EPM importa equipos para transporte de gas natural comprimido

EPM invirtió 4.600 millones de pesos en la compra de siete nuevos equipos para el transporte terrestre de gas natural a los municipios antioqueños.

Con una inversión de 4.600 millones de pesos, EPM puso en operación siete nuevos equipos para el transporte de gas natural, ampliando la capacidad de suministro en las zonas atendidas con Gas Natural Comprimido (GNC).

La operación de gas natural articula una cadena que inicia con su extracción y transporte por gasoductos nacionales, y continúa con la compresión, almacenamiento y movilización en equipos para su posterior distribución a los usuarios a través de redes locales con el sistema de Gasoducto Virtual.

Los vehículos de transporte de GNC, como los nuevos equipos adquiridos, llevan el energético desde los centros de compresión hasta las estaciones descompresoras de cada municipio, haciendo posible que comunidades alejadas del sistema de transporte por red también accedan al servicio.

La importación de China se concretó los primeros días de febrero a través del puerto de Buenaventura y, posteriormente, los equipos fueron trasladados a la Compresora Parque de las Aguas de EPM, donde están siendo inspeccionados para su pronta entrada en operación.

El arribo de estos equipos presentó retos logísticos relevantes. La motonave que los trajo desde Shanghái debió esperar cerca de 45 días para recibir autorización de descargue debido a la alta congestión portuaria. Una vez superada esta situación, los equipos completaron el proceso de nacionalización y ser llevados a las instalaciones de EPM.

Así son los nuevos equipos

Los nuevos equipos incorporan jumbo cilindros diseñados y fabricados conforme a los más altos estándares técnicos nacionales e internacionales, garantizando su seguridad, confiabilidad y desempeño en operaciones de alta presión.

La inversión se articula con los objetivos del programa Gas sin Fronteras, una estrategia que desde 2008 ha permitido llevar gas natural a municipios alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas natural.

Al aumentar la capacidad de movilización de GNC, EPM fortalece la cobertura del servicio, mejora la confiabilidad en el abastecimiento y facilita la expansión hacia nuevos territorios, contribuyendo al desarrollo social, económico y energético de las comunidades.

Empresas aceleran la demanda de consultoría energética

El aumento en la demanda eléctrica, la presión regulatoria y los compromisos climáticos están llevando a más compañías en Colombia a buscar asesoría especializada en energía y sostenibilidad.

La transición energética dejó de ser un discurso corporativo para convertirse en una necesidad operativa. En Colombia, más del 65% de la electricidad que se produce proviene de centrales hidroeléctricas, pero fenómenos climáticos extremos como el fenómeno de El Niño han expuesto la vulnerabilidad del sistema y elevado la urgencia de estrategias empresariales más resilientes.

A esto se suma el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica. De acuerdo con XM, el consumo nacional de energía ha mantenido una tendencia al alza impulsada por la electrificación de procesos industriales, el crecimiento urbano y la digitalización empresarial.

En este contexto, las compañías están recurriendo con mayor frecuencia a consultorías especializadas que integren energía, sostenibilidad y tecnología.

Según datos de Deloitte Colombia y PwC Colombia, más del 70% de las grandes empresas del país ya incluyen metas ESG dentro de su planeación estratégica, pero menos de la mitad cuenta con hojas de ruta detalladas para alcanzar objetivos de descarbonización.

Frente a este escenario, Schneider Electric anunció el lanzamiento de SE Advisory Services, una expansión de su práctica de consultoría en energía y sostenibilidad para América Latina, incluyendo Colombia.

La iniciativa acompaña a las organizaciones en procesos de transición energética, gestión de riesgos climáticos y transformación digital con foco en ejecución.

El anuncio se produce en un momento en el que el sector privado enfrenta nuevas exigencias regulatorias, como la adopción de estándares internacionales de reporte como los del International Sustainability Standards Board  (ISSB) y el avance de regulaciones locales en materia de divulgación climática, que han incrementado la presión sobre las áreas financieras y de sostenibilidad.

