Autor: Martín Rosas

• Medir los cuatro contaminantes gaseosos más críticos en un único analizador evita tener que disponer de varios dispositivos. Sensi+ NG ayuda a los productores de gas natural y biogás, así como a los operadores de gasoductos y oleoductos a controlar la calidad del gas en tiempo real. 

Los contaminantes del gas natural son un reto para los operadores, ya que representan un riesgo tanto para la seguridad como para la integridad de las tuberías debido a la corrosión. En ese sentido, ABB lanzó Sensi+ NG, un analizador de los gases contaminantes para las industrias del biogás y el gas natural.

Basado en su primera solución, ABB añade la medición de oxígeno (O₂) a las capacidades existentes de Sensi+ NG para la medición de trazas de sulfuro de hidrógeno (H₂S), vapor de agua (H₂O) y dióxido de carbono (CO₂).

Esta solución permite monitorizar continuamente y en tiempo real los cuatro componentes gaseosos más críticos con un único dispositivo. El analizador 4 en 1 mejora la seguridad operativa, aumenta la productividad y reduce el mantenimiento.

Sensi+ NG garantiza que, antes de inyectar biogás o biometano en la red, la calidad del gas cumple con las normas de los gasoductos, lo que permite un transporte seguro y fiable.

ABB desarrolló e implantó el analizador original de diferentes gases contaminantes como proyecto de colaboración con un líder norteamericano de gasoductos.

«La solución original ya supuso una revolución en el mercado por su capacidad de analizar múltiples tipos de gases, su facilidad de instalación, funcionamiento y mantenimiento, así como por su reducido espacio ocupado y coste de explotación», afirma Stefan Parmentier, director Global de Producto, Industrial ICOS de ABB.

«El Sensi+ NG mejorado es un dispositivo robusto e inteligente que se basa en ese legado mediante la monitorización continua de los cuatro contaminantes gaseosos más críticos, garantizando el flujo del producto y protegiendo la seguridad de los activos, el medioambiente y las personas», agregó Parmentier.

Sensi+ NG ofrece información y monitorización casi instantáneas de los flujos de gas natural y biogás, a través de un único analizador para múltiples aplicaciones.

Lecturas de gases fiables y tiempo de respuesta rápido

Al consolidar múltiples mediciones en un único dispositivo inteligente, Sensi+ NG maximiza la eficiencia y el rendimiento al tiempo que mejora la continuidad operativa.

La añadidura del O₂ mejora aún más la optimización del proceso, ayudando a los operadores con la detección temprana de problemas sin perder eventos de «alteración», sin falsas llamadas o paradas, mientras se mantiene el cumplimiento normativo.

Además, simplifica las operaciones al eliminar la necesidad de consumibles, calibración frecuente o mantenimiento complejo, reduciendo también el número de dispositivos necesarios. Juntas, estas mejoras ayudan a minimizar el desperdicio de productos y a maximizar el tiempo de actividad para garantizar la seguridad y la productividad de las instalaciones.

Su diseño de bajo mantenimiento es ventajoso para instalaciones de biogás situadas en lugares remotos o rurales, donde la sencillez operativa y la durabilidad son esenciales.

El 100% de las EDS inspeccionadas en Cúcuta y Tumaco presentaron incumplimientos técnicos, documentales o de seguridad laboral. Ocho serán bloqueadas preventivamente en el SICOM.

Los ministerios de Minas y Energía y del Trabajo realizaron 48 inspecciones a estaciones de servicio (EDS) en Cúcuta, Tumaco y Jamundí, encontrando incumplimientos técnicos, documentales y riesgos para la seguridad laboral.

De acuerdo con las entidades, en Cúcuta el 100% de las 27 estaciones visitadas registraron hallazgos. Más del 50% no contaba con documentación esencial y al menos 8 EDS presentan riesgo inminente, por lo que anunciaron que serán bloqueadas en el Sistema de Control de Movimiento de Combustibles (SICOM) y se iniciarán los respectivos procesos sancionatorios.

Las fallas detectadas incluyen paradas de emergencia inoperativas, fugas de combustible, corrosión avanzada, mangueras deterioradas, cableado expuesto y deficiencias severas en los sistemas contraincendios.

Además, cuatro estaciones mantienen condiciones indignas para los trabajadores, con áreas de descanso ubicadas en zonas eléctricas, bodegas o espacios con materiales inflamables.

