Autor: Martín Rosas

Industria
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Taladro Escuela: un referente mundial en la industria de oil & gas

by Martín Rosas

El Taladro Escuela del SENA es el único al servicio público que existe en América y es un referente mundial en la formación de personal para la industria petrolera.

De las múltiples actividades que encierra la industria de los hidrocarburos, la perforación de pozos es la más crítica, pues allí es donde se juegan todos los recursos, es la hora de la verdad del sector.

En la operación de perforación —que puede tardar entre algunas semanas y varios meses, de acuerdo con la profundidad y los retos de la formación geológica—, confluyen años de estudios y millonarias inversiones. Es el momento de mayor tensión en las compañías, pues de los resultados obtenidos se sabe si el proyecto es viable técnica y económicamente.

Esa actividad requiere de decenas de personas involucradas, desde ingenieros hasta operarios y personal de servicios, para que en un trabajo coordinado lleven a superficie el recurso anhelado: gas y petróleo.

Por eso es que se requiere de personal altamente capacitado para esas labores que involucran, entre otras, el manejo del taladro, la elaboración de lodos de perforación, y el manejo de brocas y tuberías en la mesa de trabajo del taladro, además de labores que cubren áreas de salud y seguridad en el trabajo y manejo ambiental.

Pensando en ofrecer esa formación fue que en 2014 la industria petrolera de Colombia adoptó la iniciativa de crear un taladro escuela. Finalmente, Ecopetrol destinó 5,7 millones de dólares para la compra del taladro, que fue ubicado en un terreno de 3,8 hectáreas en el Centro Agroindustrial de la seccional Meta del SENA, cerca a Villavicencio.

El Taladro Escuela comenzó a operar desde 2017, donde se simulan procesos reales de la operación de la industria de hidrocarburos, y hasta el momento ha formado más de siete mil técnicos y operarios.

El taladro es de quinta generación, funciona con un motor eléctrico de 400 caballos, que reduce el nivel de ruido, y tiene capacidad de perforar hasta una profundidad de 2.000 pies.

Sus servicios de aprendizaje están abiertos a todas las empresas de la industria, con lo cual se ahorran tiempo y logística en la preparación de personal en sus propios campos.

Por eso, el Taladro Escuela no solo se ha convertido en el único taladro público de América, sino en un referente en el resto del mundo. Por ejemplo, empresas como la multinacional Halliburton trae sus operarios de todos los rincones del planeta para formarse en este centro de capacitación especializada.

Geotermia, el nuevo reto del SENA

En las mismas instalaciones del Taladro Escuela y gracias al conocimiento adquirido, el SENA adelanta un proyecto de investigación para utilizar la hidrotermia en proyectos de climatización.

El proyecto denominado ‘Geotermia de baja entalpía, recursos renovables disponibles para todos’, se dirige a aprovechar las aguas calientes subterráneas para dirigirlas a una bomba de calor y generar frío o calor en superficie, según las necesidades, y climatizar ambientes como edificaciones o invernaderos.

Este proyecto es pionero en Colombia. Fue formulado en 2023 por el ingeniero Jorge Daniel Zipa Rodríguez, quien en sus inicios también fue el coordinador académico del Taladro Escuela.

“En 2024 se hizo todo el proceso de contratación y este año cuando llegaron los equipos empezamos con la perforación. El proceso consiste en establecer puntos de perforación para hacer circular un fluido y que ese fluido llegue a una bomba de calor”, señala el ingeniero Jorge Jaramillo, supervisor del proyecto.

Además, agrega que en Estados Unidos se ha avanzado mucho en esta tecnología y los pozos petroleros que han sido abandonados los están utilizando para producción hidrotérmica.

Una vez terminado el proyecto de Villavicencio, el taladro de perforación se trasladará a las instalaciones del SENA de Cedeagro en Duitama y luego a Barrancabermeja, para hacer pilotos similares, en el primero para generar calefacción y en el segundo frío.

