporte como de la distribución y la comercialización. Así las cosas, ellos hacen lo que nosotros llamamos técnicamente un ‘canasteo’, definen a qué cliente le ofrecen mejores precios y a qué cliente le ofrecen mayores precios”, concluyó Luz Stella Murgas.

Sostenibilidad
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Día Mundial de la Eficiencia Energética: ¿Cómo está Colombia?

by Martín Rosas

En el Día Mundial de la Eficiencia Energética, el llamado no es únicamente a ahorrar, sino a medir, analizar y transformar la manera en que se gestiona uno de los costos más determinantes para la competitividad empresarial en Colombia.

Más allá de incorporar nuevas herramientas, el desafío está en entender qué es realmente eficiencia energética y cómo las nuevas tecnologías, desde sistemas de gestión hasta inteligencia artificial, pueden convertirse en aliados estratégicos.

Hoy, la mayoría de las organizaciones aún asocian eficiencia energética con apagar bombillos o reducir consumos en horarios muertos, cuando en realidad se trata de optimizar sistemas eléctricos, analizar datos y tomar decisiones basadas en información.

En pequeñas y medianas empresas, la eficiencia energética sigue viéndose como un ahorro operativo. En cambio, en grandes compañías, donde la energía puede representar entre el 30% y el 40 % de los costos operativos, el tema ya se aborda como parte de la estrategia corporativa.

¿Y Colombia, cómo juega?

Según cifras de XM, en diciembre de 2025 la demanda de energía en Colombia alcanzó los 7.192,68 GWh, lo que representó un crecimiento del 4,03 % frente al mismo mes del año anterior. Este comportamiento refleja una mayor presión sobre el sistema eléctrico y evidencia cómo el crecimiento productivo del país hace cada vez más relevante una gestión eficiente del consumo.

Con base en su experiencia en el mercado colombiano, Bia Energy señala que las empresas que implementan sistemas de gestión energética basados en datos pueden reducir su consumo entre 4 % y 19 %, dependiendo del nivel de compromiso interno y del tipo de operación; incluso el control de consumos fuera de horario puede generar ahorros cercanos al 4%. 

La compañía, especializada en gestión energética empresarial, integra tecnología, analítica de datos e inteligencia artificial para convertir el consumo eléctrico en información estratégica y enfatiza que los resultados no dependen solo de realizar un cambio de comercializador, sino de contar con responsables internos, indicadores claros y decisiones operativas sustentadas en análisis permanente.

“La eficiencia energética no es apagar luces, es entender qué está pasando dentro de la operación de cada empresa. Cuando analizamos los datos correctos, encontramos oportunidades que pueden representar ahorros de hasta el 19 % en consumo. El reto es que las compañías dejen de ver la energía como un gasto fijo y empiecen a gestionarla como una variable estratégica de competitividad”, señaló Yoli Patricia Marín, vicepresidente de Experiencia del Cliente de Bia Energy.

Por su parte, Siemens señala que la eficiencia energética se ha convertido en uno de los pilares fundamentales para el desarrollo sostenible de Colombia, que hoy se enfrenta un sistema energético bajo presión, donde el costo, la disponibilidad y la estabilidad del suministro se han convertido en factores que afectan directamente la productividad industrial.

En este contexto, la combinación de descarbonización, descentralización y digitalización está marcando el rumbo hacia un futuro más verde y eficiente.

“El país está viviendo una creciente integración de energías renovables en su matriz energética, un esfuerzo que requiere de una optimización continua del consumo y la gestión de la energía. La transición hacia un modelo energético más sostenible, que involucra fuentes de energía renovable como la solar y la eólica, está siendo respaldada por políticas públicas, avances tecnológicos y el compromiso del sector privado”, dice David Peña, country Business Unit Head de Siemens.

