Autor: Martín Rosas

En el más reciente Análisis Económico, ANIF señala que el sector energético colombiano se ha visto envuelto en una serie de tensiones que han puesto en duda su sostenibilidad en el corto y mediano plazo. A Continuación el documento del Centro de Estudios Económicos.

Decisiones que restringen la exploración de hidrocarburos, la fragilidad de la matriz energética ante eventos climáticos extremos, el déficit financiero con las comercializadoras y el retraso en la entrada en operación de nuevos proyectos de generación, han llevado a cuestionar si la futura demanda de energía estará adecuadamente cubierta por la oferta local.

Colombia depende en un 65% de las hidroeléctricas para generar energía eléctrica, una fuente renovable y de bajo costo, pero altamente vulnerable al clima. A medida que los eventos climáticos de sequía se intensifican, se ve comprometida la capacidad de generación hidráulica. Cuando eso sucede, las termoeléctricas aportan el faltante; estas funcionan principalmente con gas natural, fuente que representa un 11% de la matriz energética y actualmente enfrenta limitaciones importantes.

Las importaciones de gas aumentaron de forma significativa, pasando de representar el 7,5% del consumo en 2023 al 20% en 2024, como resultado de una menor generación hidráulica, que obligó a compensar con generación térmica.

Según Naturgas, las reservas actuales solo alcanzarían para seis años y se proyecta que el déficit de suministro sea del 7,5% en 2025 y del 16% en 2026. Además, importar gas es mucho más costoso, pues según estimaciones de The Economist esta decisión triplica su precio y aumentaría en 50% las emisiones de gases de efecto invernadero comprado con la explotación local.

Al mismo tiempo, las empresas comercializadoras de energía enfrentan un creciente déficit de liquidez. Según la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), a marzo de 2025 la deuda total del sector alcanzó $7,6 billones. De este monto, 42% corresponde a la opción tarifaria aplicada durante la pandemia, 38% a subsidios de estratos 1, 2 y 3, y 16% a deudas de entidades públicas.

Asocodis advierte que, si el Gobierno no asume parte de esa carga, las tarifas podrían aumentar entre un 100% y 140% en los próximos años, lo que además de afectar a los usuarios, podría impactar a toda la cadena, debilitando aún más al sistema.

A lo anterior se suma el retraso de los proyectos de generación energética; si la oferta no crece al ritmo de la demanda, las tarifas subirán y con ellas el costo fiscal de los subsidios, intensificando el riesgo de impago.

Según el informe de avance de proyectos de generación de la UPME con corte a diciembre de 2024, el 52,2% de los 46 proyectos presentan algún tipo de retraso. De hecho, entre los cinco proyectos con mayor capacidad instalada, tres avanzan por debajo de lo previsto. El caso más crítico es el del Parque Eólico Beta, en La Guajira, cuyo atraso llega al 52,7%.

De acuerdo con la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia), el desarrollo de proyectos de energía eólica y solar enfrenta tres obstáculos principales: dificulta- des en las consultas previas con comunidades indígenas, demoras en la obtención de permisos ambientales y técnicos, y problemas para conectarse a la red eléctrica. Estos retrasos se explican por la ausencia de tiempos normativos claros, el incumplimiento de los términos de ley y por la falta de articulación entre entidades, especialmente las CAR. Estas barreras han llevado a que empresas como EDP Renewables abandonen sus iniciativas y que Celsia considere retirar sus proyectos Acacia y Camelias.

Frente a este panorama, resulta urgente agilizar los proyectos de generación de energía, en especial los renovables que hoy representan una promesa incumplida.

La combinación de retrasos en obras clave, que a su vez desincentiva nuevas inversiones, sumado a la creciente dependencia de fuentes costosas como el gas importado y un déficit financiero en el sector, amenazan con profundizar la brecha entre oferta y demanda.

Si el país no toma decisiones estructurales que aseguren la ejecución oportuna de los proyectos y reduzcan la incertidumbre regulatoria, no solo se pondrá en riesgo la sostenibilidad del sistema, sino también la competitividad económica en los próximos años.

Ecopetrol presentó los resultados operativos y financieros al cierre del primer trimestre de 2025.

Al cierre del primer trimestre de 2025, Ecopetrol anunció que llegó a una producción de petróleo nacional diaria de 521 mil barriles diarios, la cifra más alta de los últimos cinco. En contraste, en materia financiera, las utilidades netas cayeron a 3,1 billones de pesos, la más baja de los últimos cinco trimestres.