«Los tiempos de incertidumbre requieren, sobre todo, claridad y dominio sobre lo que se puede controlar. Por eso, hemos reunido nuestras capacidades de consultoría para permitir que nuestros clientes actúen con más agilidad y confianza, superando desafíos urgentes en energía, sostenibilidad y tecnología», afirmó Fréderic Godemel, vicepresidente Ejecutivo de Gestión Energética en Schneider Electric.

En América Latina, la discusión se intensificó tras los avances limitados en compromisos globales evidenciados en la COP30, lo que ha trasladado mayor responsabilidad al sector empresarial.

En Colombia, el país mantiene su meta de reducir en 51 % las emisiones de gases de efecto invernadero a 2030 frente a un escenario tendencial, según el Ministerio de Ambiente.

Para Mathieu Piccin, director de Negocios Sostenibles para América Latina en SE Advisory Services, señaló: “Consolidamos nuestra capacidad para apoyar a las organizaciones latinoamericanas en la transición hacia modelos bajos en carbono, enfrentando riesgos climáticos, energéticos y regulatorios, acelerando la descarbonización, ESG y estrategias de adaptación, e integrando soluciones digitales que fortalecen la sostenibilidad, resiliencia operativa y competitividad», explica.

Del discurso ESG a la ejecución

En Colombia, uno de los principales retos no está en la intención sino en la implementación. De acuerdo con la ANDI, cada vez más empresas reportan compromisos ambientales, pero enfrentan dificultades en la medición de emisiones de alcance 3, en la gestión de su cadena de suministro y en la estructuración de contratos de energía renovable a largo plazo.

El nuevo enfoque de consultoría anunciado apunta precisamente a cerrar esa brecha entre estrategia y ejecución, incorporando herramientas de analítica avanzada e inteligencia artificial para optimizar procesos, infraestructura y consumo energético.

La demanda de este tipo de servicios también responde a la volatilidad en precios energéticos y a la necesidad de fortalecer la resiliencia operativa ante eventos climáticos extremos. Sectores como alimentos, retail, minería, manufactura y data centers están entre los más activos en la búsqueda de soluciones integrales.

Con una economía cada vez más electrificada y con metas climáticas en el horizonte de 2030, la transición energética en Colombia parece estar entrando en una fase más técnica y menos declarativa: menos promesas y más implementación.

La culpa es de la vaca

La culpa es de la vaca es un libro de reflexión y auto ayuda que se convirtió en best seller en Latinoamérica, cuyo mensaje critica la tendencia humana a lavarse las manos y culpar a otros por los propios errores, en lugar de asumir la responsabilidad.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El presidente Gustavo Petro se apresuró́ a culpar a la Hidroeléctrica de Urrá del desbordamiento de río Sinú y de las inundaciones que este ha causado, provocando una tragedia humanitaria de enormes proporciones.

Y como en todo sacrifico tiene que haber un chivo expiatorio, esta vez fue el defenestrado presidente de Urrá, Juan Acevedo, a quien Petro inculpó y le pidió́ dar un paso al costado, al sentenciar, sin fórmula de juicio, “el Gerente debe renunciar de inmediato y asumir sus responsabilidades penales”.

El hecho cierto es que, según los registros de la hidroeléctrica, Urrá enfrentó 58 horas consecutivas con aportes de agua superiores a los 2.200 metros cúbicos por segundo. Hecho sin antecedentes en los 26 años de su operación.

“De no haberse retenido ese volumen, el río Sinú habría arrasado con todo a su paso”, sostuvo Acevedo. Según él, cuando inició la emergencia, el embalse estaba 90 centímetros por debajo de la cuota máxima permitida de 130,5 metros.

No obstante, la lectura del presidente Petro es diferente, el asume que “todo vertimiento de Urrá sobre los campesinos es la continuación de un crimen ambiental”. Y afirmó, sin prueba alguna, que “dejaron llenar los embalses de Hidroituango y Urrá, por simple codicia”, juicio este temerario y ligero que lo hizo extensivo a Salvajina y Betania”.