Finalmente, Jaramillo señala que Colombia tiene un potencial en geotermia por encontrarse en el Cinturón de Fuego del Pacífico, que genera gran actividad volcánica.

Industria
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Subestación Bochica entrará en operación antes de que termine el 2025

by Martín Rosas

Con una inversión aproximada de $73 mil millones, las obras incluyen la construcción de la Subestación, una nueva línea de alta tensión y redes de media tensión. Los trabajos iniciaron en mayo de este año y se prevé su finalización para finales de 2025.

Enel Colombia avanza en la construcción de la Subestación Eléctrica Bochica, una infraestructura que robustece el sistema de distribución de energía en Cundinamarca y Bogotá.

La obra, que forma parte del Plan de expansión Bogotá – Región 2030, responde a la creciente demanda energética generada por el desarrollo de proyectos residenciales, industriales, comerciales y de infraestructura en la Sabana Centro.

El proyecto, que ya presenta un avance del 78%, fue autorizado por la Corporación Autónoma Regional (CAR) mediante resolución, que establece los lineamientos ambientales y sociales para su ejecución.

Ubicada en la vereda La Aurora del municipio de Gachancipá, la Subestación Bochica contará con cuatro transformadores de potencia y una capacidad total de 130 MVA. Además, se conectará a la línea existente Termozipa-Sesquilé mediante nuevas líneas de transmisión de 115 kV, y se complementará con circuitos de distribución de media tensión que garantizarán el suministro eléctrico a clientes residenciales, comerciales e industriales.

Además de mejorar la capacidad energética, el proyecto beneficiará a más de 20.200 habitantes del municipio de Gachancip y generará alrededor de 150 empleos, entre directos e indirectos.

Una vez la estructura esté lista, beneficiará a los usuarios de Gachancipá y de la zona norte de Cundinamarca, y aumentará la capacidad energética de la región para cubrir las proyecciones de crecimiento de la población, que para el 2035 se estiman sean de alrededor del 16%, según el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE).

Alternativos/Vehicular
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Lanzan campaña ‘Bogotá a 2KM’: un punto de carga cerca

by Martín Rosas

Klik Energy y MubOn lanzaron la campaña “Bogotá 2Km: Energía que te encuentra”, una estrategia diseñada para acelerar la adopción de la movilidad eléctrica en la capital.

Su propósito es garantizar que cada vehículo eléctrico en Bogotá tenga a menos de 2 kilómetros un punto de carga rápida. Para hacerlo posible, cada estación requiere una inversión estimada entre 150 mil y 200 mil dólares, que incluye la construcción de la subestación, las obras civiles y la instalación de cargadores dobles (4 plazas de parqueo) de 80 kW, con distribución simultánea de 40-40 kW por cargador.

Durante el primer año, se proyecta una inversión de hasta 2 millones de dólares en la instalación de entre 10 y 14 puntos de carga rápida, ubicados en centros estratégicos de la capital junto a un aliado del sector retail.

La alianza entre Klik Energy y MubOn canalizará los recursos para la construcción y adecuación de la infraestructura, bajo un esquema de compromiso compartido “skin in the game” por parte de ambas compañías.

El propósito es alcanzar 60 puntos de carga en Bogotá en los próximos tres años y duplicar esa cifra en el siguiente trienio, llegando a un total de 132 estaciones en la capital. Adicionalmente, se proyecta la instalación de 30 puntos en otras ciudades como Medellín, Cali y Bucaramanga, mientras que para la región Caribe se contempla otro plan estratégico.

En este proceso, MubOn aportará su experiencia en hardware y tecnología para la movilidad eléctrica, mientras que Klik Energy proveerá la energía y la flexibilidad necesarias para optimizar la rentabilidad de cada punto.

Capital eléctrica

Bogotá concentra la mayor parte de la demanda de movilidad eléctrica en un área aproximada de 200 km², donde se encuentra al menos el 75% de los vehículos eléctricos del país. Cumplir con la meta permitirá garantizar que cada usuario tenga un punto de carga rápida a menos de 2 kilómetros de distancia.

