Un hito en la minería: vehículos autónomos manejados por IA

Lanzan en China la primera flota de camiones mineros eléctricos autónomos con 5G-A del mundo.

Dado que el carbón es la principal fuente de energía de China y un elemento clave para su estrategia energética, el país impulsa la transición hacia una industria del carbón de alto nivel, inteligente y ecológica.

Con este fin, China Huaneng Group Co. (China Huaneng) se asoció con Xuzhou Construction Machinery Group Co. (XCMG), Huawei Technologies Co. (Huawei) y State Grid Smart Internet of Vehicles Co. en un proyecto de innovación conjunta para desarrollar el primer sistema de transporte autónomo e inteligente con cero emisiones de carbono para minas a cielo abierto del mundo, lo que marca un hito en el desarrollo de alta calidad de la industria.

La flota de 100 camiones mineros eléctricos autónomos Huaneng Ruichi, la primera de su tipo en el mundo, entró en funcionamiento en la mina a cielo abierto de Yimin, en Mongolia Interior, China.

La mina, impulsada por una red 5G-Advanced (5G-A), se convirtió en la primera mina a cielo abierto del mundo en lograr una sinergia a gran escala entre vehículos, la nube y la red, lo que ha mejorado significativamente la seguridad en la producción y ha establecido un nuevo estándar en minería inteligente.

Respaldados por innovaciones tecnológicas, los camiones mineros eléctricos autónomos Huaneng Ruichi son líderes de la industria en numerosas áreas: Cada camión puede transportar una carga de 90 toneladas métricas y operar de manera continua en condiciones extremas de –40 °C, a la vez que ofrece un 120 % de la eficiencia operativa integral de un camión conducido manualmente.

Además, Huawei Cloud ofrece el Servicio en la nube para la conducción autónoma de vehículos comerciales (CVADCS), que utiliza un mapa colaborativo para actualizar la ubicación operativa en tiempo real. Esto permite una optimización rápida de las rutas, reduce los tiempos de espera y mejora la eficiencia operativa, maximizando las ventajas de las operaciones colaborativas de la flota de camiones.

Además, como el primer camión minero autónomo de China sin cabina para conductor, Huaneng Ruichi prioriza la seguridad del personal por encima de todo, manteniendo a los empleados alejados de los peligros de los equipos y de entornos hostiles, lo que reduce significativamente los riesgos asociados. Abordar estos desafíos impone exigencias elevadas a las capacidades de procesamiento de datos y colaboración entre sistemas.

Zhang Ping’an, director Ejecutivo de Huawei y director General de la Unidad de Negocio de Computación en la Nube de Huawei, señaló que Huawei ha proporcionado algoritmos de inteligencia artificial para la minería a cielo abierto. Estos algoritmos permiten una detección precisa para los vehículos autónomos y una colaboración eficiente en la nube, lo que resulta adecuado para acelerar la transición de la industria minera del carbón de operaciones manuales a operaciones inteligentes. No solo se trata de un proyecto destacado que demuestra la capacidad innovadora de China para integrar tecnologías las nuevas energías, sino también de una exploración sobre cómo la IA puede utilizarse para abordar desafíos en escenarios industriales específicos.

La red 5G-A está desplegada en la zona minera de Yimin para proporcionar una cobertura de red precisa en las rutas de conducción autónoma, logrando una fluida sinergia entre los vehículos y la nube.

Es la primera mina a cielo abierto del mundo impulsada por 5G-A, que ofrece una velocidad de uplink de 500 Mbps y una latencia de 20 ms, lo que proporciona un respaldo sólido de red para la transmisión de video en alta definición y la gestión en la nube de los camiones mineros autónomos. En el futuro, la cobertura 5G-A respaldará operaciones 24/7 de más de 300 camiones mineros autónomos en la zona minera, mejorando aún más la seguridad y la eficiencia.

De cara al futuro, Huawei trabajará junto a socios como China Huaneng, XCMG y State Grid Smart Internet of Vehicles Co. para transformar y modernizar los equipos de transporte minero, y construir minas inteligentes que sean seguras, eficientes, ecológicas y con cero emisiones de carbono.

Colombia, México y Perú sellan alianza gremial para fortalecer sector del GLP

La alianza permitirá generar estrategias de desarrollo sectorial, desarrollar una plataforma regional de cooperación empresarial y fortalecer la interlocución con organismos multilaterales y gobiernos en beneficio de la población.

