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.

Aumenta la producción de combustibles durante el primer semestre de 2026

El combustible de aviación, el diésel y la gasolina extra son los refinados que han reportado el mejor desempeño durante 2026.

Durante el primer semestre de 2026, la carga total de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena alcanzó un promedio de 428 mil barriles diarios, lo que representa un incremento del 5,9 por ciento, equivalentes a 24 mil barriles adicionales por día frente al mismo periodo del año anterior.

El buen desempeño impulsó la producción de gasolina extra, diésel y combustible de aviación. Entre los avances más significativos se destaca el aumento del 150% en la producción de gasolina extra, que llegó a 3.620 barriles día, en promedio.

Este logro fue posible gracias al intercambio de materias primas entre las dos refinerías, la entrada en operación de la planta de Hidroisomerización y la maximización de carga en la planta de Alquilación de la refinería de Barrancabermeja.

En esa misma línea, durante el primer semestre del 2026 se produjeron 140.810 barriles de diésel, con un aumento del 11.2% frente al mismo periodo del 2025.

En el caso del combustible de aviación Jet A1, la producción llegó a 38.730 barriles por día, con un crecimiento del 12.7% respecto a los primeros seis meses del año pasado.

“Nuestros resultados reafirman el compromiso del Grupo Ecopetrol de garantizar la seguridad energética del país. Nuestros equipos de trabajo en refinerías, el aprovechamiento de la infraestructura y la implementación de acciones para asegurar nuestra estabilidad operativa, han sido fundamentales para alcanzar estos logros”, aseguró Felipe Trujillo, vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales.

Además, el diésel y el combustible de aviación lograron un margen bruto de refinación de 23.6 dólares por barril, equivalente al doble de lo reportado en el primer semestre de 2025. El resultado se obtuvo gracias a la combinación de mejoras en los rendimientos de destilados medios y el marcado fortalecimiento de los diferenciales frente a los precios internacionales del barril de petróleo.

Los avances obedecen a la visión estratégica denominada “Refinación con un Propósito”, que articula esfuerzos entre las dos refinerías para tomar decisiones que priorizan la vida y la seguridad, maximizan el valor de los activos con excelencia operativa e impulsan la transición energética.

Bucaramanga será sede del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía

Del 22 al 24 de septiembre en el centro de convenciones y eventos Neomundo, en Bucaramanga, Santander, se llevará a cabo el evento con más trayectoria en la industria energética de Colombia.

El evento contará con 5 paneles de discusión, 2 charlas magistrales internacionales, 5 sesiones técnicas especiales y una muestra comercial de más de 50 expositores.

El XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (ACIPET) se ha consolidado como uno de los eventos más relevantes en el ámbito energético del país.

Este año, el Congreso reunirá a líderes influyentes del sector a nivel nacional e internacional, ofreciendo un espacio para el intercambio de conocimientos y experiencias, especialmente en medio de la coyuntura energética que atraviesa el país, con la escasez de gas natural y GLP y con la amenaza de un apagón en el sector eléctrico.

El Comité Estratégico de este evento está conformado por:

1. Felipe Bayón, CEO de GeoPark y presidente del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía

2. Liliana Gómez, gerente de SMS-RS, Petrobras

3. Héctor Manosalva, vicepresidente Senior de Operaciones, SierraCol Energy

4. Alberto Consuegra, CEO – Amazónica LNG SAS ESP

5. Martha Villarreal, presidente JD Acipet

6. Oscar Ferney Rincón, director ejecutivo de Acipet

7. Carlos Alberto Arenas, director del Comité Técnico Acipet

Qué tendrá el Congreso

Conferencias Magistrales: Expertos internacionales y nacionales compartirán sus conocimientos sobre las últimas tendencias, tecnologías y políticas en el sector energético, así como las perspectivas de líderes de empresas y organismos reguladores sobre el futuro de la industria.

Paneles de Discusión: Debates profundos sobre temas cruciales como la transición energética, sostenibilidad, y la innovación en exploración y producción. Una oportunidad para discutir los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector.

Exposición de Tecnología: Las innovaciones tecnológicas que están revolucionando la industria del petróleo, gas y energía. Se presentarán nuevas herramientas y soluciones que pueden transformar la manera de trabajar en la industria.

Networking: El Congreso ofrece una plataforma para establecer relaciones comerciales, colaboraciones y amistades que pueden impulsar carreras y proyectos.