Es absurdo afirmar, como lo hace Petro que se “bote agua para usar gas caro”, pues Urrá, que por lo demás es una empresa del Estado, no opera con gas ni determina la entrada o despacho de las térmicas, función esta que corresponde al Centro Nacional de Operaciones (CNO) de XM, de acuerdo con el precio ofertado, determinándose así́ el costo marginal.

Y terminó preguntándose “con quién se reparten las ganancias”. Y para rematar afirmó sin pestañear que “la represa de Urrá nunca debió́ construirse”. Bien dijo Joseph Goebbels, el flamante ministro de propaganda de Hitler, cuando no puedas convencer confunde y eso es lo que ha pretendido hacer el presidente Petro con sus aseveraciones, plagadas de falacias e inconsistencias.

Es el propio subdirector de Hidrología del IDEAM, Fabio Bernal, quien afirma que todas las represas “aprovechan el exceso de agua que cae en los períodos de lluvia, que pueden ser uno o dos, dependiendo de dónde se ubiquen en el territorio y almacenan ese volumen para cuando estén los periodos de menos lluviasy pueden seguir operando”.

Entre tanto, el director de la UNGRD, Carlos Carrillo, expresó después de practicar su visita al embalse que “la emergencia por lluvias en el país ha sido una situación atípica, con precipitaciones muy altas… Respecto específicamente del embalse de Urrá, se descarta que hubiera un riesgo estructural en la presa, la represa está bajo control y la generación de electricidad incluso se detuvo para manejar los niveles”.

Está probado que las hidroeléctricas nunca dejaron de operar para “guardar agua” alentados por la “codicia”. Durante enero y lo corrido de febrero más del 80% de la demanda de energía se ha cubierto a partir de fuentes hídricas. Ello se refleja, además, en el comportamiento de los precios en bolsa, que comenzaron este año, según XM, en niveles de $212.97 el KWH, bajando en febrero hasta los $100.

Y a propósito de la “codicia” que le endilga el presidente Petro, insinuando que con las deleznables prácticas especulativas que les atribuye en sus inventivas a los generadores, las cifras lo desmienten.

En efecto, en 2025 el precio promedio de la energía en bolsa fue de $245.8 el KWH, por debajo del precio promedio de los contratos bilaterales de largo plazo, de $298.9 el KWH durante el 78.63% del tiempo.

Y en lo corrido de 2026 esta diferencia ha sido aún mayor, habida cuenta que el precio promedio en Bolsa ha sido de $213.2 el KWH, frente a un precio promedio en los contratos de largo plazo de $308.25 el KWH en el 86.2% del tiempo.

Esta es la prueba reina de que, en un contexto de mayor aporte hídrico en los embalses, los generadores han utilizado el agua para generar más energía, lo cual ha repercutido en menores precios y no para especular.

Concluyo diciendo que la vulnerabilidad de la cual adolece Colombia se ha visto exacerbada por el déficit de una institucionalidad robusta y articuladora, carente de capacidades y diezmada por el clientelismo y la corrupción.

Además de los correctivos a implementar, bueno es advertir que, como lo afirma el director del Instituto Javeriano del Agua, Jorge Escobar, “la raíz del problema no está́ sólo en los embalses ni en la operación de las hidroeléctricas, sino en un manejo del territorio que ha alterado los ecosistemas naturales, como las ciénagas, que antes regulaban las crecientes”.

Por ello, plantea que para evitar que eventos como este se repitan hacia el futuro, se precisa “una gestión integral del riesgo, que combine restauración de ecosistemas, planificación territorial, concertación con las comunidades”, así como la disposición e implementación de un sistema de alertas tempranas, con apoyo de la inteligencia artificial y modelos predictivos.

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

El GEB y sus filiales TGI y Cálidda ingresan al Anuario de Sostenibilidad

El Grupo Energía Bogotá recibe este reconocimiento por quinto año consecutivo, luego de que la calificadora evaluara a más de 9.200 compañías en 2025, de las cuales solo 848 fueron incluidas en la publicación.

