Autor: Martín Rosas

GLP
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Mercados internacionales garantizan abastecimiento de GLP

by Martín Rosas

En igualdad de condiciones con otros energéticos, el mercado del GLP ha crecido en Colombia y aporta a la seguridad energética del país.

El mercado mundial del Gas Licuado del Petróleo (GLP) cuenta con suficiente oferta para atender la demanda, incluso en un escenario internacional marcado por tensiones geopolíticas, cambios en las rutas comerciales y disrupciones en el suministro desde algunas regiones. Esta fue una de las principales conclusiones de Adrián Calcáneo, VP Energy & Feedstocks at Chemical Market Analytics, Dow Jones Energy, durante el 8º Congreso Internacional del GLP, organizado por GASNOVA en Bogotá.

Calcáneo transmitió un mensaje de tranquilidad frente al abastecimiento, particularmente para mercados importadores como Colombia. Explicó que Estados Unidos se ha consolidado como el principal origen del crecimiento de la oferta mundial de GLP y que sus exportaciones representan una parte fundamental del suministro internacional, una de cada dos toneladas.

Según los cálculos de Calcáneo, el volumen exportado por Estados Unidos sería suficiente para cubrir cientos de veces la demanda colombiana.

El experto destacó además que el mercado global dispone actualmente de amplios inventarios de GLP, mientras que la demanda presenta un crecimiento más limitado. Esta situación contribuye a mantener un mercado con capacidad para absorber choques y atender nuevos requerimientos de países como Colombia.

Uno de los cambios estructurales más importantes señalados por Calcáneo es el creciente peso de Estados Unidos en el comercio internacional de GLP. Mientras su demanda interna permanece relativamente estable, su producción ha generado excedentes que son destinados a los mercados internacionales. Asia se ha convertido en uno de los principales destinos capaces de absorber ese volumen adicional.

Esta dinámica también está modificando los flujos comerciales como consecuencia de las tensiones en Medio Oriente. De acuerdo con el analista, la reducción temporal de la oferta proveniente de esa región ha sido compensada en buena medida por mayores suministros desde Estados Unidos, al tiempo que países como India han diversificado sus fuentes de abastecimiento.

En este escenario, América Latina mantiene una importante exposición al mercado internacional. Calcáneo señaló que aproximadamente una de cada dos toneladas de GLP consumidas en la región proviene de Estados Unidos, una realidad que hace indispensable comprender las dinámicas globales de oferta, demanda, precios y transporte.

Para Colombia, el especialista destacó que el consumo de GLP mantiene una trayectoria de crecimiento y que este energético continúa desempeñando un papel relevante para los colombianos.

Ante la creciente dependencia del mercado internacional, Calcáneo planteó la necesidad de invertir en infraestructura y contar con condiciones que permitan importar GLP de manera eficiente y responder a la demanda.

Su conclusión para Colombia es de confianza en la disponibilidad del energético: aunque los mercados internacionales están cada vez más conectados con los acontecimientos geopolíticos y pueden enfrentar cambios en rutas, precios y costos logísticos, la magnitud de la oferta mundial de GLP, el crecimiento de las exportaciones estadounidenses, los inventarios y la disponibilidad de transporte constituyen factores que respaldan la continuidad del abastecimiento.

Para Calcáneo, es de resaltar que, en igualdad de condiciones con otros energéticos, el mercado del GLP ha crecido en Colombia y aporta a la seguridad energética del país.

La intervención de Adrián Calcáneo hizo parte de la agenda académica del 8º Congreso Internacional del GLP “GLP, energía en crecimiento”, organizado por GASNOVA, que reunió en Bogotá a representantes de la industria, expertos nacionales e internacionales y actores del sector energético.

GLP
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Colombia importaría el 70% del GLP a finales de 2026

by Martín Rosas

El GLP se posiciona en la canasta energética del país, creciendo a dos dígitos durante el primer semestre de 2026, favorecido por el déficit de gas natural.

El GLP creció el 17,8% en el primer semestre de 2026. Si se mantiene ese ritmo de crecimiento, al final del año Colombia estaría importando el 70% del gas licado del petróleo (GLP). Así lo señaló Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del GLP (Gasnova), durante la inauguración del 8° Congreso Internacional del GLP en Bogotá.

De hecho, en la actualidad la oferta nacional de GLP ya no alcanza para cubrir la totalidad de las necesidades del sector residencial, y las importaciones ya alcanzan el 61%.

El Congreso de Gasnova coincide con los albores de una nueva era de crecimiento del GLP en la canasta energética del país y con el inicio de un nuevo gobierno, que ha trazado una hoja de ruta para lograr lo que ha llamado “una regeneración económica que fortalezca la iniciativa privada, la inversión, la confianza y el empleo digno”.

Martínez dijo que esas circunstancias son promisorias para que el GLP fortalezca su desarrollo y posicionamiento en la canasta energética nacional. De hecho, ante la pérdida de la autosuficiencia en gas natural, el 50% de la industria que se vio desabastecida migró al GLP.