Esta sinergia corporativa marca un precedente en la transición energética de Bogotá, aportando innovación tecnológica, flexibilidad en el consumo de energía y precios más competitivos.

Además, la alianza también ofrece beneficios clave como tarifas más asequibles, acceso a energía limpia y mecanismos de respuesta de la demanda que permiten optimizar el costo según la franja horaria.

Asimismo, las empresas podrán gestionar de manera inteligente su consumo gracias a reportes detallados, mientras que los usuarios de MubOn recibirán información personalizada y transparente sobre su gasto energético.

“En Klik Energy trabajamos por ampliar las oportunidades de acceso a la energía limpia. Con MubOn encontramos un aliado que comparte nuestra visión: una movilidad eléctrica simple, confiable y centrada en el usuario, que acerque soluciones sostenibles a más personas y empresas”, afirmó Esteban Quintana, CEO de Klik Energy.

En la misma línea, Nelson Padilla, CEO de MubOn, destacó que “en MubOn entendemos que la movilidad eléctrica va más allá de instalar cargadores; se trata de crear un ecosistema inteligente que funcione para todos. Sabemos que con esta alianza podemos dar un paso más en ese propósito, consolidando un mejor modelo de movilidad en el país”.

GNL
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Proyecto de regasificadora de Coveñas avanza en contratación

by Martín Rosas

Los servicios a contratar incluyen la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU), el sistema de amarre y los sistemas de medición, así como todo el personal para operación y mantenimiento.

Luego del anuncio de Ecopetrol el pasado 6 de octubre de darle vía libre a una planta de regasificación en el terminal marítimo de Coveñas, a través de la infraestructura existente de su filial Cenit, la empresa comenzó el proceso para contratar los servicios de logística integral e ingeniería.

Los servicios a contratar incluyen, entre otros equipos, la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU por su acrónimo en inglés), el sistema de amarre o “Mooring System” para fijar la embarcación dentro del Terminal Marítimo de Coveñas, los sistemas de medición al recibo de Gas Natural Licuado (GNL) a través de las líneas submarinas e infraestructura existente de Cenit, así como todo el personal especializado para garantizar la operación y el mantenimiento.

El servicio que se prestará dentro de la concesión portuaria del Terminal Marítimo, en el Golfo de Morrosquillo, municipio de Coveñas (Sucre), deberá ubicar la FSRU en cercanías de la unidad de monoboya TLU-3 (Tanquer Loading Unit), y conectarse a la infraestructura existente.
Alexander Cadena, presidente de Cenit, explica los trabajos de adecuación que se le harán al oleoducto entre Coveñas y la estación Ayacucho, en el sur del Cesar.

El directivo señaló que Coveñas es actualmente un puerto petrolero, que cuenta con tres monoboyas, de las cuales se usan dos de manera permanente, donde reciben buques tanto para exportación como para importación de petróleo.

La tercera monoboya con su línea submarina, la TLEU3, que actualmente sirve como backup para las otras dos, es la que se adaptará para instalar la FSRU, unidad que ya viene con su sistema de compresión y que estaría entregando el gas a cerca de 1.300 libras de presión.

Con esa presión entregada por el compresor de la FSRU no habría necesidad de instalar estaciones de compresión a lo largo de los 280 kilómetros del ducto, con una capacidad para transportar 110 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas y entregarlo al Sistema Nacional de Transporte (SNT) en Ayacucho, donde se conectaría al gasoducto Ballena-Barranca de TGI.

Cadena señaló que las obras en el puerto y en el offshore ya cuentan con licencia ambiental y se espera tramitar en lo que resta del 2025 la licencia para la adecuación del tubo de oleoducto a gasoducto, especialmente en lo que tiene que ver con las pruebas de integridad y la instalación de válvulas de seccionamiento.

Finalmente, Cadena dijo que las inversiones para la adecuación del offshore están estimadas en 40 millones de dólares, aunque señaló que esta solución es temporal, pues el verdadero salvavidas del suministro de gas natural al país es la adecuación del Oleoducto de Colombia (ODC), que conecta a Coveñas con Vasconia, en el Magdalena Medio, y tendría una capacidad de 400 MPCD, obra que si requerirá la instalación de compresores a lo largo de sus 483 kilómetros.