S&P Global, líder mundial en calificación de riesgos, análisis de sostenibilidad, gestión de índices, investigación de mercado y servicios financieros, incluyó al Grupo Energía Bogotá (GEB), y a sus filiales TGI en Colombia y Cálidda en Perú, en el Anuario de Sostenibilidad 2026 (Sustainability Yearbook 2026) por su alto desempeño en la gestión de asuntos sociales, ambientales, económicos y de gobernanza.

El Anuario de Sostenibilidad destaca a las empresas más sostenibles del mundo en 59 industrias, evaluadas en 2025 en la gestión de asuntos no financieros. Este año, S&P Global analizó a más de 9.200 compañías, de las cuales solo 848 lograron ser incluidas en la publicación, 22 de Colombia.

El GEB alcanzó este reconocimiento por quinto año consecutivo, con un puntaje ASG (ambiental, social y de gobernanza) de 84/100 y posicionándose en el cuarto lugar del ranking mundial de la industria de Gas Utilities, y como el número 1 de América, obteniendo la distinción de “Top 10%” en su sector.

“Este reconocimiento es resultado de una gestión basada en reglas claras, Gobierno Corporativo sólido y estándares éticos exigentes. La sostenibilidad es la forma como se toman las decisiones. Cada proyecto debe generar valor para las comunidades y contribuir a la prosperidad de los territorios donde estamos presentes”, señaló Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá.

Por su parte, TGI, filial del Grupo Energía Bogotá, se ubicó en el primer puesto del ranking de la industria de transporte y almacenamiento de Oil & Gas, con un puntaje de 83/100.

Durante el periodo evaluado, TGI registró avances en estrategia climática, gestión de capital humano, relaciones con la comunidad, derechos humanos, salud y seguridad y ética empresarial. Gracias a lo anterior, TGI recibe, por tercer año consecutivo, la distinción de “Top 1%” en su sector.

“Ser incluidos en el Sustainability Yearbook de S&P Global confirma que la sostenibilidad es un componente estructural de nuestra estrategia empresarial. Este resultado refleja disciplina y transparencia en la gestión, y coherencia entre nuestras decisiones operativas y nuestros compromisos ambientales, sociales y de gobierno corporativo. Más que un reconocimiento, es un compromiso que nos exige seguir elevando nuestros estándares y fortaleciendo la resiliencia del negocio en el largo plazo”, destacó Jorge Henao, gerente General de TGI.

Por su parte, Calidda, filial del GEB dedicada a la distribución de gas natural en Perú, fue incluida por primera vez en el Anuario en el sector de Gas Utilities, con un puntaje de 77/100 y recibió el reconocimiento de “Miembro del Anuario de Sostenibilidad”.

“Esto es una validación clara de que nuestra estrategia de sostenibilidad está alineada con los más altos estándares globales. Nos impulsa a seguir fortaleciendo nuestras prácticas ambientales, sociales y de gobierno corporativo, a innovar de manera responsable y a continuar generando valor duradero para nuestros grupos de interés. Sabemos que el camino hacia una transformación sustentable es permanente, y este reconocimiento reafirma nuestra dedicación para seguir avanzando con convicción y excelencia”, afirmó Martín Mejía del Carpio, director General de Cálidda.

El GLP gana protagonismo ante desabastecimiento de gas natural

Mientras el país podría tardar entre 8 y 10 años en recuperar el autoabastecimiento de gas natural, el GLP se consolida como garantía de estabilidad y respaldo energético.

Colombia atraviesa un momento crítico en materia energética. El país avanza hacia una mayor importación de gas natural para garantizar el abastecimiento de hogares, comercios, industrias y transporte, mientras la recuperación del autoabastecimiento podría tardar entre 8 y 10 años.

Este nuevo escenario exige soluciones inmediatas, confiables y competitivas que permitan reducir riesgos de desabastecimiento y evitar retrocesos ambientales.

En ese contexto, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) se consolida como un actor estratégico dentro del balance energético nacional.

Durante 2025, cuando el país perdió la autosuficiencia en gas natural, el GLP demostró su capacidad de respaldo.