Las razones para que los resultados financieros estén cayendo año a año desde que entró la actual administración, siempre son las mismas. Ricardo Roa, presidente de la compañía, señala a los precios del crudo y a la tasa de cambio, a las que se suma la mayor tasa impositiva por parte del gobierno.

Roa señaló que por cada dólar que cae la cotización del crudo, el EBITDA se reduce en $0,74 billones y las utilidades en $0,35 billones; mientras que por cada $200 que se devalúa el peso, se compensa esa diferencia de precios del Brent.

El reporte financiero del primer trimestre de 2025 se realizó con un Brent a 75 dólares, mientras hace un año cotizaba a 82 dólares el barril. A comienzos de mayo la cotización del Brent rondaba los 60 dólares, lo que no augura mejoras en la rentabilidad de Ecopetrol para el segundo trimestre del año.

En resumen, en el primer trimestre del año, el Grupo Ecopetrol registró ingresos por $31,4 billones, un EBITDA de $13,3 billones, una utilidad neta de $3,1 billones, un margen EBITDA de 42% y un ROACE del 9.9%.

El informe de resultados señala que “en la línea de hidrocarburos destacamos la fortaleza de nuestro negocio tradicional manteniendo la producción en 745 kbped (sumados petróleo y gas nacional y extranjero), dentro de la expectativa definida para el año a pesar de los eventos de entorno local; por su parte, los volúmenes transportados se ubicaron en 1,092 kbd y las cargas de refinación en 396 kbd, a pesar de los mantenimientos programados en la Refinería de Barrancabermeja, eventos operativos y de entorno.”

Inversiones y desinversiones

Durante la presentación de resultados, Ricardo Roa también manifestó que su filial Hocol tiene para la venta diez campos que no son rentables para el Grupo: Rancho Hermoso, Upía, Maná, Arjona, Ambrosía, Río Upía, Toqui-Toqui, La punta, Cicuco y Total.

En materia de gas, resaltó la decisión de inversión (FID) del proyecto de gas condensado en la Cuenca de Santos de Brasil, Gato Do Mato, en aguas profundas entre 1,750 y 2,050 metros de tabla de agua.

También confirmó que el proyecto de importación de 60 millones de pies cúbicos diarios por el Pacífico entrará en operación a mediados de 2026; mientras que para el proyecto de importación de gas a través de la infraestructura de Chuchupa B, en junio de este año tendrían los diseños para construir una boya que se conectará a una unidad flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU, por su sigla en inglés), por la cual se espera importar 250 millones de pies cúbicos diarios.

Gracias a este proyecto, que inició operaciones el 27 de octubre de 2023, la termoeléctrica logró aumentar su eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente del país.

Termocandelaria, filial de TPL Energía, recibió el Premio a la Eficiencia Energética en la categoría de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Tecnologías de la Información y las Comunicaciones, otorgado por la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter).

Este premio destaca el proyecto de Cierre de Ciclo Combinado de Termocandelaria por la implementación de tecnologías que optimizan el uso de los recursos energéticos, reducen el impacto ambiental y promueven un modelo de operación más responsable y eficiente.

“Este reconocimiento es el resultado del trabajo de todo nuestro equipo, de una visión clara de sostenibilidad y de nuestra responsabilidad con el país, con la transición energética, con una matriz energética más limpia y con las futuras generaciones”, señaló Luis Miguel Fernández, CEO de TPL Energía.

El proyecto de Cierre de Ciclo Combinado inició operaciones el 27 de octubre de 2023, permitiendo a Termocandelaria aumentar su eficiencia energética del 34% al 53%, constituyéndose en la planta más eficiente del país.

El proyecto se desarrolló con el objetivo de ampliar y modernizar la infraestructura de la generadora, pasando de dos unidades de ciclo simple de 314 MW de capacidad instalada, a tres unidades en ciclo combinado con una capacidad instalada total de 566 MW, lo que representa un aumento de aproximadamente 80% en la capacidad de generación, sin aumentar las emisiones de CO2 y contribuyendo con una reducción del orden del 40% en los costos de producción de energía.

Este es un hito representativo de la tecnología y la transición energética en Colombia, considerando que es la única térmica en el país que, en su proceso de refrigeración, utiliza un novedoso sistema de aerocondensadores que no requiere consumo de agua ni de químicos, tecnología que está brindando los más altos beneficios ambientales.

“Estamos muy orgullosos del Cierre del Ciclo Combinado de Termocandelaria, un proyecto sin precedentes que aporta a la generación de energía firme de manera altamente eficiente, garantizando un servicio de calidad para los colombianos. Con esta nueva capacidad podemos atender hasta el 7% de la demanda nacional, el 25% de la energía requerida en el Caribe colombiano y el 100% de la demanda del departamento de Bolívar, con un excedente del 21 % disponible para otras regiones del país. Todo esto contribuye a una mejor capacidad de respuesta ante eventos climáticos como el fenómeno de El Niño”, aseguró Miguel Pérez Ghisays, gerente General de Termocandelaria.

