Autor: Martín Rosas

ABB anunció el lanzamiento de dos innovaciones para el análisis de la calidad del agua: la familia de sensores de oxígeno disuelto AeroStar™ y el transmisor AWT424.

En conjunto, estas innovaciones marcan un hito en la precisión, la fiabilidad, la eficiencia operativa y la conectividad digital para la monitorización del agua. El conjunto ofrece una solución digital totalmente integrada que ayuda a las empresas a operar de forma más eficiente, sostenible y segura. 

En comparación con los sensores electroquímicos tradicionales, que pueden requerir la sustitución, calibración y mantenimiento frecuentes del sensor, AeroStar garantiza una medición estable y ultraprecisa de la calidad del agua con un mantenimiento mínimo en entornos industriales cada vez más complejos, lo que reduce los tiempos de inactividad imprevistos y los costes.

Diseñados para aplicaciones en los sectores de la energía, vapor de proceso, semiconductores y alimentos y bebidas, donde incluso niveles traza de oxígeno disuelto pueden comprometer el rendimiento o causar corrosión, el nuevo modelo AeroStar ULTRA mide hasta 4 partes por billón (ppb), mientras que el modelo AeroStar ULTRA TRACE ofrece una capacidad de medición por debajo de una parte por billón (ppb).

El avanzado diseño óptico de extinción de luminiscencia ofrece estabilidad y precisión, con un tiempo de respuesta rápido y una mayor vida útil de la tapa del sensor de hasta dos años, lo que reduce el mantenimiento hasta en un 70 por ciento en comparación con los dispositivos electroquímicos tradicionales.

“Los nuevos sensores AeroStar ofrecen una medición de oxígeno disuelto en concentraciones ultrabajas con una precisión y fiabilidad inigualables” —declara David Martins, Gerente Técnico de Producto, Análisis Continuo del Agua, división Measurement & Analytics de ABB.— “Su diseño robusto y la conectividad digital los convierten en la solución ideal para el control de la corrosión en sistemas de agua de vapor y aplicaciones de agua ultrapura. Esto permite a los usuarios confiar en el proceso al mismo tiempo que se reducen notablemente los requisitos de mantenimiento”. 

Los sensores AeroStar se conectan sin problemas a través de la plataforma digital EZLink™ de ABB con el nuevo transmisor AWT424 y ofrecen alertas de mantenimiento predictivo a través de la aplicación EZLink Connect. Fabricados en acero inoxidable con un acabado superficial higiénico, los sensores también son aptos para aplicaciones alimentarias y de bebidas.

Simplificación de la medición del agua

El transmisor AWT424 de última generación constituye la columna vertebral de la plataforma de análisis continuo del agua de ABB. Diseñado para simplificar y unificar la medición del agua, permite a los operadores conectar y controlar hasta cuatro sensores simultáneamente, de esta forma se tiene una visión completa de la calidad del agua, incluidos parámetros como pH/ORP, conductividad, turbidez, cloro y oxígeno disuelto.

Gracias a su diseño modular, el transmisor AWT424 permite a los operadores añadir y cambiar fácilmente sensores y módulos de comunicación, lo que minimiza el inventario de piezas de repuesto. La pantalla TFT a todo color y la conectividad Bluetooth™ permiten acceder a los datos en tiempo real a través de la aplicación EZLink Connect de ABB, lo que ofrece a los técnicos visibilidad, configuración y asistencia remotas.

Además, el AWT424 añade comunicaciones MODBUS TCP, lo que simplifica aún más su integración en los sistemas de control de planta y contribuye a reducir el mantenimiento, aumentar el tiempo de actividad y proteger los activos críticos.

“El transmisor AWT424 satisface las necesidades de nuestros clientes de medir simultáneamente una amplia variedad de parámetros del agua en un único dispositivo fácil de configurar, utilizar y mantener” —declara Martin Binney, Gerente Global de Producto, Transmisores CWA, división Measurement & Analytics de ABB.— “La nueva solución es integral para ofrecer una visión holística de la calidad del agua, fundamental para el control de procesos en operaciones industriales complejas”.