Durante el mantenimiento de la única terminal de regasificación en operación en el país, fue utilizado como sustituto del gas natural para garantizar la continuidad energética, lo que evidenció que el GLP no es un energético capaz de contribuir a la estabilidad del sistema en momentos críticos.

El GLP en cifras

Entre enero y agosto de 2025, Colombia importó en promedio más de 23.000 toneladas mensuales de GLP, casi el doble que en el mismo periodo de 2024 (12.967      toneladas mensuales), superando incluso en meses como enero, julio y agosto las 33.000 toneladas, un nivel inicialmente previsto para 2026.

Los datos reflejan una mayor integración del GLP en procesos industriales, operaciones del sector energético y soluciones para regiones no conectadas al gas natural.

Adicionalmente, entre enero y noviembre de 2025 se ofrecieron al mercado más de 683.000 toneladas de GLP, con una media mensual de 62.154 toneladas, lo que evidencia un crecimiento de este energético dentro del suministro nacional y su papel en la recomposición del balance entre consumo interno e importaciones.

En 2026, el país continuará fortaleciendo su infraestructura para importar gas natural licuado. Aunque estas importaciones permitirán garantizar estabilidad en el corto plazo, implican mayores costos frente al gas producido en el país y mayor exposición a la volatilidad internacional.

El GLP ofrece ventajas concretas: reduce hasta en un 20% las emisiones frente a la gasolina y hasta en un 50% respecto al carbón, es flexible en su transporte y almacenamiento y cuenta con una red de distribución consolidada que permite llegar a territorios no conectados por gasoducto.

Además, su utilización evita que sectores productivos regresen a combustibles más contaminantes ante eventuales restricciones de gas natural.

“La coyuntura que vive Colombia demuestra que la seguridad energética no puede depender de una sola fuente. El GLP ha probado que puede respaldar el sistema en momentos críticos y complementar el gas natural de manera eficiente y competitiva”, afirmó Sara Vélez, directora Ejecutiva de Agremgas.

“Es el momento de reconocer el papel estratégico del GLP dentro de la matriz energética y fortalecer políticas que impulsen su integración en la transición energética del país”, agregó.

Agremgas subraya que, si bien la inversión en exploración es clave para recuperar la soberanía energética en el mediano plazo, el país requiere soluciones disponibles hoy.

El gas producido en el país es más competitivo que el importado; sin embargo, mientras se desarrollan nuevos proyectos, el GLP representa una herramienta inmediata para garantizar continuidad, competitividad industrial y estabilidad en el suministro, por eso, es momento de integrarlo estratégicamente como pieza estructural del sistema energético nacional.

Robo de energía, cables y equipos azota a las eléctricas colombianas

Además del robo de energía, el hurto de tapas de cámaras subterráneas, baterías, piezas de control y cableado, azotan a las distribuidoras de electricidad en el país.

En el caso de Enel Colombia, durante 2025 registró más de 28.290 casos de hurto eléctrico. De estos, 1.080 correspondieron al robo de red y materiales, mientras que 27.210 estuvieron relacionados con conexiones directas no autorizadas y manipulaciones en los medidores, de los cuales 7.230 casos se vinculan específicamente con intervenciones para evitar el registro correcto del consumo de energía.

El hurto de infraestructura eléctrica ha afectado la calidad del servicio a más de 300.000 clientes en el área de cobertura de Enel y la normalización de estas afectaciones le costó a la compañía más de $1.200 millones de pesos.

Entre los casos registrados se encuentran 629 eventos de robo de tapas de energía subterránea y la sustracción ilícita de 413 elementos asociados a equipos telecontrolados, como baterías, piezas de control y cableado; que se suman a los más de siete kilómetros de red eléctrica hurtada para extraer el material y comercializarlo de manera ilegal.

Las localidades de Bogotá con mayor número de reportes relacionados son: Chapinero, Kennedy, Santa Fe, Engativá y Suba.