Durante el primer trimestre de 2025, Enel Colombia realizó inversiones por $507.691 millones de pesos, lo que representa un incremento del 42,8% frente al mismo período de 2024.

Enel Colombia invirtió más de 507 mil millones de pesos durante el primer trimestre de 2025. Estas inversiones permitieron avanzar en la modernización de las redes de distribución en Bogotá y Cundinamarca, mejorar la calidad del servicio, atender la creciente demanda y fortalecer la resiliencia y digitalización de las redes.

Además, aportó a la transformación del sistema energético colombiano a través del desarrollo de fuentes renovables no convencionales.

Durante el primer trimestre de 2025, la Compañía tuvo un EBITDA consolidado de 1,97 billones de pesos y una utilidad neta de 969 mil millones de pesos en sus operaciones de Colombia y Centroamérica. Además, redujo su deuda neta consolidada a 7,8 billones de pesos.

Enel Colombia también logró avances significativos en el desarrollo de sus proyectos solares. Durante este trimestre inició el proceso de instalación de estructuras en el Parque Solar Guayepo III, una etapa clave para incorporar los 461.760 paneles solares que conformarán este proyecto.

Este hito se suma al progreso del parque solar Atlántico, cuya construcción inició en noviembre de 2024. En conjunto, ambos proyectos aportarán cerca de 400 MWac al sistema eléctrico nacional. Con su entrada en operación, junto a los proyectos solares ya en funcionamiento, la compañía superará 1 GW de capacidad instalada solar en Colombia.

Enel Colombia reafirmó su responsabilidad con el fortalecimiento de sus redes eléctricas, con el objetivo de mejorar su calidad, transformándolas en redes más resilientes, digitales y flexibles.

En ese sentido, la compañía avanzó en la ejecución del plan de expansión “Bogotá-Región 2030”, una iniciativa estratégica que contempla la construcción de más de 30 subestaciones y líneas de alta tensión para atender el crecimiento de la demanda en Bogotá y Cundinamarca.

A la fecha, nueve proyectos ya están en operación y otros cuatro se encuentran en ejecución, incluyendo la Subestación Montevideo, la Subestación Bochica, la línea de Alta Tensión La Guaca- El Colegio y la Subestación Porvenir, claves para el suministro de energía a sistemas de transporte eléctrico como el Regiotram de Occidente y la primera línea del Metro de Bogotá.

Sumado a eso, Enel Colombia destinó 32 mil millones de pesos para modernizar cerca de 80 kilómetros de redes eléctricas y construir ocho respaldos de red en nueve municipios de Cundinamarca, con obras que están programadas para ejecutarse durante 2025.

Las inversiones beneficiarán a cerca de 45.000 clientes, mejorando la confiabilidad y continuidad del servicio, incluso en épocas climáticas adversas.

Adicionalmente, con la llegada de la temporada de lluvias en Bogotá y Cundinamarca, la compañía activó un plan de contingencia que incluye 220 móviles de atención de emergencias y 300 grupos técnicos distribuidos estratégicamente en el territorio.

En el marco de la atención al cliente, Enel Colombia amplió la red de oficinas presenciales en alianza con la Gobernación de Cundinamarca, con la apertura de ocho nuevas oficinas satélite en el departamento.

Cuatro ya están en funcionamiento en los municipios de San Juan de Río Seco, Gachetá, Chocontá y Medina, mientras que las restantes, ubicadas en Guaduas, Pacho, Cáqueza y La Mesa, abrirán durante el primer semestre de 2025, alcanzando un total de 20 puntos de atención en la región.

Por otro lado, la Compañía señaló que a finales de marzo del 2025 la tarifa que percibieron los clientes de Enel Colombia fue la más baja del país.

Sostenibilidad e innovación

En Colombia, la compañía recibió una patente por el desarrollo de una solución que protege la avifauna en subestaciones eléctricas mediante cubiertas reutilizables y de bajo costo, una tecnología ya implementada en 126 subestaciones de Bogotá y Cundinamarca.

Por su parte, en Panamá se incorporó un robot cuadrúpedo de alta tecnología para realizar inspecciones en la Central Hidroeléctrica Fortuna, permitiendo acceder a zonas de difícil alcance y recolectar datos con alta precisión, mediante sensores especializados y cámaras de alta definición.

