Colombia: Entró en operación el Mecanismo de Comercialización de Energía

El 100% de la energía adjudicada en la primera subasta se destinará a atender la demanda regulada, que comprende principalmente hogares, pequeños comercios y microempresas.

Con la realización de su primera subasta, entró en operación el Mecanismo de Comercialización de Energía (MCE), administrado por Conexión Energética, filial de la Bolsa Mercantil de Colombia.

El MCE es un mecanismo de iniciativa privada que opera bajo reglas aprobadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a través del cual generadores y comercializadores pueden comprar y vender energía destinada tanto al mercado no regulado como al regulado, que comprende principalmente hogares, pequeños comercios y microempresas.

Así, el MCE ofrece una alternativa para contratar energía con mayor anticipación, transparencia y previsibilidad bajo reglas comunes, procesos transparentes y garantías que respaldan el cumplimiento de los contratos que se adjudican de acuerdo con las cantidades y los precios ofrecidos.

Además, contribuye a una gestión más eficiente de los riesgos asociados al abastecimiento eléctrico al reducir la exposición a las variaciones de precio del mercado diario.

“La entrada en operación del Mecanismo de Comercialización de Energía refleja el papel que la Bolsa Mercantil ha desempeñado durante más de cuatro décadas: crear y administrar mercados que responden a necesidades concretas del país y que generan condiciones de mayor confianza, transparencia y eficiencia para sus participantes.

“Desde esa experiencia, junto a Conexión Energética estamos contribuyendo a construir una nueva alternativa para el mercado eléctrico colombiano, con una visión de largo plazo y con el propósito que sus beneficios alcancen progresivamente a toda la cadena, incluidos los consumidores finales”, afirmó Wilman Garzón Ramírez, vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil.

En la subasta realizada este 25 de agosto participaron ocho agentes del mercado mayorista de energía y como resultado, se adjudicaron contratos para el suministro de energía durante el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2028 y el 31 de diciembre de 2028.  El 100% de la energía adjudicada se destinará a atender la demanda regulada.

“Esta primera subasta aporta información concreta sobre las necesidades de contratación de los agentes y el comportamiento de la oferta y la demanda. Los resultados del primer ciclo nos permitirán identificar los productos y periodos de suministro con mayor interés y orientar las próximas subastas de acuerdo con las necesidades del mercado”, explicó Luis Eduardo Leiva Mutis, gerente de Conexión Energética.

El primer ciclo de operación se completará con las subastas programadas para el 3 y el 16 de septiembre de 2026.

Conexión Energética es la filial del Grupo Bolsa Mercantil especializada en el diseño, operación y administración de mecanismos de negociación de energía. Su operación se apoya en la experiencia de la Bolsa Mercantil de Colombia en el diseño, operación y administración de riesgos de mercados de commodities.

Vanti promete gas firme para la industria

Luego de perder la autosuficiencia de gas natural a finales de 2024, el país ve un futuro más promisorio, que lo podría llevar, incluso, a exportar.

De acuerdo con Rodolfo Anaya, presidente de la comercializadora Vanti, la horrible noche ya está pasando para el sector del gas. Durante el encuentro anual con los clientes industriales en Bogotá, el ejecutivo señaló que la empresa puede ofrecer nuevamente firmeza en la oferta.

El optimismo de Anaya viene de una realidad: Colombia sí tiene gas, y de diferentes fuentes. El ejecutivo mencionó que a finales de 2026 es posible que Maurel & Prom aumente su producción de 30 a 60 millones de pies cúbicos diarios (MPCD); además Vanti contrató con Ecopetrol 30 MPCD de la Regasificadora del Pacífico, que se espera entre en operación en noviembre próximo, y 40 MPCD con la regasificadora de Puerto Bahía, que también se espera para finales de año, con lo cual se sortearía buena parte del fenómeno de El Niño.

Superada esa coyuntura, a partir del 2027 Vanti podría ofrecer nuevamente a la industria contratos de largo plazo con firmeza. Cabe recordar que este sector fue el más castigado con la escasez de gas, pues no le renovaban los contratos y la molécula pasó de costar 8 dólares por millón de BTU a 20 dólares.

En el mediano plazo, Anaya es optimista, pues con el nuevo Gobierno espera que se reactive la actividad exploratoria, con mejores condiciones de seguridad tributaria, física y regulatoria, lo que atraería nueva inversión en un sector intensivo en capital.