La Asociación Gremial Colombiana de Comercializadores de Gas (Agremgas), la Sociedad Peruana de Gas Licuado (SPGL) y la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas A.C. (Amexgas) anunciaron la firma de una alianza gremial regional orientada a fortalecer el sector de comercialización de gas licuado del petróleo (GLP) en América Latina.

El acuerdo busca promover el intercambio de conocimiento, impulsar el desarrollo sostenible de la industria y consolidar la cooperación entre los tres países para garantizar un acceso más seguro, eficiente y competitivo a esta fuente de energía.

“Esta alianza refleja el compromiso de los gremios de Colombia, Perú y México por fortalecer el sector del GLP en la región. El trabajo intergremial nos permite compartir experiencias, generar sinergias y construir soluciones que respondan a los retos energéticos comunes. Desde Agremgas, trabajamos para que más familias en Colombia accedan a un energético limpio y seguro, mejorando su calidad de vida y reduciendo la dependencia de combustibles altamente contaminantes”, señaló, Sara Vélez, directora ejecutiva de Agremgas.

El acuerdo, que tiene una vigencia inicial de dos años, contempla la cooperación en aspectos estratégicos como seguridad y estandarización técnica, fortalecimiento logístico, modernización regulatoria, digitalización de servicios y campañas conjuntas de comunicación para posicionar al GLP como un energético esencial en la transición hacia una matriz más limpia.

«Para AMEXGAS, unir esfuerzos con los gremios de Colombia y Perú es un paso trascendental. En Latinoamérica, compartimos una misma realidad: el GLP es esencial para millones de familias y tiene un papel estratégico en la seguridad energética de nuestros países. Queremos que esta alianza que nace, crezca y nos permita sumar a otras asociaciones nacionales de América Latina.», señaló Rocío Robles, presidente Ejecutiva de AMEXGAS.

El GLP es actualmente uno de los combustibles más relevantes en América Latina, con coberturas superiores al 70% de los hogares urbanos en países como Brasil, México, Argentina, Colombia, República Dominicana y Perú.

Su demanda regional alcanza cerca de 30 millones de toneladas anuales, lo que equivale aproximadamente a 300 millones de personas que lo utilizan de manera cotidiana, ya sea de forma continua o eventual.

Este energético permite cocinar de manera segura y eficiente, al tiempo que contribuye a reducir la quema de leña y de carbón, disminuyendo la deforestación y la contaminación intradomiciliaria que afecta la salud de millones de familias. Además, gracias a su flexibilidad logística, el GLP garantiza un suministro confiable en zonas urbanas y rurales donde no llegan redes de gas natural o electricidad.

A esto se suma su importancia en sectores industriales y comerciales, así como su creciente utilización en aplicaciones náuticas y como combustible vehicular (AutoGLP), consolidándose como un energético clave para la competitividad, la sostenibilidad y la transición hacia un futuro más limpio en la región.

“La Sociedad Peruana de Gas Licuado (SPGL) viene trabajando en fortalecer los lazos con diversos gremios de la región, y esta alianza con Amexgas de México y Agremgas de Colombia es un gran paso en este camino. Para nuestro gremio es una prioridad trabajar por un mercado de GLP formal, seguro, competitivo, y que ayude a mejorar la calidad de vida de los peruanos. Lograr ello es un desafío que requiere aprender de otras experiencias, por ello para nosotros es fundamental hacer sinergias con los gremios de GLP de la región, a fin de conocer cómo vienen abordando los problemas más críticos del sector como la pobreza energética y las actividades ilegales”, agregó, Janinne Delgado, directora Ejecutiva de la SPGL.

Vanti lanza producto financiero para acabados de construcción

Miles de familias podrán completar las obras en su nuevo hogar con un crédito accesible que se paga a través de la factura de Vanti.

Cada año, más de 60 mil viviendas nuevas se conectan al servicio de gas natural domiciliario en la zona de cobertura de Vanti. De estas, cerca de 39.000 son viviendas de interés social (VIS), entregadas en obra gris, sin acabados básicos como pisos, baños o cocina, lo que representa un reto para miles de familias que sueñan con un hogar digno.

El costo de adecuación para hacerlas habitables oscila entre 20 y 30 millones de pesos, una cifra difícil de asumir para hogares de estratos 2 y 3, cuyos ingresos no superan los cinco salarios mínimos. Además, muchas de estas familias ya han comprometido su capacidad de endeudamiento en el crédito hipotecario, lo que limita su acceso al sistema financiero tradicional.

