Autor: Martín Rosas

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 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.

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.

Argentina se posiciona como un jugador de peso en el mapa petrolero de Sudamérica, impulsado por récords históricos de producción en Neuquén y la consolidación de obras de infraestructura clave. La energía dejó de ser un peso para las reservas y se convirtió en el principal sostén de las divisas del país.

Durante décadas, la balanza energética de Argentina fue un dolor de cabeza crónico para los sucesivos ministros de Economía. La necesidad de importar gas y combustibles para cubrir los picos de demanda invernal drenaba miles de millones de dólares de las reservas del Banco Central. Sin embargo, el cierre del 2025 el país gaucho ha consolidado un cambio de paradigma histórico: el sector energético no solo logró el autoabastecimiento, sino que se convirtió en el gran generador de saldos exportables.

Según datos recientes, el 70% del superávit comercial de Argentina durante el último ejercicio fue aportado directamente por los desarrollos en Vaca Muerta y la puesta en marcha de infraestructura estratégica como el Gasoducto Perito Moreno (anteriormente conocido como Néstor Kirchner). Este giro de 180 grados coloca a la energía en un podio que antes ocupaba casi exclusivamente el sector agroindustrial.

El corazón de esta transformación late en la provincia de Neuquén. La cuenca neuquina ha consolidado un liderazgo indiscutible, empujando a la Argentina a competir en las «grandes ligas» de los productores de petróleo en Sudamérica. Con una producción que no deja de quebrar techos mes a mes, la provincia se ha convertido en el motor que permite al país proyectar exportaciones masivas hacia mercados regionales y globales.

Según informes de la Secretaría de Energía, la extracción de crudo promedio alcanzó los 868.712 barriles por día en diciembre de 2025, el nivel más alto jamás registrado desde que existen registros oficiales. Este salto en la producción representa un crecimiento interanual de casi 15%, reflejando una tendencia sostenida en la expansión del sector petrolero.

El crecimiento no es solo cuantitativo, sino cualitativo. La eficiencia alcanzada por las operadoras en los pozos no convencionales de Vaca Muerta ha reducido los costos de extracción a niveles competitivos internacionalmente. Esto ha permitido que, mientras otros países de la región enfrentan declinación en sus cuencas maduras, Argentina exhiba una curva de crecimiento exponencial que ya la ubica en una posición de fuerza frente a potencias petroleras tradicionales del continente como Colombia o Venezuela.

Los hitos que cambiaron la historia en 2025

El éxito actual no es producto del azar, sino de la finalización de proyectos que durante años fueron solo promesas en un papel. El 2025 será recordado en los libros de historia económica de Argentina por varios hitos fundamentales:

1. La Reversión del Gasoducto Norte: Esta obra técnica permitió llevar el gas de Vaca Muerta hacia las provincias del NOA, eliminando definitivamente la dependencia de las importaciones desde Bolivia. Por primera vez, el gas argentino fluye hacia el norte, abasteciendo industrias y hogares con recursos propios.
2. Ampliación de la capacidad de transporte: La consolidación de los sistemas de oleoductos y gasoductos permitió que el aumento de producción efectivamente llegara a los puertos y centros de consumo. Sin estos «caños», el potencial de Vaca Muerta seguiría atrapado por un cuello de botella logístico.
3. El Régimen de Grandes Inversiones (RIGI): La implementación de marcos normativos que brindan previsibilidad a largo plazo ha sido señalada por analistas como un factor determinante para atraer los capitales intensivos que requiere el sector de hidrocarburos.

Un superávit con sello energético

La cifra es contundente: siete de cada diez dólares del saldo positivo de la balanza comercial argentina al cierre de 2025 provinieron del sector petrolero y gasífero. Este dato tiene un impacto directo en la estabilidad cambiaria y la macroeconomía argentina.

El ahorro es doble. Por un lado, se dejan de gastar divisas en la compra de Gas Natural Licuado (GNL) que antes llegaban al puerto de Escobar o Bahía Blanca. Por otro, la exportación de crudo hacia Chile —a través del Oleoducto Trasandino— y hacia el mundo vía el Atlántico, genera un flujo constante de ingresos que fortalece las arcas estatales.

Expertos del sector, citados por medios especializados como Econojournal, coinciden en que este es solo el comienzo. La infraestructura de exportación de GNL, que se encuentra en etapas de planificación y primeras obras, promete llevar estas cifras a una escala superior en la próxima década.

Desafíos y expectativas para lo que viene

A pesar del optimismo, el camino hacia 2026 y años subsiguientes presenta desafíos técnicos y políticos. La necesidad de seguir ampliando la red de evacuación de crudo es prioritaria. Los proyectos de terminales portuarias en las costas de Río Negro y Buenos Aires son piezas clave para que el petróleo neuquino pueda salir masivamente hacia el mercado asiático y europeo.

Asimismo, el mercado interno observa con atención cómo este superávit se traducirá en beneficios para el consumidor final y la competitividad industrial. El objetivo de fondo es que la abundancia de energía barata actúe como un imán para nuevas inversiones manufactureras, diversificando la economía más allá de la extracción de recursos naturales.

En conclusión, 2025 marca el año en que Argentina dejó de mirar a Vaca Muerta como una «promesa de futuro» para aceptarla como una realidad presente. Con un 70% de superávit comercial, el sector energético ha demostrado ser el pilar más sólido de la recuperación económica, posicionando al país no solo como un exportador de materias primas, sino como una potencia energética en ascenso en el continente.