En Tumaco, el 100% de las 6 EDS inspeccionadas presentaron hallazgos técnicos y dos de ellas tienen desviaciones graves que ameritan apertura de procesos sancionatorios.

En Jamundí, las entidades detectaron que el 60% de las estaciones visitadas no tenía documentación disponible, y se encontró una estación operando pese a estar registrada como inactiva en el SICOM.

“El país no puede normalizar el desorden en la cadena de combustibles. Lo que encontramos es inaceptable: estaciones con fugas, equipos corroídos, documentos inexistentes y trabajadores expuestos a peligros evidentes. Donde haya riesgo para la vida o violación de la ley, actuaremos sin titubeos: bloqueos en SICOM, requerimientos formales y procesos sancionatorios. La seguridad y la legalidad no se negocian”, dijo el ministro de Energía, Edwin Palma.

Las declaraciones las dio Palma en Bogotá, en un acto inusual donde los propios ministros de Energía y Trabajo asistieron personalmente a inspecciones de EDS.

Por su parte, David Jiménez Mejía, vocero de la unión «Somos Uno», que agrupa a los gremios de distribuidores de combustibles COMCE y Fendipetroleo, hizo un llamado a que esos procesos de distribución sean realizados con rigor técnico y con la objetividad que la normativa exige.

Jiménez llamó al gobierno que se garantice el debido proceso administrativo a los empresarios y aclaró que todas las EDS deben contar con la certificación, que se expide cada dos años. “Nosotros reafirmamos nuestro compromiso con la legalidad, esa es una labor diaria”, dijo.

Finalmente, en el marco de la discusión sobre el salario mínimo de 2026, hizo un llamado para que se tenga en cuenta la importancia de mantener empleos en sectores con operación 24/7 como las estaciones de servicio, un debate que considera crucial, dado que la distribución minorista de combustibles es una actividad intensiva en mano de obra y con presencia en todo el territorio nacional.

Jiménez Mejía recordó que la red de abastecimiento de combustibles del país está conformada por cerca de 6.400 estaciones de servicio, de las cuales 300 son privadas, que en conjunto generan más de 50.000 empleos formales.

«En este sector participan de manera significativa jóvenes que encuentran allí su primer empleo, así como mujeres cabeza de hogar, para quienes esta actividad representa una oportunidad real de desarrollo y estabilidad económica», concluyó.

Detrás de la autogeneración hay una realidad ineludible: la transición energética no depende solo de paneles en los techos, sino de marcos regulatorios capaces de equilibrar innovación, seguridad y equidad financiera. El desafío es construir ese equilibrio antes de que la revolución distribuida desborde las costuras de un sistema que fue pensado para una generación centralizada.

En millones de techos latinoamericanos ya sucede una pequeña gran revolución: viviendas, comercios e industrias producen su propia electricidad y devuelven excedentes a la red. Para los usuarios, es sinónimo de ahorro y autonomía. Para el sistema eléctrico, sin embargo, representa uno de los cambios estructurales más complejos de las últimas décadas: pasar de redes diseñadas para transportar energía en un solo sentido a sistemas donde miles de pequeños generadores inyectan electricidad de forma simultánea, intermitente y descentralizada.

La llamada Generación Distribuida (GD) —principalmente solar fotovoltaica instalada cerca de los centros de consumo— crece al ritmo de la caída de los costos tecnológicos, el aumento de la conciencia ambiental y la decisión de los usuarios de asumir un rol activo en la gestión de su energía. Su modularidad permite que una instalación pueda ir desde un pequeño sistema residencial hasta proyectos industriales o comunitarios, favoreciendo la democratización del acceso a energía limpia.

Pero este fenómeno, que promete mayor resiliencia y sostenibilidad, pone a las redes de distribución frente a desafíos técnicos, económicos y regulatorios que no siempre están siendo reconocidos con la velocidad necesaria.

Redes pasivas que deben volverse inteligentes

Históricamente, las redes eléctricas se diseñaron para transportar energía desde grandes centrales hacia los usuarios finales. La expansión de la GD rompe este esquema: ahora la electricidad también fluye desde miles de puntos dispersos hacia la red, generando una operación bidireccional que exige nuevos niveles de monitoreo, control y planificación.

Según la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), las distribuidoras ya registran alteraciones significativas en los perfiles de tensión, congestión de activos y fallas en los sistemas de protección. Entre los principales problemas técnicos se cuentan:

• Sobre-tensiones locales durante las horas de máxima generación solar.
• Inversiones de flujo en transformadores y alimentadores que no fueron diseñados para operar en reversa.
• Fluctuaciones rápidas de tensión, asociadas a la intermitencia solar.
• Sobrecargas en conductores de baja tensión.
• Incremento de armónicos por inversores de baja calidad.
• Dificultades en la coordinación de protecciones y maniobras seguras de mantenimiento.