Más de 35 obras estratégicas fortalecerán la red, reducirán el riesgo de apagones y permitirán integrar hasta 6 gigavatios (GW) de energías limpias en la región Caribe.

En las postrimerías del gobierno Petro, finalmente el Ministerio de Minas y Energía anunció la puesta en marcha de obras urgentes para el servicio eléctrico del Caribe colombiano.

El proyecto denominado “Caribe Conectado: Obras urgentes, para un servicio eléctrico confiable y competitivo”, es una intervención estructural del sistema eléctrico que permitirá mejorar la confiabilidad, reducir costos operativos y habilitar la integración de nuevas energías renovables, especialmente eólicas y solares, en la región Caribe del país.

El plan contempla compensadores síncronos, transformadores, reactores, subestaciones, refuerzos de red e interconexiones estratégicas, con el objetivo de corregir cuellos de botella históricos, eliminar condiciones críticas de operación y garantizar la atención de la demanda en departamentos como La Guajira, Cesar, Magdalena, Atlántico, Córdoba y Sucre, entre otros.

El proyecto incluye 15 compensadores síncronos, 4 transformadores del Sistema de Transmisión Nacional (STN), 3 reactores y más de 13 obras del Sistema de Transmisión Regional (STR), con una inversión estimada superior a USD 1.370 millones, orientada a mejorar la estabilidad, reducir la dependencia térmica y disminuir riesgos de desatención de la demanda.

Energías limpias y cierre de brechas

Las obras permitirán integrar hasta 6 GW de nueva generación renovable, facilitar la evacuación de la energía eólica de La Guajira y cerrar brechas históricas, como la interconexión del Chocó Norte al Sistema Interconectado Nacional, con una inversión cercana a USD 125 millones.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, afirmó que este plan marca un punto de inflexión para la seguridad energética del país, aunque no indicó de dónde procederían los recursos.

“Estas no son obras menores ni paños de agua tibia. Estamos corrigiendo décadas de rezago en la infraestructura eléctrica del Caribe, fortaleciendo la red y creando las condiciones técnicas para que la transición energética sea una realidad, sin poner en riesgo la confiabilidad del sistema. Con estas inversiones garantizamos un sistema más robusto, menos costoso de operar y preparado para integrar energías limpias, al tiempo que protegemos a los usuarios de fallas, sobrecargas y baja calidad del servicio”, señaló el ministro Palma.

En 2026, la IA autónoma y la soberanía energética consolidarán la transformación de la infraestructura digital. Schneider Electric analiza tendencias clave como la refrigeración líquida y nuevas tecnologías para centros de datos eficientes.

Tras un bienio marcado por la explosión de la Inteligencia Artificial Generativa, el 2026 se perfila como el año de la operación autónoma y la soberanía energética.

Además, la industria de los centros de datos ha dejado de ser un simple soporte para convertirse en el motor crítico de una economía global que exige, simultáneamente, una capacidad de cómputo sin precedentes y un compromiso con la regeneración ambiental.

En este nuevo ecosistema, la eficiencia ya no se mide solo por el rendimiento del servidor, sino por la capacidad de las infraestructuras para integrarse de forma circular. La convergencia entre la IA avanzada, el despliegue de redes energéticas inteligentes y la computación cuántica aplicada definirá el éxito de las organizaciones en este ciclo.

IA y centros de datos auto-gestionados

La IA ha evolucionado hacia sistemas que no solo responden preguntas, sino que ejecutan procesos complejos de extremo a extremo sin intervención humana constante. Esto ha disparado la demanda de clústeres de inferencia en tiempo real.

Para los centros de datos, esto significa que la gestión manual es cosa del pasado. La tendencia actual es la infraestructura autónoma, donde modelos de IA integrados en el software de gestión (DCIM) predicen fallos, optimizan el consumo energético en milisegundos y reconfiguran las cargas de trabajo según la disponibilidad de energía renovable en la red.

