Autor: Martín Rosas

Opinión
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Energía nuclear: una necesidad para Colombia

by Martín Rosas

Colombia debe decirle sí a la energía nuclear. No es una tecnología nueva ni experimental; es una solución probada, segura y necesaria para el futuro energético, científico y económico de nuestro país.

Por: JUAN ESPINAL*

Con una votación unánime, la Cámara de Representantes aprobó en segundo debate el Proyecto de Ley que busca crear la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear. Este es un paso trascendental para el país: se abre un debate largamente postergado, quizás por temor o falta de audacia.

Colombia cuenta con el talento técnico y científico necesario para avanzar en este camino. No podemos quedarnos atrás. En América Latina, países como Argentina, México, Perú, Bolivia y Venezuela ya están apostando por el desarrollo nuclear. Aunque Colombia no parte desde cero, necesitamos un marco normativo claro, moderno y visionario.

Esta iniciativa no responde a colores políticos ni a sesgos ideológicos. Es una propuesta respaldada por diversos sectores, que busca consolidar y expandir el uso pacífico de la tecnología nuclear en áreas clave como la salud, el medio ambiente y la industria.

Actualmente, el sector nuclear en Colombia genera cerca de 45.000 empleos y representa el 0,25% del PIB, lo que equivale a unos 3,6 billones de pesos anuales. Con esta ley, la economía nacional se beneficiará significativamente en los próximos cinco años, gracias al fortalecimiento de capacidades en medicina nuclear, investigación ambiental e innovación industrial, aumentando así nuestra competitividad en la región.

Lamentablemente, la energía nuclear ha sido estigmatizada, como también lo ha sido el fracking, por debates ideológicos desinformados. Hoy estamos dando un debate técnico, responsable y necesario. El uso seguro y pacífico de la energía nuclear, regulado bajo estándares internacionales, es clave para sentar las bases de una Colombia con soberanía científica, capacidad tecnológica y visión de futuro.

La creación de la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear (ANSN) es el primer paso regulatorio esencial. Esta entidad garantizará un control eficaz y seguro, promoverá la cooperación internacional y posicionará a Colombia como líder regional en el uso responsable de esta tecnología.

Los beneficios son tangibles, en salud, más de 30.000 pacientes con cáncer se beneficiarían con mayor acceso a tratamientos y la producción nacional de radiofármacos reduciría costos y tiempos de espera. En el ámbito ambiental, la tecnología nuclear permitiría monitorear fuentes de agua dulce, detectar contaminantes y garantizar su uso sostenible, mediante técnicas como la hidrología isotópica.

La industria también saldrá fortalecida. Aplicaciones nucleares como la esterilización de productos, el control de calidad en manufactura y el desarrollo de nuevos materiales elevarán la productividad de sectores como alimentos, textiles y químicos. En agricultura, las tecnologías nucleares permiten mejorar la conservación de alimentos, desarrollar nuevos cultivos, aumentar la exportación y fortalecer la seguridad alimentaria mediante técnicas avanzadas para el control de plagas, así como la protección del suelo y el agua.

Y mientras tanto, el país enfrenta la amenaza de un apagón y un evidente retroceso en la llamada transición energética. Esta ley sienta bases sólidas para prepararnos frente a un eventual desarrollo de la núcleo-electricidad. Aunque el Plan Energético Nacional (PEN) proyecta explorar esta alternativa a partir del año 2035, este marco legal define desde ya la estructura institucional necesaria para garantizar que, cuando llegue el momento, Colombia esté lista para incluir la energía nuclear en su matriz energética, con una autoridad reguladora independiente y un marco normativo robusto.

No olvidemos que la energía nuclear es la fuente más limpia a nivel mundial. Actualmente, genera el 10% de la electricidad global. Países como Canadá llevan más de 50 años utilizándola de manera segura, y Francia produce con ella más del 70% de su energía.

Colombia debe decirle sí a la energía nuclear. No es una tecnología nueva ni experimental; es una solución probada, segura y necesaria para el futuro energético, científico y económico de nuestro país.

*Representante a la Cámara por Antioquia.

Gas Natural
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NG Energy acelera producción de gas en La Guajira y Córdoba

by Martín Rosas

La empresa NG Energy avanza a paso firme para incrementar su producción de gas natural en el país, con proyectos estratégicos en bloques de La Guajira y Córdoba.

En una entrevista con Valora Analitik, el CEO de NG Energy, Jorge Fonseca, reveló que la firma proyecta alcanzar una producción combinada de 120 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) para finales de 2026, sumando diferentes frentes de operación activa y en desarrollo.

En el bloque María Conchita, ubicado en La Guajira, NG Energy está finalizando la perforación del pozo Aruchara-4, que podría aportar entre 10 y 13 MPCD de gas por día. Con ello, el bloque espera alcanzar una producción total de entre 26 y 27 MPCD de aquí al cierre de 2025.
Fonseca subraya que el reto no es solo extraer el gas, sino también contar con la capacidad de transporte y procesamiento adecuada para llevarlo al mercado nacional.

En ese sentido, la empresa ya cuenta con un gasoducto conectado con Transportadora de Gas Internacional (TGI) y una planta ampliada con capacidad para manejar hasta 30 MPCD.

Una vez confirmado el éxito del pozo Aruchara-4, NG Energy planifica iniciar un “workover” entre diciembre y enero, y posteriormente la perforación de Aruchara-5.

Bloque Sinu-9 (Córdoba)

En el departamento de Córdoba, el bloque Sinu-9 representa otro eje clave de crecimiento para la empresa. Actualmente dispone de un gasoducto con capacidad para 30 MPCD y dos plantas de tratamiento capaces de procesar hasta 60 MPCD.

Fonseca explica que para fines de diciembre se adicionarán 10 MPCD más de capacidad, y para el primer trimestre de 2026 se espera tener “la segunda línea completamente conectada”, lo que permitirá manejar en total hasta 60 MPCD.

