Usuarios de Latinoamérica exigen electricidad segura y a precios justos

Un informe conjunto de Argentina, Chile, Colombia, Panamá y Costa Rica detalla brechas en precios, calidad de servicio y regulación de la energía, junto con oportunidades en contratación, autogeneración y gestión eficiente de la demanda.

Las asociaciones que agrupan a los clientes eléctricos no regulados de Argentina (AGUEERA), Chile (ACENOR), Colombia (Asoenergía), Panamá (AGRANDEL) y Costa Rica (ACOGRACE) publicaron un informe comparado que identifica los principales desafíos, lecciones y oportunidades para los usuarios eléctricos de la región en el período 2024–2025.

El documento ordena las cifras por país y describe riesgos crecientes en calidad de servicio, volatilidad de precios y nuevos cargos que presionan la competitividad de la industria. A la vez, releva oportunidades en contratación, autogeneración y gestión eficiente de la demanda para avanzar hacia sistemas eléctricos más seguros, limpios y con tarifas competitivas.

“Los grandes consumidores requieren un suministro seguro, confiable y a precios que les permitan invertir y crear empleo, junto con mercados eléctricos transparentes y acceso oportuno a la información para decidir”, señala el informe.

Riesgos y oportunidades

Entre los principales riesgos, el documento menciona la seguridad y calidad del servicio, las señales de precio distorsionadas y la creación o aumento de cargos que terminan encareciendo la cuenta de electricidad de los usuarios intensivos en energía. Según las asociaciones, estas señales afectan directamente decisiones de inversión, encarecen la producción y reducen el espacio para nuevos proyectos industriales.

En el lado de las oportunidades, el informe destaca el potencial de una gestión más activa de la demanda, el fortalecimiento de los portafolios de contratos con indexadores adecuados y el despliegue de autogeneración detrás del medidor.

Los retos de Colombia para la gran demanda industrial

En el caso de Colombia, el documento plantea los temas que han afectado el desarrollo de la industria del país desde el punto de vista energético.

Señala el gran reto que tiene el país en cuanto al desacople entre la oferta y la demanda de energía que ha impactado el costo de la energía, lo que es un golpe directo a la estructura de costos de los industriales; de igual manera, se mencionan los grandes retos en calidad del servicio y cómo esto afecta la productividad, así como la incertidumbre existente para la inversión a largo plazo.

“Desde la demanda se ha esperado una señal de eficiencia en energía eléctrica para todo el parque de generación disponible, cuyo desarrollo y expansión debe responder a un portafolio de recursos energéticos y tecnologías, ya que la pérdida de reserva eficiente que lleva a una estrechez entre la oferta y la demanda sigue enfrentando a los usuarios a una distorsión de precios en el mercado de energía mayorista,” concluye el análisis sobre Colombia.

*El  informe  completo,  con  datos  y  fichas  por  país,  está  disponible aquí: https://asoenergia.com/documento-de-asociaciones-latinoamericanas-de-grandes-consumidores-de- energia/

Abren convocatoria al 21º Premio Andesco a la Sostenibilidad

Este premio reconoce proyectos con impacto social, laboral, ambiental, económico y de gobernanza. Los ganadores se darán a conocer en el 28.º Congreso Andesco, en Cartagena.

La Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) invita a las empresas y organizaciones del país a postular sus proyectos al 21.º Premio Andesco a la Sostenibilidad, un reconocimiento que destaca a las organizaciones que están liderando la transformación de Colombia a través de iniciativas de sostenibilidad, innovadoras y con impacto positivo en las personas, los territorios y el ambiente.

Durante más de 20 años, este premio ha visibilizado las mejores prácticas empresariales en sostenibilidad, consolidándose como una plataforma para compartir experiencias exitosas, promover la sostenibilidad de manera integral y estratégica y fortalecer el compromiso del sector productivo con el desarrollo sostenible.

La convocatoria, que estará abierta del 10 de febrero al 30 de abril, está dirigida a organizaciones grandes, medianas y pequeñas, afiliadas o no a Andesco, pertenecientes al sector de los servicios públicos, las comunicaciones y a todos los sectores de la economía nacional. Se recibirán postulaciones de buenas prácticas en los entornos ambiental, colaboradores, gobernanza, mercado y social.

“Desde Andesco, seguimos promoviendo buenas prácticas que se traduzcan en mejor calidad de vida para los ciudadanos y en avance económico para el país. Este premio, es una invitación a que las empresas compartan sus mejores iniciativas, inspiren a otros actores y demuestren que es posible generar impacto positivo con visión de largo plazo. Es también una invitación a seguir construyendo una Colombia sostenible”, dijo Camilo Sánchez, presidente de Andesco.

Como parte de la evolución del Premio Andesco a la Sostenibilidad, este año se pone en marcha una nueva plataforma digital de postulación, que marca un hito en la historia del reconocimiento. Esta herramienta fue diseñada para hacer el proceso más intuitivo y amigable para los postulantes, permitiendo registrar los proyectos de manera guiada, cargar la información de forma estructurada y   hacer seguimiento en tiempo real al estado de la postulación.

Con esta innovación, Andesco busca facilitar la participación, fortalecer la transparencia del proceso y seguir elevando el estándar técnico del premio, alineándose con las mejores prácticas internacionales.