Soberanía energética y microrredes de próxima generación

La escasez energética identificada en años anteriores ha llevado a los operadores a buscar la independencia de la red pública. En 2026, el centro de datos funcionará como una microrred activa. Ya no son solo consumidores de energía, sino nodos de generación y estabilidad para las comunidades locales.

La relevancia de esta tendencia radica en el uso de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS por sus siglas en inglés) de larga duración y en el despliegue de celdas de combustible de hidrógeno verde. Estas tecnologías permiten a los centros de datos operar durante picos de demanda sin recurrir a combustibles fósiles, reduciendo de forma significativa su huella ambiental.

Mientras que ser carbono neutral implica compensar las emisiones generadas, el enfoque de Carbono Neto Positivo va un paso más allá; busca que las operaciones generen un impacto ambiental positivo, produciendo o habilitando más energía limpia de la que consumen. Hoy, las empresas no solo apuestan por alcanzar uno u otro objetivo, sino por mejorar de manera continua su desempeño ambiental como parte de una estrategia de largo plazo.

Refrigeración líquida como estándar

Debido a que las densidades de los racks han superado masivamente los 50 kW para soportar el entrenamiento de modelos de lenguaje de gran escala, la refrigeración por aire es ahora una tecnología de nicho.

Según Gartner e IDC, las tecnologías de enfriamiento líquido, como direct-to-chip o inmersión, están ganando adopción en proyectos específicos de alta densidad, especialmente en entornos de hiperescala y laboratorios de IA, no como reemplazo total del enfriamiento por aire, sino como parte de arquitecturas híbridas. Estas soluciones permiten gestionar cargas térmicas más exigentes y mejorar la eficiencia energética, mientras que el enfriamiento por aire continúa siendo viable en aplicaciones de menor densidad.

Las proyecciones de mercado indican que en 2026 la refrigeración líquida crecerá a doble dígito a nivel global, impulsada por la expansión de la IA, aunque convivirá con modelos tradicionales y mixtos. Esto refleja una tendencia clara: el diseño de centros de datos será cada vez más flexible, combinando distintas tecnologías de enfriamiento, según el caso de uso, la densidad y los objetivos de eficiencia y sostenibilidad de cada operación.

«En 2026, nos encontramos en un punto de inflexión donde la tecnología y la sostenibilidad ya no son caminos paralelos, sino una única vía de progreso. El desafío para las empresas en Sudamérica no es sólo adoptar la IA, sino construir una infraestructura resiliente que permita que esa inteligencia sea verdaderamente escalable. En Schneider Electric, nuestra visión es convertir cada centro de datos en un activo que devuelva a la sociedad y al planeta más de lo que consume», afirma Marta Sánchez, VP de Schneider Electric para Suramérica.

El panorama tecnológico de 2026 exige una mentalidad de adaptación continua. Las organizaciones que liderarán el mercado serán aquellas que vean el centro de datos no como una caja de servidores, sino como un organismo vivo, inteligente y verde.

Superservicios confirma multa de $600 millones a CNE OIL & GAS S.A.S. por irregularidades en el reporte de contratos de gas.

La petrolera canadiense Canacol Energy termina uno de sus peores años. Además de entrar en etapa de reorganización por insolvencia de la empresa en Canadá, Estado Unidos y Colombia, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) confirmó la sanción impuesta a CNE OIL & GAS S.A.S. (una de las razones sociales de Canacol), por valor de $600 millones, tras comprobar el incumplimiento de la regulación aplicable al servicio público domiciliario de gas combustible.

La empresa está dedicada a la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y tiene sus principales actividades en los departamentos de Córdoba y Sucre.

La investigación permitió establecer que la compañía vulneró lo dispuesto en el artículo 8 de la Resolución CREG 080 de 2019, al reportar de manera incorrecta en el Sistema Electrónico de Gas (Segas) la información relativa a la fecha de suscripción y a la modalidad de los contratos de suministro de gas natural, suscritos entre junio de 2022 y julio de 2023.