Otras alternativas que no descarta son la importación desde Venezuela y el desarrollo de los yacimientos no convencionales: fracking en el Magdalena Medio y gas asociado a los mantos de carbón en las cuencas Cesar-Ranchería.

Si se dan las condiciones, este gas podría estar en el mercado entre 2028 y 2029, mientras entran en producción los grandes yacimientos descubiertos en el mar Caribe, estimados para que comiencen producción en 2030, arrancando con Sirius.

Las reservas estimadas en el offshore rondarían los 70 terapiés cúbicos, lo que transformaría a Colombia de país deficitario a posible exportador. Nada descabellado, si se tienen en cuenta las experiencias de los Estados Unidos y Argentina.

En ese mismo espacio de discusión, Carlos Machado presidente de Maurel & Prom, señaló que a largo plazo se espera que Colombia sea un exportador de gas natural. “Actualmente tiene poquitas reservas pero un potencial por descubrir, para ello hay que explorar y eso requiere mucha inversión con un riesgo alto, aún así esperamos invertir 180 millones de dólares en los próximos 18 meses con el propósito de aumentar producción”, dijo.

En el panel también estuvo Alberto García, country Manager de Drummond Energy, quien dijo que existen varias fuentes de gas natural en el país como el offshore, yacimientos no convencionales y los convencionales, que deben ser aprovechados como lo han hecho Estados Unidos y Argentina. “Esas fuentes nos van a permitir volver a precios competitivos, por ello llevamos 15 años preparandonos para estar listos para desarrollar los proyectos de gas y carbón”, señaló.

Finalmente Rodolfo Anaya, señaló que la apuesta de Vanti de largo plazo ha sido volver a tener gas nacional. “La gran apuesta de Colombia tiene que ser su propio gas y el gas de Venezuela, donde se queman diariamente 1.500 MPC. Hay compañías que han tenido una apuesta de invertir en gas importado por los próximos 10 años. Vanti lo ha hecho a periodos de 3 y 5 años, porque nosotros apostamos a que el país vuelva a tener total capacidad de producción de gas nacional”, concluyó.

Gremios respaldan el Plan de Energía YA del Gobierno Nacional.

Los gremios del sector energético respaldan el Plan Energía YA, que arranca con la decisión del Gobierno Nacional de destinar $1,5 billones de pesos para proteger el servicio de energía de los colombianos.

El anuncio llega en un momento crítico para el sector. El fenómeno de El Niño está presionando los aportes hídricos y elevando la necesidad de generación térmica, justo cuando la cadena de pagos entre agentes del sector venía arrastrando dificultades estructurales de liquidez.

El giro de $300.000 millones para deuda corriente con generadores térmicos, es el primer paso de los $1,5 billones asignados. A la par, el anuncio del pago de los subsidios de energía y gas retrasados a las empresas prestadoras y otorgados a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 durante 2026, proporciona señales estables respecto a años anteriores.

El plan incluye acciones en tres frentes: liquidez de corto plazo, sostenibilidad financiera estructural del sector y coordinación con gobernaciones y alcaldías para los pagos oportunos de los servicios públicos.

Los gremios ACP, ANDEG, Naturgas, Ser-Colombia, Andesco, Asocodis, y Acolgen señalaron que en los siguientes pasos es importante asignar recursos para el pago también a los demás generadores, transmisores y comercializadores adeudados, así como implementar mecanismos para atender la deuda acumulada desde la intervención de Air-e.

“Los gremios valoramos que estas medidas surjan del trabajo conjunto entre el Gobierno nacional y el sector energético, con criterio técnico. Es la hoja de ruta correcta para enfrentar un fenómeno de El Niño sin perder de vista la sostenibilidad de largo plazo del sistema”, sostuvieron los gremiso en un comunicado.

Holcim dona 70 toneladas de cemento para la reconstrucción de zonas afectadas

#HolcimAbrazaAColombia: movilización de recursos que combina donaciones voluntarias de los colaboradores, con un aporte corporativo de la compañía.

En respuesta a la emergencia humanitaria ocasionada por el reciente evento sísmico, y en articulación con el Ministerio de Vivienda, la cementera Holcim apoyará la estabilización de infraestructura y reparaciones urgentes en las zonas más vulnerables.