La entrega del 21.º Premio Andesco a la Sostenibilidad se realizará en el marco del 28.º Congreso Andesco, que tendrá lugar en Cartagena los días 23, 24 y 25 de septiembre, el principal encuentro del sector de los servicios públicos, comunicaciones y TIC en Colombia.

Los términos de referencia, bases del premio y plataforma de postulación estarán disponibles en: https://andesco.org.co/premios-a-la-sostenibilidad

Fiscalía imputa cargos a Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol

La Fiscalía General de la Nación formalizó cargos por presunta violación de topes electorales y tráfico de influencias, en un expediente que combina hechos de la campaña presidencial con decisiones posteriores dentro de Ecopetrol.

La imputación de cargos contra Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol y exgerente de la campaña presidencial de Gustavo Petro en 2022, se convirtió en un caso que trasciende lo judicial y expone las tensiones entre política, financiamiento electoral y gobernanza corporativa en la empresa estatal más importante de Colombia.

Según el ente acusador, existen elementos que apuntan a que la campaña habría superado los límites legales de gasto, mientras otra línea de investigación examina si desde la petrolera se favorecieron contratistas con vínculos personales con Roa.

El núcleo del caso se remonta a 2022, cuando Roa ejerció como gerente de la campaña Petro Presidente.

Investigaciones del Consejo Nacional Electoral, lideradas por los magistrados Benjamín Ortiz y Álvaro Hernán Prada, establecieron que la campaña habría superado los topes de gasto en más de 5.300 millones de pesos, incluyendo recursos no reportados en ambas vueltas presidenciales.

Este hallazgo derivó en sanciones administrativas y posteriormente fue trasladado a la Fiscalía, lo que marcó el paso del proceso del ámbito electoral al penal.

Además, el expediente incluye el análisis de posibles donaciones irregulares y el origen de recursos, en medio de un contexto político ya tensionado por investigaciones paralelas sobre la financiación de la campaña.

Segundo frente: el apartamento y los contratos

El otro eje del caso es la presunta relación entre beneficios personales y decisiones contractuales dentro de Ecopetrol.

La Fiscalía investiga si Roa habría recibido un apartamento de lujo con un descuento significativo por parte de un empresario que posteriormente obtuvo contratos con la compañía petrolera.

También se indagan inconsistencias en los costos de remodelación del inmueble: mientras Roa reportó gastos cercanos a 300 millones de pesos, el arquitecto encargado señaló que la obra habría superado los $2.300 millones, con pagos en efectivo.

En este contexto aparece el nombre del empresario William Vélez, con quien Roa tuvo vínculos laborales previos y cuya eventual relación con la financiación de la operación es analizada por los investigadores.

Otro actor mencionado en el expediente es el empresario Juan Guillermo Mancera, presuntamente favorecido con contratación tras haber participado en negocios relacionados con el inmueble.

La defensa de Roa, encabezada por el abogado Juan David León Quiroga, ha insistido en que el directivo no ha sido formalmente notificado de la imputación y ha reiterado su disposición a colaborar con las autoridades.

El equipo jurídico sostiene que el proceso debe respetar la presunción de inocencia y cuestiona los tiempos y la forma en que se han divulgado las decisiones judiciales.

Roa, por su parte, ha negado las acusaciones y ha insistido en que sus actuaciones se ajustaron a la legalidad.

Ecopetrol en el centro de la tormenta

Más allá del proceso penal, el impacto más inmediato se ha sentido en Ecopetrol. La imputación generó fracturas dentro de la Junta Directiva, donde al menos tres miembros habrían considerado solicitar su renuncia, en medio de temores por el impacto reputacional y financiero para la empresa.

El caso coincide con un periodo complejo para la petrolera, marcado por: Observaciones de entes de control, costos legales millonarios, rebaja en la calificación crediticia, mayor costo de la deuda y caída en las utilidades año tras año. Todo ello ha alimentado la percepción de inestabilidad en la gobernanza corporativa.

El presidente Petro ha sostenido que las acusaciones responden a motivaciones políticas, mientras la oposición insiste en que el caso evidencia problemas estructurales en la relación entre política y empresas estatales.

El contexto se vuelve más relevante en la antesala de los ciclos electorales de 2026, donde el caso podría convertirse en un elemento central del debate político nacional.

Debate estructural sobre empresas estatales

Expertos señalan que el caso abre un debate más profundo sobre la gobernanza de empresas estratégicas en Colombia.

Ecopetrol representa una de las principales fuentes de ingresos fiscales del país, por lo que cualquier crisis en su liderazgo genera efectos en confianza inversionista, política energética y estabilidad macroeconómica.

El desenlace del proceso no solo definirá la situación judicial de Roa, sino que podría marcar precedentes sobre la relación entre financiamiento político, nombramientos en empresas públicas y control institucional en Colombia.

Mientras la Fiscalía avanza en el proceso y la defensa insiste en su inocencia, el desenlace judicial podría redefinir no solo el futuro de Roa, sino también la gobernanza de la empresa más importante de Colombia.

Colombia debatirá su futuro energético en la Convención de Exploración

Del 24 al 27 de febrero, el Hotel Hilton de Cartagena será el epicentro del debate energético del país, con la realización de la Segunda Convención de Exploración Energética 2026, organizada por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP).

La Segunda Convención de Exploración Energética llega en un momento clave para Colombia: la coyuntura electoral nacional y los retos de seguridad energética, exploración responsable y adaptación al cambio climático.