Según la Superservicios, dicho reporte no cumplió los criterios de veracidad, suficiencia, claridad y verificabilidad exigidos por la regulación.

Así, mediante la Resolución SSPD No. 20252400745735 del 29 de diciembre de 2025, la Superservicios resolvió el recurso de reposición interpuesto por la empresa contra la sanción aplicada mediante la Resolución del 6 de junio del mismo año, decisión que quedó en firme.

La ANH aprobó la cesión del contrato de exploración y producción del bloque Sinú-9, en Córdoba.

Después de nueve meses de “un estudio pormenorizado”, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) informó el Día de los Inocentes que aprobó la cesión del contrato de Exploración y Producción (E&P) del bloque Sinú-9 (SN-9), ubicado en la cuenca Sinú–San Jacinto, en el departamento de Córdoba.

La ANH señaló en un comunicado que la decisión fue tomada “teniendo en cuenta que dicho bloque constituye un activo estratégico para la seguridad energética del país, en el cual se han reportado resultados técnicos favorables en pozos exploratorios como Mágico-1X y Brujo-1X, lo que confirma una prospectividad gasífera con una capacidad de producción de alrededor de 21 millones de pies cúbicos diarios (mmcfd)”.

En ese sentido, NG Energy cede la concesión a Maurel & Prom Colombia Sociedad Ltda., que, según la ANH, “cuenta con las capacidades señaladas en la normatividad vigente que permiten garantizar la continuidad en la operación de este activo estratégico”.

La nueva cesionaria es una compañía internacional de exploración y producción de hidrocarburos, listada en la Bolsa de París (Euronext), con amplia experiencia operativa en África y América Latina.

El bloque de gas SINU-9 está ubicado en la cuenca Sinú San Jacinto, adyacente a los bloques de gas en producción de Canacol y Hocol.

SINU-9 alcanzó su primera producción de gas en noviembre de 2024, en pruebas de los pozos Magico-1X y Brujo-1X. De acuerdo con la ANH, en septiembre de 2025, el pozo Mágico Exploratorio, operado por Clean Energy Resources, tuvo una producción de 700 millones de pies cúbicos mensuales, ubicándose en el puesto 12 de los mayores productores del país.

La ANH agregó que la solicitud de cesión se realizó el pasado 20 de marzo y que el 22 de abril solicitó el acompañamiento de la Procuraduría General de la Nación, para el seguimiento de las actuaciones relacionadas con el bloque Sinú-9. A la Contraloría General de la Nación también se le había pedido seguimiento por posible conflicto de intereses, pero la ANH no mencionó este tema en el comunicado.

Finalmente, reiteró que “la Agencia no tiene competencia para dirimir conflictos o reclamaciones de terceros ajenos al contrato SN-9. Como se ha informado oportunamente, estas deberán surtirse ante las instancias administrativas y/o judiciales correspondientes, conforme a lo dispuesto por la Constitución y la ley, en respeto del principio de legalidad y del juez competente.

El acuerdo conciliatorio aprobado por el Tribunal Arbitral establece una resolución definitiva de los conflictos técnicos, jurídicos y económicos en disputa, derivados del contrato BOOMT.

En el marco de la controversia entre EPM y la Sociedad Hidroeléctrica Ituango (HI), el Tribunal Arbitral aprobó el acuerdo conciliatorio presentado por ambas partes, con el concepto favorable del delegado de la Procuraduría General de la Nación, quien confirmó que se cumplían los requisitos y presupuestos legales y jurisprudenciales necesarios.

Las condiciones técnicas, jurídicas y económicas acordadas se fundamentan en la valoración de la contingencia, así como en posiciones técnicas y comerciales recíprocas y razonables, orientadas a preservar y reequilibrar el contrato BOOMT, lo que garantiza su ejecución futura en condiciones de estabilidad, previsibilidad y preservación del patrimonio público.

Las partes realizarán los ajustes al contrato BOOMT para incorporar los acuerdos alcanzados y aprobados por el tribunal. Estos cambios permitirán

a HI recibir una remuneración periódica, la cual se calculará siguiendo la metodología establecida y reflejada en el modelo financiero del contrato BOOMT. Además, se abordarán aspectos técnicos relacionados con la construcción y la puesta en operación del proyecto.