La iniciativa contempla la entrega de 70 toneladas de cemento destinadas a atender a las poblaciones afectadas, la vinculación global y regional a través de UNICEF, la donación voluntaria de días de salario por parte de los colaboradores, y el respaldo técnico de la Escuela Colombiana de la Construcción Holcim para el mejoramiento de vivienda.

Esta contribución responde al llamado de la Presidencia de la República y el Ministerio de Vivienda, para articular acciones de impacto social y abastecer con materiales de construcción las zonas en situación de emergencia real, mientras se estructuran los bancos de materiales y los esquemas definitivos de ayuda para los damnificados.

Dichos esfuerzos son una acción conjunta de las empresas asociadas a PROCEMCO y otros gremios del sector, logrando articular cerca de 600 toneladas de insumos para atender las urgencias en Buenaventura y Quibdó.

La entrega de las 70 toneladas de cemento por parte de Holcim, constituye una primera etapa orientada a la estabilización de infraestructura básica, mitigación de riesgos y adecuación de espacios. El proceso se formalizará bajo los diagnósticos de necesidades identificados por la Unidad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres (UNGRD) y el Ministerio de Vivienda, en colaboración con PROCEMCO.

Holcim desarrolló una jornada de movilización de recursos que combina las donaciones voluntarias de los colaboradores con un aporte corporativo por parte de la compañía, donde la empresa sumará un valor equivalente a un día de salario por la totalidad de sus colaboradores, duplicando así la capacidad de ayuda destinada a la atención de la emergencia. 

Asimismo, la solidaridad de Holcim trasciende fronteras. En Latinoamérica, los colaboradores aportarán un día de salario, monto que la compañía igualará con una contribución equivalente, canalizada a través de la fundación Colombia, un solo corazón.

A nivel global, los aportes se gestionan por medio de UNICEF.  Esta red de apoyo permite que el talento humano de la organización se una bajo un propósito común, para garantizar el bienestar y la protección de las poblaciones más vulnerables ante esta emergencia sísmica, reforzando así el ADN solidario de Holcim mediante la integración de esfuerzos internacionales.

Adicionalmente, la compañía pondrá a disposición su Escuela Colombiana de la Construcción Holcim, para adelantar procesos de formación técnica orientados al mejoramiento seguro de vivienda.

La iniciativa busca dotar a las comunidades y trabajadores locales de herramientas operativas en técnicas constructivas e impermeabilización, asegurando la sostenibilidad de los hogares restaurados.

«En momentos donde el país requiere la unión de todos, nuestro compromiso con Colombia es inquebrantable. A través de acciones concretas, como la entrega de cemento, el aporte voluntario y nuestra experiencia en formación técnica, buscamos no solo reconstruir infraestructura, sino también esperanza y seguridad para las familias afectadas, afirmó Carlos Casado, presidente de Holcim Colombia.

Holcim evaluará contribuciones adicionales en las etapas posteriores de rehabilitación, con el fin de seguir construyendo progreso en los momentos que el país más lo requiere.

BTG Pactual entra al negocio del gas natural en Colombia

BTG Pactual Commodities Colombia S.A.S. E.S.P. opera en el país desde 2022, cuenta con calificación AAA* y es la comercializadora independiente de energía más grande de Colombia, sin integración con activos de generación.

BTG Pactual avanza en Colombia con la incorporación de la comercialización de gas natural a sus operaciones de energía, ampliando así su alcance en un sector estratégico para el desarrollo del país.

BTG Pactual recibió la aprobación final para operar como comercializador de gas natural en el país a través de su filial BTG Pactual Commodities Colombia S.A.S. E.S.P.

“La autorización permite iniciar operaciones de compra y venta y avanzar en el desarrollo de una oferta integrada de gas y energía, con soluciones que combinen precio, plazo y gestión de riesgos”, indicó la compañia.

Esta capacidad cobra especial relevancia ante la mayor exposición de Colombia a las dinámicas internacionales del gas y la creciente interacción entre su abastecimiento y la generación eléctrica.

“La energía es un sector en el que BTG Pactual ha construido una experiencia relevante a nivel regional, combinando conocimiento especializado de los mercados con nuestras capacidades financieras. Sumar a Colombia a esta estrategia nos permite seguir desarrollando una plataforma regional, aprovechando la estructura global de commodities del grupo BTG y experiencia en Brasil, Chile, Mexico, Europa y Argentina, adaptándola a las oportunidades y necesidades del mercado colombiano”, dijo Manuel de Almeida Marins Gorito, socio de BTG Pactual y responsable de Commodities del Grupo.