Por ahora, los pozos Brujo-1X y Mágico-1X están aportando entre 25 y 26 MPCD de producción en este bloque, y la perforación del próximo pozo, Hechicero, está programada entre finales de noviembre y principios de diciembre.

Más allá de las operaciones inmediatas, NG Energy también mira hacia adelante. En La Guajira, el bloque Tiburón está en etapa exploratoria. Según Fonseca, está ubicado en una misma línea geológica que formaciones vecinas ya productivas, Chuchupa y Ballena en Colombia, y La Perla en Venezuela, lo que le genera expectativas para iniciar actividades exploratorias hacia finales de 2026.

En cuanto al panorama energético del país, el ejecutivo advierte que Colombia enfrenta un déficit estructural de gas, pues muchos de los campos más viejos están ya en declinación de producción. La única manera de revertir esta tendencia, afirma, es con nuevos descubrimientos y desarrollos. “El país necesita abrir nuevas rondas y hacerlas más competitivas… hoy las inversiones se están yendo a países como Argentina, Brasil o Guyana”.

Para respaldar su expansión, NG Energy destinará en Colombia US$150 millones procedentes de la venta de participaciones en la francesa Maurel & Prom. Estos recursos se usarán en el bloque Sinu-9, en la perforación de seis nuevos pozos y en la ampliación de infraestructura.

“Todo ese dinero se queda en el país para fortalecer la producción nacional de gas y mitigar el desfase entre oferta y demanda”, subrayó Fonseca.

¿Qué tanto puede mover la aguja?

El plan combinado de los bloques María Conchita y Sinu-9 apunta a 120 MPCD de producción bruta al cierre de 2026. Si se cumple el programa, su impacto será relevante en un mercado que busca mayor autosuficiencia y menores importaciones de gas.

En un contexto en que muchos campos tradicionales declinan, y donde la competencia global por capitales petroleros/gasíferos se intensifica, la empresa busca moverse con agilidad. La apuesta de NG Energy se alinea con las demandas crecientes de Colombia por asegurar su suministro de gas, una fuente clave de energía de transición.

Al enfatizar la necesidad de nuevas rondas de exploración más competitivas, Fonseca pone el foco en el entorno regulatorio y de mercado, aludiendo a que Colombia debe adaptarse para seguir siendo atractiva. Esto tiene implicaciones para las políticas energéticas del país, la regulación y los incentivos para la inversión.

Con su estrategia en marcha, NG Energy se posiciona como uno de los actores clave dentro del sector de gas en Colombia: combinando producción, exploración, infraestructura e impacto local. Su éxito dependerá de que los pozos perforados, las plantas ampliadas y los ductos instalados funcionen de acuerdo al cronograma.

Gas Natural
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Arranca la comercialización del gas natural de Sirius

by Martín Rosas

Ecopetrol y Petrobras Sucursal Colombia anunciaron la formalización del esquema de Comercialización Conjunta para la venta temprana de la producción de gas del campo Sirius, que forma parte del Contrato GUA-OFF-0, costa afuera en el Caribe colombiano.

El mecanismo de comercialización conjunta busca garantizar la asignación eficiente, pública y objetiva del gas natural proveniente del campo Sirius.

Del total de la producción esperada del campo, estimada en 470 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), Ecopetrol y Petrobras acordaron la comercialización temprana de hasta 249 MPCD (cerca del 25% de la demanda nacional), para un periodo de hasta seis (6) años, bajo la modalidad de Contrato Firme Sujeto a Condiciones, establecida en la regulación y normativa vigente (Decreto 1467).

El esquema de comercialización es: 113 GBTUD a seis años; 86 GBTUD a cinco años, y 50 GBTUD a tres años.

Las compañías estiman concluir el proceso de Comercialización Conjunta, con la firma de contratos de venta de gas, a más tardar el 12 de diciembre de 2025.

Según declaraciones de Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, este gas saldría con un costo inferior al 40% respecto del gas importado en los últimos años.

La fórmula para calcular el precio del gas de Sirius es una variable atada a la cotización Henry Hub más una constante.

El inicio de producción del campo Sirius, con fecha estimada en 2030, está condicionado a la obtención de las licencias y permisos requeridos por las autoridades competentes y al cumplimiento de los hitos de aprobación del proyecto de desarrollo.

En ese sentido, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras Colombia, dijo que es posible que se adicionen más consultas a las actuales 120 comunidades, pero que eso no retrasaría el cronograma del proyecto.

El desarrollo y puesta en operación de Sirius, incluida su conexión al Sistema Nacional de Transporte, avanzan conforme a la normatividad vigente y a la disponibilidad de la infraestructura requerida.

Entre las condiciones técnicas del campo, se construirá un gasoducto submarino de 117 kilómetros, entre los pozos, frente a la costa del Magdalena, y la estación Ballena, en La Guajira, que tiene una capacidad de procesamiento de 530 MPCD.

Según Moritz, el campo tendrá cuatro pozos productores y no tendrá equipos flotantes, por lo que no habrá contaminación visual ni de ruido.  

La información y los documentos con las bases del proceso y el mecanismo de asignación que se implementarán para la Comercialización Conjunta están disponibles en los portales:

Industria
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Las competencias que necesitan los partners IT para sobresalir en el mercado

by Martín Rosas

La irrupción de la inteligencia artificial, la necesidad de mayor eficiencia energética y el compromiso con la sostenibilidad están a la orden del día. Hoy, los socios que combinan conocimiento técnico, visión consultiva y certificaciones especializadas se posicionan como piezas clave para acelerar la transición hacia infraestructuras digitales más resilientes, eficientes y sostenibles en América Latina.