Bajo el lema “Camino a la Coexistencia”, el evento busca articular conocimiento científico, industria y decisiones públicas para trazar una hoja de ruta técnica que impulse la sostenibilidad y competitividad del país, con la asistencia de más de 400 participantesentre tomadores de decisión, representantes del sector público y privado, empresas, academia, estudiantes y profesionales de las geociencias.

Con una agenda técnica de alto nivel, la Convención se consolida como un escenario de diálogo donde el conocimiento científico, la industria y las decisiones públicas se encuentran, en un momento decisivo para el país.

Agenda académica de alto nivel

La agenda técnica de la Convención contará con más de 70 conferencias y 6 espacios magistrales a cargo de expertos nacionales e internacionales. Entre los ejes temáticos centrales se encuentran:

  • Exploración de hidrocarburos y soberanía energética, ideas y estrategias para fortalecer la disponibilidad de gas y petróleo.
  • Geociencias y uso de datos para exploración y desarrollo, con un enfoque en nuevas metodologías analíticas y predictivas.
  • Minerales estratégicos y nuevos energéticos del subsuelo, recursos clave para la coexistencia energética.
  • Inteligencia artificial aplicada a la exploración, el papel de la tecnología en la eficiencia de procesos geocientíficos.
  • Gestión territorial y participación comunitaria, la importancia de integrar a las comunidades en proyectos energéticos.

Además de las ponencias técnicas, los asistentes podrán participar en cursos especializados, una salida de campo preconvención dedicada a la revisión geológica del Caribe Norte, y múltiples espacios de networking y debate sectorial.

El evento contará con el respaldo de empresas e instituciones como la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Agencia Nacional de Minería, Ecopetrol, Parex y SLB.

Asimismo, tendrá una muestra comercial especializada, con la participación de empresas como Stryde, SLB, Petroseismic Services, Eliis, Geoteric, entre otras, que presentarán soluciones, tecnología e innovación para la exploración y el conocimiento del subsuelo.

La ACGGP invita a este espacio que busca aportar datos, ciencia y diálogo técnico a la construcción del futuro energético del país.

Más información e inscripciones:https://convencion.acggp.org

Hacia dónde va Colombia en materia energética

El balance del gobierno Petro en materia energética es desalentador. Líderes de la industria hicieron el diagnóstico y presentaron propuestas para el próximo gobierno, en un foro organizado por Semana.

Durante el ‘Gobierno del Cambio’, Gustavo Petro logró lo que propuso en campaña: marchitar el sector minero energético, —el principal renglón de exportaciones y el que más divisas le genera a Colombia—, desabastecer de gas al país y llevarlo al borde un nuevo apagón eléctrico. En consecuencia, el próximo gobierno tendrá entre sus prioridades recuperar el sector.

Estas son las principales conclusiones del panel sobre energía que se realizó el pasado 4 de febrero en Bogotá en el Gran Foro Colombia 2026 ¿Para dónde va el país?, organizado por las revistas Semana y Dinero.

En la introducción al panel, el economista y exministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, señaló: “Estábamos bien advertidos de cuál iba a ser la política de este gobierno en materia minero-energética: no al extractivismo y una transición energética entendida como el reemplazo de las energías convencionales por las energías no convencionales… Lo que ha llevado a una política de marchitamiento prematuro del sector extractivo, y también a una crisis inducida del sector eléctrico.”

En ese contexto, Acosta le preguntó a Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombia de Petróleo, Gas y Energía (ACP), cuáles son los pasos indispensables para poder reactivar el sector extractivo, particularmente la industria del petróleo, que ha visto caer la inversión extranjera directa, el número de taladros activos y el número de pozos perforados.

FRANK PEARL: Es claro que las economías, los tratados de libre comercio y los instrumentos de política comercial se han convertido hoy en una herramienta para ejercer poder e influencia. Los bloques económicos y los bloques comerciales que teníamos hace unos años se están reordenando y eso deja a Colombia en una situación muy precaria, porque somos un país que en los últimos 20 años no hemos logrado aumentar la competitividad ni la productividad de los sectores económicos.

Para poder competir en el orden internacional, para tener una economía con algo de influencia, para poder beneficiarnos de las divisas y de los mercados de otros países, primero tenemos que ordenar la casa y eso significa aceptar que no tenemos una agenda económica clara, que el 57% de los trabajadores en Colombia están en la informalidad, que 7 millones de colombianos no tienen 3 comidas diarias, que tenemos 7 años de reservas de gas, menos de 6 años de reservas de petróleo, que más del 80% de las vías terciarias están en pésimo estado, que hay gente sin agua, sin luz; es decir, somos un país donde las diferencias entre centro y periferia cada vez son más abismales. Entonces, tenemos que organizarnos y hacer varias cosas:

Primero, volver a organizar el territorio. Los decretos y resoluciones que ha expedido este gobierno han generado un caos institucional. Una nación es el conjunto de actividades sociales y económicas que se despliegan en su territorio. A Colombia le falta orden en eso. Aquí afortunadamente hay tierra y espacio para todos y para todos los sectores.

En segundo lugar, los sectores estratégicos como el de la energía tienen que ser prioritarios, independientemente de quién gane las elecciones. Un sector que generaba el 25% de los ingresos fiscales, el 30% de las exportaciones, tiene que fortalecerse. Tenemos que ser un país fuerte internamente para ser fuerte externamente.