“Esta nueva era de crecimiento del GLP, en gran medida, se explica por el actual marco regulatorio y por el incremento en la competitividad del combustible. Dicho marco regulatorio, entre otros pilares, establece el régimen de libertad vigilada, la responsabilidad de marca y la promoción de la competencia, que han estimulado la inversión privada en beneficio del usuario”, señaló Martínez, y agregó:

“La estabilidad en las reglas ha permitido que las empresas distribuidoras tomen decisiones de inversión a riesgo en infraestructura de importación y de transporte”. En ese sentido, el puerto de Okianus ha venido ampliando sus instalaciones en Cartagena, con una capacidad de almacenamiento de 7.000 toneladas, que se suman a las 2.000 toneladas del puerto de Plexaport, también en Cartagena.

“De no haber contado con esta infraestructura, en los últimos dos años el país no habría podido atender a la demanda energética industrial. Esto es una muestra clara de la importancia de la estabilidad jurídica para atender inversiones tanto nacionales como extranjeras”, dijo.

Finalmente, Martínez señaló que “la seguridad energética de un país se basa en lograr la diversificación en energéticos, en fuentes de suministro, en infraestructura y en logística. El GLP ya se consolidó en el país como una alternativa de suministro, que está en franco crecimiento, con grandes retos, y con inversiones millonarias en infraestructura de importación y una logística de distribución que hace posible llegar a casi todo el territorio nacional.”

Industria
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Colombia y Guyana: Dos caminos opuestos en el mapa petrolero

by Martín Rosas

Guyana ya superó a Colombia y la brecha seguirá ampliándose. Hacia 2027 la producción petrolera guyanesa alcanzaría más de 1 millón de barriles diarios, frente a 717 mil en Colombia.

Por: ANIF*

Guyana protagoniza uno de los ascensos petroleros más importantes de la historia reciente de la región. Un país que antes de 2019 no extraía un solo barril se consolidó como el tercer productor de crudo de Suramérica.

El punto de quiebre llegó en 2015, cuando ExxonMobil anunció el primer gran descubrimiento de petróleo en el bloque marino Stabroek, frente a las costas guyanesas. Su producción promedió cerca de 777 mil barriles diarios (MBD) en 2025 y se espera que la capacidad alcance 1.700 MBD hacia 2030.

El auge guyanés se sustenta en nuevos descubrimientos, una rápida puesta en operación de los campos y costos de extracción particularmente competitivos. El resultado es una bonanza petrolera excepcional, pero también un desafío: cómo administrar una economía que, en pocos años, ha pasado a recibir una cantidad extraordinaria de recursos provenientes de un solo sector.

Mientras Guyana acelera, la producción colombiana se ha estancado y enfila una senda descendente. Desde 2023 acumula años de caída, cerrando 2025 con un promedio de 746 MBD.

Detrás de este estancamiento convergen varios factores. La inversión en exploración y producción ha caído en los últimos años y la actividad de perforación se contrajo con fuerza, con los taladros activos pasando de 149 a 93 entre 2022 y 2026, en un entorno marcado por la ausencia de nuevos contratos de hidrocarburos desde 2022 y una política energética que ha priorizado la transición sobre la expansión del upstream. A ello se suman la declinación natural de los campos maduros, la elevada concentración de la producción en Ecopetrol y las afectaciones operativas por atentados y bloqueos.

Este cambio en el mapa petrolero regional tiene un punto de inflexión claro en 2025, cuando ambas trayectorias convergen en torno a los 740 MBD: momento en que Guyana alcanza a una Colombia que venía perdiendo terreno (Ver gráfico).

De acuerdo con las proyecciones del Marco Fiscal de Mediano Plazo 2026, la producción colombiana se desaceleraría alrededor de los 717 MBD hacia 2027, reflejo del agotamiento de su base de reservas y de la debilidad exploratoria, mientras que, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), la guyanesa se proyecta hacia los 1.060 MBD en el mismo horizonte, impulsada por la entrada en operación de nuevos desarrollos como Uaru y Whiptail. En cuestión de dos años, Guyana no solo superaría a Colombia, sino que la deja rezagada por un margen creciente.

El auge guyanés no está exento de riesgos, y el más relevante es la llamada enfermedad holandesa. El fenómeno describe cómo un boom exportador de recursos naturales puede apreciar el tipo de cambio real y encarecer al resto de la economía, desplazando a los sectores transables no petroleros —como la agricultura y la manufactura— y concentrando la actividad en el crudo.

El Fondo Monetario Internacional señala que Guyana todavía no presenta síntomas claros de la enfermedad, aunque advierte que el riesgo es elevado. A ello se suman las presiones inflacionarias observadas y la posible pérdida de competitividad de los sectores no petroleros.