En un entorno empresarial definido por la inteligencia artificial, la automatización y la sostenibilidad, los partners tecnológicos se enfrentan a una transformación profunda. Ya no basta con ofrecer soluciones; hoy, la clave está en desarrollar nuevas competencias que les permitan anticiparse al cambio, integrar tecnologías emergentes y convertirse en verdaderos asesores estratégicos para sus clientes.

La rápida adopción de IA, la transición energética y la digitalización industrial están reconfigurando el mercado latinoamericano. Según IDC, más del 60%de las empresas en la región acelerarán la automatización de sus operaciones para 2026, y más del 45% busca partners que integren soluciones basadas en IA y eficiencia energética.

Pero el reto no es solo técnico, también es cultural: adaptarse a un modelo de negocio más consultivo, sostenible y centrado en el cliente.

De distribuidores a aliados estratégicos

El canal ha dejado de ser un simple intermediario entre fabricante y cliente para convertirse en un socio estratégico que impulsa la transformación digital. Hoy, los partners tienen la responsabilidad de entender a fondo los retos de negocio de sus clientes y acompañarlos en la integración de soluciones que conecten la infraestructura física, el software y los servicios de gestión.

El modelo tradicional de distribución ya no es suficiente. Las empresas buscan aliados que no solo vendan tecnología, sino que diseñen estrategias de eficiencia energética, automatización y sostenibilidad adaptadas a cada entorno.

“El éxito de los partners ya no se mide solo en ventas, sino en su capacidad para generar impacto sostenible. Quienes comprendan las necesidades del cliente, integren la tecnología de manera inteligente y apuesten por la formación continua, serán los líderes del nuevo ecosistema digital”, afirma Natalia Mora, IT Channel Manager SAM de Secure Power – Schneider Electric.

De acuerdo con IDC, el 80% de los partners a nivel global ya ha invertido en fortalecer sus credenciales de sostenibilidad, respondiendo a la creciente demanda de los clientes por prácticas responsables y medibles.

Además, más del 55% de las empresas europeas integran criterios de sostenibilidad (KPIs) en sus procesos de selección de partners, lo que demuestra que la sostenibilidad se ha convertido en un diferenciador competitivo y un requisito para crecer en mercados maduros.

En este sentido, los partners que más destacan son aquellos capaces de ofrecer asesoría consultiva, identificar oportunidades de ahorro energético y apoyar a sus clientes en la reducción de emisiones. Además, las alianzas más exitosas se construyen sobre esquemas de colaboración estrecha con los fabricantes, donde el intercambio de datos, la coinnovación y la especialización sectorial son claves para generar valor a largo plazo.

Competencias técnicas y digitales para una nueva era

En un entorno dominado por la inteligencia artificial, el edge computing y la automatización, y las competencias técnicas se han convertido en el principal motor del crecimiento del canal. La formación continua en ciberseguridad, gestión energética y eficiencia operativa permite a los partners adaptarse a entornos híbridos y sostenibles, al tiempo que responden a la demanda de soluciones integradas para infraestructuras digitales críticas.

En Latinoamérica, Schneider Electric aporta mediante su programa global EcoXpert, una red exclusiva de partners certificados que integran la electrificación, la automatización y la digitalización para ofrecer soluciones sostenibles de alto impacto.

A través de este programa, los aliados acceden a formación técnica continua, certificaciones especializadas por segmento —como Power Continuity, Critical Infrastructure, Precision Cooling y DCIM—, y herramientas digitales que potencian su crecimiento comercial y su rol como consultores de sostenibilidad.

En la región SAM, el programa se ha convertido en un motor de profesionalización del canal, generando sinergias entre distribuidores, integradores y especialistas en servicios, y consolidando una comunidad de partners preparados para los retos del mercado digital.

El valor de la sostenibilidad y la eficiencia energética

El reporte de IDC Worldwide Sustainability/ESG 2024 Predictions menciona que para 2026, el 60% de las grandes organizaciones exigirán una estrategia de neutralidad de carbono como parte de sus procesos de compra. Esto significa que la sostenibilidad dejó de ser un compromiso reputacional para convertirse en un motor de competitividad y rentabilidad.

No se trata solo de ofrecer soluciones de bajo consumo, sino de asesorar estratégicamente sobre la gestión de la energía, la descarbonización y la integración de tecnologías digitales que permitan medir, optimizar y reportar resultados.

En este contexto, las alianzas con fabricantes que cuentan con un portafolio integral de eficiencia energética, software de gestión y soluciones IoT, como los que promueve el ecosistema de Schneider Electric, permiten a los partners posicionarse como consultores de sostenibilidad, capaces de ayudar a las organizaciones a reducir costos operativos y su huella ambiental al mismo tiempo.

Los próximos años marcarán la diferencia entre quienes se limitan a vender tecnología y quienes impulsan soluciones que transforman industrias completas.

Con el programa EcoXpert y la incorporación de nuevas certificaciones enfocadas en infraestructuras críticas, IA aplicada a la gestión energética y soluciones de edge computing, Schneider Electric eleva el estándar de especialización del canal en la región.

Industria
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Enel Colombia acelera la transición energética con 400 MW solares y nuevas subestaciones

by Martín Rosas

Con 400 MW solares en construcción, subestaciones estratégicas en marcha y una expansión sostenida de su base de clientes, Enel Colombia refuerza su papel como actor clave de la transición energética en el país.

Enel Colombia continúa su trabajo en la transición energética del país, con inversiones que fortalecen la infraestructura eléctrica y amplían la generación con fuentes renovables.

Durante los primeros nueve meses de 2025, la compañía destinó más de 1,9 billones de pesos a proyectos que buscan mejorar la calidad y confiabilidad del servicio, impulsar la movilidad eléctrica y contribuir al desarrollo sostenible de las regiones donde opera.

El impulso inversor se refleja en los resultados financieros: entre enero y septiembre, Enel Colombia registró un EBITDA consolidado de 5,7 billones de pesos y una utilidad neta de 2,56 billones, respaldadas por un modelo de negocio que combina crecimiento y sostenibilidad.

