Impulsan modelo que permite a las empresas reducir su consumo de energía

Una transformación en el sector empresarial colombiano demuestra que la flexibilidad energética no solo es posible, sino también rentable y beneficiosa para el país.

Klik Energy, plataforma de gestión energética inteligente, presentó un modelo diseñado para grandes consumidores de energía en Colombia, que les permite a las empresas gestionar su consumo de forma flexible, ajustando su demanda de energía en momentos estratégicos. A cambio, obtienen ingresos adicionales, convirtiendo su capacidad de respuesta en una ventaja competitiva.

El funcionamiento del modelo se basa en dos mecanismos principales. El primero es la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), mediante el cual las empresas no están obligadas a reducir su consumo de forma continua, sino que se comprometen a estar disponibles para hacerlo cuando el sistema eléctrico lo requiera. Por esta disponibilidad, las empresas reciben pagos en dólares por megavatio hora (USD/MWh).

Es un esquema similar al de los suplentes en un partido de fútbol, aunque no estén siempre en juego, deben cumplir con sus entrenamientos y reciben una compensación por estar listos para entrar a jugar. De igual forma pasa con el mecanismo DDV, para asegurar su capacidad de respuesta, las empresas deben realizar pruebas periódicas de reducción de consumo durante cuatro horas cada 60 días y mantenerse disponibles cuando el sistema energético lo requiera.

El segundo mecanismo es la Reducción de Demanda (RD), en el cual las empresas acuerdan realizar reducciones reales de consumo adaptadas a sus procesos operativos. Pueden ofertar un mínimo de una hora diaria de reducción, y por cada kilovatio hora (kWh) que logren disminuir, reciben una compensación aproximada de $400.

El valor del pago se determina según la demanda del mercado y la Línea Base de Consumo (LBC), que corresponde al promedio del consumo energético registrado en los últimos 60 días. Las empresas tienen la posibilidad de ofertar reducciones en días laborales, sábados y/o domingos, y reciben pagos basados en la cantidad de energía que logran liberar frente a su LBC, expresados en dólares por megavatio hora (USD/MWh).

“Si esta cultura de flexibilidad energética se extendiera a nivel nacional, Colombia podría experimentar beneficios colectivos importantes, tales como la reducción de los costos de energía para todos los ciudadanos, la atracción de nuevos proyectos energéticos que operen de forma óptima y un avance hacia una sociedad más consciente del uso responsable de sus recursos naturales, superando así las barreras que dificultan el crecimiento sostenible. Además, contribuiría a aplanar la curva de demanda, ayudando a evitar apagones como los ocurridos recientemente en Ecuador durante el fenómeno de El Niño, o los registrados en España y Portugal” afirma Esteban Quintana CEO de Klik Energy.

La medida más eficaz para las empresas es adoptar una gestión estratégica de la energía, que combine decisiones basadas en datos (data-driven), con una participación activa en los mecanismos de respuesta a la demanda. Esta combinación permite liberar el valor de la flexibilidad energética, mejorando la eficiencia, competitividad y rentabilidad de las organizaciones.

Colombia: Contraloría advierte sobre el riesgo de pérdida de soberanía energética

La CGR insiste en alertar sobre el deterioro de los diversos indicadores energéticos del país e insta a las autoridades competentes a continuar y mejorar los esfuerzos en materia de reservas de hidrocarburos.

El deterioro de los principales indicadores de exploración en el sector de hidrocarburos, alertado por la Contraloría General de la República en sus estudios sobre Transición Energética (2023) y Seguridad y Confiabilidad Energética en Colombia (2010–2026), se ve confirmado por el más reciente Informe de Reservas y Recursos Petroleros publicado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Según dicho informe, las reservas probadas de gas natural cayeron un 13% en comparación con el año anterior, reduciendo su horizonte de autosuficiencia de 6,1 a 5,9 años.

En el caso del petróleo, si bien se reporta un leve incremento de reservas que pasa de 7,1 a 7,2 años, este representa una estabilidad aparente más que una mejora estructural.

Sin embargo, un desglose de los diferentes componentes de las reservas muestra un panorama aún más preocupante. En los reportes que publica la ANH es común encontrar una clasificación de las reservas según su origen, que permite entender mejor si el aumento o disminución en las cifras proviene de nuevos descubrimientos o de ajustes en los yacimientos existentes. Estas dos categorías son las nuevas reservas y las reevaluaciones.