Así, los dos países enfrentan desafíos opuestos: Colombia debe reactivar la exploración y reponer sus reservas para contener el declive de su producción, mientras Guyana debe administrar una bonanza que podría generar desequilibrios si no logra diversificar su economía.

*Comentario Económico de ANIF.

Opinión
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A propósito del cargo por confiabilidad

by Martín Rosas

El debate en torno al Cargo por Confiabilidad no debe reducirse a cuánto cuesta el mecanismo, sino lo que garantiza en términos de confiabilidad y firmeza, cómo se remunera y qué señales ofrece para invertir en la capacidad que Colombia necesita.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Primero lo primero: Colombia necesita energía suficiente, firme y disponible en condiciones de hidrología crítica. Ese objetivo debe orientar cualquier ajuste o reforma del Cargo por Confiabilidad (CxC).

La discusión sobre su costo, su distribución entre tecnologías y sus efectos sobre las tarifas es legítima y necesaria; pero perdería el rumbo si terminara evitando que una sequía se convierta en racionamiento.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que nació con la Ley Eléctrica (143 de 1994), de la cual fui ponente, en ejercicio de su facultad regulatoria diseñó y estableció el cargo por confiabilidad en 2006, mediante la Resolución 071, en reemplazo del Cargo por Capacidad que se había establecido originalmente, a través de la Resolución de la CREG 001 de 1996 y la 116 del mismo año.

Según XM, filial de ISA, que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN), el Cargo por Confiabilidad “es un esquema de remuneración que permite hacer viable la inversión en los recursos de generación eléctrica necesarios para garantizar de manera eficiente la atención de la demanda de energía en condiciones críticas de abastecimiento, a través de señales de largo plazo y la estabilización de los ingresos del generador.”

El CxC, entonces, es una especie de seguro, por el cual se le reconoce a la empresa generadora una remuneración a cambio de su compromiso de garantizar una oferta de energía en firme (OEF), tornándose exigible su cumplimiento durante cada una de las horas en las que el precio de la energía en Bolsa supere el denominado precio de escasez.

Basado en ello, la empresa que recibe dicha asignación se obliga a invertir en la planta respectiva y asumir su mantenimiento, de tal manera que pueda garantizar su disponibilidad cuando sea requerida para respaldar al Sistema. 

Actualmente, esa remuneración es de $84 el KWH, aproximadamente y representa 8 puntos porcentuales, aproximadamente de los 39 puntos porcentuales, que son el peso específico del cargo por generación (G) en la fórmula tarifaria (CU = G + T + C + D + PR + R).

En todo caso, la asignación del CxC se hace mediante subastas y las empresas a las que se les hizo la asignación tienen ese derecho adquirido hasta 2027 y 2028, de tal suerte que antes de procederse a introducirle algún cambio o su eventual eliminación hay que andar con pies de plomo, para que cualquiera que sea la determinación que se tome no ponga en riesgo la confiabilidad y firmeza del SIN y no impida la expansión de la capacidad de generación que el Sistema pide a gritos.

El Gobierno Petro cuestionó el mecanismo del CxC y lo puso en el centro del debate. En agosto de 2025, ante la Comisión Quinta del Senado, el ministro de Minas y Energía Edwin Palma afirmó que los usuarios habían pagado $92 billones por este concepto desde 2006 y presentó seis líneas de reforma, tendientes a “modernizar el esquema” del mismo,. Entre ellas figuran priorizar nuevas energías limpias, diferenciar la remuneración según la tecnología y la antigüedad de las plantas, concentrar el pago en recursos capaces de responder durante la escasez, limitar el tiempo de participación, introducir los ajustes de manera gradual y separar de la fórmula tarifaria la variable asociada a la confiabilidad.

El planteamiento responde a inquietudes reales. No parece razonable que una planta ampliamente amortizada reciba, sin evaluación adicional, el mismo tratamiento que una instalación nueva que debe recuperar una inversión considerable. Tampoco lo sería remunerar como respaldo un recurso que, en el momento crítico, no puede entregar la energía comprometida. La transparencia también es indispensable: si el cargo representa cerca del 10 % del costo unitario del servicio, el usuario debe poder identificar qué paga y qué obtiene a cambio.

Sin embargo, el debate tarifario no puede agotarse en la cifra acumulada. Presentar el total pagado durante casi dos décadas sin relacionarlo con la capacidad respaldada, las obligaciones asumidas, los periodos de escasez atendidos y las inversiones inducidas ofrece una imagen parcial y parcializada.

La pregunta pertinente no es cuánto ha costado el cargo, sino si el diseño actual compra la confiabilidad adecuada al menor costo posible y con una asignación equilibrada de riesgos.

Además, es pertinente establecer cuál ha sido la contrapartida de esa remuneración. En efecto, durante ese mismo lapso de tiempo (2006 – 2026) la inversión de los privados por cuenta del CxC fue del orden de los $113 billones, cifra superior a la que asumieron los usuarios. Ello, además, hizo posible la ampliación de la capacidad instalada en 11.078 MW, más del 50% de la capacidad instalada total. 