Exposiciones académicas: Las mejore y más recientes investigaciones en los sectores de hidrocarburos, las energías no renovales, energías renovables y descarbonización y sostenibilidad y entorno.

Más información en: https://acipet.com/home-congreso/

El GLP como eje de la transición energética en Colombia

La Experta Comisionada de la CREG, Angela Álvarez, participó con la conferencia “Asuntos regulatorios del GLP en Colombia” en la primera jornada del 8° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA.

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) está llamado a ampliar su participación en la transición energética de Colombia, no solo como combustible para los sectores residencial e industrial, sino también en movilidad y atención de las necesidades energéticas de zonas no interconectadas.

Así lo planteó Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, Experta Comisionada de la CREG, durante la agenda académica del 8º Congreso Internacional del GLP “GLP, energía en crecimiento”, organizado por GASNOVA.

Uno de los principales retos identificados es garantizar el abastecimiento del energético. Según Álvarez, actualmente cerca del 46% del GLP corresponde a producción nacional y el resto es importado, lo que plantea la necesidad de fortalecer la infraestructura y contar con mayores capacidades de almacenamiento estratégico.

También señaló la importancia de evaluar nuevas alternativas de importación, particularmente desde el Pacífico, para reducir vulnerabilidades logísticas y facilitar el suministro hacia el sur del país.

En materia regulatoria, la CREG avanza en un sandbox regulatorio para la intercambiabilidad de cilindros entre empresas, cuya regulación inicial fue expedida recientemente. El piloto tendrá una duración de seis meses y contempla la definición de regiones, selección de participantes y un esquema que permitirá a las empresas vinculadas movilizar cilindros entre distintas zonas del país.

Álvarez también destacó una nueva oportunidad para el GLP en la generación de energía en zonas no interconectadas, donde actualmente el diésel tiene un papel predominante. La propuesta de la CREG evalúa al GLP como combustible complementario de fuentes como la solar, eólica, hidroeléctrica y, cuando sea posible, geotérmica, para avanzar en el reemplazo progresivo de la generación basada en diésel.

La movilidad constituye otro frente de expansión. La Comisionada puso como referencia el caso de NautiGLP, iniciativa que demuestra el potencial del energético para reducir la contaminación en cuerpos de agua y que contempla el uso de GLP en embarcaciones.

Para la CREG, este tipo de experiencias abre la posibilidad de ampliar el uso del energético en otros mercados del país.

Industria del gas invertirá 1.031 millones de dólares en 2026

El sector aportó $3,57 billones al país en impuestos y regalías durante 2025.

La industria del gas natural proyecta inversiones por USD 1.031 millones durante 2026, cerca de 17 % más frente a los USD 883 millones ejecutados en 2025, de acuerdo con el más reciente Informe de Inversiones y Aportes de la Industria del Gas Natural en Colombia 2025, presentado por la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas).

Para 2026, la mayor parte de los recursos estará destinada a exploración y producción (E&P), con USD 839 millones, seguida por transporte, con USD 129 millones, y distribución y comercialización, con USD 62 millones.

Uno de los mayores incrementos se dará precisamente en transporte, donde las inversiones proyectadas crecerían 207% frente a 2025. Este aumento está asociado con el desarrollo de proyectos prioritarios del Plan de Abastecimiento de Gas Natural aprobados por la CREG y contempla aproximadamente USD 25 millones para habilitar la importación de Gas Natural Licuado (GNL).

“La industria está respondiendo con inversión a uno de los mayores desafíos energéticos que enfrenta Colombia. Los USD 1.031 millones proyectados para 2026 representan una apuesta concreta por aumentar la oferta, fortalecer la infraestructura y llevar más gas natural a los colombianos. Cada inversión que logramos ejecutar hoy significa mayor seguridad energética para los próximos años”, afirmó Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas.

Inversión que también transforma vidas

“Estas cifras también tienen rostro. Más de 383.000 hogares accedieron al gas natural durante 2025 y cerca de 1,6 millones de colombianos se beneficiaron de los programas sociales de nuestras empresas. Esa es la mejor demostración de que invertir en gas natural también significa invertir en calidad de vida, oportunidades y desarrollo para las regiones”, agregó la presidente de Naturgas.

Adicionalmente, las empresas destinaron USD 23,4 millones a proyectos de inversión social, beneficiando a cerca de 1,6 millones de colombianos en 196 municipios de 21 departamentos.