Con el objetivo de cerrar esa brecha, Vanti lanzó “Vanti Listo para nuevo hogar”, el servicio de financiación no bancaria para nuevos hogares, un producto financiero diseñado para brindar a estas familias un cupo de crédito de hasta $15 millones, que pueden pagar a cuotas a través de la factura de gas natural y lo pueden utilizar para:

  • Comprar materiales de construcción
  • Adquirir muebles y electrodomésticos
  • Adecuar espacios esenciales del hogar

Este crédito puede ser usado en aliados como Homecenter, Easy, Alfa, Corona, entre otros.

Vanti Listo representa una apuesta por la inclusión financiera, la dignificación de la vivienda y el uso responsable del gas natural en hogares que lo necesitan.

Transformar una casa en un hogar ahora es posible, pasar de una obra gris a una obra lista es una realidad con Vanti Listo.

Primera colombiana en ganar el premio DCD Woman of the Year

En un sector, donde solo el 8% de los roles técnicos son ocupados por mujeres, Marta Sánchez, vicepresidente de Secure Power & Data Centers para Sudamérica en Schneider Electric, recibió el premio Woman of the Year de Data Center Dynamics, consolidándose como un referente de sostenibilidad, inteligencia artificial en centros de datos, inclusión y desarrollo tecnológico para Latinoamérica.

Marta Sánchez, vicepresidente de Secure Power & Data Centers para Sudamérica en Schneider Electric, se convirtió en la primera mujer colombiana en recibir el premio Woman of the Year de Data Center Dynamics (DCD), uno de los reconocimientos más prestigiosos a nivel mundial en la industria de los centros de datos.

El galardón destaca su liderazgo, trayectoria y aporte a la transformación digital y energética de la región, así como su compromiso con la inclusión femenina.

Con más de 20 años de experiencia en el sector tecnológico, Sánchez ha liderado proyectos clave en Colombia, Chile, Argentina y Perú, impulsando la modernización de infraestructuras críticas con enfoque en sostenibilidad, eficiencia energética y digitalización.

Desde su rol en Schneider Electric, ha promovido estrategias que han permitido la construcción de centros de datos listos para soportar cargas intensivas de inteligencia artificial, integrando tecnologías de alta densidad, refrigeración avanzada y herramientas digitales como software inteligentes.

El reconocimiento cobra especial relevancia en el contexto latinoamericano, donde persisten brechas de género significativas. Según el Informe Global sobre la Brecha de Género 2024 del Foro Económico Mundial, aproximadamente el 29 % de los profesionales STEM son mujeres, y solo un pequeño porcentaje accede a cargos directivos en esos campos.

En Colombia, al cierre de 2024, las mujeres ocupan el 48,26 % de los cargos directivos en el sector público, mientras que en juntas directivas de empresas emisoras la participación femenina solo alcanzó el 25,6 % en 2025.

El premio Woman of the Year de DCD reconoce no solo la trayectoria profesional de Marta Sánchez, sino también su papel en una industria donde la presencia femenina aún es reducida. Su liderazgo ha abierto espacios para nuevas generaciones de mujeres en ingeniería aplicada a los centros de datos. Este reconocimiento la posiciona como un referente regional que demuestra que la innovación tecnológica y la inclusión deben caminar de la mano para transformar la infraestructura digital en Latinoamérica.

Sánchez ha hecho de su trayectoria un ejemplo de superación de esas barreras. Ingeniera industrial de la Universidad de Los Andes, con formación en Canadá, Australia y EE.UU., ha combinado visión técnica y estratégica para construir una carrera que conecta innovación, negocio y sostenibilidad.

Bajo su liderazgo, Schneider Electric ha logrado crecimientos de ventas de doble dígito en la región, un 35% de aumento en cobertura mediática y un engagement digital con más de 30.000 clientes.

“Este premio no es únicamente mío: pertenece a todas las mujeres que día a día trabajan por abrirse paso en un sector que aún tiene mucho por evolucionar en términos de equidad. Lo recibo con gratitud y con la convicción de que debemos seguir impulsando una industria donde la innovación no solo se mida en avances tecnológicos, sino también en la capacidad de crear oportunidades reales para más mujeres en la región”, aseguró Marta Sánchez.

Cartagena, epicentro del debate sobre el futuro energético de Colombia

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) realizará el próximo 15 y 16 de octubre en Cartagena el II Congreso ANH “Estrategias Energéticas para Colombia”, un espacio de diálogo sobre el futuro energético del país.

El evento reunirá a líderes del sector, expertos nacionales e internacionales, autoridades gubernamentales, representantes de la industria, la academia y actores territoriales, para debatir los retos y oportunidades que enfrenta Colombia en su camino hacia una transición energética justa.