Avances en energía solar y modernización hidroeléctrica

Uno de los hitos del trimestre fue la entrada en fase de pruebas del Parque Solar Guayepo III, que recientemente inyectó su primer kilovatio al Sistema Interconectado Nacional. Con un avance del 76% y una inversión superior a 920.000 millones de pesos, este complejo de 180 MWac reúne más de 450.000 paneles solares y ha generado 1.650 empleos durante su construcción.

En paralelo, avanza el Parque Solar Atlántico, también de 180 MWac, que ya alcanza un 68% de ejecución y una inversión estimada de 832.000 millones de pesos. En conjunto, ambos proyectos suman 360 MWac de capacidad solar y refuerzan la apuesta de Enel por diversificar la matriz energética colombiana.

Gracias a estos desarrollos, Enel Colombia se mantiene como el principal generador de energía solar del país, con una producción acumulada de 1,1 TWh entre enero y septiembre, equivalente al 35% de la generación solar nacional.

Además de su expansión en renovables, la compañía avanza en la modernización de las hidroeléctricas Paraíso y La Guaca, con una inversión cercana a 40.000 millones de pesos destinada a reforzar la confiabilidad del suministro eléctrico de Bogotá y el oriente del país. Estas centrales, con una capacidad conjunta de 600 MW, aportan cerca del 3% de la demanda nacional.

Durante el periodo también se concretó la venta del proyecto eólico Windpeshi a Ecopetrol, tras el cumplimiento de las condiciones contractuales, mediante el traspaso del 100% de la sociedad Wind Autogeneración S.A.S.

Al cierre de septiembre, Enel Colombia ocupó la segunda posición entre los generadores de energía del país, con una participación del 19,3% en capacidad instalada neta y del 20,2% en energía entregada al Sistema Interconectado Nacional. Su generación total en los primeros nueve meses del año ascendió a 12.688 GWh, impulsada por condiciones hidrológicas favorables y el crecimiento de la energía solar.

Infraestructura eléctrica para la movilidad sostenible

En el frente de distribución e infraestructura, Enel Colombia ha realizado inversiones en subestaciones eléctricas que acompañan el desarrollo urbano y la movilidad sostenible.

En el tercer trimestre de 2025, la compañía inauguró la Subestación Tren de Occidente, en Facatativá, con una inversión cercana a 75.000 millones de pesos. Esta infraestructura será el primer punto de conexión del RegioTram de Occidente, el sistema de transporte masivo 100% eléctrico que movilizará a unos 130.000 pasajeros diarios y beneficiará a más de 226.000 habitantes de la Sabana Occidente. Diseñada con tecnología digital y automatización avanzada, la subestación garantiza energía confiable y segura para la movilidad eléctrica y el desarrollo regional.

A la par, Enel avanza en la finalización de dos proyectos estratégicos para Bogotá: la Subestación Porvenir, cuya entrada en operación está prevista para noviembre, y la Subestación Montevideo, que concluirá en diciembre. Ambas serán fundamentales para la Primera Línea del Metro de Bogotá y el propio RegioTram, además de mejorar la calidad del servicio en localidades como Bosa, Puente Aranda y Teusaquillo.

También continúa la construcción de la Subestación Bochica, en Gachancipá, dentro del plan Bogotá Región 2030. Su puesta en marcha, prevista para finales de 2025, atenderá el crecimiento industrial de la zona y reforzará la confiabilidad del suministro eléctrico en el norte de Cundinamarca.

Además, en coordinación con el Instituto de Desarrollo Urbano (IDU), la empresa adelanta obras eléctricas preventivas para proyectos viales como la Avenida 68 y la Autopista Norte, con el objetivo de garantizar la disponibilidad de redes y minimizar afectaciones durante las obras civiles.

En el ámbito regional, Enel da continuidad a la modernización del sistema eléctrico de Cundinamarca con la construcción de las Líneas de Alta Tensión La Guaca–Colegio 1 y 2, que beneficiarán a más de 73.000 habitantes de los municipios de La Mesa, Tena y El Colegio, mejorando la calidad y continuidad del servicio.

Con estos avances, Enel Colombia superó los cuatro millones de clientes en el país, consolidándose como el principal operador de distribución eléctrica. La compañía también reportó mejoras en los indicadores de calidad del servicio: redujo en 7,9% el SAIDI (duración promedio de interrupciones) y en 13,8% el SAIFI (frecuencia de interrupciones), reflejando una mayor eficiencia operativa y confiabilidad del sistema.

En el ámbito internacional, Enel Green Power Panamá entregó Certificados Internacionales de Energía Renovable (I-REC) a nueve empresas líderes, equivalentes a más de 144.000 MWh, impulsando la trazabilidad de la energía limpia en la región.

Industria
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La producción de petróleo y gas en Colombia sigue de capa caída

by Martín Rosas

Aunque la inversión extranjera directa (IED) en el sector mostró un crecimiento notable durante el primer semestre del año, la producción de petróleo y gas continúa en terreno negativo, según revela el más reciente Informe de Taladros y Producción de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).

Efectivamente, entre enero y agosto de 2025, la producción promedio de petróleo fiscalizado alcanzó los 747,3 mil barriles por día (KBPD), lo que representa una caída del 4,2% frente al mismo periodo de 2024, equivalente a 33.000 barriles diarios menos.

La cifra consolida una tendencia descendente que se ha mantenido desde finales del año pasado, marcada por factores operativos, ambientales y sociales.

En el caso del gas natural, el retroceso fue aún más pronunciado. La producción fiscalizada se situó en 1.269 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), una disminución del 12,4% respecto al año anterior, mientras que la producción comercializada —aquella efectivamente vendida al mercado— fue de 807,9 MPCD, un 17,7% menor que la de 2024.