Lo que hay que hacer es sacar todo el petróleo y todo el gas que podamos con los estándares sociales y ambientales más altos posibles, pero acompasando ese aumento en la producción para ir ganando soberanía e ir fortaleciendo las finanzas públicas, con reformas en el Sistema General de Regalías y otros instrumentos de política pública, para lograr que los recursos de sectores clave como este y el sector minero lleguen realmente a las regiones, para que tengamos economías formales, competitivas y para que disminuyamos la inequidad social.

Pero para eso necesitamos un gobierno que crea en la capacidad del sector empresarial y un sector empresarial que se comprometa a fortalecer la institucionalidad y no se quede como espectador.

¿Y el gas natural?

Seguidamente, Acosta señaló que, si bien el gas natural es considerado el energético de la transición, fue donde primero hizo crisis la política de no firmar nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, por lo que desde diciembre de 2024 Colombia perdió la autosuficiencia, y la dependencia de las importaciones es cada día mayor.

Esa falta de la molécula ha llevado a muchas industrias a volver a quemar carbón, combustibles líquidos derivados del petróleo o gas licuado del petróleo (GLP). El retroceso de la transición energética.

En ese sentido, le preguntó al gerente Legal y de Asuntos Corporativos de Colgas, Luis Felipe Ocampo, ¿cuáles serían los pasos a seguir?

LUIS FELIPE OCAMPO: La crisis de producción de gas natural, que también ha afectado al GLP, se refleja en que hace un par de años importábamos más o menos el 10% del producto. Hoy estamos llegando al 60%. Pero también, en un periodo de cuatro meses, por la falta de gas natural, hemos hecho la infraestructura para atender 70 industrias.

En esa dinámica, recuperar la producción nacional es fundamental, pues el producto importado encarece la venta al público. Pero creo que también nos deja una enseñanza muy importante esta situación, y es la competitividad, por lo que hay que tener opciones.

Se están viendo grandes esfuerzos por hacer infraestructura de regasificación, infraestructura que necesita seguridad jurídica y seguridad en las zonas. La energía no puede llegar si tenemos graves problemas de orden público y de orden social.

También se debe hacer foco en la transición. Colombia tiene una pobreza energética de alrededor del 23% y muchas industrias están utilizando todavía combustibles altamente contaminantes.

En conclusión, tenemos que mantener la diversificación, pues es mucho más fácil construir una transición si se tienen distintas opciones. Por ejemplo, las energías renovables pueden sustentarse desde la tranquilidad que los energéticos tradicionales no van a dejar un territorio sin suministro. Por lo tanto, las energías renovables van a entrar primero donde son más eficientes y en los contextos donde son más favorables.

Transición energética y desarrollo, ¿cuál priorizar?

Sobre la transición energética, Acosta anotó que no existe una receta universal de cómo debe hacerse. Esa hoja de ruta debe consultar las realidades de cada país.

Colombia es un país que depende de la actividad extractiva, el petróleo y el carbón, sus dos principales renglones de exportación, de generación de divisas y de generación de ingresos para financiar el Estado.

Pero, cuando se mira la realidad de Colombia, el sector energético, contrariamente a lo que ocurre en el resto del mundo, no es el que más contribuye a las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

En Colombia, los factores que más contribuyen a las emisiones de GEI, que tampoco son significativos, estamos por debajo del 0.5%, son el cambio de uso del suelo, la agricultura y la deforestación.

En ese sentido, le preguntó a Brigitte Baptiste, rectora de la Universidad EAN, cómo hacer compatible la transición energética con la economía, con el crecimiento del país, cómo compatibilizar el avance con el compromiso de reducir emisiones, sin que eso ponga en riesgo la sostenibilidad fiscal y el crecimiento de la economía.

BRIGITTE BAPTISTE: Yo creo que la transición energética fue cooptada en Colombia por un discurso ideológico, pero sobre todo acientífico, por un discurso que no escuchó en absoluto las cifras acerca de las contribuciones de gases de efecto invernadero de los distintos actores, que no escuchó la importancia que tenían esos sectores en la construcción de territorios sostenibles, y sobre todo no permitió que se produjera nuevo conocimiento ni se direccionara la investigación hacia la construcción de una canasta mixta de energías sana, donde las eficiencias fuesen uno de los factores, por lo cual se decidió privilegiar una forma de operar la transición en la cual se está apagando gran parte de lo que ya estaba construido y propuso que la generación de energía fuese entendida como un problema de la economía popular, y ahí hay una gran incompatibilidad porque la perspectiva es tan importante que solamente una estructura corporativa puede dar soluciones de escala.

Es la visión agrarista que tiene el gobierno actual, que piensa en un país campesino de familias autosuficientes, sin necesidad de crear redes complejas de acceso a la energía, es una especie de paraíso utópico campesino.

Entonces, cómo salir de eso. Hay la oportunidad en la reconstrucción de un sector vigoroso de petróleo, gas y minería para hacer la transición para todos los colombianos, con una perspectiva regenerativa, que todas esas industrias contribuyan con la restitución del medio ambiente; porque ahí es donde están los recursos suficientes para realmente dar un salto hacia un modelo de sostenibilidad robusto y científicamente soportado.

¿Ad portas de un apagón?