Con estos avances, Enel Colombia ratifica su liderazgo y compromiso con la transición energética, integrando sostenibilidad, innovación tecnológica y desarrollo territorial.

La mayoría de los indicadores de la industria petrolera vienen cayendo año a año. Ante la preocupación por ese panorama oscuro, el gremio de los servicios propone alternativas para rescatar el sector.

Con un precio del Brent por debajo de los 60 dólares el barril a comienzos de mayo, la industria petrolera colombiana se acerca al límite de la rentabilidad. Si bien el breakeven o punto de equilibrio de producir en el país se encuentra entre 40 y 45 dólares por barril, hay que tener en cuenta que, por ser crudos pesados, en el mercado internacional se venden ente 8 y 10 dólares menos que el precio de referencia.

De tal suerte que, si las cotizaciones siguen en picada, las compañías comenzarían a clausurar pozos. De hecho, Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, anunció en días pasados que la compañía está analizando esa opción en varios campos que no serían rentables.

Al entorno internacional de bajos precios y mayor oferta de crudo, en medio de la guerra arancelaria desatada por el presidente estadounidense Donald Trump, se le suma el ambiente hostil en que deben operar las compañías en Colombia.

Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL) señaló que las empresas deben enfrentar problemáticas como la intermediación laboral abusiva, extorsión y bloqueos territoriales que elevan los costos de operación.

“Es urgente sincerar en la estructura de costos la inversión social vía sobredotaciones de personal y tarifas de servicios locales por fuera del mercado, evaluar el impacto de las inversiones sociales y alinear los instrumentos de política pública con una visión técnica y de largo plazo”, dijo el dirigente gremial.

Las cifras no mienten

La tormenta perfecta en contra de la actividad tiene con los pelos de punta al sector. Y las cifras así lo reflejan. La producción fiscalizada de petróleo cayó 1,1 por ciento en los últimos doce meses, al pasar de 764.200 barriles por día en marzo de 2024 a 755.600 barriles/día en marzo de 2025.

Más dramática es la caída en la producción comercializada de gas, que de 1.022 millones de pies cúbicos día (MPCD) en marzo de 2024 pasó a 824 MPCD en marzo pasado, una caída de casi el 20 por ciento. Otros indicadores en negativo en el mismo periodo fueron las exportaciones, la inversión extranjera directa y la carga de refinerías.

Por su parte, el gobierno no atiende los llamados del sector. Por el contrario, en el pasado consejo de ministros, el presidente Gustavo Petro advirtió que si Ecopetrol no se transforma se va quebrar. El mandatario señaló que ya se bajaron al menos 17% las exportaciones de la empresa, y agregó que “hoy la frontera tecnológica se hace con matemática cuántica, computadores cuánticos e inteligencia artificial.”

“Ecopetrol está reacio, se quedó en el pasado, en el petróleo, e impiden dentro y fuera que den el salto, Ecopetrol se quiebra si sigue en el petróleo, no es porque produzcamos menos sino porque demandan menos, va pasar lo mismo con el carbón”, agregó.

Sin embargo, no mencionó el aumento de la carga impositiva a la industria durante este gobierno, que elevó el government take a niveles entre 70 y 80 por ciento, uno de los más altos del mundo.

A lo anterior se le suma que el gobierno tiene dos líneas rojas en la industria de hidrocarburos: no a los yacimientos no convencionales y no a la firma de nuevos contratos de exploración y producción.

Propuestas de la industria

Así, en las condiciones actuales, la viabilidad financiera de nuevos proyectos y el sostenimiento de los campos con estructuras de costos operativos elevados y aquellos que producen crudos pesados pueden verse afectados.

En respuesta, CAMPETROL propone medidas técnicas y contractuales orientadas a dinamizar los contratos vigentes y fortalecer la continuidad operativa y competitiva del sector. Entre ellas:

• Ajuste de condiciones contractuales para incentivar producción incremental (modificación del factor X y regalías variables).
• Evaluación de contratos suspendidos y extensión de vida útil de proyectos hasta su límite económico.
• Declarar vía CONPES a los proyectos offshore de gas como de interés nacional estratégicos (PINE).
• Mejora de factores de recobro en cuencas clave y solución de cuellos de botella contractuales y operativos.

“Esta es una propuesta rigurosa, basada en evidencia y orientada a preservar la sostenibilidad técnica y económica del sector. La pérdida de competitividad por restricciones contractuales, distorsiones en los costos y bloqueos operativos puede acelerar el declive productivo y comprometer la autosuficiencia energética del país en el corto plazo”, concluyó Nelson Castañeda.