En este sentido, agrega, la digitalización es clave en la transformación del sector energético. Un concepto central es el Internet de la Energía (IoE), que conecta digitalmente centrales eléctricas, redes y consumidores a través de dispositivos inteligentes y plataformas de análisis de datos.

A través del IoE, Siemens facilita una gestión más eficiente y flexible de los recursos energéticos, al integrar y analizar en tiempo real miles de millones de datos generados por infraestructuras conectadas. Esto permite optimizar la operación de la red, anticipar fallas, reducir costos y coordinar de forma autónoma la oferta y la demanda.

Más allá del ahorro en la factura, la eficiencia energética impacta directamente la sostenibilidad corporativa. A través de certificados de energía renovable, las compañías pueden evidenciar su compromiso con el consumo y generación de energía renovable en el país, y fortalecer sus programas de Responsabilidad Social Empresarial.

Pero, aunque el país avanza en renovables y nuevos modelos de generación, persisten desafíos estructurales: una infraestructura desigual por regiones y una gestión energética fragmentada que exige mayor articulación entre empresas, operadores y Estado.

Así, en los próximos años, la transición apuntará a comunidades energéticas, más uso de inteligencia artificial y esquemas de compra renovable competitivos, pero el reto no será solo tecnológico, sino cultural: entender que la energía más rentable es la que no se consume.

Industria
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Ecopetrol presentó resultados del cuarto trimestre y cierre del 2025

by Martín Rosas

El Grupo Ecopetrol presentó sus resultados consolidados correspondientes al cuarto trimestre y al año 2025, en un entorno retador marcado por menores precios del crudo, presiones inflacionarias, revaluación del peso y eventos de orden público.

Pese a que las utilidades de la empresa siguen en picada, con un desplome del 40% en el último año, al pasar de $14,9 billones en 2024 a $9 billones en 2025, el principal indicador por el que saca pecho Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, es el de adición de reservas, que terminó el año con un índice de reposición de 121%, el valor más alto de los últimos cuatro años.

Así, las reservas probadas 1P cerraron el 2025 en 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente, con una vida media de 7,8 años. Por su parte las reservas de gas natural terminaron con una vida media de 6,3 años

Por el lado de la producción, el promedio del año fue de 745.000 barriles de petróleo equivalente por día (kboed), dentro del rango meta propuesto para 2025 de entre 740.000 y 750.000 kboed, en un entorno de menores precios del Brent (-15%).

En crudo, la producción en Colombia alcanzó 517.000 barriles por día en promedio, la cifra más alta en cinco años. De acuerdo con Roa, este resultado obedeció al avance del recobro mejorado, el crecimiento del campo Caño Sur y la adquisición del 45% de participación en el bloque CPO 09.

En exploración, la empresa también mostró cifras positivas. Ecopetrol perforó 16 pozos exploratorios frente a una meta anual de 10. Del total, 7 fueron exitosos, 5 continúan en evaluación y 4 resultaron en falla. El ejecutivo resaltó que, en los últimos tres años, la compañía alcanzó una tasa de éxito promedio del 44%.

En el segmento de refinación, en 2025 la carga promedio fue de 417.000 barriles/día. El Ebitda del segmento creció 20% comparado con el 2024 y el margen bruto de refinación aumentó 32%, pasando de 9,9 USD/barril en 2024 a 13,1 USD/barril en 2025.

Participación y proyectos en gas

Ante el creciente déficit de gas nacional, la empresa confirmó el cierre exitoso de la comercialización del gas proveniente de Sirius, con potencial de hasta 249 Millones de Pies Cúbicos por Día (MPCD), previsto para 2030; la comercializaron de los 60 GBTUD de gas licuado que llegará a Buenaventura con regasificación en Buga, y hasta 370 GBTUD vía Puerto Bahía (Cartagena), desde finales de 2026.

Por otro lado, Roa señaló que Ecopetrol fue el único productor nacional en vender volúmenes firmes para 2026: 326 GBTUD, equivalente al 76% de la demanda residencial y comercial.