Esta apuesta se complementa en Colombia con el proceso de adquisición de las centrales hidroeléctricas Luzma I y Luzma II, ubicadas en Amalfi, Antioquia, que cuentan con una capacidad instalada conjunta de 39,2 MW, proceso que se encuentra en trámite de autorización ante las autoridades competentes.

Esos activos amplían la participación de BTG Pactual en distintos segmentos del sector y complementan sus operaciones de comercialización.

El crecimiento en el país se apalanca, además, en la solidez y escala global de BTG Pactual. Al cierre del segundo trimestre de 2026, el Grupo registró una utilidad neta de USD 993 millones e ingresos totales de USD 2 billones, 16% más frente al 2T25, con una rentabilidad sobre patrimonio (ROAE) de 26,7%.

Con estos avances, BTG Pactual fortalece su presencia en el sector energético en Latinoamérica, combinando conocimiento especializado, capacidades financieras y gestión de riesgos para desarrollar soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado.

Reconocen al Grupo Energía Bogotá como modelo de relacionamiento étnico

Un informe del Relator Especial sobre el Derecho al Desarrollo del Consejo de Derechos Humanos de las Naciones Unidas destacó las estrategias de relacionamiento y comunicación del GEB a través de su filial Enlaza.

El Grupo Energía Bogotá (GEB) fue incluido por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) en su más reciente informe sobre el derecho al desarrollo como el único grupo empresarial destacado a nivel global por sus buenas prácticas de relacionamiento con comunidades étnicas.

El informe ‘Participación en el desarrollo: tomar en serio el derecho al desarrollo’, elaborado por el Relator Especial de las Naciones Unidas sobre el derecho al desarrollo, Surya Deva, incluyó la experiencia del Grupo Energía Bogotá en la sección “Aprender de las buenas prácticas y compartirlas”. 

El documento, preparado para el 63 período de sesiones del Consejo de Derechos Humanos, examina la participación activa, libre y significativa en las decisiones relacionadas con el desarrollo económico. La mención cobra especial relevancia para Colombia por la experiencia destacada del GEB, al ser el único grupo empresarial destacado.

En el párrafo 57, el informe señala que la experiencia compartida por el Grupo Energía Bogotá “no se limitó a cumplir los requisitos legales, sino que utilizó estrategias de comunicación accesibles para obtener un consentimiento libre, previo e informado”. La referencia forma parte de los ejemplos con los que el Relator Especial muestra que la participación activa, libre y significativa puede llevarse a la práctica.

La ejecución de estos procesos de consulta previa corresponde a Enlaza, empresa del GEB encargada de la transmisión de energía eléctrica, que ha realizado más de 280 consultas en todo el país. Esta experiencia fortalece un relacionamiento con las comunidades étnicas basado en el diálogo, el acceso a la información y la participación en las decisiones que pueden afectar sus territorios.

Esta mención internacional posiciona al GEB y a Enlaza como referentes en sostenibilidad, gestión social y cumplimiento de estándares internacionales en Derechos Humanos dentro del sector energético.

La clavija de las restricciones

Los sobrecostos derivados de atrasos, incumplimientos o deficiencias atribuibles deben recaer en los responsables, no en quienes reciben la factura.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La gran pregunta es por qué el atraso en la ejecución de los proyectos de redes de transmisión de energía encarece las tarifas y qué debería revisarse y corregirse en beneficio de los usuarios.

En nuestro concepto, cuando una restricción obedece a atrasos, insuficiencias o fallas evitables de la infraestructura, atribuibles al ejecutor del proyecto del cual se trate, su costo no debería trasladarse automáticamente a los usuarios.

La regulación debe identificar la causa, establecer responsabilidades y asignar el pago a quien corresponda. Solo los eventos imprevisibles e irresistibles justificarían un tratamiento excepcional

Los retrasos en la construcción de líneas, subestaciones y demás obras necesarias para transportar la electricidad dejaron de ser un asunto exclusivamente técnico. Hoy tienen un efecto económico directo: obligan al sistema a recurrir a soluciones de generación más costosas y ese sobrecosto termina incorporándose a la tarifa que pagan hogares y empresas.