Sobre la cantidad de energía hurtada, según análisis de la compañía, esta asciende a más de 56 GWh, proporcional al consumo mínimo vital (130 kWh al mes) de 430 mil hogares de estratos 2 y 3, que puede compararse con la población de localidades como Usme, Fontibón o Suba.

Los reportes destacan que el 6% de los casos corresponde a parques industriales y comerciales con una energía hurtada de 24,7GWh, es decir, el 44% de la totalidad de la energía recuperada en 2025. 

Las localidades en donde se identificó mayores casos de hurto fueron: Kennedy, Mártires y Puente Aranda, y municipios como: Soacha, Tenjo, Mosquera, Cogua y Madrid.

El hurto de energía o la manipulación fraudulente de la infraestructura eléctrica, además de ser delitos que atentan contra la seguridad pública, representan un riesgo para la vida de las personas y pueden ocasionar interrupciones en la prestación del servicio.

Colombia: Producción de petróleo y gas sigue en picada

Al cierre de 2025, la producción de gas y petróleo en Colombia siguió su tendencia a la baja, en consonancia con la política del gobierno de marchitar la industria de hidrocarburos mediante la no firma de nuevos contratos y asfixiando a las empresas con mayores impuestos.

Siguiendo la tendencia de los últimos años, al cierre de 2025, la producción de petróleo en Colombia cayó un -2,9%, mientras que la caída del gas comercializado fue aún más profunda, -17%.

Efectivamente, mientras enero de 2025 inició con una producción de petróleo promedio de 769 mil barriles por día (KBPD), en diciembre terminó con un promedio de 747 KBPD, reflejando una disminución de 22,6 KBPD, equivalente a una variación negativa del 2,9%.

De acuerdo con la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), “la disminución de la producción de petróleo en 2025 frente a 2024 estuvo asociada a diferentes factores, entre ellos, la declinación natural de los campos, estimada en 22% según la ACP, y las afectaciones operativas derivadas de eventos de entorno.”

Producción de gas sigue de capa caída

Por su parte, el gas comercializado alcanzó en 2025 un promedio de 794,2 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que significó una disminución del 17,1% respecto a 2024 (958,5 MPCD), es decir, 164,3 MPCD menos, reflejando un ajuste en los volúmenes disponibles para el mercado.

El retroceso en la producción nacional ha llevado al incremento en las importaciones de la molécula. En 2025 el promedio de gas extranjero se ubicó en 170 MPCD, equivalentes al 18% del consumo nacional, confirmando el creciente rol del gas importado dentro del balance nacional de abastecimiento.

En cuanto al gas fiscalizado, en 2025 este registró un promedio de 1.258,5 MPCD,evidenciando una disminución frente a 2024, cuando el nivel promedio se ubicó en 1.427,9 MPCD, lo que representó una variación negativa de 169,4 MPCD (-12,0 %).

Según Campetrol, “esta dinámica estuvo asociada principalmente a la declinación natural de los campos productores en Colombia”.

En este contexto, cerca del 80 % de la producción nacional de gas se concentró en 12 campos; y de estos, los que registraron la mayor caída fueron Cusiana, con una disminución del 32% (de 66,8 MPCD a 45,5 MPCD); Clarinete, con una reducción del 301% (de 77,1 MPCD a 53,3 MPCD); y Cupiagua, con una caída del 24% (de 152,3 MPCD a 116,1 MPCD).

“Para recuperar de manera sostenida la producción de gas y petróleo, el país requiere gestionar la conflictividad en los territorios, desarrollar los proyectos offshore, los Yacimientos No Convencionales (fracking), aumentar el factor de recobro de los campos actuales y mejorar la competitividad para la firma de nuevos contratos, así como aumentar la actividad exploratoria”, señaló Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Del carbón a la producción sostenible en suelos rehabilitados de La Guajira

Rehabilitar la tierra después de la minería de carbón sí es posible, y en La Guajira ya está ocurriendo.

La Granja Experimental Manantial de Cerrejón es una muestra de cómo los suelos rehabilitados pueden transformarse en espacios productivos y sostenibles, donde se cultivan alimentos, se protege el medio ambiente y se generan aprendizajes transferibles a comunidades vecinas y a territorios con condiciones similares al bosque seco tropical.