Energías renovables

En el segmento de energías renovables, el Grupo superó la meta anual de 900 MW, con 951 MW instalados.

Al mismo tiempo, anunció avances en proyectos como: Granja Solar Portón del Sol, primer proyecto de autogeneración remota del país, y la decisión final de inversión del parque eólico Windpeshi (205 MW), uno de los más grandes de Colombia.

Resultados financieros

En un entorno con caída del precio del Brent de -15% respecto a 2024, revaluación del peso, inflación y afectaciones por bloqueos, ataques a la infraestructura y nuevos impuestos, el Grupo alcanzó un EBITDA de 46,7 billones de pesos, con un margen estable de 39%, en línea con la meta anual.

La cifra fue impulsada por la recuperación gradual de refinación, la estabilidad del transporte y 3,6 billones de pesos en eficiencias.

La utilidad neta consolidada fue de 9 billones de pesos, $5,9 billones menos que en 2024, con un precio promedio del Brent 5 dólares por debajo de la estimación inicial de 73 dólares por barril.

Entre los factores que afectaron la utilidad, la empresa cita:

1.  No recurrentes: Ausencia de ingresos por valoración del CPO 09 y reversión de impairment (1,6 billones en 2024). Estos elementos no implicaron salidas de caja y, por tanto, no afectaron el flujo de efectivo.

2.  Mercado: Caída del Brent (15% anual), mayores presiones de inflación en costos y gastos, y revaluación del peso (impacto acumulado: 7,2 billones).

3.  Entorno: Bloqueos en campos, ataques a la infraestructura y nuevos impuestos (ligados a conmoción interior e IVA no descontable a importaciones de combustibles).

Según Roa, los factores externos explican el 95% de la variación anual, mientras que la actividad operacional y comercial mitigó cerca del 22% de dicha caída.

Al final de la rueda de prensa, una periodista le preguntó a Roa por qué la iguana se veía tan flaca. El presidente respondió que él la veía esbelta.

GNL
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Éxito en la comercialización del gas que se importará por Puerto Bahía

by Martín Rosas

Cuarenta y cuatro empresas manifestaron interés en el proceso, de las cuales 13 fueron asignadas para el suministro de este energético por siete años.

Ecopetrol avanza en el proceso comercial para la venta de gas natural importado (GNI), garantizando nueva oferta para el mercado colombiano a partir de diciembre de 2026.

El proceso iniciado en febrero pasado superó las expectativas y recibió manifestaciones de interés de 44 compañías con posibilidad de hasta 370 GBTUD (GigaBTU día) por un periodo de siete años.

Los volúmenes serían distribuidos entre 13 compañías del sector, además de comercializadores y generadores térmicos. Se estima que el 63% del gas contratado se destinará para cubrir la demanda del interior del país. Ecopetrol no informó sobre los precios a los que se transó la molécula.

“Este resultado confirma la confianza de la demanda nacional de gas natural en los proyectos de abastecimiento liderados por Ecopetrol. La solidez del interés comercial permitió avanzar en el cierre del acuerdo con la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A. (SPPB) para incorporar hasta 370 GBTUD de capacidad de regasificación, desarrollados en fases, fortaleciendo de manera estructural la oferta de gas natural en el país”, indicó Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.

La solución aprovechará la infraestructura portuaria existente, lo que permite reducir tiempos de entrada en operación y optimizar inversiones. Dicha alternativa fue identificada como la opción técnicamente más rápida y competitiva para habilitar importaciones adicionales de gas natural en el corto plazo, con entrada en operación esperada durante el 2026.

En marco del acuerdo suscrito en enero de 2026, entre Ecopetrol y Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., este proceso se orienta a consolidar una fuente adicional, confiable y competitiva de gas natural para el país. La entrada de estos volúmenes fortalecerá estructuralmente la oferta nacional, reduciendo riesgos de desabastecimiento.

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