Según el informe “Análisis de la expansión de la transmisión en Colombia 2026”, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, entre 2022 y 2025 los usuarios asumieron $24,9 billones por restricciones del Sistema Interconectado Nacional. Esta cifra equivale al 42,2% de los $58,9 billones acumulados desde 2008, lo que muestra una aceleración marcada del problema en los años recientes.

Una restricción aparece cuando el sistema no puede transportar o entregar la energía de la manera más eficiente y segura. Para mantener el suministro, el operador debe modificar el despacho previsto y ordenar la generación de plantas que, aunque pueden ser más costosas, resultan necesarias en ese momento o lugar.

Con corte a mayo de 2026, 189 de las 390 restricciones identificadas —el 48,5%— no tenían un proyecto de expansión asociado. Además, el 94,9% no contaba con una obra que avanzara de acuerdo con el cronograma previsto. La infraestructura disponible, por tanto, no está respondiendo con la velocidad requerida.

Las principales barreras señaladas son las demoras en el licenciamiento ambiental, las dificultades para adquirir predios y servidumbres y los problemas logísticos o técnicos durante la ejecución de las obras.

El impacto tampoco es uniforme: la región Caribe concentra el 39% de las restricciones identificadas y registra 73 casos sin un proyecto definido para resolverlos.

La brecha aumenta porque la demanda sigue creciendo. Entre 2008 y 2025, la demanda comercial nacional aumentó 55,4%, mientras el número de proyectos de expansión vencidos pasó de cero a 30. Esta situación también limita la transición energética: sin redes suficientes, nuevos proyectos renovables pueden quedar sin capacidad efectiva de conexión al sistema nacional. Bien se ha dicho que sin transmisión no hay transición energética.

Los costos de las restricciones se calculan a partir de las ofertas de los generadores y de los ajustes realizados entre el despacho programado y la operación real. En términos sencillos, incluyen pagos por generación de seguridad fuera de mérito y otros servicios necesarios para equilibrar y controlar el sistema.

Al comienzo del mercado mayorista, la Resolución CREG 035 de 1995 distribuía el costo total en partes iguales: 50% para los generadores y 50% para los comercializadores. La Resolución CREG 063 de 2000 modificó ese esquema y asignó a los comercializadores, en representación de la demanda, el 100% de las restricciones eléctricas. Por esa vía, el costo quedó incorporado como una clavija en la fórmula tarifaria pagada por los usuarios.

Como antecedente histórico, la información de XM para el período octubre de 2021-septiembre de 2022 reportó restricciones por $2,35 billones, aproximadamente 40% más que los $1,67 billones registrados en 2021. Estas cifras corresponden a períodos anteriores y se incluyen para mostrar que la tendencia de crecimiento ya era visible antes del fuerte aumento observado entre 2022 y 2025.

La revisión regulatoria no debería consistir simplemente en eliminar todo cargo por restricciones. Debe construir un mecanismo transparente que identifique el origen de cada costo y determine quién estaba en capacidad de prevenirlo o corregirlo.

El principio rector puede formularse así: paga quien causa el sobrecosto o incumple la obligación que debía evitarlo; el usuario solo asume los costos eficientes, inevitables y debidamente justificados.

En síntesis, las restricciones son una señal de que la infraestructura y la operación del sistema no siempre responden a las necesidades de la demanda. Cuando esa señal se convierte en un costo creciente para millones de usuarios, la regulación debe preguntarse no solo cuánto se paga, sino por qué se paga y quién debía evitarlo.

Por ello, la propuesta es revisar la fórmula tarifaria para que los costos se distribuyan según su causa real. Los usuarios deberían asumir únicamente aquellos costos eficientes e inevitables que sean necesarios para garantizar el servicio.

Los sobrecostos derivados de atrasos, incumplimientos o deficiencias atribuibles deben recaer en los responsables, no en quienes reciben la factura.

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

Autorizan a EPM almacenar más agua en Hidroituango

La decisión permite aprovechar de manera más eficiente los aportes del río Cauca y fortalecer la reserva de agua de Hidroituango frente a las condiciones asociadas al fenómeno de El Niño.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) autorizó de manera transitoria a Hidroeléctrica Ituango la aplicación de la regla de operación establecida en la licencia ambiental, sin la condición contemplada en la Resolución 2306 de 2019, que obligaba a descargar por las turbinas y el vertedero el mismo caudal que llega al embalse.