Por su parte, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa dijo que “el proyecto Coveñas-Ayacucho representa un hito decisivo para la seguridad energética de Colombia en el corto plazo y soporta la creciente integración de energías renovables. Más que una obra de infraestructura, su desarrollo ratifica el compromiso de Ecopetrol con un suministro confiable y eficiente de gas natural, un energético esencial para el bienestar de las familias, la competitividad de las industrias y el crecimiento económico”.

Alternativos
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Solo una empresa presentó oferta para generar energía eólica en el mar Caribe

by Martín Rosas

Luego de dos años de elaboración de la primera ronda para la asignación de Permisos de Ocupación Temporal sobre áreas marítimas en Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) anunció el pasado 16 de octubre que solo una empresa presentó oferta.

Se trata de la danesa CI GMF Coöperatief U.A, filial del grupo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP). 

Con optimismo desbordado, el presidente de la ANH, Orlando Velandia, hizo el anuncio durante el Segundo Congreso de la entidad, realizado en Cartagena, y para mostrar el vaso medio lleno, buscó en el mundo procesos similares que no habían tenido propuestas y encontró dos. Por lo que Velandia dio un parte de victoria del ciento por ciento.

“La llegada de capital y experiencia danesa a Colombia fortalece la cooperación bilateral entre ambos países y abre el camino para el desarrollo de proyectos eólicos costa afuera, una nueva frontera energética con alto potencial de generación”, dijo.

Sin embargo, hay que anotar que había ocho empresas habilitadas para presentar propuestas. En este sentido, las matemáticas muestran un vaso medio vacío con una tasa de éxito del 12,5 por ciento.

Las otras empresas que estaban habilitadas eran Parque Eólico Offshore Vientos Alisios, Jan de Nul, Ecopetrol, Powerchina International Group Limited, CTG Colombia Holding, OSW Colombia y Deme Celsia Offshore Wind.

El proceso culmina con la validación de la oferta y declaración de elegibilidad de CI GMF Coöperatief, que debe darse antes de que termine el 2025.

Opinión
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Los bandazos de la política de gas

by Martín Rosas

Finalmente, se dio el esperado pronunciamiento del presidente Petro: “TGI tendrá la opción de importar gas por Ballena y Ecopetrol por Coveñas”.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La política energética del Gobierno Petro ha sido errada y errática. Empezando por la exministra de Minas y Energía, la filósofa Irene Vélez, ahora ministra de Ambiente, que fue una veleta. Tuvo la ocurrencia de afirmar tempranamente que Colombia no tenía de preocuparse pues, según sus cálculos fantasiosos, tenía asegurado el autoabastecimiento de gas natural hasta el 2042.

Luego, quien la reemplazó, el ex ministro Andrés Camacho, sostuvo que en Colombia no había escasez de gas natural sino acaparamiento por parte de algunas empresas, las que estarían especulando con el mismo y le pidió a la Superintendencia de Servicios Públicos que las investigara y sancionara. En ello lo secundó el presidente Petro, quien fue inducido al error.

Si, como lo afirmó el exministro Camacho, no había escasez tampoco había déficit y en consecuencia, según él, no había necesidad de importar gas para cubrir la demanda esencial.

Pero cuando se concretó la primera importación a comienzos de diciembre de 2024 de 40 MMPCD, ante la evidencia, salió a decir que la misma tenía por objeto tenerlo como “reserva” por parte de las empresas, no sin antes advertir que ello no podía dar lugar a aumento de las tarifas a los usuarios finales, como en efecto se dio en el interior del país, con incrementos que oscilan entre el 20% y el 32%.

Y no era para menos, puesto que mientras el precio del MMBTU de gas extraído en el país fluctuaba alrededor de US $6 el importado de transó en US $18, el triple. Cómo bien dijo la presidente de NATURGAS Luz Stella Murgas “se acabó el gas barato”.