Estos impactos, antes marginales, hoy se vuelven recurrentes y obligan a reconocer que la GD no es eléctricamente inocua: integrarla de forma segura implica inversiones en refuerzo de redes, digitalización, medición bidireccional y control en tiempo real.

A ello se suma otro problema: la proliferación de instalaciones no declaradas o fuera de norma, que introducen inyecciones no supervisadas y dificultan la planificación de la red, aumentando los riesgos técnicos y de seguridad.

El dilema económico de la distribución

Más allá del desafío tecnológico, la transformación es económica. La GD reduce la energía comprada a la red por los usuarios —particularmente los grandes consumidores— y, por tanto, disminuye los ingresos de las distribuidoras, mientras que los costos fijos de mantener y modernizar las redes permanecen intactos.

ADELAT identifica tres impactos principales:

1. Reducción de la energía facturada por el efecto del autoconsumo y la compensación de excedentes.
2. Aumento de costos operativos y de capital no reconocidos, asociados a refuerzos de red, sistemas de monitoreo y gestión bidireccional.
3. Desequilibrio financiero entre menores ingresos y mayores obligaciones, que compromete la sostenibilidad del negocio de distribución.

En marcos tarifarios tradicionales, donde los ingresos dependen del volumen de kilovatios vendidos, este escenario genera un riesgo estructural. Sin ajustes regulatorios, los costos del sistema tienden a desplazarse hacia los usuarios que no cuentan con capacidad de autogenerar, creando distorsiones que tensionan la equidad tarifaria.

Net metering y net billing: dos modelos, distintas consecuencias

La región aplica, principalmente, dos esquemas para remunerar los excedentes de generación:

• Medición neta (net metering): La energía inyectada se valora al mismo precio que la consumida. Este sistema —vigente en países como Ecuador y Guatemala— simplifica la adopción, pero subvalora el costo real del uso de la red y los servicios de respaldo, favoreciendo la aparición de subsidios cruzados.
• Facturación neta (net billing): La energía inyectada se paga a un precio inferior al de la tarifa, reconociendo costos de transporte, respaldo y gestión. Este esquema predomina en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Costa Rica.

ADELAT destaca que el avance hacia modelos de net billing más precisos es clave para reflejar los verdaderos costos del sistema y preservar su sostenibilidad.

¿Quién lidera la revolución distribuida?

En 2024, la GD en América Latina superó los 39 gigavatios (GW) instalados, concentrados principalmente en Brasil, con cerca del 85 % del total regional. Le siguen Chile, Colombia y Costa Rica. En Colombia, por ejemplo, la capacidad instalada alcanza 487 MW, bajo esquemas de net billing regulados por la CREG.

Los países con marcos regulatorios más claros y exigentes tienden a mostrar una mayor penetración de la GD, combinando facilidades administrativas para pequeños sistemas con evaluaciones técnicas rigurosas para proyectos de mayor escala. En contraste, donde las reglas priorizan solo la apertura sin control técnico suficiente, el crecimiento suele ser desordenado o limitado a nichos específicos.

A nivel internacional, los distribuidores dejaron de ser simples transportadores de electricidad para convertirse en gestores activos de redes. En la Unión Europea, Reino Unido, Estados Unidos y Australia, las empresas contratan servicios de flexibilidad —almacenamiento, reducción de demanda o control de inyección— como alternativa a expandir infraestructura.

Además, se implementan herramientas como:

• Planes de desarrollo de redes que incorporan escenarios de GD, vehículos eléctricos y almacenamiento.
• Mapas públicos de capacidad disponible por circuito.
• Despliegue masivo de medidores inteligentes, sensores y sistemas SCADA, ADMS y DERMS para monitoreo en tiempo real.

En paralelo, las reglas económicas evolucionan: se desacoplan los ingresos de las ventas de energía y se fortalecen los cargos por capacidad o uso de red, asegurando que las distribuidoras mantengan ingresos estables aunque disminuya el consumo facturado.