Esta decisión permitirá a EPM administrar de manera óptima los aportes del río Cauca y almacenar parte del agua que ingresa al embalse cuando las condiciones hidrológicas lo permitan, sin generar cambios abruptos en el régimen de caudales del río aguas abajo y manteniendo las medidas de protección ambiental, social y operativa establecidas por la Autoridad.

La modelación presentada por la Central muestra que la regla de operación licenciada permite realizar una retención gradual sin afectar el comportamiento natural de los caudales aguas abajo.

Actualmente, el embalse de Hidroituango se encuentra alrededor de la cota 408 metros sobre el nivel del mar. Bajo las condiciones ambientales, hidráulicas, geotécnicas y operativas aplicables, EPM podrá avanzar de manera gradual y controlada en el aumento de su nivel hasta la cota 420, aprovechando las ventanas de mayores aportes que se presenten en el río Cauca.

La medida fortalece la capacidad de regulación de Hidroituango justo cuando el país se prepara para un escenario de menores precipitaciones y aportes hídricos asociados al fenómeno de El Niño.

La ANLA evaluó la posibilidad de recuperar anticipadamente volumen en el embalse y utilizarlo posteriormente durante los meses de menores aportes, considerando de manera conjunta sus efectos hidráulicos, ambientales y sociales aguas abajo.

Más agua almacenada y un uso más eficiente

El aumento del nivel del embalse puede representar aproximadamente 390 millones de metros cúbicos adicionales de agua almacenada, fortaleciendo la reserva disponible para los meses de menores aportes y la capacidad de Hidroituango para respaldar la atención de la demanda de energía del país.

Además de contar con una mayor reserva, el agua almacenada se aprovecha mejor cuando el embalse está a un nivel más alto. Al aumentar la altura del agua sobre las turbinas, también aumenta la presión con la que esta llega a las unidades de generación. Esto permite producir la misma cantidad de energía utilizando menos agua.

Protección del río Cauca aguas abajo

La regla de operación licenciada con la que operará Hidroituango establece límites a las variaciones de las descargas para evitar cambios bruscos en el río y conservar su dinámica natural.

Durante el aumento del nivel del embalse, EPM mantendrá monitoreo permanente de las condiciones hidrológicas, hidráulicas, ambientales, geotécnicas y sociales.

Continúa la gestión ambiental del vaso del embalse

Paralelamente, EPM avanza en las actividades de remoción de cobertura vegetal en la franja del embalse que podría quedar cubierta por el aumento del nivel.

Esas labores se adelantan de manera controlada e incluyen medidas como rescate de flora, ahuyentamiento y manejo de fauna, intervención de la cobertura vegetal y gestión de la biomasa, de acuerdo con las obligaciones establecidas en la licencia ambiental.

Con esta autorización, EPM fortalece su capacidad para almacenar agua cuando exista disponibilidad, utilizarla más eficientemente para la generación de energía y disponer de una mayor reserva para los meses de menores aportes, todo ello bajo seguimiento ambiental permanente y preservando las condiciones del río Cauca aguas abajo.

Ingecontrol cumple 50 años y proyecta crecer 20% con nuevos mercados

La compañía colombiana, integradora de servicios técnicos especializados, cuenta con 21 proyectos activos y proyecta crecer cerca de 20% en los próximos tres años. Contempla su expansión a México, Perú, Venezuela y Argentina, además de ampliar su presencia en los sectores minero, industrial, químico y energético.

Ingecontrol llega a sus 50 años de trayectoria con una estrategia enfocada en crecimiento, diversificación e internacionalización.

El más reciente Informe de Recursos y Reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con corte al 31 de diciembre de 2025, reportó reservas probadas de petróleo por 2.020 millones de barriles y una relación reservas/producción de 7,4 años, frente a los 7,2 años registrados en 2024. En este contexto, la compañía busca consolidar su posición como aliado técnico de empresas vinculadas a la cadena de hidrocarburos y, al mismo tiempo, ampliar su participación hacia nuevos sectores y mercados.

Ingecontrol, enfocada en consultorías especializadas, gestión de proyectos ambientales, HSE, gerencia de proyectos y sostenibilidad, durante el primer semestre de 2026 aseguró negocios por $47.000 millones, en un año retador para el sector y para la economía del país. De igual manera, actualmente cuenta con 21 proyectos activos y cerca de 400trabajadores.