Cuando, finalmente, por fuerza de las circunstancias, tuvieron que aceptar que había la necesidad de importar gas natural, perdieron un tiempo precioso con el embeleco de importarlo desde Venezuela o de Catar. Incluso, el presidente Petro reprendió en un Consejo de Ministros con transmisión en directo a Ricardo Roa porque ECOPETROL no estaba importando gas.

Pero a nadie se le puede pedir que haga lo imposible y ECOPETROL no estaba en capacidad de importarlo porque no cuenta con una regasificadora para hacerlo.

Afortunadamente, en marzo de este año contrató a la firma PIO SAS, para la instalación de una regasificadora en Buga (Valle del Cauca), hasta donde tendrá que transportarse el gas licuado mediante vehículos isocontenedores especializados, la cual se aspira esté a punto en el segundo trimestre de 2026.

Después de ello, para sorpresa de todos, el presidente Petro, después de anunciar que “Ecopetrol será la encargada de importar gas más económico, acabando con los monopolios privados en este proceso”, se vino lanza en ristre contra el gas natural. Espetó: “este Gobierno dijo: transición energética, que significa reemplazar, no acompañar los combustibles fósiles y ECOPETROL nos ha mamado gallo con el tema”. Y fue más lejos al preguntarse: “¿por qué vamos a estimular que tengan gas natural si muere todo el mundo?”.

Por fortuna, el ministro Edwin Palma, con una gran dosis de realismo manifestó que “hay que sincerar el tema: sí hay una escasez de gas… No lo ocultamos ni lo negamos”. Y ha sido muy pragmático, además, al terciar en la controversia que suscitó el anuncio de parte de la empresa transportadora de gas TGI, filial del Grupo Energía Bogotá (GEB), de montar una planta regasificadora en La Guajira, apoyándose en la infraestructura existente en Ballena, seguido por la decisión de parte de ECOPETROL de contratar la instalación de otra en Coveñas (Sucre).

Fue enfático al afirmar que “confiamos en los proyectos de Ecopetrol, aunque confieso que me preocupan los tiempos. Y sigo creyendo que regasificar por Ballenas o Coveñas son buenas opciones. Requerimos grandeza para sacar estos proyectos adelante, más allá de los egos corporativos”.

Como después de la tempestad viene la calma, terminó imponiéndose la sindéresis con una feliz coincidencia. El presidente de ECOPETROL Ricardo Roa, primero y luego el ministro Palma, terminaron dándole su espaldarazo al proyecto de TGI.

“Ojalá podamos hacer los dos para tener más competencia”, planteó el ministro. Y no le falta razón, tanto más en cuanto la necesidad creciente de las importaciones.

Por su parte el presidente del GEB, Juan Ricardo Ortega, puso las cosas en su punto: “ECOPETROL está pensando en el mediano plazo, mientras nosotros buscamos soluciones inmediatas”. Y no le falta razón dada la premura de contar con una mayor capacidad regasificadora para evitar un eventual desabastecimiento de gas.

Y, finalmente, se dio el esperado pronunciamiento del presidente Petro. Según él, “TGI tendrá la opción de importar gas por Ballena y ECOPETROL por Coveñas”.

Esta solución de compromiso entre ambas iniciativas es salomónica y responde al interés superior de velar por la seguridad energética del país.

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

Industria
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Acolgen: Decreto 1072 de 2025 amenaza la estabilidad del mercado eléctrico

by Martín Rosas

Acolgen y sus empresas asociadas expresaron su preocupación por la expedición del Decreto 1072 de 2025, por parte del Ministerio de Minas y Energía.

Según el gremio, las medidas contenidas en dicho Acto representan una intervención desproporcionada en el mercado que atenta contra la libre competencia, la eficiencia del sistema y la seguridad jurídica, poniendo en riesgo la sostenibilidad financiera de las empresas y la confiabilidad energética del país a largo plazo.