Este comportamiento se refleja también en el comercio exterior. Durante los primeros ocho meses del año, las exportaciones de petróleo y derivados totalizaron 8.557 millones de dólares FOB, un 16,7% menos que en el mismo periodo del año anterior. El impacto de la menor producción, sumado a la caída en los precios internacionales, ha reducido el flujo de divisas hacia el país.

Más inversión, pero menos ingresos fiscales

A pesar del panorama productivo adverso, la inversión extranjera directa en el sector petrolero mostró señales positivas. Entre enero y junio de 2025, la IED alcanzó 1.514 millones de dólares, un incremento del 15,6% respecto al mismo periodo de 2024.

Según Campetrol, este aumento refleja la confianza de los inversionistas en la estabilidad del sector, especialmente en proyectos de recobro mejorado y optimización de campos maduros.

Sin embargo, los beneficios fiscales no acompañaron esta tendencia. En el primer semestre del año, las regalías por explotación de hidrocarburos sumaron 3,5 billones de pesos, un 14,9% menos que en 2024.

Esta reducción afecta directamente los ingresos de las regiones productoras, que dependen en buena medida de estos recursos para financiar proyectos sociales y de infraestructura.

Comportamiento reciente

En agosto de 2025, la producción diaria de petróleo se ubicó en 750,1 KBPD, una leve alza del 0,5% frente a julio, aunque aún 3,5% por debajo del mismo mes del año anterior. En cuanto al gas, la producción fiscalizada fue de 1.218 MPCD, con un aumento mensual de 1,9%, pero una caída interanual del 15,1%.

El DANE reportó que las exportaciones petroleras de agosto alcanzaron 960 millones de dólares, una reducción del 25,8% frente a 2024 y del 13,3% frente a julio.

El comportamiento se explica, en parte, por la volatilidad de los precios internacionales: la referencia Brent se mantuvo estable en septiembre en 68 dólares por barril, apenas un 0,1% más que en agosto, pero 8,2% por debajo del valor observado un año atrás.

Taladros, con leve recuperación

En materia de actividad operativa, septiembre cerró con 112 taladros activos en el país, de los cuales 31 corresponden a perforación y 81 a reacondicionamiento. Esta cifra representa un incremento del 2,8% interanual, aunque sin variaciones frente a agosto.
El número de taladros de perforación aumentó en dos equipos respecto al mismo mes de 2024, mientras que los de reacondicionamiento sumaron uno más.

Para Campetrol, el dato evidencia una estabilización en la actividad de campo, impulsada por el repunte parcial de inversiones, pero todavía lejos de los niveles de 2019 o 2022.

Retos en las regiones productoras

El informe también advierte sobre alertas sociales y logísticas en zonas petroleras clave. En departamentos como Antioquia (Yondó), Córdoba (Pueblo Nuevo y Sahagún), Meta (Puerto Gaitán) y Santander (Barrancabermeja), se presentaron bloqueos y retenes ciudadanos que exigen certificados de residencia para la contratación de personal y la compra de bienes y servicios locales.
Estas acciones, aunque impulsadas por demandas de empleo regional, han afectado el movimiento de equipos y la normalidad operativa de los campos, generando demoras y sobrecostos en las operaciones.

Sector en transición

En conjunto, los datos confirman que el sector petrolero colombiano enfrenta un año de ajustes. La caída en la producción y en las exportaciones contrasta con el aumento en la inversión extranjera y la relativa estabilidad del número de taladros.

El país sigue dependiendo en gran medida de los ingresos provenientes de los hidrocarburos, pero la disminución de regalías y de divisas exportadoras podría reabrir el debate sobre la necesidad de acelerar la diversificación energética y fortalecer la seguridad jurídica para mantener la confianza inversionista.

El cierre de 2025 será crucial para determinar si la industria logra revertir la tendencia descendente o si el sector entra definitivamente en un nuevo ciclo de menor producción estructural.

Opinión
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Con una Ley apagarán a Colombia

by Martín Rosas

La semana pasada, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, radicó el proyecto de ley de tarifas, que no es más que un engaño, es “La Ley del Apagón”.

Por: JUAN ESPINAL*

El Gobierno Petro no ha logrado solucionar el problema de las tarifas eléctricas que afecta especialmente a la Costa Caribe. Por el contrario, lo único que ha hecho es profundizar la crisis de un sector que ha resistido y que resulta fundamental para la vida cotidiana de todos los colombianos.

La semana pasada, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, radicó el proyecto de ley de tarifas, que no es más que un engaño, es “La Ley del Apagón”.

Promete reducir los costos con una ley que, en realidad, desmonta el sistema energético, politiza la fijación de precios y aplica su famoso “shu shu shu” a la soberanía energética del país. ¿De qué alivio hablan si el Gobierno sigue sin pagar más de $4 billones en subsidios de energía para los estratos 1, 2 y 3?

Estamos ante un proyecto de ley que no resuelve absolutamente nada. Colombia enfrenta hoy la mayor estrechez de oferta de energía en los últimos 30 años, con un margen de seguridad de energía firme que apenas llega al 1%.

Según la UPME y XM, desde 2026 habría un déficit de energía firme en horas críticas, agravándose seriamente en 2027. Presentar, en medio de esta coyuntura, una “solución” mediante un proyecto de ley que modifica la estructura del mercado energético es un error estratégico que, de ser aprobado por el Congreso, generará un efecto inmediato de desconfianza entre los inversionistas.

Desde el inicio del Gobierno Petro se han tomado decisiones completamente ideologizadas que representan un alto riesgo para la estabilidad energética del país.

Este proyecto es un verdadero adefesio: desnaturaliza las leyes 142 y 143, debilita el carácter técnico de la CREG al permitir el ingreso de perfiles sin experiencia, elimina la reelección de comisionados y reduce su mandato seguramente para abrocharlo al periodo del gobierno de turno, lo que supone una pérdida total de estabilidad institucional.