“Este será un espacio para reflexionar no solo sobre el rumbo de la transición energética en Colombia, sino también de las transformaciones que se están gestando a nivel global. Analizaremos el papel estratégico de nuestros recursos naturales y visibilizaremos el compromiso del sector privado, la academia y las instituciones colombianas en este gran desafío nacional”, afirma Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la ANH.

Durante dos jornadas, el Congreso abordará los principales ejes técnicos, sociales e institucionales de la transición energética, con una programación distribuida en dos bloques temáticos:

Día 1: Innovación y Diversificación Energética

Se centrará en las tecnologías emergentes y los recursos estratégicos que impulsarán la transición. Se analizará el panorama global del cambio climático y la descarbonización.

  • Tecnologías de Vanguardia
  • Fuentes de Energía Renovable
  • Digitalización y Sostenibilidad
  • El impacto transformador de la Inteligencia Artificial en el sector energético y el papel de los biocombustibles en la hoja de ruta de la transición.
  • Actores Clave

Día 2: Gobernanza, Políticas y Equidad

Profundizará en los aspectos socio-políticos, regulatorios e institucionales que son fundamentales para una transición exitosa y equitativa.

  • Democracia Energética y Políticas Públicas
  • Gobernanza Territorial y Social
  • Transparencia y Rendición de Cuentas
  • El Rol de los Hidrocarburos
  • Ecosistemas Sostenibles

TGI plantea una solución inmediata para superar el déficit de gas natural en Colombia

Dado el creciente déficit de gas natural que padece Colombia, la transportadora TGI propone una solución a corto plazo para el abastecimiento de gas importado, con infraestructura de regasificación en La Guajira y con entrada en operación en enero 2027.

La Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá, presentó una solución de regasificación en La Guajira para enfrentar la escasez de gas natural en el país.

La compañía, además de tener los estudios requeridos y diseños de ingeniería, cuenta con la exclusividad en firme de la unidad flotante de regasificación (FSRU), infraestructura que permitiría importar gas natural a menor precio y con disponibilidad a corto plazo, con entrada directa al Sistema Nacional de Transporte en Ballena.

Con este proyecto, Colombia podría acceder a 300 MPCD de gas natural importado, con una reducción estimada de más de 20% frente al precio actual del importado, para superar el déficit de 117 GBTUD proyectado, según cifras del Gestor de Mercado.

Según TGI, esto se traduce en menores costos para el servicio público que hoy abastece a hogares y comercios, pero, sobre todo, permitiría que la demanda del sector industrial pueda ser atendida de forma confiable, contribuyendo así a la productividad y desarrollo del país.

La iniciativa aprovecharía la infraestructura existente, ya operativa y disponible del gasoducto Ballena – Barranca, y está cobijado por el instrumento ambiental vigente de la Asociación Guajira, por lo que solo se requiere el derecho de conexión al ducto Chuchupa B – Ballena y el uso del instrumento ambiental vigente de la misma Asociación.

Cabe señalar que, en el frente ambiental, la compañía ha desarrollado estudios desde 2020, cuenta con data metaoceánicos, batimétricos y bioacuáticos; estudios de ingeniería, información integral, actualizada y robusta de la zona de interés; y garantía de factibilidad del proyecto en aguas de La Guajira, que no requiere nueva infraestructura de transporte ni reconversión de activos existentes.

En cuanto al frente social, TGI mantiene presencia en La Guajira por más de 18 años y ha venido desarrollando más de 20 talleres comunitarios y 50 socializaciones en la región; en articulación con más de 100 comunidades indígenas.

Así mismo, la amplia experiencia del Grupo Energía Bogotá en el relacionamiento con comunidades le permite confirmar que es uno de los grupos empresariales que ha logrado desarrollar proyectos de gran envergadura y expansión en dicho departamento, como la Línea Colectora, en ejecución.

Sin embargo, para que el proyecto se materialice a finales del 2026, se requiere un trabajo conjunto entre el gobierno nacional, las autoridades locales y toda la cadena de gas natural. Al igual que es necesario que Ecopetrol facilite el acceso directo a la línea Chuchupa–Ballena y la firma del acuerdo operativo entre las partes para el uso de la infraestructura.

Aunque TGI reconoce y apoya otras alternativas de abastecimiento, destaca que la solución de regasificación en La Guajira es la opción más inmediata y eficiente gracias a la infraestructura y capacidad existente, lo que la convierte en un proyecto prioritario para asegurar el suministro confiable de gas natural que el país necesita.