En un comunicado a la opinión pública, Acolgen señaló los motivos de alerta sobre los siguientes aspectos:

  1. Intervención excesiva y anulación de la libertad de mercado. La medida más perjudicial del Decreto es la obligación impuesta a los generadores hidráulicos de vender «al menos el 95% de la generación horaria» mediante contratos. Esta disposición es, en la práctica, un atentado a la libertad de empresa y contratación de las empresas, que se opone en forma directa a la Ley 143 de 1994, según la cual las transacciones en el mercado de energía mayorista son libres y que, adicionalmente, elimina la capacidad de los generadores de optimizar su recurso y cubrirse eficientemente ante fluctuaciones hidrológicas.
  2. Vulneración del principio de igualdad ante la Ley y distorsión de la competencia en el mercado. La norma establece un trato regulatorio desigual que afecta la libre competencia entre tecnologías. Específicamente, se impone una obligación de contratación únicamente a la tecnología hidráulica, excluyendo a las demás fuentes de generación (solar, eólica y térmica). Dicha diferenciación genera una significativa ventaja competitiva para unas tecnologías sobre otra, un punto que la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) ya había señalado y que fue omitido en la versión final del decreto.
  3. Riesgos para la sostenibilidad financiera y futuras inversiones. El decreto crea un entorno de alta incertidumbre regulatoria y financiera que desincentiva la inversión en el sector, afectando la rentabilidad de los agentes al obligar a los generadores a comprometer su energía en contratos, estableciendo barreras para nuevos proyectos. Una intervención tan drástica y con un plazo de implementación de tan sólo tres meses envía una señal negativa a los inversionistas, quienes percibirán a Colombia como un mercado de alto riesgo regulatorio, frenando la construcción de nuevos proyectos, los cuales son fundamentales para garantizar que haya suficiente energía para cubrir el consumo del país.
  4. Desconocimiento de la naturaleza técnica del recurso hídrico. La norma ignora la naturaleza variable de la hidrología (lluvias). Forzar una contratación del 95% a nivel horario es operativamente inviable y riesgoso. Un generador no puede prever con total certeza cuánta agua tendrá disponible en una hora específica. El incumplimiento de estos contratos forzados podría traer sanciones y sobrecostos que no han sido medidos. La bolsa de energía es el mecanismo idóneo para gestionar esta variabilidad, y el decreto la neutraliza.
  5. Soluciones ineficientes y complejidad regulatoria. El decreto ordena a la CREG diseñar en tiempo récord «mecanismos de contratación flexibles». Esto, en lugar de simplificar, añade una capa de complejidad regulatoria que puede resultar ineficiente y burocrática. El gobierno diagnostica una falla de mercado y, en lugar de corregirla con incentivos, opta por una sobrerregulación que podría generar mayores distorsiones. Su texto menciona análisis técnicos y consultas con la Superintendencia de Industria y Comercio, pero la medida final (el umbral del 95%) es una regla rígida que no parece considerar las alternativas de mercado que la propia SIC sugirió, como los esquemas voluntarios o con incentivos.

En conclusión, el gremio señala que el Decreto 1072 de 2025, bajo la justificación de proteger a los usuarios vulnerables, impone una camisa de fuerza a los generadores hidráulicos que debilita los principios de un mercado competitivo y eficiente.

Las consecuencias a mediano y largo plazo serán contraproducentes y se reflejarán en menores inversiones en generación, poniendo en riesgo la cantidad de energía disponible a futuro, y estableciendo riesgos financieros para las empresas generadoras, que son el pilar del sistema eléctrico, y para los consumidores por la desarmonización del mercado.

Finalmente, Acolgen hace un llamado urgente al Gobierno Nacional para suspender la aplicación de este decreto y abrir un diálogo técnico y constructivo con los agentes del mercado.

«Existen mecanismos más eficientes para proteger a los usuarios sin destruir la estructura del mercado que ha garantizado la confiabilidad energética de Colombia durante décadas», concluye el comunicado.