Por lo demás, para 2025, los ingresos de los generadores por concepto del CxC sólo representó el 21,5%, suma que considero razonable.

Lo primero, entonces, es asegurar que el país no se apague. A partir de ese principio, sí corresponde revisar cuánto se paga, a quién, durante cuánto tiempo y a cambio de qué desempeño.

Una reforma seria no debe escoger entre tarifas justas y seguridad energética, este es un falso dilema: debe diseñar un mecanismo que haga compatibles ambas. En todo caso, preservando los dos principios que contempla la Ley 142 de 1994: la suficiencia financiera de las empresas y la eficiencia de costos de la prestación del servicio de energía. Ese es el verdadero desafío del cargo por confiabilidad.

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

Industria
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Continuidad hospitalaria depende de la energía y la inteligencia de su infraestructura

by Martín Rosas

A medida que los sistemas de salud evolucionan hacia modelos cada vez más digitales y conectados, la infraestructura energética se convierte en un habilitador esencial de la atención médica moderna.

Hoy los hospitales operan como ecosistemas altamente digitalizados, donde la atención médica depende tanto del personal clínico como de la continuidad de los sistemas tecnológicos. Historias clínicas electrónicas, plataformas de gestión hospitalaria, equipos de imágenes diagnósticas y sistemas de monitoreo en tiempo real requieren una infraestructura capaz de operar sin interrupciones, incluso en escenarios de alta demanda o inestabilidad energética.

Este entorno ha acelerado la adopción de infraestructura crítica basada en data centers, edge computing y sistemas de automatización, que permiten procesar y analizar información en tiempo real, donde la disponibilidad no es opcional: una interrupción energética o un retraso en el procesamiento de datos puede impactar directamente la toma de decisiones clínicas y la seguridad del paciente.

Para responder a estos retos, Schneider Electric desarrolló un portafolio para el sector salud que garantiza continuidad operativa y eficiencia energética en entornos críticos. Soluciones como el sistema de alimentación ininterrumpida Galaxy VXL están diseñadas para proteger cargas críticas en hospitales, asegurando respaldo energético de alta eficiencia y escalabilidad. A esto se suma la plataforma digital EcoStruxure IT Expert, que permite el monitoreo en tiempo real de la infraestructura eléctrica y tecnológica, anticipando fallas y optimizando la operación de los sistemas hospitalarios.

En conjunto, estas soluciones permiten construir entornos más resilientes, donde la energía y la digitalización trabajan de forma integrada para garantizar una atención médica adecuada y oportuna.

Galaxy VXL es un sistema de alimentación ininterrumpida (UPS) de alta densidad diseñado para proteger entornos críticos como hospitales, donde la continuidad energética es vital para la operación de equipos médicos, quirófanos y sistemas de soporte clínico. Su arquitectura modular y escalable permite adaptar la capacidad energética a las necesidades del centro de salud, optimizando el espacio físico y mejorando la eficiencia operativa.

Por su parte, la plataforma EcoStruxure IT Expert es una solución de monitoreo basada en la nube que permite supervisar en tiempo real toda la infraestructura crítica de TI y energía, incluyendo UPS, racks y sistemas de distribución eléctrica. Su principal ventaja es la capacidad de anticipar fallas mediante analítica y alertas inteligentes, facilitando una gestión proactiva que reduce riesgos de interrupciones y mejora la continuidad operativa en entornos hospitalarios altamente sensibles.

“Los hospitales modernos dependen de una infraestructura tecnológica que debe ser tan confiable como el propio equipo médico. La continuidad energética y el monitoreo inteligente permiten que los sistemas críticos nunca se detengan, protegiendo lo más importante: la vida de los pacientes”, afirmó Hernán Neirotti, regional Manager – Pre Sales & Business Development de Schneider Electric.

GNL
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Calamarí y SPEC reciben el cargo número 200 de GNL

by Martín Rosas

Durante más de nueve años, la terminal de regasificación SPEC LNG se ha consolidado como una infraestructura estratégica para Colombia, donde se recibe, almacena y regasifica el gas natural importado.

Calamarí LNG y SPEC LNG alcanzaron el cargo número 200 de Gas Natural Licuado (GNL) procedente de Trinidad & Tobago. Con este cargo se llega a 12,8 millones de m³ importados lo que equivale a 265 TBTU de gas inyectados al Sistema Nacional de Transporte.

El GNL importado por Calamarí LNG durante lo corrido de 2026 representa cerca del 30% del suministro nacional de gas, reafirmando su papel en la seguridad energética de Colombia.

Desde el inicio de sus operaciones en 2017 hasta la fecha, Calamarí LNG como agente importador de GNL, ha conectado a Colombia con la oferta de los principales países productores de gas.