La CGR manifestaba ya en su estudio de 2024 que el verdadero indicador de evolución de las reservas, para fines de la Seguridad Energética, es la incorporación de aquellas clasificadas como Nuevas, es decir, producto de descubrimientos reales, porque estas si expanden la frontera petrolera aumentando el número de campos del país, mientras que las reevaluaciones son sobre reservas ya existentes y que cambiarán con las circunstancias del mercado o por trabajos adicionales en los yacimientos, pero se mantienen en las áreas y campos ya conocidos.

Según el reporte de la ANH, en gas se incorporaron 37 Giga Pies Cúbicos (GPC) nuevos, lo cual contrasta con una producción anual de 351 GPC, es decir que por cada 10 moléculas que se extraen de gas se está reponiendo 1 nueva.

El caso del petróleo es aún peor, pues se incorporaron solo 3 millones de barriles nuevos, es decir por cada 100 barriles que se extraen se está encontrando apenas 1 barril nuevo.

Lo anterior quiere decir que el grueso de la incorporación de reservas reportada proviene es de las reevaluaciones. Si bien es loable que se esté gestionando mejor lo existente y que tales iniciativas ralentizan la pérdida de autosuficiencia tanto en gas como en petróleo, su alcance estará limitado a lo ya encontrado, lo que implica que al cabo de unos años se agote esta opcióny el país se vea abocado a importar permanentemente petróleo y gas.

El país aún está a tiempo de reorientar las políticas para aumentar tanto la oferta de gas natural como la de petróleo.

Debe recordarse que la dinámica de la industria petrolera implica largos tiempos entre el otorgamiento de áreas de exploración y el hallazgo de hidrocarburos. Son períodos normalmente superiores a los 5 años y así como hoy estamos experimentando las consecuencias de más de 8 años de deterioro en la exploración petrolera, será a comienzos de la próxima década que estaremos con la urgencia de obtener resultados de lo que se firme hoy, y no se está avanzando en la búsqueda de nuevos yacimientos. Un ejemplo ilustrativo es el reciente descubrimiento de gas «Sirius», producto de una contratación petrolera iniciada en 2004.

Frente a los escenarios de déficit ya identificados, en los que se proyecta una situación crítica para el gas a partir de 2026 y para el petróleo en 2030, la CGR hace un llamado urgente a las autoridades competentes a intensificar los esfuerzos en exploración y reposición de reservas, evitando así comprometer el abastecimiento energético del país.

La Contraloría General de la República reitera su preocupación por el deterioro progresivo de los indicadores energéticos del país e insta a las autoridades competentes a adoptar decisiones firmes y oportunas que permitan garantizar una política pública integral en materia de hidrocarburos.

No actuar ahora implicaría poner en riesgo la autosuficiencia energética del país, justo cuando las metas de transición energética aún enfrentan serias limitaciones técnicas y financieras.

El país no puede aplazar las decisiones necesarias en materia de reservas ya que, con el ritmo actual de avance, es altamente probable que las metas de transición energética no logren suplir de manera suficiente y oportuna la creciente demanda de energía convencional en los próximos años, concluye la Contraloría.

ICPET, 40 años de ciencia, tecnología e innovación

Durante cuatro décadas, el ICPET ha enfocado sus esfuerzos en la búsqueda de energías limpias y eficiencias en la producción de hidrocarburos.

El Instituto Colombiano del Petróleo y Energías de la Transición (ICPET), de Ecopetrol, conmemora 40 años de logros que lo ubican como protagonista en el desarrollo de soluciones tecnológicas para la industria de los hidrocarburos en Colombia.

El ICPET cuenta con 191 investigadores altamente calificados, más de 960 aliados estratégicos, 29 áreas de laboratorio, 34 plantas piloto y una infraestructura de 20.000 m² al servicio de la ciencia y la tecnología. Además, ha desarrollado más de 180 casos de negocio, asistencias técnicas y líneas de investigación para el desarrollo empresarial sostenible.

También es líder en la gestión de patentes de Ecopetrol. La Empresa completa 143 patentes otorgadas que están vigentes en 13 países, muchas de ellas desarrolladas en el Icpet y cerca de 40 más en trámite; así mismo, el Instituto alberga en sus instalaciones la Litoteca, donde se resguarda una de las colecciones geológicas más grandes del mundo.