Gas Natural
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Sirius entra en fase 3, pero requiere estabilidad jurídica

by Martín Rosas

Si se cumple el cronograma, Sirius podría entrar en producción entre 2030 y 2031, de acuerdo con estimaciones de Petrobras.

El campo Sirius en el mar Caribe es el gran hito sobre el cual están puestas todas las esperanzas de que Colombia vuelva a ser autosuficiente en gas natural, pues con un potencial de reservas estimado en 6 terapiés cúbicos (TPC), podría triplicar las actuales reservas probadas del país, de 2,1 TPC.

El proyecto entró en la etapa 3, que consiste en la preparación de las contrataciones de todos los servicios: ingeniería submarina, pozos y todo lo que está involucrado en el proceso de desarrollo de producción. No obstante, requiere estabilidad jurídica para que los tiempos se cumplan.

Durante el segundo Congreso de la ANH, realizado en Cartagena el 15 y 16 de octubre, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras Colombia, expresó su preocupación por sentencias judiciales que puedan aumentar el número de comunidades. Una preocupación que no es menor pues están en juego inversiones que llegan a los 3.000 millones de dólares, donde Petrobras, que es el operador, tiene una participación del 44,44 %, y Ecopetrol del 55,56 %.

“Necesitamos estabilidad, la certeza de que nos quedaremos con las 120 comunidades, porque si empieza a aumentar el número, ahí sí puede impactar en el cronograma del proyecto”, dijo Moritz.

Y es que, aunque el proceso de consultas previas ya lleva unos dos años con un cincuenta por ciento de avance, a las 116 comunidades iniciales se le sumaron otras cuatro. La preocupación es fundamentada con la tutela macondiana que obligó a Petrobras a cambiar el nombre del pozo Uchuva por Sirius y el del bloque Tayrona por GUA-OFF 0 o con lo que pasó con el proyecto de transmisión eléctrica de Colectora, donde el número de comunidades creció casi al doble, extendiendo los plazos del proyecto.

Moritz dijo que si ese proceso no se dilata, el proyecto podría estar produciendo gas entre 2030 y 2031.

Superado el proceso de las consultas previas, vendrían las solicitudes de licencias ambientales, que involucra un gasoducto desde el campo hasta la costa, que va a conectar cuatro pozos hasta la estación de Ballena, en La Guajira, para que el gas sea procesado allí y conectado al Sistema Nacional de Transporte.

El gasoducto tendría un diámetro de doce pulgadas y una capacidad de 470 millones de pies cúbicos, con lo cual cubriría el 50 por ciento de la demanda nacional y Colombia recuperaría la autosuficiencia en gas natural.

Gas Natural
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Programa Gas Social superó las 100 mil conexiones

by Martín Rosas

En lo que va de 2025 se han conectado 29 mil 850 viviendas al servicio de gas natural, mediante este programa.

El Programa Gas Social completó este viernes 17 de octubre un total de 105 mil 115 familias de estrato 1 y 2 de 20 departamentos, conectadas al servicio de gas natural gracias a esta iniciativa.

La cifra se alcanzó luego de entregar 13 mil 700 nuevas conexiones para usuarios de Atlántico, Cesar y Magdalena, mediante un proyecto desarrollado en alianza entre Ecopetrol, su filial Hocol y Gases del Caribe. La entrega se oficializó en la comunidad de la vereda Villa Herrera, municipio de Malambo, Atlántico.

Este proyecto de las 13 mil 700 conexiones tuvo una inversión superior a $20 mil millones de pesos. Hocol, filial de Ecopetrol, aportó los cargos por conexión, lo que equivale a cerca de 1 millón de pesos por vivienda beneficiada; Gases del Caribe contribuyó con descuentos en la instalación de redes internas y una estufa para cada beneficiario, mientras que las alcaldías de Juan de Acosta, Atlántico; Algarrobo, Zona Bananera, Pivijay, Santa Bárbara de Pinto, Salamina, El Retén y San Sebastián de Buenavista, Magdalena, financiaron las redes internas y apoyaron con la estratificación, nomenclatura y evaluación de riesgos para la instalación en los hogares.