Por su parte, SPEC LNG, la única planta de regasificación hasta el momento en el país, que inició operaciones en diciembre de 2016, ha puesto a disposición una infraestructura especializada, con capacidad para recibir buques metaneros, almacenar GNL y regasificarlo para respaldar a los sistemas de generación de energía eléctrica y gas natural.

Esta operación ha permitido que el país fortalezca su posición como comprador en el mercado global, con una terminal de regasificación que cuenta con una confiabilidad y continuidad del servicio superior al 99%.

«Este cargo número 200 representa mucho más que una cifra. Refleja el compromiso que hemos mantenido durante casi una década para contribuir a la seguridad energética de Colombia, garantizando el acceso oportuno al GNL, a precios competitivos, mediante una operación confiable y segura», afirmó María Beatriz Antequera, gerente General de Calamarí LNG.

Así mismo, Julio Turizzo, gerente General de SPEC LNG, informó que “la operación de la terminal de regasificación ha respaldado aproximadamente el 60% de la generación térmica a gas en el país, ha cubierto hasta el 24% de la generación eléctrica y ha llegado a atender cerca del 40% de la demanda nacional de gas natural en su pico más alto”.

Este hito operativo llega en un momento en el que el GNL se consolida como un aliado estratégico para la seguridad energética del país. Las proyecciones de déficit de gas natural, estimadas en más del 40% para 2027, refuerzan la necesidad de contar con fuentes complementarias.

Industria
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Así avanza el restablecimiento de los servicios públicos en Colombia

by Martín Rosas

Las empresas de agua y saneamiento, energía eléctrica, gas natural y telecomunicaciones afiliadas a Andesco reportan avances significativos en el restablecimiento de los servicios en Chocó, Valle del Cauca, Risaralda, Quindío y Caldas.

Tras el sismo de magnitud 7,4 registrado el pasado 10 de agosto, con epicentro en San José del Palmar (Chocó), las empresas de servicios públicos afiliadas a la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) han dado una respuesta inmediata para restablecer los servicios de energía, agua, gas, gestión de residuos y telecomunicaciones en Chocó, Valle del Cauca, Risaralda, Quindío y Caldas.

Con corte al 13 de agosto, este es el balance consolidado del sector:

Energía eléctrica

A nivel nacional, XM —operador del Sistema Interconectado Nacional— reportó una recuperación del 93% de la demanda afectada, con corte al 13 de agosto. Por región, la afectación se redujo así: Valle del Cauca pasó de 70% a 9%; Caldas-Quindío-Risaralda de 82% a 11,6%; Cauca-Nariño de 44% a 0%; y Chocó de 100% a 0%.

A nivel local, EMCALI reportó que en Cali ya están normalizados casi la totalidad de sus usuarios. CHEC informó que, en Caldas y Risaralda, a menos del 6% en poco más de 24 horas, con trabajos que continúan en Dosquebradas, Chinchiná, Santa Rosa de Cabal y sectores de Manizales, entre otros.

Celsia logró energizar el 100% de los cascos urbanos de los municipios afectados en el Valle del Cauca, incluyendo la cabecera de San José del Palmar (Chocó), epicentro del sismo. La empresa ya restableció el servicio para más del 91% de los clientes afectados por la emergencia; permanece pendiente el 8,9%, equivalente a 51.064 clientes —46.629 en el norte del departamento y 4.435 en el sur—, ubicados en su gran mayoría en zonas rurales dispersas con daños puntuales como transformadores descolgados, líneas averiadas y postes o árboles caídos sobre las redes.

Las principales afectaciones continúan concentradas en Riofrío, Bolívar, Buenaventura, Sevilla y Zarzal, con más de 2.000 clientes pendientes por municipio. Por la complejidad logística de estas intervenciones, la compañía estima que la normalización total de algunos puntos rurales podría tomar hasta un par de semanas adicionales.

Energía de Pereira reportó que, el 90% de la ciudad ya cuenta nuevamente con servicio de energía, gracias al trabajo de más de 30 cuadrillas —incluyendo personal propio, contratistas y cuadrillas de apoyo de EPM. En Quindío, EDEQ reportó el 80% de la demanda departamental con servicio, con Génova como principal punto pendiente. En Chocó, DISPAC continúa con equipos desplegados en Tadó, Bagadó, Managrú y Paimadó, atendiendo daños en infraestructura que requieren traslado de nuevos postes de luz.

Gas natural

La infraestructura de producción y transporte del país se mantiene estable y operando con normalidad, al igual que la prestación del servicio en la mayor parte del territorio nacional.

Las principales afectaciones continúan concentradas en Pereira, Dosquebradas, Cali y algunos sectores de Manizales, donde Gases de Occidente y Efigas mantienen desplegado su personal técnico para atender fugas, realizar inspecciones de seguridad y restablecer progresivamente el servicio.

Actualmente se reportan cerca de 11.000 usuarios con suspensión preventiva del servicio, principalmente residenciales y comerciales, así como algunas estaciones de gas natural vehicular fuera de operación.