En el último año el ICPET inició una etapa de expansión y modernización de su infraestructura, orientada al desarrollo de proyectos de inteligencia artificial (IA), geotermia, hidrógeno, energía nuclear y energías limpias, dentro de la estrategia “Energía que transforma 2040”, del Grupo Ecopetrol.

Entre los logros recientes se destacan el desarrollo del nuevo combustible de aviación SAF, y el fortalecimiento de estudios para entender mejor el subsuelo y aumentar la probabilidad de incorporar nuevas reservas de gas y petróleo.

Así mismo, ha masificado las tecnologías para el reúso del agua y ha brindado asesoría técnica para optimizar la extracción de hidrocarburos minimizando riesgos geológicos.

Adicionalmente, cabe resaltar la habilitación de 11 nuevos laboratorios experimentales enfocados en proyectos de transición energética e inteligencia artificial, que permiten ampliar la capacidad de análisis, reducir tiempos y disminuir costos.

Al mismo tiempo, el Instituto avanza en el desarrollo de iniciativas para el manejo eficiente de hidrógeno, con pilotos que permitirán escalar esta fuente como alternativa viable, al igual que en tecnologías que combinan múltiples sistemas para lograr máxima eficiencia energética al menor costo, con la mayor confiabilidad.

En materia de descarbonización, se proyecta como líder nacional en captura, uso y almacenamiento de CO2, liderazgo que ha sido reconocido internacionalmente por el programa IEA-GHG con sede en Países Bajos.

Finalmente, su modelo innovador en el uso y reúso del agua busca convertir este recurso en un activo clave para Ecopetrol, con el propósito de hacer posible su retorno a caudales naturales y posicionar a la Empresa como líder mundial en sostenibilidad hídrica dentro del sector de hidrocarburos.

Hitachi Energy prueba transformador de 765 kV

El transformador monofásico de 765 kilovoltios (kV) / 400 kV y 250 megavoltamperios (MVA), de Hitachi Energy es el primero del mundo en alcanzar este nivel de tensión y potencia lleno con aceite de éster natural.

El transformador de 765 kV con aceite de éster natural de Hitachi Energy es el más grande del mundo en este nivel de tensión y potencia, marcando un nuevo estándar en soluciones biodegradables y diseñadas para la seguridad en la transmisión de corriente alterna de alta tensión.

Hitachi Energy ha probado con éxito un transformador monofásico de 765 kilovoltios (kV) / 400 kV y 250 megavoltamperios (MVA), relleno con aceite de éster natural. Esta innovación convierte a este transformador en el primero del mundo en alcanzar este nivel de tensión y potencia con la implementación de aceite de éster, ofreciendo así una alternativa biodegradable y segura por diseño para operadores de redes de corriente alterna (CA) de ultra alta tensión.

Los transformadores de 765 kV forman parte de los planes estratégicos de expansión de transmisión de las empresas eléctricas para satisfacer la creciente demanda energética, ya que permiten transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias, mejorando la eficiencia, estabilidad y confiabilidad de la red. Un transformador trifásico típico de 765 kV puede abastecer de energía a una ciudad de 250.000 habitantes.

El transformador fue diseñado, fabricado y probado para seguir desarrollando la plataforma tecnológica TrafoStar de Hitachi Energy, disponible en todas las fábricas de transformadores de potencia de la compañía a nivel mundial.

Tradicionalmente, los transformadores han utilizado aceite mineral, conocido por sus excelentes propiedades eléctricas, como medio de aislamiento y refrigeración. Recientemente, la innovación tecnológica en transformadores ha impulsado el uso de fluidos alternativos, como el éster natural, que ofrece mayor seguridad y mejor desempeño ambiental.

El transformador utiliza éster natural, un fluido con un punto de inflamación dos veces mayor que el del aceite mineral y con propiedades autoextinguibles. Estas características lo hacen más seguro que los transformadores convencionales.

Además, los ésteres naturales vírgenes son biodegradables 100% en un plazo de 28 días, reduciendo el riesgo de contaminación ambiental por fugas del fluido aislante. La seguridad se ve aún más reforzada por la tecnología TXpand™, resistente a rupturas.