Dos concepciones ideológicas opuestas entre los presidentes de Ecuador y Colombia y la falta de cooperación contra el crimen organizado terminaron en una guerra comercial, afectando a las empresas, las economías y las poblaciones de los dos países.  

La estrategia de ‘paz total’ del gobierno de Gustavo Petro debilitó las Fuerzas Armadas y fortaleció a los grupos criminales, que lograron copar más territorio con la consecuente expansión de los cultivos ilícitos (más de 300 mil hectáreas) y la mayor producción de cocaína de la historia.

Un narcotráfico desbordado en la región Andina, especialmente en Colombia y Venezuela, fue lo que llevó a los Estado Unidos a finales de 2025 a desplegar la mayor fuerza militar en el mar Caribe y el Pacífico para atacar embarcaciones de traficantes, capturar al dictador venezolano Nicolás Maduro, jefe del Cartel de Los Soles, e incluir en la lista de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC), conocida como Lista Clinton, el 24 de octubre de 2025, al presidente de Colombia, a su esposa Verónica Alcocer y al ministro de Interior Armando Benedetti.

Ya en 2026, ante la falta de colaboración para controlar la frontera, el pasado 21 de enero el presidente de Ecuador, Daniel Novoa, impuso aranceles del 30 por ciento a las exportaciones colombianas. En respuesta, el ministerio colombiano de Minas y Energía suspendió la venta de energía eléctrica al vecino país y Ecuador anunció aranceles al transporte de crudo colombiano a través del Oleoducto de Crudo Pesado (OCP), que lleva el petróleo del departamento de Putumayo al puerto de Esmeraldas, en Ecuador.

Posteriormente, el 26 de enero, la ministra ecuatoriano de Ambiente y Energía, Inés Manzano, anunció el incremento de 3 a 30 dólares (900%) la tarifa que cobra a Colombia por el transporte de crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).

Manzano indicó que esta medida se da en reciprocidad a la decisión adoptada por el vecino país, luego del anuncio del presidente Daniel Noboa de una tasa del 30% a las importaciones que lleguen de Colombia a partir del 1 de febrero, por la “falta de reciprocidad y acciones firmes” de este país en la lucha contra el narcotráfico y el crimen organizado.

Por su parte, el ministro colombiano de Energía, Edwin Palma, dijo que la medida, adoptada de manera unilateral y desproporcionada, no responde a criterios técnicos ni económicos y afecta directamente la viabilidad de la producción petrolera en el sur del país. “Esta decisión del Gobierno Ecuatoriano es una nueva agresión al pueblo. Afectando principalmente a pequeños productores de crudo”, afirmó.

Ecuador tiene dos sistemas de transporte de crudo: el SOTE, que lo maneja al 100% Petroecuador y por el cual Ecopetrol transporta alrededor de 12.000 barriles diarios, y OCP, que lo maneja la empresa del mismo nombre.

Así, lo que empezó como un fracaso en la colaboración binacional para luchar contra los grupos criminales en la frontera, terminó en una guerra con actores que nada tienen que ver con el conflicto: el sector energético de ambos países.

Natalia Gutiérrez, presidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), expresó su preocupación por la decisión de suspender el suministro eléctrico a Ecuador, no solo por su impacto económico, sino por lo que representa en términos de cooperación histórica. A su juicio, “los temas de seguridad en la frontera, aunque relevantes, deben resolverse en las instancias correspondientes y no mediante medidas económicas.”

Por su parte, Sandra Fonseca, expresidente de Asoenergia, señaló: “En el marco de la Comunidad Andina de Naciones, estos intercambios (de energía) están concebidos para operar bajo criterios de eficiencia económica, confiabilidad del sistema y disponibilidad energética. Es decir, se exporta o se importa cuando es más barato, más seguro y técnicamente viable hacerlo. En la práctica, sin embargo, hemos visto cómo estos flujos se han abierto y cerrado en distintos momentos por decisiones administrativas del gobierno, incluso cuando las señales técnicas y de precio indicaban otra cosa. Eso introduce discrecionalidad en un mecanismo que debería ser estrictamente técnico y reduce la previsibilidad del intercambio.”

En la práctica, a Ecuador se le corta un suministro de electricidad que representa entre el 6% y el 10% del consumo total del país, con picos que pueden variar según la situación hidrológica, como en 2024 que llegó a representar el 16% durante un periodo de fuerte sequía.

Por su parte, los generadores colombianos dejan de percibir más de 27 millones de dólares mensuales por concepto de la venta de energía al vecino país, y Ecopetrol y otras empresas verán afectados sus ya menguados ingresos por el sobrecosto de transportar crudo por el oleoducto binacional.

Según información de OCP, este oleoducto ha movilizado más de 46 millones de barriles colombianos desde su inauguración en 2013 hasta el 31 de diciembre de 2025.

Pero no es la primera vez que el sector minero energético colombiano se ve afectado por temas políticos. Recordemos que el gobierno Petro suspendió unilateralmente la venta de carbón a Israel, para protestar por los ataques de ese país en la franja de Gaza.

A falta de una política energética seria, los gobiernos de Colombia y Ecuador hacen política con la energía.