De manera coordinada, productores, transportadores y distribuidores mantienen el monitoreo permanente del Sistema Nacional de Transporte y las condiciones de suministro. No se reportan afectaciones relevantes en los sistemas troncales de transporte ni en los principales campos de producción, y los sistemas de Antioquia, Tolima, Huila, Quindío y buena parte del resto del país operan normalmente.

No obstante, se mantiene especial seguimiento a Buenaventura y Borrero, donde el bloqueo de la vía Loboguerrero–Buga por daños y deslizamientos podría ocasionar la suspensión del servicio de gas a partir del 13 de agosto.

Telecomunicaciones

Las empresas de Telecomunicaciones siguen trabajando en la estabilización de las redes en las zonas afectadas, minimizando los impactos por las interrupciones en el suministro de energía, daños en la infraestructura y la alta demanda de tráfico sobre la red que, debido a la contingencia, ha aumentado significativamente por el mayor volumen de llamadas, mensajes, envío de videos, fotografías y consumo de contenido en redes sociales.

Claro informó que cerca del 80% de sus estaciones base y aproximadamente el 100% de los nodos de fibra en Chocó, Caldas, Quindío, Risaralda y Valle del Cauca ya operan con normalidad, tras recuperar cerca de la mitad de las estaciones inicialmente afectadas entre lunes y miércoles.

La compañía adquirió 26 plantas de energía para Quibdó, Pereira y Cali con el fin de mantener sus sistemas de respaldo operativos ante las interrupciones eléctricas en la zona, y entregó automáticamente a cerca de dos millones de clientes prepago en los departamentos afectados un paquete gratuito por siete días con llamadas y SMS ilimitados y 2 GB de navegación.

Así mismo los operadores de telecomunicaciones han mantenido sus redes activas y han dispuesto beneficios para los usuarios de las zonas afectadas.

Acueducto, Alcantarillado y Aseo

Las empresas de acueducto y alcantarillado de la región reportan condiciones estables. En el Valle del Cauca EMCALI mantiene sus plantas de tratamiento operando con normalidad, y atendiendo 13 daños puntuales en sus redes de acueducto.

En Palmira Aquaoccidente y Centroaguas en Tuluá no registraron afectaciones significativas en su operación; la ciudad de Buga restableció el servicio en la noche del 11 de agosto y en el Norte del Valle Acuavalle avanza en la recuperación del servicio para 7 municipios el cuál se espera estar restablecido el 13 de agosto.

En el departamento de Caldas, Manizales cuenta con servicio en toda la ciudad con dos daños en la red que están siendo atendidos. El resto del departamento en municipios como Anserma, Belalcazar, La Dorada, Neira, San José, Samaná y Viterbo están siendo atendidos los daños en las redes para asegurar la continuidad y suministro de agua potable del servicio de acueducto, los 13 municipios restantes atendidos por EMPOCALDAS presentan normalidad.

La ciudad de Pereira continúa en proceso de restablecimiento progresivo, atendiendo las afectaciones en sus redes de distribución las cuales están siendo inspeccionadas para identificar su estado y adelantar las reparaciones para restablecer el servicio. En el mismo sentido se encuentra el municipio de Dosquebradas cuyo sistema de almacenamiento y distribución se encuentra estable, enfocando su atención a la reparación de los daños en los sectores más afectados.

En Armenia se ha mantenido la continuidad en la prestación del servicio de acueducto, los equipos operativos se encuentran atendiendo arreglos en acometidas e instalaciones de edificaciones afectadas. Circasia ha restablecido su servicio el miércoles 12 de agosto, Montenegro, Quimbaya y la Tebaida han tenido afectaciones, pero se sigue trabajado para regresar el servicio a la normalidad, mientras tanto los usuarios afectados están siendo atendidos con carrotanques.

Por su parte, en el servicio público de aseo, las empresas han reforzado su capacidad operativa para mantener la continuidad de las actividades de recolección, barrido y limpieza y, al mismo tiempo, apoyar la atención de las necesidades adicionales generadas por la emergencia.

Para ello se han dispuesto cuadrillas, personal operativo, vehículos y maquinaria de acuerdo con las condiciones y requerimientos de cada municipio, apoyando labores de limpieza, recolección y manejo de residuos y escombros en las zonas afectadas.

«El sector de servicios públicos, y TIC ha respondido con toda su capacidad técnica y humana para acompañar a las comunidades del suroccidente del país en este momento difícil. Nuestras empresas afiliadas no han parado de trabajar desde el primer minuto, y seguiremos acompañando este proceso hasta lograr la normalización total de los servicios», afirmó Camilo Sánchez Ortega, presidente de Andesco.

Industria
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Ernesto Forero es el nuevo presidente de la ANH

by Martín Rosas

El Gobierno de Abelardo de la Espriella nombró a Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Su llegada ocurre en un momento de caída de las reservas de gas y petróleo y de debate sobre el papel de los hidrocarburos en la seguridad energética del país.