“Impulsado por la acelerada transición energética global y el crecimiento continuo de la demanda eléctrica, el suministro de transformadores nuevos e innovadores es más importante que nunca. Los transformadores de alta tensión con éster natural brindan a los operadores de redes una solución eficiente y segura, especialmente en zonas sensibles desde el punto de vista ambiental. Estamos trabajando estrechamente con clientes y socios tanto para modernizar la infraestructura existente de redes de ultra alta tensión como para desarrollar nuevos proyectos energéticos que contribuyan a crear un sistema eléctrico más sostenible y seguro. Este desarrollo es muy emocionante y esperamos que satisfaga las necesidades de un número creciente de clientes en todo el mundo”. Afirmó Bruno Melles, director General de la Unidad de Negocios de Transformadores de Hitachi Energy

En su recorrido desde los sitios de generación hasta el usuario final, la energía eléctrica pasa por un promedio de cuatro a cinco transformadores, lo que los convierte en componentes esenciales de las redes eléctricas.

La transmisión de alta tensión de 765 kV en corriente alterna forma parte de las redes eléctricas en varias regiones del mundo, incluyendo América del Norte, América del Sur, Sudáfrica y partes de Asia (incluida China).

Hitachi Energy ha suministrado transformadores con éster natural durante más de 20 años, con productos instalados en más de 40 países. La plataforma tecnológica de transformadores TrafoStar de la compañía armoniza el diseño, los procesos de fabricación y las medidas de control de calidad en todas sus fábricas de transformadores de potencia en el mundo, garantizando consistencia y excelencia en cada transformador producido.

A propósito del informe de reservas de la ANH

La perspectiva en materia de hidrocarburos es sombría y demanda una pronta rectificación de la política de marchitamiento prematuro de los mismos, como no lo ha hecho ningún otro país, excepto Colombia.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó su informe anual sobre el Balance de Reservas/Producción de los Hidrocarburos, el cual era esperado con mucha expectativa, sobre todo después de que desde diciembre de 2024, por primera vez en 45 años, Colombia se vio precisado a importar gas natural para cubrir la demanda esencial, esto es, la requerida por las estaciones de compresión de la red de gasoductos, los usuarios residenciales, pequeños usuarios comerciales y el gas natural vehicular.

Analicemos el vientre de las cifras que nos trae este último reporte para desentrañarlas e interpretarlas desde la perspectiva de la dinámica de la actividad exploratoria, sus hallazgos, el comportamiento de las reservas, de su reposición y de la extracción de las mismas, así como su proyección hacia el futuro.

En materia de petróleo simplemente se detuvo la caída, pero las reservas probadas (pasaron de 2.020 millones de barriles a 2035 millones) siguen sin levantar cabeza. Pasar de una relación R/P de 7,1 años a 7,2 años es casi imperceptible.

Además, cabe advertir que si se produce menos duran más las reservas, que parece ser el caso (777.016 barriles/día en 2023 vs 772.7 barriles/día en 2024). Dicho de otra manera, en este “quebrado” de la aritmética en lugar de aumentar el numerador, que es lo deseable, disminuye el denominador y de allí el resultado que se pretende mostrar como “un aumento de las reservas probadas”, que es sólo aparente y sólo atribuible a “reevaluaciones” de los cálculos, no a descubrimientos nuevos.

Por ello, comparto el pronunciamiento de la Contraloría General cuando afirma que “aunque estas reevaluaciones ayudan a gestionar mejor lo ya encontrado y a retrasar la caída en autosuficiencia, no son una solución sostenible a largo plazo… Al cabo de unos años se agote esta opción y el país se vea abocado a importar permanentemente petróleo y gas”.

Y concluyó diciendo: “No actuar ahora implicaría poner en riesgo la autosuficiencia energética del país, justo cuando las metas de transición energética aún enfrentan serias limitaciones técnicas y financieras”.

La perspectiva en materia de hidrocarburos es sombría y demanda una pronta rectificación de la política de marchitamiento prematuro de los mismos, como no lo ha hecho ningún otro país, el cual se ha traducido en un desaliento de la actividad exploratoria y prueba de ello es la dramática reducción del número de taladros activos en el país, que están migrando a países como Guyana, Argentina y Brasil.

En cuanto al gas natural, las reservas probadas siguen en caída libre, nada que hacer. Cayeron 13%, al pasar de 2,37 terapiés cúbicos (TPC) a 2,06 TPC, y la relación R/P pasó de 6,1 años a solo 5,9 años.