“Con el programa Gas Social transformamos vidas al promover la transición del uso de la leña y el carbón a llevar un servicio de gas natural seguro y continuo a miles de hogares en la región Caribe. Esta iniciativa reduce los gastos de las familias, al tiempo que protege la salud de las personas, disminuye la tala de árboles y contribuye a la sostenibilidad ambiental al reducir emisiones contaminantes”, señaló Ricardo Roa Barragán, presidente de Ecopetrol.

“El trabajo conjunto con nuestros aliados demuestra el compromiso con el bienestar de las comunidades y el desarrollo de soluciones que promueven el acceso a servicios básicos de calidad, fortaleciendo la economía local y garantizando un suministro seguro frente a alternativas no reguladas”, afirmó Luis Eduardo Parra, presidente de Hocol.

“En Gases del Caribe nos enorgullece ser parte de esta alianza que lleva el gas natural a miles de hogares en la región Caribe, cerrando las brechas de pobreza energética. Nuestro compromiso es garantizar un servicio confiable y seguro que contribuya al desarrollo sostenible del país”, expresó Ramón Dávila Martínez, gerente general de Gases del Caribe.”

El programa Gas Social es una iniciativa en la que participan distintos aliados, que se han unido para llevar gas natural a 105 mil 115 familias de estratos 1 y 2 en los departamentos de Antioquia, Arauca, Atlántico, Boyacá, Caquetá, Casanare, Cauca, Córdoba, Cundinamarca, Huila, La Guajira, Magdalena, Meta, Nariño, Norte de Santander, Santander, Sucre, Tolima y Valle del Cauca, con una inversión de más de $77 mil millones de pesos.

En lo que va del 2025 se han instalado 29 mil 850 conexiones en el mismo número de viviendas. La meta al año 2040 es alcanzar 320 mil nuevos usuarios.

Gas Natural
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Ecopetrol sacrifica producción para suministrar gas al país

by Martín Rosas

El mantenimiento de la única planta de regasificación de Colombia, demuestra que la caída en la producción de gas nacional tiene al borde de un ataque de nervios al sector energético del país.  

Frente a la entrada fallida en operación de la planta de regasificación de SPEC, luego de cuatro días de mantenimiento, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, dijo que la empresa trabaja a marchas forzadas, estresando sus activos, “quizás como nunca antes en la historia de Ecopetrol, sacrificando producción, apagando unidades en nuestras refinerías para no consumir gas y haciendo esfuerzos importantes para abastecer de electricidad campos que en otros momentos se abastecían de gas para asegurar la producción”.

Las declaraciones las hizo Roa en la apertura del Segundo Congreso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en Cartagena.

Hay que recordar que Ecopetrol entró a suministrar el gas faltante para la generación de electricidad del parque térmico de la Costa: TEBSA, Termocandelaria y Termoflores, para que la región no se apagara. Con la implementación de ese plan de contingencia, Ecopetrol liberó 71 giga BTU día, sacrificando, según Roa, entre 5 y 7 mil barriles de producción de petróleo y el 25% de consumo de gas en las refinerías..

Roa dijo que, en este plan, la Empresa adoptó medidas como reducción de inyección de gas en los campos, la reducción de consumo de gas en los campos propios, además de aprovechar como piloto la prueba de la conexión de abastecimiento de una de las líneas de distribución en el Meta, que abastece eléctricamente a algunos pozos productores del departamento, los cuales fueron aplicados como medida excepcional.

“Pero esto no puede seguir siendo una normalidad. Esto es excepcional. Ecopetrol está poniendo su cuota de sacrificio, está atendiendo con rigor y con total capacidad, para afrontar situaciones como estas”, dijo Roa.

La situación demuestra la fragilidad de los sistemas de abastecimiento de electricidad y gas del país, por lo que se han puesto sobre la mesa dos proyectos regasificación en el Caribe. Uno propuesto por Ecopetrol en Coveñas, y otro propuesto por TGI en Ballena.

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