Hacia un nuevo pacto regulatorio

El estudio de ADELAT concluye que la descentralización solo será sostenible si se actualizan tres frentes clave:

1. Reforma tarifaria. Desacoplar los ingresos de las distribuidoras del volumen de energía vendida y avanzar hacia esquemas basados en capacidad y disponibilidad de red. Consolidar el net billing para evitar distorsiones e inequidades.

2. Fortalecimiento técnico. Exigir estándares mínimos de equipos, estudios de conexión según escala, monitoreo remoto y dotar a las distribuidoras de facultades claras para aprobar, condicionar o rechazar proyectos que comprometan la seguridad de la red.

3. Gobernanza institucional. Clarificar roles entre reguladores, distribuidores, operadores del sistema y nuevos actores como agregadores. Incorporar planificación coordinada de la capacidad de acogida de las redes para orientar el crecimiento de la GD bajo criterios técnicos y de sostenibilidad

La generación distribuida constituye una herramienta para avanzar hacia sistemas energéticos más limpios, resilientes y participativos. Sin embargo, su éxito exige una premisa fundamental: democratizar la energía sin fragilizar la red que la sostiene.

Un bus transformado lleva tecnología y conocimiento para optimizar procesos, ahorrar energía y fortalecer la competitividad en sectores como alimentos y bebidas, minería, petróleo y gas, agua e infraestructura.

Con el objetivo de extender su tecnología más allá de las oficinas y plantas, Siemens creó la unidad móvil Siemens por Colombia, un vehículo transformado en centro de innovación que actualmente recorre el país.

Desarrollado mediante la colaboración de diversos equipos técnicos, esta unidad móvil ofrece a cada región soluciones de automatización, protección digital y digitalización, modernizando procesos y fortaleciendo la competitividad nacional.

La unidad móvil Siemens por Colombia, completamente modificado para convertirse en un centro de innovación, permite a los clientes explorar y manipular equipos reales que replican su uso en la cadena de valor, desde la base eléctrica y el arranque de motores hasta la gestión de datos en la nube.

“Queremos que cada empresario y cada técnico experimente la tecnología en acción y vean de primera mano cómo puede optimizar sus operaciones”, explica Miguel D’Alessio, CEO de Siemens en Colombia

Después de iniciar en Bogotá y la zona centro del país, la unidad móvil se prepara para recorrer la Costa Caribe, Antioquia, el Eje Cafetero y el Valle del Cauca, priorizando los polos de desarrollo en alimentos y bebidas, minería, petróleo y gas, agua e infraestructura.

La planificación de la ruta permite que la experiencia se ajuste a las características productivas de cada región, acercando a las empresas los principios de industria 4.0, el modelo que combina máquinas inteligentes, análisis de datos y conectividad para hacer más eficientes los procesos productivos.

“Queríamos que los clientes dejaran de ver solo equipos aislados y comprendieran la solución completa, desde la energía eléctrica hasta la digitalización y la seguridad de la información”, señaló D’Alessio.

Para lograrlo, Siemens reconstruyó la unidad móvil de aproximadamente 72 x 6 metros expandibles, con el apoyo de distintos equipos técnicos y un proveedor aliado.

El resultado es un espacio único, equipado con módulos que integran automatización, comunicación industrial, distribución y mediación de energía. Allí, los especialistas guían la experiencia, dialogan y resuelven dudas en tiempo real, para que cada cliente pueda visualizar soluciones adaptadas a sus propios entornos productivos.

Esa interacción, que combina aprendizaje práctico con asesoría especializada, favorece la toma de decisiones estratégicas, desde la modernización de plantas hasta la adopción de procesos más seguros y eficientes.

Los primeros recorridos ya dejan ver resultados. Los clientes destacan especialmente los módulos de protección digital, eficiencia energética y seguridad de máquinas, que evidencian cómo es posible blindar los procesos productivos y, al mismo tiempo, proteger a los trabajadores.

Para muchos, la experiencia abre nuevas perspectivas de ahorro energético, gestión inteligente de datos y digitalización de operaciones, factores que hoy definen la sostenibilidad industrial.

Con la unidad móvil Siemens por Colombia, la compañía no solo acerca su portafolio de innovación a clientes y partners; también contribuye a la formación de talento local, reforzando el papel de la tecnología como motor de desarrollo regional.

“Queremos que cada visita despierte ideas y genere conversaciones sobre cómo llevar las plantas al siguiente nivel”, concluye el CEO de la compañía. “Nuestro objetivo es que los clientes vean que Siemens no ofrece equipos aislados, sino una solución completa que integra energía, automatización, digitalización y sostenibilidad para transformar su negocio”.