La compañía mantiene así una operación con presencia en diferentes regiones del país, mientras fortalece sus capacidades para responder a las nuevas exigencias técnicas, ambientales y de seguridad de sectores como hidrocarburos, minería, industria y energía.

En los últimos 10 años, la compañía ha atendido más de 20 clientes recurrentes, entre ellos las principales empresas petroleras del país. Durante este periodo, Ingecontrol ha desarrollado cerca de 50 contratos, por un valor estimado de $650.000 millones, cifras que reflejan la escala de su operación y la confianza construida con sus clientes.

Con cinco décadas de experiencia, la compañía se ha consolidado como un integrador estratégico y aliado técnico de empresas vinculadas principalmente a los sectores de hidrocarburos y energía en Colombia.

Entre sus clientes recurrentes se encuentran Ecopetrol y las compañías de su grupo empresarial como Cenit, Ocensa y Oleoducto de los Llanos Orientales, Tecpetrol, Petrobras, Transportadora de Gas Internacional, SierraCol Energy, Gases de Occidente, Emerald Energy, Maurel & Prom y Perenco, entre otros, además de compañías de otros segmentos industriales y de generación de energía.

“Ingecontrol es una empresa que genera relaciones de confianza desde sus principios. Su experiencia de 50 años se encuentra en transformación y crecimiento y es un referente en la gestión de proyectos con un portafolio diversificado para sus clientes en diferentes sectores económicos y países de Latinoamérica”, afirmó Catalina Camacho, CEO de Ingecontrol.

Cinco décadas acompañando la transformación del sector

La trayectoria de Ingecontrol ha estado estrechamente ligada al desarrollo de la industria de hidrocarburos en diferentes regiones del país en donde ha trabajado articuladamente con comunidades y diferentes grupos de interés. Tiene presencia en 14 departamentos, entre ellos Casanare, Magdalena, Valle del Cauca, Córdoba, Arauca, Bolívar, Boyacá y Meta.

Entre los trabajos que la compañía identifica como algunos de los más exigentes técnicamente se encuentran los realizados para Petrobras, relacionados con operaciones en tierra y en plataformas offshore en el bloque Sirius, uno de los proyectos de gas más importantes de Colombia y un segmento que representa retos particulares por las condiciones de operación y que todavía cuenta con pocas iniciativas de este tipo en el país.

También destaca su participación con Ecopetrol en la gestión del cumplimiento ambiental en Meta, Casanare y Arauca, así como en labores de interventoría y mantenimiento para OXY, actualmente SierraCol Energy, asociadas a la construcción del oleoducto Caño Limón-Coveñas, infraestructura que marcó un hito en el desarrollo de la industria petrolera colombiana durante la década de 1980.

Para la compañía, uno de los principales cambios que ha experimentado la industria durante estas cinco décadas ha sido el aumento de las exigencias en materia de seguridad industrial.

Ingecontrol señala que mantiene una baja tasa de accidentalidad, como resultado del fortalecimiento de sus protocolos y de una cultura de seguridad que se ha convertido en uno de sus principales diferenciales, razón por la cual ha recibido más de diez reconocimientos por parte de sus clientes, por garantizar operaciones seguras y sin incidentes.

“Durante estos 50 años el sector ha cambiado completamente. Hoy las empresas petroleras son mucho más exigentes en materia de estándares y seguridad industrial, y eso también ha hecho que los aliados tengan un papel mucho más importante. Antes los clientes se apoyaban menos en sus proveedores; hoy nos permiten aportar desde nuestra experiencia y generar mayor valor en sus negocios”, explicó Camacho.

Digitalización, ESG y una nueva etapa de crecimiento

La celebración de los 50 años coincide con una renovación de la marca y con una nueva etapa de transformación empresarial para Ingecontrol.

Uno de los principales frentes es la transformación digital, para la cual la compañía está implementando un nuevo sistema ERP y creó una gerencia de Tecnología de la Información (IT), que busca acelerar la digitalización de sus procesos y avanzar en el uso de herramientas de inteligencia artificial.

A esto se suma el fortalecimiento de su Oficina de Gestión de Proyectos (PMO), la implementación de mejores prácticas de gobierno corporativo y el desarrollo de una nueva línea de negocio enfocada en sostenibilidad y criterios ESG.

La apuesta responde a una transformación de las necesidades de sus clientes, que cada vez demandan no solo capacidades de ingeniería y operación, sino también mayores estándares en materia ambiental, social y de gobierno corporativo.