El Gobierno de Abelardo de la Espriella oficializó el nombramiento de Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro como nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), mediante el Decreto 1189 de 2026, expedido por el Ministerio de Minas y Energía y firmado por la ministra María Nohemí Arboleda Arango.

Forero asumirá la dirección de una entidad que tiene a su cargo la administración y gestión de los recursos hidrocarburíferos de Colombia, en un escenario marcado por la reducción de las reservas, las necesidades de abastecimiento de gas y el debate sobre el futuro de la exploración y producción de petróleo y gas.

Un abogado con experiencia en petróleo, gas e infraestructura

El nuevo presidente de la ANH es abogado de la Universidad Externado de Colombia, especialista en Derecho Comercial de la Universidad de los Andes y en Derecho Tributario de la Pontificia Universidad Javeriana. Cuenta además con una maestría en Derecho Comercial Internacional, con énfasis en Derecho Marítimo, de City University of London, y un MBA de Babson College.

Su trayectoria profesional tiene un componente empresarial y jurídico. Entre 2009 y 2017 estuvo vinculado a la Sociedad Portuaria Regional de Santa Marta, donde ocupó la Vicepresidencia Jurídica Corporativa y, en 2016, la presidencia.

En ese periodo trabajó en asuntos jurídicos, regulatorios, contractuales e institucionales, además de procesos de inversión y modernización de infraestructura. También ha participado en proyectos de concesiones, contratación pública y privada y asociaciones público-privadas.

Antes de llegar a la ANH, Forero se desempeñaba como socio fundador y gerente general de EF Legal & Asociados, firma creada en 2017. También ha trabajado como consultor para entidades como la CAF, el Departamento Nacional de Planeación y la Agencia Danesa de Energía.

Su experiencia no se limita a los hidrocarburos. Ha participado en proyectos relacionados con energía eólica costa afuera, hidrógeno, amoníaco verde y combustibles de bajas emisiones, además de estudios sobre regulación, gobernanza portuaria y sostenibilidad.

El gas, la prioridad

Uno de los principales desafíos que encontrará Forero está en las reservas de gas natural.

Entre 2018 y 2025 las reservas de gas de Colombia disminuyeron 54,6%. Las estimaciones de la ANH indican que las reservas probadas alcanzan para 5,9 años, mientras que las de petróleo llegan a 7,4 años.

Con esos indicadores, la política de exploración adquiere un papel central para la nueva administración.

El reto no consiste solo en incorporar nuevas reservas, sino en convertirlas en producción y garantizar que los proyectos puedan avanzar dentro de los tiempos que requiere el mercado. Para el gas natural, esta tarea adquiere mayor importancia ante el crecimiento de la demanda de energía y los riesgos sobre la oferta nacional.

Además, en un escenario de mayor demanda eléctrica, asociado entre otros factores al fenómeno de El Niño, puede aumentar la presión sobre la oferta energética disponible. Cabe recordar a que a mediados de 2026 Colombia ya importaba el 35% del gas natural.

Una ANH frente a un nuevo enfoque energético

El nombramiento también debe leerse dentro del cambio de orientación que plantea el nuevo Gobierno frente al sector minero-energético, con un giro de 180 grados.

La ANH tendrá que definir prioridades para la administración del recurso hidrocarburífero y coordinar su actuación con el Ministerio de Minas y Energía, las empresas del sector y otros actores relacionados con la cadena de petróleo y gas.

El desafío incluye responder a una pregunta que estará en el centro de la política energética del nuevo Gobierno: cuál será el papel de los hidrocarburos en la matriz energética colombiana durante los próximos años.

La respuesta tendrá efectos sobre la exploración, las reservas, la producción, las inversiones y la seguridad energética.

El nombramiento de Forero ocurre, por tanto, en un momento en el que la ANH deberá combinar la administración de los contratos y recursos existentes con una política que permita incorporar nuevas reservas y sostener la oferta nacional.

Del derecho corporativo a la gestión de hidrocarburos

El perfil de Forero marca una diferencia frente a una dirección de la ANH centrada exclusivamente en la experiencia técnica petrolera.

Su trayectoria combina derecho corporativo, regulación, infraestructura, puertos, contratación y relación entre inversionistas privados y Estado. Esa experiencia puede resultar relevante para una entidad que debe administrar contratos y atraer inversión hacia actividades de exploración y producción.

A esto se suma su conocimiento de proyectos de transición energética, lo que le permite llegar a la ANH con experiencia en dos de los debates que marcarán la política energética del país: la continuidad de los hidrocarburos y el desarrollo de nuevas fuentes de energía.

El nuevo presidente de la ANH tendrá que responder a ese reto mientras el Gobierno de Abelardo de la Espriella define el nuevo rumbo de la política energética del país.