Esta iniciativa es el resultado de más de 19 años de investigación desarrollada por Cerrejón en la cuenca media del río Ranchería, enfocada en identificar sistemas de producción que mejoren la productividad del suelo, fortalezcan el manejo del agua y reduzcan los procesos de degradación asociados a distintas actividades humanas.

De la mano de comunidades vecinas

El proyecto ha contado con la participación de comunidades de los municipios de Albania y Hatonuevo, vecinas a la operación minera, entre ellas Nueva América, Coveñas, Angostura, El Cerro y Provincial, a través de los Comités de Investigación Agrícola Local (CIAL).

Mediante metodologías de investigación participativa, se realizaron diagnósticos de calidad de suelos y se implementaron modelos productivos adaptados al territorio, promoviendo el aprendizaje colectivo y el fortalecimiento de capacidades locales.

Un modelo productivo después de la minería

Como evolución de este proceso, Cerrejón puso en marcha la Granja Experimental Manantial en terrenos rehabilitados, con el propósito de consolidar un modelo que integre sostenibilidad ambiental, social y económica.

Este laboratorio permite aplicar buenas prácticas de manejo y generar información técnica y científica que apoya la toma de decisiones sobre el uso futuro de las áreas rehabilitadas, asegurando su sostenibilidad a largo plazo.

“Más allá de su carácter piloto, Cerrejón ha concebido a la granja como un modelo de transferencia de conocimiento para comunidades vecinas y territorios con condiciones similares, facilitando su implementación y replicabilidad”, afirma Juan Pablo Lozano, gerente de Gestión Ambiental de Cerrejón.

En la primera siembra se cosecharon: 2.436 Kg de patilla, 1.845 Kg de ahuyama, 17 Kg de fríjol y 253 Kg de maíz en 4 hectáreas inicialmente.

Sembrando futuro para La Guajira

Los sistemas silvopastoriles y agroforestales implementados en la granja representan alternativas biológica, económica y ecológicamente más sostenibles frente a los modelos tradicionales de uso del suelo, al ofrecer beneficios como la rehabilitación del suelo, el aumento de la biodiversidad, la regulación hídrica y la captura de carbono.

Con la Granja Experimental Manantial, Cerrejón busca evidenciar que, tras la actividad minera, la tierra puede recuperar su potencial y abrir nuevas oportunidades productivas, reafirmando su compromiso con la innovación, la rehabilitación de las áreas y el desarrollo rural sostenible en La Guajira.

Amazónica LNG comercializa gas que llegará en 2027

Amazónica LNG lanzó oferta de suministro de gas con precios competitivos para garantizar el abastecimiento de largo plazo en el mercado colombiano.

Amazónica LNG, una terminal terrestre de regasificación que se proyecta en Puerto Palermo (Magdalena), puso a disposición ofertas vinculantes para el suministro de gas natural importado en firme dirigidas a los principales agentes del mercado colombiano, especialmente para la región Caribe.

En un entorno marcado por restricciones en la oferta nacional y el aumento de precios, la compañía propone un esquema comercial competitivo, alineado con la firma de contratos de suministro, la culminación de la ingeniería de detalle y la definición de las inversiones de capital del proyecto (Capex), lo que garantiza estabilidad y previsibilidad para los compradores.

El modelo de precios de Amazónica LNG permite que una proporción significativa de la tarifa sea de carácter fijo, reduciendo sustancialmente la exposición a la volatilidad de corto plazo, brindando mayor previsibilidad en los costos y valores más competitivos, lo que posiciona al proyecto como una alternativa para atender la creciente demanda residencial, industrial, térmica y vehicular del país.

“Amazónica LNG representa una solución robusta y flexible para atender la creciente demanda de gas en el país y particularmente del Caribe colombiano. Es una inversión de largo plazo que refuerza la confiabilidad energética de la región Caribe”, aseguró Alberto Consuegra, CEO de la compañía.