Además, introduce discriminaciones tarifarias por tecnología, deteriorando la competitividad energética del país; pretende prohibir la remuneración de inversiones ya depreciadas en hidroeléctricas, desconociendo el valor del capital financiero; sustituye el mecanismo de mercado por un régimen de precios basado en costos, lo que en la práctica implica estatizar el sector; y busca aumentar la carga de burócratas que terminarán definiendo los márgenes de rentabilidad de un sector intensivo en riesgo y capital.

Y como si todo lo anterior fuera poco, el proyecto crea nuevas cargas e impuestos, imponiendo una contribución adicional del 2% sobre las ventas de generación hidroeléctrica para las comunidades locales. Esto se suma a una reforma tributaria que ya había elevado en más de 2 puntos la renta del sector.

Colombia tiene hoy uno de los regímenes fiscales más altos del mundo en generación eléctrica.

Finalmente, toca el Cargo por Confiabilidad. Gracias a este mecanismo, Colombia no ha tenido apagones desde 1992. Esta ley establece que la remuneración por confiabilidad aplicará principalmente a nuevas plantas o a las que hagan adecuaciones importantes. Es decir, muchas hidroeléctricas y térmicas que hoy reciben pagos fijos por confiabilidad podrían salir del sistema si no se les remunera esa disponibilidad, lo cual, podría reducir el colchón de seguridad energética ante sequías o fallas.

Esta ley no baja tarifas. Las encarece, las politiza y destruye el equilibrio técnico que ha sostenido la energía del país durante tres décadas.

Hago un llamado al sector para que no esconda la cabeza. Este es el momento en que Colombia necesita urgentemente más inversión para evitar un apagón.

Lo único que propone este Gobierno es incertidumbre regulatoria, estatización encubierta del mercado y nuevos desincentivos tributarios.

Este proyecto de ley, en efecto, no es otra cosa que la ley del apagón.

*Representante a la Cámara por Antioquia.

Industria
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Se acerca la VIII Cumbre de Petróleo, Gas y Energía

by Martín Rosas

Colombia enfrenta el reto de garantizar energía suficiente y competitiva, impulsando la inversión en exploración y producción para asegurar el abastecimiento de petróleo, gas y energía.

La VIII Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, organizada por ACP, CAMPETROL, ACGGP y ACIEM, reunirá a más de 2.500 participantes nacionales e internacionales, consolidándose como el principal escenario de diálogo sobre seguridad, transición y desarrollo energético del país.

La VIII Cumbre será clave para definir rutas que fortalezcan la matriz energética, con soluciones basadas en ciencia, ingeniería, inversión y reglas estables que aseguren la competitividad, sostenibilidad y bienestar para los colombianos.

El sector en cifras

Entre enero y julio de 2025, la producción promedio de petróleo fiscalizado se ubicó en 746,9 KBPD y, la producción comercializada de gas en 809 MPCD (muy por debajo de lo que se menciona). Asimismo, la actividad de taladros de perforación se redujo un 28,9% (12 equipos menos). Esto se vio reflejado en la pérdida de más de 25.000 empleos entre directos e indirectos.

Estos indicadores reflejan la urgencia de promover la inversión, agilizar los proyectos y recuperar el dinamismo exploratorio para asegurar la sostenibilidad del abastecimiento energético.

Desde la ACGGP, su presidente, Jaime Checa, señaló que la ciencia será determinante en las discusiones: “La geología y el conocimiento técnico no son un lujo, son la base de decisiones responsables”. Colombia necesita seguridad energética, pero también sostenibilidad, y esa ecuación solo puede resolverse con evidencia científica”.

Para la ACIEM, su presidente, Carlos Arturo Cárdenas, el foco estará en la infraestructura: “La ingeniería debe ofrecer soluciones prácticas que permitan modernizar y proteger los sistemas energéticos. La Cumbre será un escenario para hablar de eficiencia, seguridad y competitividad con impacto real en la vida de los colombianos.”

Por su parte, Frank Pearl, presidente de la ACP, señala: “La VIII Cumbre es el lugar para ponernos de acuerdo en lo esencial: garantizar energía para los colombianos hoy y en los próximos años. Eso exige más inversión para sostener la producción, decisiones ágiles para destrabar proyectos y garantizar condiciones adecuadas para la viabilidad de las operaciones. Solo con reglas estables, seguridad y metas de país vamos a asegurar competitividad y desarrollo en una transición responsable”.

“Colombia tiene una valiosa ventana de oportunidad. Los recursos existentes pueden gestionarse de forma eficiente y sostenible para atender las necesidades fiscales, sociales y de transición energética. Las compañías que representamos generan empleo y desarrollo en las regiones, y la innovación será clave para la competitividad y el vínculo entre el sector y el país. Atraer inversión exige seguridad jurídica, eficiencia regulatoria y un entorno competitivo internacional, lo que también ayuda a mantener tarifas razonables para todos los colombianos.”, asegura Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de CAMPETROL.

La VIII Cumbre de Petróleo, Gas y Energía se desarrollará del 19 al 21 de noviembre de 2025, en el Centro de Convenciones de Cartagena.

La agenda incluye más de 120 conferencistas, 30 sesiones académicas, cuatro agendas simultáneas y una feria empresarial con más de 120 stands, además de ruedas de negocios que permitirán articular alianzas estratégicas entre empresas, inversionistas y comunidades. Los interesados pueden visitar la página oficial www.cumbrepetroleoygas.com.

Opinión
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¡Un exabrupto!

by Martín Rosas

De llegar a prosperar el dislate de vender su participación en el Permian, empeoraría la situación financiera de Ecopetrol, la cual ha registrado una caída de sus utilidades, que completó en junio pasado 10 trimestres consecutivos a la baja.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

El presidente Gustavo Petro se ha empecinado con terquedad aragonesa en que ECOPETROL se aparte del core de su negocio: explorar, explotar, transportar y refinar hidrocarburos.