El sector eléctrico colombiano afronta una crisis inducida que se parece mucho a la crisis inducida del sector salud. Acosta señaló que el gobierno ha tomado una serie de medidas que de una u otra manera han puesto en riesgo la confiabilidad y la firmeza en la prestación del servicio de energía eléctrica.

Inicialmente, cuando se planteó la transición energética 1.0, se trataba de sustituir, de reemplazar a la energía térmica incluso la energía hídrica, a pesar de que la hídrica también es renovable, para abrirle espacio a las fuentes no convencionales de energías renovables, básicamente eólica y solar.

Pero con la irrupción de la inteligencia artificial y los centros de datos se ha registrado un crecimiento exponencial del consumo de energía y se ha llegado a plantear ahora una nueva versión de la transición energética, 2.0, que no se trata de reemplazar unas tecnologías por otras sino de complementariedad, porque se van a requerir en el corto y mediano plazo de todas las tecnologías.

Además, el sector eléctrico en Colombia está en máximo grado de estrés por el atraso en la entrada de una serie de proyectos, que tienen al país en este momento con un déficit de oferta de energía firme.

En este contexto, Acosta le preguntó a Natalia Gutiérrez, presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), cómo ve la posibilidad de remover los obstáculos que impiden que se pueda dar la transición energética, sin poner en riesgo ni la seguridad ni la soberanía energética.

NATALIA GRUTIÉRREZ: Sin seguridad energética no va haber transición energética. Hay la sensación de que el país está avanzando en energías limpias, lo cual es cierto y es bienvenido, pero resulta que esa energía no es firme como lo es la térmica y la hidráulica, que son las que nos han mantenido encendidos los últimos 30 años y que decidimos de manera premeditada renunciar a ellas.

Hoy estamos en un déficit de energía firme de menos 1.5% y el próximo año podemos estar en menos 3.6%. Esto quiere decir que en un próximo fenómeno de El Niño no tenemos el parque de generación suficiente para atender la demanda de energía de todo el país.

Entonces, ya estamos en una situación muy grave que venimos advirtiendo hace por lo menos 3, 4 años; pero el obstáculo más grande que tenemos, el mayor cuello de botella en este momento en el sector para hacer estas inversiones, no es el licenciamiento ambiental, no son las consultas previas, llevamos 30 años trabajando con comunidades, 30 años aplicando los mejores estándares para sacar adelante el licenciamiento ambiental, hoy el cuello de botella más grande es que no tenemos reglas de juego claras.

Nosotros tenemos que hacer inversiones anuales de entre 10 y 13 billones de pesos para atender la demanda de energía, plata que ponen los generadores a propio riesgo, sin plata del presupuesto general de la Nación, pero la falta de reglas claras es lo que tiene congelada la inversión durante estos últimos años.

Claro que tenemos que seguir con una transición energética, pero sobre la base de sumar energías, no de excluir energías, y esta es una conversación que se está dando a nivel mundial porque la demanda de energía va a crecer de tal manera que vamos a necesitar todo tipo de energía.

En el caso colombiano, donde tenemos gas, agua, carbón, viento y sol, lo único que no tenemos en este momento son reglas de juego claras para poder hacer las inversiones. Este sector ha invertido en los últimos 30 años más de 140 billones de pesos y por eso hemos estado encendidos los últimos 30 años

El mensaje es que sin energía firme no vamos a tener transición energética. La conversación de transición se muere el día que se nos dañe la comida en la nevera, y el cuello de botella más grande que tenemos en este momento para poder hacer las inversiones es una falta de reglas claras, para hacer apuestas que son a 15, 20 y 30 años para tener el país encendido.

Ecopetrol comercializa el gas que importará por Puerto Bahía

Ecopetrol ofrecerá al mercado dos productos, con una oferta que va desde 126 GBTUD hasta 370 GBTUD, con fecha estimada de inicio en diciembre de 2026. La solución de regasificación contratada por 7 años se realizará a través de la infraestructura de propiedad de Frontera Energy.

Ecopetrol inició el proceso de comercialización del gas natural licuado, que será importado a través de la infraestructura existente de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., ubicada en Cartagena, de propiedad de Frontera Energy, que ofrecerá la alternativa más rápida y eficiente disponible en el país para la importación de gas natural.

El servicio de regasificación contratado por Ecopetrol por siete años ofrece una capacidad que va de 126 GBTUD a partir del 1 de diciembre de 2026, con una expansión progresiva que alcanzará 370 GBTUD a partir del 1 de diciembre de 2028.

Con el proceso comercial, Ecopetrol ofrece al mercado dos productos:

  • 126 GBTUD de gas en firme sujeto a condiciones, a 7 años, que estará disponible para atender la demanda del mercado desde diciembre de 2026 hasta noviembre de 2033. Tendrá como punto de entrega Mamonal, con conexión al Sistema Nacional de Transporte (SNT).
  • 244 GBTUD de gas en firme sujeto a condiciones, a 5 años, que estará disponible para atender la demanda del mercado desde diciembre de 2028 hasta noviembre de 2033, en el mismo punto de entrega.

“El inicio de importación de gas natural con el proyecto de regasificación a través de la infraestructura de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., no solo fortalece el abastecimiento de gas a corto plazo, sino que responde a una visión de mediano y largo plazo basada en la confiabilidad, la sostenibilidad y la eficiencia del sistema energético”, indicó Bayron Triana Arias, vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición.