Lo anterior, sumado a la ventaja competitiva de contar con una embarcación de regasificación ya reservada que estaría arribando a la costa colombiana en diciembre de 2026 para entregar al país gas natural en enero de 2027.

“Nuestro compromiso es trabajar articuladamente para garantizar que los colombianos cuenten con la energía competitiva y eficiente del gas natural. Hoy hacemos una apuesta por el país, por el desarrollo y por el progreso. Este proyecto representa una oportunidad única para aliviar costos, fortalecer la seguridad energética y aportar al bienestar de millones de hogares y a la competitividad de la industria”, dijo Jorge Andrés Henao, gerente General de TGI.

El orden público azota la producción de petróleo en Colombia

Entre enero y agosto de 2025, la producción diferida de petróleo por orden público en Colombia acumula más de 2,6 millones de barriles, impactando la economía del país en $722 mil millones pesos.

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL) informó que, de acuerdo con cifras oficiales de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el periodo enero–agosto de 2025, la producción promedio de petróleo fiscalizado se ubicó en 747,3 KBPD, un −4,2% frente al mismo periodo de 2024 (−33,0 KBPD).

En ese mismo periodo la producción diferida por situaciones de orden público ascendió a 10.800 BPD, lo que equivale a 2,64 millones de barriles (Mbl) no producidos.

La producción diferida entre enero y agosto representa un valor estimado de $181 millones de dólares (considerando un precio promedio de canasta de venta de crudo de Ecopetrol de $65,8 USD/Bl), con una TRM promedio de $4.157 COP/USD, corresponde a $722.000 millones de pesos en ingresos que la economía del país dejó de percibir en este periodo.

Lo anterior equivale aproximadamente a 267 mil subsidios anuales para adultos mayores de 80 años, quienes reciben actualmente $225.000 pesos mensuales ($2,7 millones anuales) en el programa Colombia Mayor.

Por su parte, la producción de petróleo fiscalizado ascendió a 750,1 miles de barriles de petróleo diarios (KBPD) en agosto de 2025, un 3,5% inferior (-27,0 KBPD) frente a agosto de 2024 y un 0,5% superior (3,G KBPD) al dato de julio de 2025. Mientras que la producción comercializada de gas en agosto fue de 800 millones de pies cúbicos por día (MPCD), una caída de 16,2% anual (-155,0 MPCD) y un aumento mensual de 0,4% (3 MPCD).

Estos resultados en producción y comercialización se vieron acompañados por un entorno desafiante en materia de seguridad operacional, el cual ha impactado la infraestructura petrolera del país. Según el Ministerio de Defensa se reportaron 25 voladuras de oleoductos entre enero y agosto de 2025, 92% más que en el mismo periodo de 2024 (13 casos). Arauca concentró el 92% de los incidentes, siendo Saravena el municipio más afectado, con el 56,5% de los casos.

En cuanto a las regalías causadas por la explotación de hidrocarburos, durante el primer semestre de 2025, ascendieron a $3,5 billones de pesos, cifra que representa una disminución de 14,9% frente al mismo periodo de 2024, cuando se registraron $4,2 billones de pesos. Esta contracción se explica principalmente por la menor producción fiscalizada de crudo durante el primer semestre de 2025, que se ubicó en 747 KBPD frente a 780 KBPD en el mismo periodo de 2024 (-4,3%), así como por la reducción en el precio del crudo, que descendió de 83,8 USD/Bl en el primer semestre de 2024 a 71,9 USD/Bl en el mismo periodo de 2025, con una variación de – 14,2%.

Asimismo, según el DANE, en julio de 2025 se exportaron $1.109 millones de dólares FOB (MUSD), lo que implicó un descenso de 17,1% anual (-$22G MUSD) y un incremento mensual de 2,9% ($31 MUSD) frente a junio de 2025. Entre enero y julio de 2025, las exportaciones acumularon $7.600 MUSD FOB, un 15,3% inferior (-$1.378 MUSD) al mismo periodo de 2024.

En cuanto a la actividad de taladros, en agosto de 2025, se registraron un total de 112 taladros activos en todo el territorio nacional, de los cuales 31 estaban en operaciones de perforación y 81 en operaciones de reacondicionamiento. Esta cifra representa un aumento del 3,7% en comparación con el mismo mes del año anterior (cuatro taladros más) y permaneció igual frente al mes anterior, julio de 2025.