Amazónica LNG es el resultado de una alianza estratégica entre Retramar, grupo con más de 40 años de experiencia en operación portuaria y logística, y Affinity Energy, fondo especializado en infraestructura energética.

El proyecto de la terminal contempla una inversión estimada de USD 150 millones, cuya financiación se encuentra bajo mandato del banco Mitsubishi Financial Group (MUFG).

La infraestructura está diseñada para iniciar operación comercial en el segundo semestre de 2027 y ya ha alcanzado hitos clave, entre los que se destacan: la obtención del licenciamiento ambiental y portuario, el aseguramiento del contrato EPC con compañías especializadas y la adquisición de la molécula de GNL en el mercado internacional mediante una alianza con Vitol, uno de los más importantes comercializadores de GNL del mundo.

“Es importante destacar que Amazónica LNG ya cuenta con la finalización de la ingeniería de detalle a cargo de la firma internacional Wood. Todos estos avances reales nos permiten ofrecer un suministro de GNL en condiciones de certeza, garantizando confiabilidad y continuidad en el largo plazo. Asimismo, este proyecto fortalecerá el rol estratégico del puerto de Palermo como clúster energético regional”, agregó Consuegra.

La terminal contará con una capacidad escalable para entregar hasta 150 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), empleando tecnología criogénica de punta.

La infraestructura incluirá dos trenes de regasificación, un cargadero de cisternas de GNL y un muelle exclusivo tanto para la recepción como para el despacho de buques metaneros.

El gas será entregado principalmente al Sistema Nacional de Transporte (SNT), operado por Promigas a la altura de Barranquilla.

Durante las fases de construcción y operación, Amazónica LNG generará cerca de 400 empleos directos e indirectos, así como el fortalecimiento de más de 100 proveedores locales. Desde el punto de vista de la sostenibilidad ambiental, Amazónica LNG operará con cero emisiones de metano.

EPM instala el más moderno equipo de odorización de gas

El nuevo sistema de odorización es cero emisiones y evita la liberación anual de 37,15 m³ de metano, en un aporte a la reducción de gases de efecto invernadero.

EPM puso en operación el sistema odorizante de gas natural más moderno de Sudamérica en la Compresora Parque de Las Aguas, en el municipio de Barbosa, al norte del Valle de Aburrá.

La nueva tecnología permite una detección más temprana de posibles fugas y optimiza la operación del servicio con un proceso preciso y amigable con el ambiente.

El nuevo equipo, un sistema de odorización de cero emisiones, incorpora una tecnología que garantiza la dosificación exacta del odorante (mercaptano), sustancia que hace perceptible el gas natural en caso de fuga, pues en su estado original el gas es inodoro.

“Este equipo es de última tecnología. Solo existen dos en Latinoamérica: uno en México y ahora este en Colombia, y tiene la ventaja de operar sin liberar gas a la atmósfera. Gracias a estas características, el sistema mejora la eficiencia, asegura un consumo óptimo de odorante y se integra a mecanismos de monitoreo tanto en sitio como de manera remota”, destacó Luisa María Pérez Fernández, gerente Gas de EPM.

Para la instalación fue necesario realizar maniobras técnicas en la compresora, programadas previamente y comunicadas a la comunidad. Estas operaciones incluyeron la puesta en marcha del nuevo sistema, con un acompañamiento técnico especializado, y la preservación del equipo anterior, que se dejó como respaldo, junto con la adecuación de líneas y conexiones.

Aspectos para destacar:

1. El sistema incorpora una tecnología avanzada que optimiza la odorización del gas natural mediante una dosificación más precisa, un monitoreo continuo y capacidades de operación tanto local como remota.

2. Su diseño de cero emisiones evita la liberación anual de 37,15 m³ de metano, lo que representa un aporte a la reducción de gases de efecto invernadero y la contribuye a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

3. Este equipo, uno de los dos sistemas ZEO instalados actualmente en Latinoamérica, ofrece una operación más confiable, segura y eficiente, consolidándose como una solución de última tecnología para fortalecer la calidad del servicio y la protección del entorno.

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