Ecopetrol y Frontera Energy importarán GNL en 2026

La solución de regasificación se da a través de la infraestructura de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., ubicada en Cartagena y de propiedad de Frontera Energy, que permitirá la importación de gas licuado hacia el tercer trimestre de 2026.

Ante el déficit creciente de gas natural en Colombia, un nuevo proyecto de importación se suma al de TGI y a la ampliación de SPEC.

Ecopetrol y Frontera Energy anunciaron la firma de un acuerdo para la contratación de servicios de regasificación, que permitirá importar gas natural licuado (GNL) a Colombia a partir del tercer trimestre del 2026.

Esta solución se desarrollará a través de la infraestructura existente de la Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A., ubicada en Cartagena y de propiedad de Frontera Energy, la cual se ofrece como la alternativa más rápida y eficiente disponible en el país para la importación de gas natural.

La fase inicial del proyecto contempla la entrada temprana de 126 millones de pies cúbicos día (MPCD) en 2026, con una expansión progresiva que permitirá alcanzar hasta 370 MPCD hacia 2028, contribuyendo a garantizar el abastecimiento de gas en los próximos años.

La iniciativa se integra al portafolio estratégico de abastecimiento de gas del Grupo Ecopetrol, complementando otros proyectos como el de regasificación en Coveñas, liderado por Cenit y Ecopetrol, que aportará hasta 400 MPCD a partir de 2029, así como los desarrollos costa afuera en el Caribe (Sirius), que prevén incorporar alrededor de 470 MPCD hacia 2030.

Con el proyecto de Puerto Bahía, el país contaría a comienzos de 2027 con una capacidad de importación de 851 MPCD, si se suma el proyecto de regasificación de TGI en La Guajira, con 250 MPCD, y la ampliación de SPEC, que actualmente tiene una capacidad de regasificación de 475 MPCD, con lo cual se cubriría el déficit de producción nacional.

Recordemos que un reciente estudio de Andesco y el CREE indica un faltante del recurso de 39% en 2026 y de 58% en 2027. En términos de volumen, estas deficiencias representan 117 y 129 GBTUD, respectivamente.

EPM invierte más de $157 mil millones en obras de energía en Urabá

Nuevas subestaciones, líneas de transmisión y modernización de infraestructura eléctrica fortalecen el servicio para más de 540 mil personas de la subregión de Urabá.

EPM desarrolla proyectos estratégicos para fortalecer el sistema eléctrico de Urabá, con el objetivo de responder al crecimiento poblacional y productivo de la subregión.

Estas iniciativas apuntan a mejorar la calidad y confiabilidad del servicio, y a ampliar la capacidad energética para atender nuevas necesidades de energía no solo en Urabá sino también en el Occidente antioqueño y el departamento del Chocó.

Entre las obras de EPM se destacan:

1. Nuevas subestaciones y modernización de infraestructura

Uno de los hitos más recientes es la entrada en operación de la nueva subestación Lagunas 110/44/13,2 kV, ubicada entre Dabeiba y Frontino. A esta obra se suma la modernización de las subestaciones Chorodó y Dabeiba, fundamentales para asegurar un suministro estable en la región.

Para garantizar la alimentación de esta infraestructura, se construyó una nueva línea de transmisión que intercepta la línea existente Chorodó-Caucheras 110 kV. Estas obras benefician a cerca de 43.500 familias, con una inversión superior a 34 mil millones de pesos.

2. Mejor calidad del servicio para los usuarios

La modernización del sistema permite una respuesta más rápida ante fallas, gracias al fortalecimiento de la red de 44 kV, y mejorará indicadores de calidad y la prestación del servicio. Además, amplía la capacidad para atender futuras expansiones en zonas que hoy no cuentan con cobertura.

3. Reposición de líneas para atender a más de 540 mil habitantes

Con una inversión de 71 mil millones de pesos, EPM repuso la línea de transmisión Chorodó-Caucheras, de 76 kilómetros, infraestructura que suministra energía a más de 540 mil habitantes de Urabá. Las obras, que se desarrollaron durante más de cuatro años entre planeación, diseño y ejecución, incluyeron un proceso de gestión social con comunidades indígenas del territorio.

4. Proyectos en ejecución: subestación Necoclí

Al cierre del primer trimestre de 2026, EPM tendrá lista la ampliación y modernización de la subestación Necoclí 44/13,2 kV, con una inversión estimada en 10 mil millones de pesos. Esto permitirá atender la demanda actual y futura de cerca de 15 mil familias, aumentando la capacidad del sistema de 7.5 a 12.5 MVA y mejorando la confiabilidad operativa.

5. Nueva subestación en Belén de Bajirá

Durante 2026 y el primer semestre de 2027, EPM construirá la nueva subestación Bajirá en Belén de Bajirá y modernizará la capacidad de la subestación Caucheras en Mutatá. Con una inversión superior a 42 mil millones de pesos, estas obras beneficiarán a aproximadamente 35 mil familias en Mutatá, Belén de Bajirá, el sur de Chigorodó y la región del Atrato Medio.

Con estas inversiones, EPM reafirma su compromiso con el crecimiento sostenible de Urabá y su papel como aliado clave en la transformación energética y el desarrollo social del territorio. Las obras fortalecen la infraestructura eléctrica, impulsan la competitividad regional y contribuyen al bienestar de las comunidades.