“Las cifras del sector confirman el rol estratégico de los hidrocarburos como fuente de ingresos para el país, reflejado en regalías, exportaciones y generación de empleo. La caída en la producción de petróleo asociada a eventos de orden público sigue siendo un factor de atención para garantizar el recaudo fiscal de la nación y las regiones. Según la ANH, entre enero y agosto de 2025 la producción diferida ascendió a 10,8 KBPD por situaciones de orden público, lo que resalta la necesidad de anticiparnos a las situaciones de hecho y mitigar estos impactos en la operación”, afirmó Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Latinoamérica ve con incertidumbre el sector de oil & gas

América Latina, a través de países como Colombia, continúa consolidándose como un actor clave en el sector de petróleo y gas. No obstante, la región enfrenta desafíos significativos relacionados con la inversión, la transición energética y la exploración de nuevas reservas.

Con el fin de aportar claridad sobre este panorama, Aggreko presentó el informe “El sector del petróleo y gas en América Latina” (2025), elaborado a partir de la visión de 312 expertos de siete países.

El documento recoge percepciones de la industria —desde propietarios, presidentes y directores hasta gerentes—, analiza funciones operacionales y ofrece una mirada a los principales retos y perspectivas que marcarán el futuro del sector en la región.

Colombia: una mirada al sector energético

Colombia enfrenta actualmente grandes desafíos en materia de oil & gas, con los Llanos Orientales como epicentro productivo y compañías como Ecopetrol, Reficar y Cenit liderando el sector. Aunque avanza en proyectos de hidrógeno verde y autoconsumo, el 77% de la matriz del país sigue dependiendo de combustibles fósiles, con el gas como recurso clave y unas reservas que pueden agotarse en los próximos años. Durante el mandato de Gustavo Petro, se intensificaron las discusiones sobre la transición con medidas como la firma del Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles y la oposición al fracking.

A ello se suma el declive natural de la producción, la presión regulatoria para adoptar prácticas más sostenibles y la necesidad de reducir la dependencia de combustibles importados, lo que refuerza la urgencia de diversificar el suministro.

La Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP) advierte sobre la caída en la producción de gas y la necesidad de agilizar licencias y garantizar la seguridad jurídica para mantener la autosuficiencia energética a corto y mediano plazo.

Según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), la perforación de pozos en el país se redujo drásticamente: de 55 taladros activos en 2023 se pasó a solo 24 en diciembre de 2024, lo que representa una contracción del 56,4%. A esto se suma la caída de las exportaciones de crudo y la crisis en la producción de gas natural, un recurso esencial para 36 millones de colombianos.

¿Qué dicen los líderes del sector oil & gas?

El informe de Aggreko evidencia que, en América Latina, el 50% de las empresas aún depende de combustibles fósiles y solo el 14% incorpora modelos híbridos. El 45 % genera su propia energía, aunque apenas un 13% alcanza autosuficiencia. Pese al crecimiento del mercado libre (ACL), muchas compañías siguen en el regulado, con amplio margen de modernización. La continuidad del suministro se mantiene como prioridad: 32% busca evitar interrupciones, 23% garantizar seguridad operativa y 22% mejorar productividad.

Soluciones como el gas natural comprimido reducen hasta en 40% los costos, disminuyen la huella de carbono y en zonas remotas permiten triplicar la producción.

La transición energética: avances y barreras en Latinoamérica

Aunque el 91% de los profesionales encuestados en Latinoamérica considera que el sector puede ser más sostenible, solo el 53% asegura contar con programas en marcha. Las principales iniciativas son el uso de renovables (59%) y de equipos más eficientes (43%). Los retos incluyen altos costos (50%), falta de incentivos (37%), gestión y logística (34%) y la disponibilidad de proveedores y mano de obra especializada (31%).

“La capacidad de garantizar el suministro de energía constituye el eslabón decisivo entre la eficiencia operativa y la transición hacia bajas emisiones de carbono. Al adoptar soluciones híbridas y renovables con respaldo de almacenamiento, las empresas protegen activos críticos, reducen costos y fortalecen su competitividad en un mercado global cada vez más exigente”, explicó Daniel Rossi, gerente de Sector para América Latina – O&G de Aggreko.

Perspectivas a cinco años en Latinoamerica

El 68% de los encuestados en Latinoamérica prevé que el mercado de petróleo y gas se mantendrá sólido, con un crecimiento de hasta un 5% en los próximos años, mientras que un 6% considera que habrá un declive de similar magnitud. En cuanto a prioridades, destacan la exploración de nuevas reservas (28%), el aumento de la producción (23%), la reducción de costos (18%) y la inversión en infraestructura (13%). En contraste, la expansión a nuevos mercados (11%), la adopción de prácticas sostenibles (que el 29% ubica como última prioridad) y las fusiones y adquisiciones son vistas como menos urgentes.