Para John Maya Salazar, gerente General de EPM, “el acuerdo alcanzado nos permitirá seguir concentrados en finalizar la segunda etapa del proyecto, que pondrá en operación cuatro unidades adicionales a las que ya están funcionando. De este modo contribuiremos a la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. Además, el acuerdo conciliatorio asegura a EPM su sostenibilidad financiera y garantiza la continuidad de las transferencias al Distrito de Medellín”.

Por otra parte, el acuerdo le asegura a la Gobernación de Antioquia y a EPM, accionistas de HI, recibir recursos financieros, vía dividendos, para desarrollar proyectos sociales, ambientales y de infraestructura en beneficio de Antioquia, Medellín y el país.

Con el acuerdo se está evita la terminación anticipada del contrato BOOMT, lo que habría implicado una reducción en las rentas que EPM recibe de la generación de energía.

Además, se logran los recursos de remuneración para HI, necesarios para el pago de dividendos al IDEA, la Gobernación de Antioquia, EPM y a los accionistas minoritarios.

Antecedentes del acuerdo

EPM Ituango y HI firmaron el 30 de marzo de 2011 el contrato BOOMT (Build, Own, Operate, Mantain and Transfer) para la construcción, financiación, operación, mantenimiento y transferencia de la central hidroeléctrica Ituango, la obra de infraestructura más grande que se construye en el país. Dicho contrato fue cedido a EPM el 19 de enero de 2013.

El 28 de abril de 2018, cuando el Proyecto alcanzaba el 87 % de cumplimiento en su cronograma y presupuesto, se registró el taponamiento de la Galería Auxiliar de Desviación (GAD), lo que marcó el inicio de la contingencia.

El 12 de mayo de ese mismo año, el túnel de desviación derecho del Proyecto se destaponó, de manera natural, sumándose a la contingencia ya existente. Como consecuencia, fluyeron 5,000 m3/s de agua de forma continua al menos durante cuatro horas, lo que obligó a la evacuación preventiva de poblaciones ubicadas aguas abajo de la presa.

Posteriormente, el túnel de desviación derecho se volvió a taponar naturalmente con material de derrumbe y permaneció así hasta el 19 de septiembre de 2024, cuando se produjo su cierre definitivo.

En 2020, HI presentó un proceso arbitral contra EPM, alegando incumplimientos contractuales relacionados con el cierre de las compuertas de desviación e inicio del llenado del embalse (hito 7), entrada en operación comercial de la unidad 4 (hito 8) y de la unidad 1 (hito 9) del contrato BOOMT.

El 24 de junio de 2024, HI promovió una nueva demanda arbitral en la que buscaba, entre otras cosas, que se declarara el incumplimiento de EPM respecto a la fecha de entrada en operación de la última unidad de generación de la central hidroeléctrica Ituango (hito 10).

Además, solicitaba que se le condenara al pago de la remuneración correspondiente, así como las cláusulas penales de apremio, los intereses moratorios y la penalidad por la terminación anticipada del contrato BOOMT.

A su vez, EPM presentó una demanda de reconvención en la que solicitaba que, para el cálculo de la remuneración a la que tendría derecho HI, se considerara el costo promedio ponderado de la deuda incurrida por EPM, las provisiones ambientales y sociales requeridas por el proyecto, así como la modificación de la fecha de puesta en operación de la primera etapa, entre otras variables.

Desde el segundo semestre de 2024, EPM y HI llevaron a cabo negociaciones buscando encontrar soluciones a las controversias surgidas. Se firmaron varios documentos de entendimiento y, finalmente, establecieron de manera conjunta, un acuerdo conciliatorio para la resolución definitiva de los conflictos, el cual fue aprobado el pasado 22 de diciembre por el Tribunal Arbitral.

Con este resultado, se pone fin al proceso arbitral iniciado por HI contra EPM.