GeoPark se convierte en el mayor operador privado de hidrocarburos en Colombia

GeoPark ha dado un golpe de autoridad sobre la mesa. No solo ha duplicado su tamaño de la noche a la mañana, sino que ha redibujado el mapa de la operación petrolera privada en Colombia.

En una operación que redefine el equilibrio de poder en la industria de hidrocarburos de Colombia, GeoPark Limited anunció la adquisición del 100% de los activos de exploración y producción (E&P) de Frontera Energy en el país.

El acuerdo, valorado en una contraprestación inicial de 375 millones de dólares, no solo representa un cambio de manos de activos clave en las cuencas de los Llanos y el Valle Inferior del Magdalena, sino que catapulta a GeoPark a una posición de liderazgo, al convertirse en el mayor operador privado de hidrocarburos en Colombia.

La noticia, confirmada este 29 de enero de 2026, marca un hito en la gestión de Felipe Bayón, CEO de GeoPark, quien tras un año de negociaciones logró consolidar un portafolio que promete duplicar la producción y las reservas de la compañía, proyectando un horizonte de crecimiento que mira tanto al subsuelo colombiano como a las oportunidades de Vaca Muerta en Argentina.

Anatomía de un acuerdo multimillonario

La transacción es compleja y estratégica. GeoPark adquirirá Frontera Petroleum International Holdings B.V., la filial que agrupa exclusivamente los activos de producción y exploración en suelo colombiano.

El pago se desglosa en USD 375 millones en efectivo al cierre de la operación, más un pago contingente de USD 25 millones sujeto a hitos de desarrollo futuros. Además, GeoPark asumirá compromisos financieros significativos, incluyendo notas no garantizadas por USD 310 millones con vencimiento en 2028.

La financiación de la compra se realizará mediante caja disponible y una facilidad de prepago con Vitol de hasta USD 500 millones, evitando la emisión de nuevas acciones y protegiendo el valor de los actuales accionistas.

Es vital notar lo que queda fuera: Frontera Energy Corporation, la matriz canadiense, mantendrá su estructura corporativa, sus activos de infraestructura y, crucialmente, sus intereses exploratorios en Guyana. Sin embargo, para efectos del mercado local, GeoPark absorbe el «corazón» operativo de lo que hasta ahora era Frontera en Colombia.

En efecto, Frontera conserva la propiedad total de lo que denomina el Negocio de Infraestructura, sus participaciones en Guyana y ciertos activos menores fuera de Colombia. “El Negocio de Infraestructura será la columna vertebral de la cartera post-transacción de Frontera y un activo clave dentro de la cadena de valor energética de Colombia, combinando la sólida y predecible generación de flujo de caja de ODL con la cartera de proyectos estratégicos de crecimiento de Puerto Bahía”, comentó Orlando Cabrales, director Ejecutivo (CEO) de Frontera.

El Negocio de Infraestructura de Frontera incluye la participación del 35% en el Oleoducto de los Llanos Orientales SA (ODL), a través de su filial 100% propiedad Frontera Pipeline Investment AG, y la participación del 99,97% en la Sociedad Portuaria Puerto Bahía, en Cartagena, que incluye instalaciones de importación de GLP, un proyecto de regasificación de GNL y la expansión de la carga en contenedores.

Cambio de escala

Para los analistas, el dato más revelador del negocio es la escala que alcanza GeoPark. Antes de este acuerdo, la compañía proyectaba una producción de entre 44.000 y 46.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) para 2028. Con la integración de los activos de Frontera, esa cifra se eleva a más de 90.000 boepd.

Este salto cuantitativo viene acompañado de un robustecimiento de las reservas. La transacción añade de inmediato unos 99 millones de barriles equivalentes (mmboe) en reservas 1P (probadas) y 147 mmboe en reservas 2P (probadas y probables).

«Esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos», afirmó Felipe Bayón.

Gas: El componente estratégico en el Valle Inferior del Magdalena

Aunque el petróleo sigue siendo el motor de flujo de caja, cabe resaltar la importancia estratégica de los bloques VIM-1 y El Difícil, ubicados en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena.

En un contexto donde Colombia enfrenta una estrechez en la oferta de gas natural doméstico, la adquisición de estos activos le otorga a GeoPark una posición relevante en la producción de gas y condensados con contratos de larga duración.

Al aumentar su presencia en gas, GeoPark no solo mejora la resiliencia de su flujo de caja frente a la volatilidad de los precios internacionales del crudo, sino que se posiciona como un actor clave para el abastecimiento nacional en un punto del ciclo donde los precios domésticos del gas muestran una tendencia al alza.

Sinergias y el «Corredor de los Llanos»

En la cuenca de los Llanos, la operación crea lo que los técnicos llaman un «corredor altamente sinérgico». Al sumar el campo Quifa (uno de los más productivos del país) y los bloques CPE-6, Guatiquía y Cubiro, GeoPark consolida su hegemonía en una zona que conoce a la perfección. La capacidad de operar estos campos de manera unificada permitirá optimizar la infraestructura de transporte, manejo de agua y servicios compartidos.

Un punto innovador de la compra es la inclusión de proyectos de sostenibilidad ambiental de Frontera, como la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA y el proyecto de palma africana ProAgrollanos. Estos activos no solo cumplen una función operativa para el manejo de aguas de producción, sino que refuerzan la licencia social y ambiental de GeoPark en Puerto Gaitán, una zona históricamente sensible.