En términos de inversión CAPEX, el 12% planea destinar hasta el 2% de sus ingresos, el 13% entre 3% y 5%, y solo un 6% más del 10%. Sin embargo, más de la mitad (51%) aún no tiene claridad sobre sus planes, lo que refleja cautela en la estrategia de capital.

A nivel regional, el 33% espera un crecimiento superior al 5% anual, pero un 25% afirma no contar con esta información, lo que evidencia incertidumbre y falta de planificación a largo plazo.

En el caso de Colombia, aunque no hay una definición específica a cinco años, el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 (Ley 2294 de 2023) fija como meta alcanzar la neutralidad en carbono para 2050. No obstante, cabe destacar que persisten dudas entre expertos sobre la velocidad de transformación del sector.

Retos en Colombia y Latinoamérica

El sector de oil & gas en Latinoamérica presenta avances, pero enfrenta obstáculos estructurales como la falta de infraestructura, la presión ambiental, la dependencia externa y las trabas regulatorias. Países como Chile, México, Perú o Ecuador ilustran estas dificultades con sus propios desafíos en materia de producción, importaciones o diversificación.

“Es necesario anticipar los riesgos climáticos y preparar las operaciones para la nueva realidad de la generación distribuida, los objetivos de neutralidad y la descentralización energética. Las empresas que adapten su infraestructura a tecnologías de menor emisión no solo ganarán en lo ambiental, sino también en ventajas regulatorias, fiscales y reputacionales”, afirmó Juan Carlos Molinares, sales & Operations Manager en Colombia/Ecuador en Aggreko.

El informe completo “El sector de petróleo y gas en América Latina: cómo las empresas se están adaptando a los cambios globales y a la transición energética” ya está disponible para descarga.

Ecopetrol y Batuta benefician a cerca de 10 mil niños

Actualmente, 1.353 niños, niñas y adolescentes de Cundinamarca, Santander y Putumayo participan en el programa.

En los últimos tres años, la alianza entre Ecopetrol y la Fundación Nacional Batuta ha beneficiado a 9.955 niños, niñas y adolescentes de 58 municipios de Colombia. En la actualidad participan en esta iniciativa 1.353 estudiantes de Cundinamarca, Santander y Putumayo.

En este programa, mediante la conformación de escuelas de música, se promueven el aprendizaje y la no deserción escolar, en entornos seguros que les permiten a los jóvenes aprovechar su tiempo libre y desarrollar habilidades cognitivas, sociales, emocionales y saludables.

La iniciativa combina formación artística con acompañamiento psicosocial a estudiantes y familias, lo que ha permitido alcanzar un 98% de permanencia escolar entre los beneficiarios. Además, contribuye a fomentar el conocimiento y la práctica de la música tradicional, lo cual reafirma la identidad cultural y el sentido de pertenencia de las comunidades.

Con la orientación permanente de docentes especializados, los estudiantes practican con instrumentos musicales entregados por la alianza y participan en presentaciones abiertas donde muestran su talento a la comunidad.

Beatriz Mejía, presidente Ejecutiva de la Fundación resaltó el trabajo en equipo que beneficia a las comunidades: “Son territorios que con Batuta y Ecopetrol han logrado que los niños y las niñas tengan lugares seguros, de protección, que permanezcan en su colegio, que quieran seguir estudiando porque saben que no solamente reciben educación sino un espacio musical para compartir con sus compañeros”.

“La relación entre Ecopetrol y la Fundación Batuta se inició en 1995 y se ha consolidado a través de cinco convenios marco. El actual estará vigente hasta agosto de 2029, lo que garantiza que más niños, niñas y jóvenes continúen escribiendo su historia de vida a través de la música. Aportándole al libre desarrollo de nuestros niños y niñas en el arte y la música, sabemos que estamos quitándole un adulto a la violencia y sumando a los procesos de paz y transformación del territorio”, señaló Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.

Colombia, baja de nota

El signo de los tiempos para las finanzas públicas en Colombia es la incertidumbre y la crisis de confianza.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Todos los países son observados por las firmas calificadoras del riesgo soberano de la deuda que ellos han contraído mediante la emisión de títulos con respaldo de la Tesorería General de la Nación, y su concepto es de mucha relevancia, pues da cuenta tanto de la capacidad como de la voluntad de los gobiernos de turno de cumplir sus obligaciones de pago, sobre todo tratándose de países considerados emergentes como Colombia.