Más preocupante aún que el petróleo, pero la versión oficial es que “se advierte un cambio positivo en la tendencia de los últimos años”, cuando, la verdad sea dicha, la tendencia en los últimos años ha sido la declinación de las reservas probadas y el 2024 no es la excepción sino que confirma la regla.

Para tratar de dorar la píldora y maquillar las cifras, que no mienten, se le da mucha relevancia al dato de las reservas posibles y contingentes cuando la verdad es que solo se puede contar con las reservas probadas. Cómo dice el adagio popular, más vale pájaro en mano que cien volando. 

La advertencia del contralor General Carlos Hernán Rodríguez es clara: “La limitada incorporación de nuevas reservas conlleva un riesgo inminente, al cabo de unos años se agote esta opción y el país se vea abocado a importar permanentemente petróleo y gas”.

Cabe destacar que en el afán de justificar la absurda e inconveniente decisión de descartar la firma de nuevos contratos de exploración y de explotación de hidrocarburos, no obstante nuestras precarias reservas y la limitada producción, se concluye lo obvio: que, en el caso del petróleo “entre 2018 y 2024 la incorporación de nuevas reservas por proyectos exploratorios fue de 2,8% (50 millones de barriles), mientras que la incorporación a partir de la gestión de volúmenes conocidos fue de 94% (1.693 millones de barriles). Esto muestra que resulta más eficiente gestionar sobre los volúmenes ya descubiertos, en los contratos vigentes”. 

En el caso del gas natural, igualmente “la incorporación de nuevas reservas por proyectos exploratorios fue del 35% (201 GPC), mientras que la incorporación a partir de la gestión de volúmenes conocidos fue de 66% (385 GPC). Esto muestra que resulta más eficiente gestionar sobre los volúmenes ya descubiertos, en los contratos vigentes”. Esta treta es bien conocida: cuando no puedas convencer, confunde.

Mientras tanto, el Gobierno sigue con su cantinela de que aquí no hay escasez de gas ni necesidad de importarlo, y que el alza en los precios y tarifas no obedece a la diferencia entre el precio del gas importado (US $15 – US $18 el MMPC) y el del gas extraído en el país (US $5 – US $7 el MMPC), sino a la especulación por parte de las empresas y azuzando a la Superintendencia para que sancione a las empresas, sin fórmula de juicio, llevándose de calle principios tan caros al Estado de derecho como la presunción de inocencia y el debido proceso, los cuales están mediados por una investigación previa y al hallazgo y disposición de un acervo probatorio.

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

El GLP celebra su día

El 7 de junio, la Asociación Mundial del GLP conmemora una fecha global: el Día Mundial del GLP, para destacar los beneficios de este energético para el progreso de las naciones.

El Día Mundial del GLP (LPG Day) es una fecha anual que se celebra a nivel internacional para recordar los aportes del Gas Licuado del Petróleo (GLP) como combustible utilizado en todos los sectores de la economía. Este día, la industria del GLP exalta las virtudes de esta fuente de energía, que ayuda a mejorar la vida de más de tres mil millones de personas en todo el planeta.

«El GLP funciona las 24 horas», es el rol esencial que enfatiza en este día la Asociación Mundial del GLP (WLPGA, por su sigla en inglés), como entidad que lidera la actividad.

El suministro de GLP a los sectores residencial, comercial, industrial y vehicular es de 24 horas del día, 7 días a la semana y 365 al año; un combustible que abastece a los usuarios siempre que lo necesitan, sin importar qué tan lejos estén.

Son cientos de usos que van desde cocina y calefacción, hasta transporte terrestre (AutoGLP), marítimo y fluvial (NautiGLP), así como para el sector industrial y comercial, y la generación de energía eléctrica, especialmente en zonas no interconectadas.

Datos del GLP en Colombia

•          Más de 12 millones de colombianos utilizan el GLP en 1.050 municipios de todo el país.

•          Durante 2024, en Colombia se consumieron un total de 734.800 toneladas de GLP.

•          Los departamentos con el mayor consumo son Antioquia (19% del total nacional), Cundinamarca (12%), Valle del Cauca (9%), Nariño (7%), Santander (5%) y Bogotá D.C. (4%).

•          Consumo por sectores: Residencial (65%), Industrial (19,7%), Comercial (8,8%), y Otros como escuelas, hospitales, centros asistenciales y entidades de gobierno (6,5%).