El puente hacia Vaca Muerta

¿Por qué es tan importante para GeoPark ser tan grande en Colombia? La respuesta está en el sur del continente. La compañía ha sido clara: la robusta generación de flujo de caja que vendrá de los activos colombianos (se estima un EBITDA de USD 950 millones para 2028) será el motor financiero para acelerar sus planes en Vaca Muerta, Argentina.

Colombia se convierte así en la «caja» que financia la expansión en la segunda cuenca de yacimientos no convencionales más grande del mundo. Esta dualidad regional otorga a GeoPark una solidez que pocas independientes tienen en América Latina, combinando la producción estable y madura de los Llanos con el potencial del shale argentino.

El movimiento de GeoPark es un voto de confianza en el potencial geológico de Colombia. Bayón subraya que los activos locales siguen siendo altamente competitivos si se operan con eficiencia técnica y visión de largo plazo.

Para el país, que GeoPark asuma este rol significa la continuidad de inversiones en perforación, workovers y proyectos de gestión de agua que son vitales para mantener la soberanía energética.

La «nueva» GeoPark no es solo una empresa más grande; es ahora el pilar sobre el cual descansará buena parte de la producción privada de hidrocarburos en Colombia.

La industria observa con atención, pues el mapa ha cambiado, y el liderazgo tiene un nuevo nombre en Casanare y el Valle del Magdalena: GeoPark.

Nueva CDU con capacidad de escalar hasta más de 10 MW

Motivair by Schneider Electric, líder en tecnología de refrigeración líquida para infraestructura digital, presentó una nueva Unidad de Distribución de Refrigerante (CDU) de 2,5 MW, diseñada para refrigerar centros de datos de alta densidad.

La MCDU-70 es la CDU de mayor capacidad disponible de Motivair y representa una solución flexible y escalable para satisfacer las exigentes demandas de las GPU (Graphics Processing Unit) de próxima generación y las fábricas de IA a escala de gigavatios.

Utilizando el software EcoStruxure de Schneider Electric, las CDU de Motivair operan como un sistema centralizado, cumpliendo con los requisitos actuales de refrigeración y con la capacidad de escalar a más de 10 MW para cargas de trabajo de HPC, IA y computación acelerada de próxima generación.

Su capacidad se alinea perfectamente con las necesidades de instalaciones a gran escala, como NVIDIA Omniverse DSX Blueprint, donde las implementaciones apuntan a 10 MW para alcanzar la escala de gigavatios.

Además, las GPU que impulsan las fábricas de IA generan entre 20 y 50 veces más calor que las CPU tradicionales (Central Processing Unit), lo que convierte a la refrigeración líquida en una necesidad en la era de la IA. Las organizaciones que implementan clústeres de IA se enfrentan a densidades de potencia extremas por rack, que se proyecta alcanzarán 1 MW y más.

“La IA no se está desacelerando. Nuestras soluciones están diseñadas para mantener el ritmo de la evolución de los chips y el silicio, ofreciendo rendimiento de próxima generación cuando más se necesita”, afirmó Rich Whitmore, CEO de Motivair by Schneider Electric.

“El éxito de los centros de datos ahora depende de ofrecer soluciones de infraestructura escalables, confiables y eficientes que se ajusten a los despliegues de fábricas de IA de próxima generación. Estamos respondiendo a ese momento con soluciones probadas de refrigeración líquida que escalan junto con las necesidades de nuestros clientes”, agregó Whitmore.

Capacidades clave y rendimiento de la MCDU-70

Con la incorporación de la MCDU-70, el portafolio integral de refrigeración líquida de Schneider Electric ahora ofrece CDU que van desde 105 kW hasta 2,5 MW, cumpliendo con los requisitos de rendimiento actuales. Cada CDU es escalable y se integra sin problemas con otras unidades y con el software para ofrecer una capacidad de refrigeración precisa y confiable a los operadores de centros de datos.

La MCDU-70 ofrece una refrigeración verdaderamente escalable de 2,5 MW en un diseño compacto, proporcionando mayor presión disponible sin compromisos, al preservar el rendimiento completo del flujo.

Además, está totalmente equipada para satisfacer las necesidades de refrigeración de los centros de datos actuales y de futuras iteraciones de GPU. Entre sus principales características y capacidades se incluyen:

• Capacidad y eficiencia: Diseñada con intercambiadores de calor duales, la MCDU-70 proporciona una filtración paralela adecuada con una caída mínima de presión del sistema y mantiene el objetivo de la industria de 1,5 LPM por kW, al tiempo que protege la eficiencia del sistema desde el rack hasta la planta.

• Rendimiento y confiabilidad: Cada modelo de CDU se somete a rigurosas pruebas en condiciones reales, lo que permite simulaciones de gemelo digital y pruebas de fin de línea, donde las bombas operan a plena carga al final de la línea de producción.

• Diseñada para escalar:  Forma parte de una gama integral de CDU diseñada con un enfoque modular y escalable, lo que garantiza a los operadores una mayor flexibilidad para elegir el modelo adecuado que cumpla con sus objetivos específicos de implementación de IA.

La gama completa de CDU de Motivair (modelos MCDU-25 a MCDU-70) respalda estrategias avanzadas de gestión térmica con control preciso del flujo, monitoreo en tiempo real y balanceo de carga adaptativo para optimizar el rendimiento de la planta y reducir el consumo de energía.

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