Ello es determinante para el acceso a los recursos de financiamiento y también de la afluencia al país de la inversión extranjera directa (IED), de tal modo que una baja en la calificación se traduce en dificultades para el acceso al crédito y en el encarecimiento del mismo.

En este orden de ideas, lo peor que le puede pasar a un país es la pérdida del grado inversionista de su deuda soberana porque dicho mensaje denota riesgo y pérdida de confianza.

Recientemente, el ministro de Hacienda hizo alarde del supuesto “éxito” que se había anotado al colocar $15 billones en TES, que, según él, mostró el gran apetito por ellos, cuando la realidad es otra. Su afirmación es falaz.

Prueba al canto: los intereses pactados fueron de 11,304% para los TES con vencimiento en 2029, 12,49% los de 2033, 13,120% los de 2040, 13,196 para los de 2046 y 13,060 para los de 2050, todos por encima de los niveles registrados al cierre de 2024.

Como lo asegura el director de Fedesarrollo Luis Fernando Mejía, Colombia actualmente paga la segunda tasa de interés más alta en títulos de deuda a 10 años entre las 40 economías más importantes del mundo. “Según la percepción del mercado, las tasas de interés que paga Colombia por su deuda son demasiado altas en comparación con la calificación crediticia que tiene el país. En otras palabras, el mercado considera que Colombia está pagando intereses más altos de lo que debería, dado su nivel actual de riesgo crediticio”, señaló.

Huelga decir que el desequilibrio fiscal, sumado a la reducción de la calificación, además de incrementar las tasas de los bonos de deuda pública, le resta espacio de maniobra al Banco emisor para mantener la senda de la baja de la tasa de interés de intervención, que tanto presiona el Gobierno.

Pues bien, como se recordará, en 2021, en simultánea, las calificadoras de riesgo S&P y Fitch Ratings rebajaron la nota a la deuda soberana de la deuda de Colombia de BBB- a BB+, en enero de 2024 S&P, no obstante que mantuvo la calificación BB+, rebajó la perspectiva a negativa, y en junio de 2024 la firma Moody´s, aunque mantuvo la nota en Baa2, cambió la perspectiva a negativa. Y más recientemente, a raíz del incumplimiento primero y luego del abandono de la Regla Fiscal por parte del Gobierno al apelar a la cláusula de escape de la misma, llevaron a las calificadoras de riesgo, empezando por Fitch Ratings (BB+), a revisar y a degradar la calificación de la deuda con todas sus consecuencias.

En efecto, en junio 26 Moody´s, que es la única calificadora que le mantiene el grado de inversión, éste bajó hasta el último escalón, Baa3, a un paso del grado especulativo.

En concepto de Moody´s, “la decisión de suspender la Regla Fiscal “es negativa porque confirma que el deterioro del déficit y las métricas de deuda observado en el 2024 se va a repetir en el 2025”.

Por su parte, para Fitch Ratings “la suspensión de la Regla Fiscal y las amplias desviaciones de las proyecciones presupuestarias han afectado la credibilidad de la política fiscal”.

Además, plantea que “el plan de reducción del déficit se basa en medidas de ingresos inciertas, incluyendo una reforma tributaria no especificada y recortes de gastos atrasados que implementará la próxima administración… La falta de medidas de consolidación detalladas en el Marco Fiscal y su calendario propuesto implican una gran incertidumbre en las perspectivas de implementación”.

En estas circunstancias, tramitar y aprobar por parte del Congreso de la República el proyecto de Presupuesto General de la Nación (PGN) presentado a su consideración por el Congreso, no obstante estar desfinanciado, es una pésima señal, pues las firmas calificadoras de riesgo tomarán atenta nota y pueden deteriorar más la calificación, al tiempo que se le dificultará aún más el acceso al crédito a Colombia, amén del encarecimiento de su deuda.

Huelga decir que, con el aumento de la deuda pública, que ya supera el 60% del PIB y el servicio de la misma, le resta espacio en el PGN a la inversión, que es la única partida flexible del mismo.

Si bien el ministro de Hacienda accedió a recortar $10 billones al monto del mismo, quedando en $546.9 billones, $16.9 siguen sin respaldo presupuestal, por lo que será menester aplazar o recortarlo, de no aprobarse por parte del Congreso el proyecto de ley de financiamiento para arbitrarlos, como ya sucedió con el presupuesto de la actual vigencia.

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

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