Contra toda evidencia sostiene que “el tiempo del petróleo se acabó”. Ello lo llevó a ordenarle al presidente de la empresa Ricardo Roa “hacer una especie de exorcismo” de la empresa, y fue terminante al espetar “quítate el petróleo de la cabeza”.

Antes, en el marco de un Consejo de ministros realizado el 11 de febrero el presidente Petro increpó al ministro de Minas y Energía de entonces, Andrés Camacho, alegando que “si nosotros estamos contra el fracking -por la muerte de la naturaleza y la muerte de la humanidad – yo quiero que se venda esa operación, la del Permian, para invertirlo en energía”.

Pero ya era tarde, dado que el 3 de febrero se había acordado entre las partes, ECOPETROL y la OXY la prórroga de su contrato de asociación que data desde julio de 2019 hasta el 2027.

Pero el presidente Petro se resistió a dar su brazo a torcer e insistió en su cuenta de X el 14 de septiembre en que “ECOPETROL debería vender su participación en el Permian. Ahora, más recientemente, según ha trascendido a los medios, citó a Palacio a varios miembros de la Junta Directiva de ECOPETROL con el propósito de darle la directriz de salir del Permian.

Aduce el Petro que “el negocio que va a quebrar a ECOPETROL es Permian, el proyecto de fracking que la petrolera tiene en sociedad con la Oxy en Estados Unidos”.

Insiste además en que “Permian no es un buen negocio”, en que este es un negocio “chimbo”, cuando todas las cifras de la propia empresa lo desmienten y hablan por sí solas.

Hoy por hoy, esta es la inversión más rentable de cuantas posee el Grupo ECOPETROL en su portafolio: el costo del levantamiento del barril de crudo oscila entre los US $5 y los US $6, costo este que contrasta con el promedio en los campos en explotación en Colombia, el cual fluctúa entre los US $12 y los US $14. La producción proveniente del mismo está alrededor de 115.000 barriles/día, por encima de la producción de Rubiales, considerado el mayor campo productor en territorio nacional, representando el 15% de la producción total de ECOPETROL.

Además, las reservas a su haber están cifradas en 189 millones de barriles equivalentes, lo cual representa el 10% de todas las reservas con las que cuenta la estatal petrolera.

Y, como si lo anterior fuera poco, hablando de su rentabilidad, el margen EBITDA se sitúa en el 76%, en comparación con el promedio del resto de la operación de ECOPETROL que está entre el 30% y 40%.

De llegar a prosperar el dislate de vender su participación en el Permian empeoraría la situación financiera de la empresa, la cual ha registrado una caída de sus utilidades, que completó en junio pasado 10 trimestres consecutivos a la baja, un 78% en términos reales, entre los años 2022 y 2025.

De no ser por el Permian la situación habría sido más apremiante y de paso la de las finanzas del Estado, toda vez que dependen en gran medida del giro de los dividendos que le reporta como su principal accionista con el 88.49% de las acciones.

Renunciar al Permian sería una pésima imitación de quien invita a sus contertulios convidándolos a irse a otra fiesta ya que la que disfrutan está tan buena.

Según el experto Sergio Cabrales, “vender con descuento el negocio del Permian de ECOPETROL, valorado en aproximadamente US $5.500 millones, podría representar una disminución del 30% de la cotización actual de la acción”. Y la cereza del pastel sería que ECOPETROL tendría que pagar una penalidad por su desistimiento del orden de los US $400 millones.

De allí la reacción de parte de quienes hemos tenido la responsabilidad de conducir la política pública en materia de hidrocarburos, de los expertos y conocedores del sector, así como la férrea oposición a este desaguisado de parte de la Unión Sindical Obrera (USO,) la cual, por boca de su presidente, Cesar Loza, manifestaron su decisión de irse a la huelga a defender la empresa que ellos mismos gestaron con otra huelga, por considerar que este sería “un error que pone en serios riesgos las finanzas de ECOPETROL”. Un exabrupto.

Otra razón que nos llevó a encender todas las alarmas es el antecedente de lo que ocurrió con la fallida negociación que venía adelantando ECOPETROL para participar en la sociedad Crownrock, propiedad de la OXY para desarrollar el proyecto Oslo, ubicado en la misma cuenca del Permian.

En efecto, después de que la Junta Directiva lo había aprobado, por presiones del ejecutivo se echó para atrás y se descartó, según dijo el exministro de Hacienda Ricardo Bonilla, porque “el asunto es de coherencia… el petróleo sigue adelante, pero no con fracking”. De esta manera ya se había sentado un precedente al respecto, funesto, por cierto.

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

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Amazon comienza su primer proyecto nuclear

by Martín Rosas

El gigante tecnológico inició la construcción de la planta Cascade, basada en reactores modulares pequeños (SMR), una apuesta para alimentar sus centros de datos con energía limpia, segura y libre de carbono.

Hace apenas un año, Amazon sorprendió al mundo al anunciar una ambiciosa incursión en el terreno de la energía nuclear. Su objetivo: complementar sus inversiones en energía solar y eólica con una fuente capaz de operar las 24 horas del día, sin emisiones de carbono y con la fiabilidad que exige su enorme infraestructura digital.

Hoy, aquella promesa se concreta con Cascade Advanced Energy Facility, el primer proyecto de reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés) impulsado por el gigante tecnológico en Estados Unidos.

El complejo se construirá en Richland, estado de Washington, muy cerca de la planta eléctrica Columbia, y marcará un nuevo hito en la transición energética de las grandes corporaciones tecnológicas.

En colaboración con Energy Northwest, empresa pública de servicios eléctricos del estado, y X-energy, desarrollador líder de reactores nucleares avanzados, Amazon da así un paso decisivo hacia su meta de operar con energía 100 % libre de carbono.