•          En Colombia ya circulan cerca de 5.000 vehículos con AutoGLP, que son atendidos por más de 20 estaciones de servicio, localizadas en Cúcuta, Soledad, Barranquilla, Cartagena, Medellín, Fusagasugá, Cali y Pasto.

Gas para el progreso industrial

El GLP ha ganado relevancia en la matriz energética colombiana como una alternativa eficiente y competitiva para la industria.

Su uso como alternativa ante los retos del desabastecimiento del gas natural, ha permitido aportar un energético a sectores como los de construcción, cerámica, metalurgia, alimentos, bebidas y agricultura.

En el sector industrial, el consumo de GLP pasó de 9,2% del total del consumo nacional en 2017, al 19,7% en 2025, reflejando su creciente adopción por parte de empresarios que buscan seguridad en el suministro energético.

En regiones apartadas, donde el acceso al gas natural es limitado, el GLP representa una opción limpia y eficiente que contribuye a cerrar brechas y a promover el desarrollo local, sobre todo, cuando en el país aún existen 1,5 millones de personas que cocina con leña.

Pero para fomentar su uso, Colombia debe impulsar políticas públicas, incluidas las de subsidios, e inversiones en infraestructura logística que garanticen un suministro eficiente.

¿Cuáles son las oportunidades del GLP en Colombia?

Durante el Cuarto Summit Internacional del GLP, organizado por Agremgas en Barranquilla, Rutty Paola Ortiz, exviceministra de Energía y socia de la firma Castelar, presentó las oportunidades del GLP en el país.

En un entorno de transición energética y aumento de precios del gas natural y la gasolina, con la necesidad de ofrecer energéticos asequibles para mitigar la pobreza energética que afecta al 18,5 por ciento de la población colombiana (cerca de 10 millones de personas), el gas licuado del petróleo (GLP) se ofrece como una alternativa en múltiples sectores.

De acuerdo con Ortiz, las mayores oportunidades del GLP en el país se encuentran en ocho grandes áreas: Aire propanado, generación térmica, almacenamiento y respaldo, como combustible en el sector de movilidad, como sustitución de leña, en generación dual con la solar fotovoltaica, generación para Pymes, y respaldo de infraestructura esencial.

Aire propanado: Es una tecnología que se utiliza para remplazar al gas natural cuando se presentan problemas de suministro de este energético, con un desempeño similar. En Colombia se ha utilizado en Cúcuta y Pasto, y tiene la posibilidad de emplearse para la atención de nuevos mercados.

Generación térmica de respaldo: En Colombia solo existe una planta de generación de electricidad con GLP, pero se puede emplear como fuente alternativa en escenarios de escasez hídrica o de gas natural. También es una solución ideal para generar en firme en zonas insulares.

Almacenamiento estratégico: Países como Argentina, Brasil y Japón cuentan con modelos de almacenamiento distribuido de GLP, precisamente una de las principales debilidades del sector en Colombia, como lo evidenció el estudio de la UPME, y por lo tanto una de las grandes oportunidades del sector.

Según la UPME, el país requiere construir almacenamientos estratégicos por un total de 68.270 toneladas, identificados en Soacha, Bello, Yumbo, Ibagué, Pasto, Bosconia, Girón, Villavicencio y Leticia, para atender las regiones de mayor consumo.

El almacenamiento estratégico es urgente, especialmente frente a contingencias de orden social o natural que ponga en riesgo la logística de distribución.

Movilidad: Si bien ha hecho carrera la narrativa de la electrificación del transporte, no todo el sector puede ser electrificado, principalmente por las necesidades de generación o la dificultad de sustitución, bien sea por factores económicos o geográficos.

En Colombia, el AutoGLP y el NautiGLP vienen creciendo hasta alcanzar a comienzos de 2025 unos 5.000 vehículos convertidos y más de 20 estaciones de servicio. El GLP como combustible automotor tiene una ventaja competitiva en precio, por lo que se ofrece como un substituto de la gasolina en vehículos automotores y náuticos.

Sustitución de leña: En Colombia todavía existen 1,5 millones de familias que cocinan con leña o materiales contaminantes. En este sector, el GLP es la alternativa más inmediata de sustitución, por la facilidad de llegar a cualquier rincón del país.

Países como India, Perú y Guatemala han tenido programas de sustitución de leña, con todo lo que eso representa en términos de salud pública y reducción de la pobreza energética.