Los recursos se orientaron a iniciativas relacionadas con servicios públicos, energía, agua potable y saneamiento básico, conexiones de gas, fortalecimiento comunitario, educación y proyectos productivos, con especial presencia en los departamentos de Tolima, Atlántico, La Guajira y Valle del Cauca.

El gas natural también mantiene un aporte significativo a las finanzas nacionales y territoriales. Durante 2025, la industria contribuyó con $3,57 billones en impuestos y regalías. De este total, $2,32 billones correspondieron a impuestos nacionales y territoriales, 8% más que en 2024, mientras que

$1,25 billones provinieron de regalías del segmento de exploración y producción.

Para Naturgas, el desafío ahora es convertir las inversiones proyectadas en proyectos efectivamente ejecutados y nueva oferta disponible para el país.

“Acelerar la exploración y producción, desarrollar la infraestructura de transporte y habilitar nuevas fuentes de suministro será determinante para fortalecer la seguridad energética, respaldar la generación eléctrica, proteger la competitividad de la industria y garantizar que más colombianos accedan a los beneficios del gas natural”, concluyó Murgas.

Cambio estructural en la seguridad energética global

La guerra entre Estados Unidos e Irán reconfiguró la geopolítica energética del mundo. ¿Cómo afecta a Colombia y a la región?

Por: ANDREA JARAMILLO

El mundo atraviesa un escenario geopolítico fundamentalmente diferente en el que los países ya no pueden depender de acuerdos del pasado ni de sus aliados tradicionales. Este cambio estructural está impulsando un debate sin precedentes sobre todas las fuentes de energía, incluyendo el gas natural licuado (GNL) y el gas licuado del petróleo (GLP), y no se trata de una disrupción temporal.

Así se definió en el panel ‘ Geopolítica energética mundial y el sector del GLP’ durante el Congreso de Gasnova, que se realizó en Bogotá, con la participación de Darryl Rogers, Global Head of NGLs de S&P Global Energy; James Rockall, managing Director de World Liquid Gas Association; y moderado por Luis Pacheco, Nonresident Fellow del Baker Institute de Rice University.

La incertidumbre en los mercados es la nueva normalidad
Las reacciones iniciales ante una crisis como la del Cercano Oriente provocan aumentos en los precios, pero los mercados se ajustan gradualmente a medida que los volúmenes vuelven a circular y se restablece el equilibrio.

Se espera que las disrupciones en el estrecho de Ormuz persistan hasta comienzos de 2027, aunque la destrucción de demanda continuará incluso después de su reapertura. En consecuencia, los precios elevados y los ajustes estructurales del mercado podrían convertirse en características permanentes del nuevo panorama energético.
Como consecuencia, la mayoría de países están priorizando la reducción de su dependencia de proveedores únicos; depender de Estados Unidos no puede ser, por sí solo, una estrategia completa de resiliencia.

Si bien es poco probable que el GLP sea utilizado como un “arma” de guerra, los países que controlan rutas críticas de suministro cuentan con una ventaja geopolítica. Una nación que suministra el 90% de las necesidades energéticas críticas de otra tiene una influencia real, incluso si no la utiliza de manera agresiva.

En ese sentido, la proximidad geográfica de Colombia a Estados Unidos representa una ventaja estratégica para el suministro de propano, pero depender exclusivamente de Estados Unidos no puede constituir una estrategia de resiliencia. Y ahí el almacenamiento estratégico —tanto a nivel nacional como compartido entre países vecinos— surge como una herramienta clave de resiliencia.
La pérdida de aproximadamente el 30 % del suministro mundial de GLP que transita por el estrecho de Ormuz provocará una destrucción de demanda, particularmente en el sector petroquímico.

Los combustibles fósiles siguen siendo críticos
La crisis de Irán ha reforzado la importancia de los hidrocarburos, al tiempo que ha acelerado las inversiones en energías renovables en regiones dependientes de las importaciones de energía, como Europa.

En América Latina, la formación de Vaca Muerta, en Argentina, contiene propano y butano, con nuevos volúmenes que están entrando progresivamente al mercado. Además, el nuevo gobierno de Colombia ha prometido inversiones en exploración y producción (upstream), incluyendo potencialmente proyectos offshore y de fracking, aunque estos volúmenes no se materializarán en el corto plazo.

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