Proyecto pionero en la nueva era nuclear

La instalación Cascade contará en su primera fase con una capacidad de 320 megavatios (MW), suficiente para abastecer a cientos de miles de hogares o, en este caso, a los crecientes centros de datos de Amazon Web Services (AWS), el corazón digital de la compañía. En fases posteriores, el proyecto podría ampliarse hasta 960 MW, equivalente a casi una planta nuclear tradicional.

“Esta instalación de vanguardia nos ayudará a reducir nuestras emisiones de carbono, apoyar nuestros objetivos de sostenibilidad e incorporar una nueva fuente de energía a la red”, afirmó Amazon al presentar el proyecto.

La compañía subraya que la energía nuclear avanzada será clave para alimentar las tecnologías que definen la era digital —desde la inteligencia artificial hasta los servicios en la nube— con electricidad libre de emisiones las 24 horas del día.

El proyecto se inscribe dentro del Fondo de Compromiso Climático de Amazon, con el que la empresa ha destinado miles de millones de dólares a tecnologías de energía limpia. En octubre de 2024, la compañía ya había firmado acuerdos para explorar proyectos de SMR con Energy Northwest y Dominion Energy, además de asociarse con Talen Energy en Pensilvania para ubicar centros de datos junto a plantas nucleares existentes. Cascade es, por tanto, el primer fruto tangible de esa estrategia.

¿Qué son los SMR y por qué atraen a Amazon?

Los small modular reactors representan la nueva generación de energía nuclear. A diferencia de los reactores tradicionales, se construyen en módulos estandarizados y de menor tamaño, lo que reduce costos, acorta plazos de construcción y mejora la seguridad operativa. Además, al ocupar menos espacio, pueden instalarse más cerca de los centros de consumo energético.

El diseño que utilizará Amazon, denominado Xe-100, es una creación de X-energy. Emplea un combustible encapsulado que resiste altas temperaturas y elimina el riesgo de fusión del núcleo, una de las mayores preocupaciones históricas de la energía nuclear.

“Este proyecto no se trata solo de nueva tecnología; se trata de crear una fuente confiable de energía libre de carbono que impulse nuestro creciente mundo digital”, declaró Kara Hurst, directora de sostenibilidad de Amazon.

Desde la perspectiva técnica, la modularidad permite que cada unidad de 80 MW se construya en fábrica y se transporte al sitio de instalación, lo que simplifica la logística y mejora los controles de calidad. Según X-energy, la planta completa ocupará apenas unas manzanas, en contraste con los extensos kilómetros cuadrados que suelen requerir las centrales nucleares convencionales.

Empleo, innovación y desarrollo local

El impacto del proyecto no se limitará solo al suministro energético. En las comunidades del Tri-Cities (Pasco, Kennewick y Richland), se espera una importante reactivación económica y educativa. Energy Northwest estima que la construcción de Cascade generará más de 1.000 empleos directos y alrededor de 100 puestos permanentes en operación, ingeniería y mantenimiento.

Para fortalecer la formación técnica, el Columbia Basin College lanzó el Centro de Aprendizaje Energético, financiado por el Departamento de Energía de Estados Unidos. Allí se instalará un simulador de control del reactor Xe-100, parecido a un simulador de vuelo, que permitirá capacitar a los futuros operadores nucleares.

“Invertir en simuladores de capacitación avanzada prepara a los futuros operadores y sienta las bases para una fuerza laboral en energía limpia que impulsará nuestra región durante las próximas décadas”, afirmó Bob Schuetz, director Ejecutivo de Energy Northwest.

De la carbono neutralidad a la independencia energética

Amazon logró en 2024 igualar el 100 % de su consumo eléctrico global con energía renovable —siete años antes de lo previsto—, convirtiéndose en el mayor comprador corporativo de energía renovable del mundo. Sin embargo, el crecimiento exponencial de su red de centros de datos y la irrupción de la inteligencia artificial han multiplicado sus necesidades energéticas, lo que obliga a buscar fuentes complementarias a la solar y la eólica.

La energía nuclear avanzada se presenta como una alternativa estable y libre de carbono, capaz de operar sin interrupciones. Según Matt Garman, director Ejecutivo de AWS, “una de las maneras más rápidas de abordar el cambio climático es la transición hacia fuentes de energía escalables y libres de carbono, y la energía nuclear cumple con ambas condiciones”.

El apoyo de Amazon también ha sido decisivo para acelerar el desarrollo de X-energy. Su director Ejecutivo, J. Clay Sell, destacó que la alianza “ha permitido ampliar el equipo, acelerar la madurez de la tecnología y posicionar a Cascade a la vanguardia de la innovación energética”.

Una apuesta con mirada global

El interés de Amazon no es aislado. En 2025, la compañía se unió a Google, Meta y Dow, junto con 140 empresas del sector nuclear y 31 países, para respaldar el objetivo global de triplicar la capacidad nuclear para 2050, una meta impulsada por la Agencia Internacional de Energía (AIE).

La magnitud del desafío es enorme, pero también lo es el impacto potencial. Los acuerdos firmados por Amazon podrían incorporar más de 5 gigavatios (GW) de nueva energía nuclear a la red estadounidense antes de 2040, suficiente para abastecer a 3,8 millones de hogares.

Con Cascade, Amazon no solo diversifica su matriz energética, sino que envía un mensaje al resto de la industria tecnológica: la sostenibilidad ya no se mide solo en paneles solares o turbinas eólicas, sino también en la capacidad de adoptar soluciones nucleares seguras y modernas.

El proyecto, que comenzará su construcción a finales de esta década y entrará en operación en la próxima, podría marcar el inicio de una nueva etapa en la historia de la energía corporativa. Una en la que el átomo vuelve a cobrar protagonismo, no como amenaza, sino como aliado en la lucha contra el cambio climático.

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