GNL
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Autorizan la ampliación de la regasificadora SPEC

by Martín Rosas

La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) celebró la decisión del Gobierno Nacional de aprobar la modificación de la licencia ambiental de la Terminal de Regasificación SPEC LNG en Cartagena.

Con la decisión, Colombia suma gas natural, refuerza su capacidad de respaldo frente al Fenómeno de El Niño y da una señal de confianza para garantizar un servicio esencial para hogares, comercios, vehículos e industrias.

El anuncio permitirá ampliar la capacidad de la Terminal y con ello agregar 58 Millones de Pies Cúbicos Día (MPCD) de gas natural para atender principalmente a los usuarios del servicio de energía eléctrica e industriales.

Mediante la Resolución 002149 del 11 de agosto de 2026 de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) se autorizó la construcción de un nuevo gasoducto de 9,3 km y 24 pulgadas que incrementará la capacidad de transporte desde la terminal de SPEC hasta el sistema nacional de transporte.

El proyecto también contempla la construcción de una estación de compresión e infraestructura de regulación y medición, y la inclusión de un nuevo buque de almacenamiento (FSU).

“Es la mejor noticia en estos primeros cuatro días del nuevo Gobierno en materia de seguridad energética, lo cual demuestra que la articulación técnica e institucional da frutos concretos en beneficio de la seguridad energética de los colombianos. El gas natural no solo llega a la estufa del hogar, también mueve buena parte de la demanda industrial y es el respaldo del sistema eléctrico del país. Cuando llega el Fenómeno de El Niño, baja el nivel de los embalses y hay menos agua para generar electricidad; en esos momentos el país enciende las plantas térmicas, que funcionan con gas natural. Ampliar la capacidad de SPEC LNG ayuda a que, en las épocas de sequía y de mayor exigencia, el país cuente con más gas disponible y el suministro se mantenga estable para las familias y las empresas”, aseguró Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

La decisión representa un avance significativo para uno de los 11 proyectos estratégicos priorizados por la industria del gas natural para fortalecer el abastecimiento de este energético en Colombia.

“Su desarrollo ratifica la viabilidad técnica y ambiental del proyecto y evidencia la importancia de avanzar oportunamente en iniciativas que permitan incorporar nueva oferta al sistema energético nacional”, señaló Murgas, y agregó:

«Quiero destacar de manera muy especial el liderazgo del ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Fabio Arjona, por impulsar esta decisión a través de la ANLA. Esta combinación de rigor técnico y decisión oportuna es la que Colombia requiere para enfrentar el déficit de gas y garantizar la seguridad energética de los hogares, las industrias y su sistema eléctrico«.

Naturgas reiteró la disposición de la industria y de sus empresas afiliadas para continuar trabajando de manera articulada con el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la ANLA y las demás autoridades competentes, con el propósito de fortalecer la seguridad energética del país.

GLP
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Colombia ya importa el 60% del GLP

by Martín Rosas

En el 8° Congreso GASNOVA se analizará el rol del GLP frente a las necesidades de abastecimiento energético en el país.

El gas licuado del petróleo (GLP) aumenta su participación en la canasta energética de Colombia. Con corte a junio de 2026, el consumo de los sectores industrial y comercial aumentó 41,3%, en comparación con 2025, dados el desabastecimiento de gas natural y el aumento de la competitividad del GLP.

Así, el GLP se consolida como parte de la solución a los problemas de abastecimiento energético que enfrenta el país, a pesar de que se está disminuyendo la oferta nacional del mismo, por lo que se ha tenido que acudir a una mayor cantidad de producto importado. 

El sector ha podido abastecer el mercado gracias a los proyectos de inversión privada en infraestructura de importaciones que está desarrollando desde hace varios años, para garantizar la disponibilidad del energético al mercado nacional.

A la fecha, las importaciones de GLP alcanzan el 61% del total de la demanda del país, y si se mantiene el nivel de crecimiento del primer semestre de 2026, se tendría que importar el 73% a comienzos de 2027.

De acuerdo con Gasnova, el mercado nacional del GLP no ha sentido sobresaltos con estos incrementos en las importaciones, debido a que el precio de la oferta nacional regulada ha estado atado desde hace más de una década al indicador internacional Mont Belvieu (Estados Unidos), que es el mismo indicador utilizado en las importaciones de producto.

Durante el 8° Congreso GASNOVA se presentará el estado actual de los proyectos de inversión privada en infraestructura de importación.

También se analizarán las experiencias en materia de marcos regulatorios en diferentes países en la región. En particular, se presentará el caso de Argentina, cuyo gobierno ha introducido medidas de liberación de mercado y fomento a la inversión con el fin de beneficiar a los usuarios.

El 8° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA – Energía en crecimiento, https://www.gasnova.co/8o-congreso-internacional-del-glp-gasnova/, el principal evento del sector del GLP en Colombia, se realizará en Bogotá el 19 y 20 de agosto.

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