En Colombia existe un plan de sustitución, pero está limitado por el cubrimiento de los subsidios, que solo está implementado en seis departamentos y, además, el gobierno presenta retrasos en los desembolsos a las empresas distribuidoras.

Generación híbrida: Ortiz señaló que a donde llega el diésel puede llegar el GLP, luego es un combustible que se puede utilizar en la generación de energía, especialmente en las zonas no interconectadas. En ese sentido, recomienda implementar soluciones híbridas de plantas a GLP con solares fotovoltaicas.

En Filipinas, Indonesia y zonas de África Subsahariana se han implementado con éxito este tipo de soluciones para asegurar electricidad y cocción de alimentos en comunidades sin conexión a la red eléctrica.

Generación para Pymes: Para procesos industriales de pequeña y mediana escala que usen la energía de manera intensiva, el GLP se ofrece como un energético principal o de respaldo.

Respaldo para infraestructura esencial: En Colombia las normas establecen que la infraestructura esencial de salud, como hospitales, clínicas, laboratorios y centros de salud, deben tener una planta de respaldo de generación eléctrica.

En la mayoría de los casos, esas plantas funcionan a diésel, uno de lo combustibles más contaminantes, por lo que el GLP es una alternativa para sustituirlas de manera costo-eficiente y con menores emisiones.

Como ejemplo de este tipo de soluciones, Rutty Paola Ortiz mencionó a Japón, Corea del Sur y zonas rurales de Chile y Argentina, donde se han incorporado plantas a GLP como parte de los planes de contingencia en el sector salud.

Finalmente, Ortiz señaló que para avanzar hacia la conquista de las oportunidades que tiene el GLP en Colombia, se debe avanzar en cuatro aspectos: Coordinación entre la regulación del GLP para redes y en cilindros, integrar al GLP en la canasta de energéticos para las comunidades energéticas; avanzar en la infraestructura de importación y almacenamiento estratégico; y hacer un análisis nacional y por regiones para determinar el uso potencial del GLP como energético para los sectores eléctrico, industrial y de transporte.    

GLP, un sector en pleno auge

Por ser un derivado directo del petróleo y el gas natural, el gas licuado del petróleo (GLP) se mueve según los vaivenes de estas industrias. Mayor importación, pero una alternativa a la escasez de gas natural.

Dada la caída en las reservas y producción de gas natural en Colombia, que es de donde proviene la mayoría del GLP nacional, la producción de este combustible también ha venido cayendo en los últimos años y, en consecuencia, debe recurrir a mayores cantidades de producto importado.

Actualmente, el país produce el 60 por ciento del consumo nacional e importa el 40% restante, dijo Sara Vélez, directora Ejecutiva de la Asociación Gremial Colombiana de Comercialización de Gas (AGREMGAS), durante la inauguración del Cuarto Summit Internacional del GLP, que se realiza en Barranquilla.

La dirigente gremial agregó que la caída de las reservas de gas natural también representa una oportunidad para el GLP, “como un complemento y sustituto del gas natural, para garantizar seguridad energética del país, y el adecuado abastecimiento a los usuarios a residenciales, industriales, a la movilidad y, por supuesto, a la generación térmica”.

No obstante, de acuerdo con el balance de oferta y demanda presentado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a partir de 2027 se presentaría un déficit de GLP para atender la demanda. En ese sentido, la industria trabaja en la ampliación de la infraestructura de importación.

Actualmente, el país cuenta con dos terminales, Okianus y Plexaport, pero Okianus avanza en una segunda fase y, en Puerto Bahía, Frontera Energy y Gasco construyen otra facilidad, que se espera entre en operación a finales de 2026. Todas en Cartagena.

Y aunque Vélez señaló que el producto importado es más costoso, lo cual se ha visto reflejado en un aumento en las tarifas a los usuarios del GLP en alrededor del 15 por ciento en el último año y medio, frente al gas natural importado el GLP tiene un precio menor entre un 25 y un 30 por ciento.

Pero si bien la importación le apunta a cubrir el faltante de la producción nacional, Eider Camilo Quintana, líder de Procesos Estratégicos de la UPME, dijo que se presenta una situación crítica en el transporte y almacenamiento en el interior del país.