El cambio también tiene una dimensión de talento. El 50% de los trabajadores de Ingecontrol son mujeres, mientras que la mayoría de los cargos de su equipo gerencial están ocupados por ellas, una evolución significativa frente a un sector que históricamente ha tenido una mayor participación masculina.

Ingecontrol proyecta crecer 20% y llegar a nuevos mercados

Para los próximos tres años, la compañía tiene como meta mantener un crecimiento cercano al 20% en ventas, acompañado de una estrategia de diversificación e internacionalización.

En Colombia, busca ampliar su presencia en los segmentos industrial, químico, minero y energético, entre otros, con el objetivo de aprovechar las capacidades desarrolladas durante sus cinco décadas de operación y diversificar su participación hacia sectores diferentes a los hidrocarburos.

En paralelo, prepara su llegada a otros mercados de Latinoamérica, inicialmente con proyectos en México, Perú, Venezuela y Argentina.

“Llegar a 50 años es un hito especialmente importante para una empresa familiar y para una compañía que ha operado durante décadas en un sector con altos estándares y exigencias. Esta nueva etapa representa una apertura hacia nuevos mercados y segmentos, pero manteniendo aquello que nos ha permitido construir relaciones de largo plazo: la experiencia, el cumplimiento y la confianza”, concluyó Camacho.

El carbón podría aportarle $10 billones al año al país: Fenalcarbón

El gremio presentó el balance de cuatro años de caída en producción, exportaciones, empleo y aportes al Estado, y propuso una agenda de siete puntos para recuperar competitividad, inversión y seguridad energética.

Los aportes del sector carbón al Estado colombiano, que superaron los $10 billones anuales en 2022, se estiman en menos de $3,5 billones para 2025.

Con esa cifra, Fenalcarbón presentó su balance del comportamiento de la industria en los últimos cuatro años y plantea al próximo Gobierno una agenda para recuperar la capacidad productiva del sector, en el marco del prelanzamiento de la Cumbre Colombiana del Carbón y Coque 2026 — «De la ideología a la soberanía».

La producción de carbón pasó de 67,7 millones de toneladas en 2022 a 51,4 millones en 2025, y las exportaciones de carbón y coque cayeron de US$12,2 millones en 2022 a US$4.901 millones en 2025. Solo entre 2024 y 2025, el valor de las exportaciones cayó en US$2.200 millones. Entre 2022 y 2025, se perdieron más de 25.000 empleos directos y 100.000 indirectos en toda la industria.

«El país está dejando de recibir recursos que podrían financiar inversión social, infraestructura y desarrollo regional, en un momento crucial como la reconstrucción de las zonas afectadas por el terremoto. Recuperar la producción y la competitividad del sector significa también recuperar una fuente importante de ingresos y estabilidad para Colombia«, señaló Carlos Cante, presidente Ejecutivo de Fenalcarbón.

Colombia tiene una capacidad de producción de cerca de 92 millones de toneladas anuales y el potencial de recursos para aprovechar esa riqueza del subsuelo.

Si el país genera las condiciones necesarias y las señales de política pública, como lo indica el Informe TEC de Fenalcarbón en el escenario Viento de Cola, se puede volver a los niveles de producción y generar aportes superiores a los US$10 billones anuales.

Fenalcarbón propone al nuevo Gobierno siete prioridades:

  1. Revisar las medidas tributarias impuestas al sector durante los últimos cuatro años;
  2. La ampliación del parque térmico a carbón garantizando la neutralidad tecnológica y remuneración a la energía firme;
  3. Reducir los sobrecostos logísticos y reformar el SICETAC;
  4. Recuperar mercados internacionales mediante defensa comercial activa;
  5. Dar seguridad jurídica a la inversión, la formalización y los planes de cierre minero;
  6. Habilitar áreas reservadas con potencial minero de carbón; y
  7. Control a la explotación ilícita y recuperación de la seguridad en territorios sensibles.

«Con esta propuesta estamos planteando recuperar la capacidad del país para decidir sobre su futuro y salir de la falsa disyuntiva que se quiso plantear con la mal llamada Transición Energética. Colombia lo que requiere es una diversificación productiva donde los carbones siguen siendo importantes para lograrlo en el tiempo y el país cuenta con los recursos, las reservas, el conocimiento y una industria capaz de generar empleo y divisas«, concluyó Cante.

1 … 3 4 5 6 7 … 298