De acuerdo con Quintana, se requiere construir almacenamientos estratégicos por un total de 68.270 toneladas, ubicados en Soacha, Bello, Yumbo, Ibagué, Pasto, Bosconia, Girón, Villavicencio y Leticia, para atender las regiones de mayor consumo.

Y es que, si bien, el GLP representa solo el 2,3% de la matriz energética, atiende a 3,4 millones de usuarios, unas doce millones de personas, especialmente de los estratos uno y dos, por lo que juega un papel importante en la sustitución de leña, que utilizan 1,5 millones de hogares en el país.

Finalmente, en cuanto al pago de los subsidios, Vélez dijo que el gobierno se puso al día hasta enero de 2025, pero desde febrero hasta mayo la deuda con las empresas distribuidoras de GLP ya ascendía a 40.000 millones de pesos.

Ecopetrol pone en el mercado 132 GBTUD de gas natural en firme

Los campos Cusiana y Cupiagua aportarán hasta 72 GBTUD. El volumen restante, 60 GBTUD, corresponde al gas natural importado que ingresará al país por Buenaventura.

Ecopetrol declaró la cantidad de gas natural disponible para la venta en firme, por un volumen entre 51 y 72 GBTUD proveniente de los campos Cusiana y Cupiagua, ubicados en el piedemonte llanero, que serán ofrecidos al mercado en el Proceso de Comercialización durante junio y julio de 2025, con entregas desde el 1 de diciembre de 2025 hasta el 30 noviembre de 2029.

En este proceso de comercialización, Ecopetrol ofrecerá adicionalmente 60 GBTUD de gas natural importado por 5 años, que ingresará al país por la costa Pacífica entre el segundo y tercer trimestre de 2026, a través del contrato de servicios de regasificación, que suscribió en febrero de este año.

“Con este proceso de comercialización, Ecopetrol ofrece a los distribuidores y comercializadores el gas disponible que tiene para la venta, que les permitirá gestionar el suministro que requieren para su operación y de esta manera llevar el energético a los hogares, comercios e industrias del país, con contratos que les garantiza firmeza de largo plazo”, indicó Álvaro Casanova, gerente de Gas y GLP de Ecopetrol.

Agregó que Ecopetrol continuará con el desarrollo de proyectos que permitan aumentar la oferta. “Invitamos a todos los agentes del sector a consultar las condiciones del proceso de comercialización para que de esta manera puedan acceder a las cantidades ofrecidas por la empresa”, señaló Casanova.

Los interesados podrán consultar la información y condiciones del proceso de comercialización para su participación en el portal web www.ecopetrol.com.co, Grupos de Interés, Ser Cliente, “Información Comercial de Gas Natural”.

Finalmente, Ecopetrol señaló que la disponibilidad adicional de gas natural de los campos Floreña y Gibraltar, que podría llegar hasta 56 GBTUD, será publicada en el siguiente proceso de comercialización de 2025, una vez superados los retos técnicos de los campos.

El Grupo Ecopetrol amplió su capacidad de importación en Pozos Colorados

El Terminal Marítimo pasó de recibir buques con capacidad de 330 mil barriles, a embarcaciones de 550 mil barriles.

Con el descargue de 530 mil barriles de gasolina corriente importados desde la Costa del Golfo de los Estados Unidos, el Terminal Marítimo de Pozos Colorados, ubicado en Santa Marta, puso en marcha la ampliación de sus operaciones, que hace posible recibir buques de mayor capacidad para atender la demanda de combustibles.

Con una inversión de US$26 millones, los trabajos consistieron en el cambio de monoboya, que le permite al terminal pasar de atender barcos con capacidad máxima de 330 mil barriles y un peso de 50 mil toneladas, a embarcaciones de 80 mil toneladas y 550 mil barriles.

Con este aumento de la capacidad el Grupo Ecopetrol podrá obtener ahorros en transporte marítimo, hacer más eficientes las importaciones al país, incrementar las posibilidades de compra de productos desde Europa y Asia, y lograr sinergias con otros puertos en Colombia.

El Terminal Marítimo de Pozos Colorados es una infraestructura propiedad de Cenit, filial del Grupo Ecopetrol, por el que se importa aproximadamente el 82% de los productos refinados que ingresan al país.

A partir de mayo comenzó a recibir buques tipo Long Range 1 (LR1), como el Cielo di Rotterdam, que fue el primer barco de esta clase en ingresar al puerto para descargar combustible importado por Ecopetrol.

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