Categoría: Industria

Las cinco operaciones aprobadas se enmarcan en el compromiso de CAF de movilizar hasta USD 9.000 millones para Colombia hasta 2030. El financiamiento está destinado a la reconstrucción tras el terremoto, a fortalecer la acción climática, la infraestructura ferroviaria, la movilidad sostenible y el desarrollo urbano.

El Directorio del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) aprobó cinco operaciones para Colombia por un total de USD 1.250 millones, que permitirán acompañar prioridades estratégicas del país en infraestructura, acción climática, recuperación frente a desastres naturales, movilidad sostenible y desarrollo urbano.

El paquete incluye USD 250 millones para acompañar la implementación de proyectos estratégicos del Plan de Desarrollo de Medellín y una línea de crédito de hasta USD 300 millones para financiar parcialmente el Plan de Inversiones del Metro de Medellín, orientado a la expansión y modernización de corredores, la integración urbana alrededor de las estaciones y la renovación de la flota.

A estas operaciones se suman una Línea de Crédito Contingente de hasta USD 150 millones para apoyar la recuperación y reconstrucción de los territorios afectados por el terremoto del 10 de agosto; y hasta USD 200 millones para financiar parcialmente la rehabilitación, construcción, operación y mantenimiento del corredor férreo La Dorada–Chiriguaná; y USD 350 millones para fortalecer la acción climática, las finanzas sostenibles, la biodiversidad y la economía azul.

“Estas cinco operaciones reflejan la profundidad de nuestra alianza con Colombia y la capacidad de CAF para acompañar al país en desafíos que van desde la respuesta y reconstrucción frente a desastres naturales hasta la acción climática, la recuperación de infraestructura estratégica y la transformación de sus ciudades. Estos USD 1.250 millones se traducirán en territorios más resilientes, competitivos y con mayores oportunidades para sus habitantes”, dijo Sergio Díaz-Granados, presidente Ejecutivo de CAF.

Cinco operaciones para el desarrollo de Colombia

• USD 350 millones para acción climática, biodiversidad y economía azul. El Programa de Apoyo a la Acción Climática y Economía Azul respaldará políticas públicas orientadas a fortalecer la adaptación y mitigación frente al cambio climático, proteger la biodiversidad e impulsar las finanzas sostenibles. También contempla acciones en economía circular, reducción de plásticos de un solo uso, pesca artesanal sostenible, prevención de la contaminación marina y conservación de ecosistemas.
• Hasta USD 150 millones para la reconstrucción tras el terremoto. La Línea de Crédito Contingente apoyará la atención de la emergencia, la rehabilitación temprana y la recuperación tras el sismo del 10 de agosto de 2026. Los recursos contribuirán al restablecimiento de infraestructura y servicios esenciales y al fortalecimiento de la capacidad institucional para avanzar hacia una reconstrucción resiliente de los territorios afectados.
• Hasta USD 200 millones para el corredor férreo La Dorada–Chiriguaná. El préstamo estructurado financiará parcialmente intervenciones de rehabilitación y construcción, así como la operación y mantenimiento de la infraestructura ferroviaria y la adquisición de maquinaria y equipos. El proyecto se desarrolla bajo un esquema de asociación público-privada.
• USD 250 millones para proyectos estratégicos de Medellín. El financiamiento y apoyo técnico permitirá acompañar inversiones contempladas en el Plan de Desarrollo de la ciudad en ámbitos como desarrollo urbano, espacio público, movilidad sostenible e infraestructura social y educativa. Entre las iniciativas identificadas se encuentran Parque Primavera Norte, infraestructura para Buen Comienzo y Escuela Inteligente, la renovación del estadio y el Metro de la 80.
• Hasta USD 300 millones para el Plan de Inversiones del Metro de Medellín. La línea de crédito podrá financiar parcialmente inversiones en infraestructura de transporte, desarrollo urbano, expansión y modernización de corredores y renovación de flota. La operación busca fortalecer la capacidad, cobertura y eficiencia del sistema y mejorar la movilidad sostenible y la integración territorial del Valle de Aburrá.

La demanda de cobre, oro, plata y molibdeno abre oportunidades para América Latina, pero la falta de infraestructura energética, la permisología y las relaciones con las comunidades condicionan el desarrollo de nuevos proyectos.

La transición energética está modificando el mapa de la minería en América Latina. El crecimiento de tecnologías asociadas a la electrificación y a nuevas fuentes de energía aumenta la demanda por minerales críticos y coloca a la región frente a una oportunidad que, sin embargo, enfrenta restricciones de infraestructura, regulación y desarrollo de los proyectos.

Esta es una de las principales conclusiones de un estudio realizado por Aggreko sobre el sector minero latinoamericano, según explicó José Albornoz, líder de Minería de la compañía para la región.

“Hay una alta demanda por minerales críticos, apalancada principalmente por la transición energética”, señaló Albornoz. Entre los minerales de interés mencionó cobre, oro, plata y molibdeno.

América Latina cuenta con depósitos de interés económico y con capital humano especializado para desarrollar proyectos mineros. El problema está en las condiciones necesarias para convertir ese potencial geológico en producción.

Uno de los principales obstáculos identificados es la infraestructura energética crítica. Según Albornoz, encontrar un yacimiento no es suficiente si no existe infraestructura que permita conectar el recurso con los equipos y con la energía necesaria para su explotación.

Y es que, sin energía disponible, los proyectos pueden perder competitividad en costos y retrasar la generación de beneficios económicos para los países y las comunidades donde se encuentran los recursos.

Permisos, comunidades y otros factores críticos

A la infraestructura se suman los tiempos de aprobación de los proyectos. Albornoz identifica la permisología como otro de los factores que están ralentizando el desarrollo minero en distintos países de la región.

El ejecutivo también destaca la necesidad de involucrar a las comunidades desde las primeras etapas. La experiencia de países con mayor desarrollo minero, como Chile y Perú, muestra que la comunicación temprana y el acceso a información son elementos relevantes para reducir conflictos y facilitar los proyectos.

Esto implica explicar cómo se explotará un yacimiento, cómo serán tratados los residuos y qué medidas se adoptarán para mitigar los impactos ambientales. Pero también supone ir más allá de las compensaciones económicas.

Albornoz plantea la necesidad de generar capacitación técnica para que habitantes de las zonas donde se desarrollan los proyectos puedan participar en las operaciones. En Brasil, por ejemplo, Aggreko cuenta con técnicos provenientes de comunidades locales de la Amazonía, a quienes ha capacitado para trabajar en sus sistemas de generación. Algunos de ellos han asumido posiciones en otros lugares donde opera la compañía.

Energía flexible para minas en zonas remotas

La localización de buena parte de los proyectos mineros introduce otro desafío: muchos yacimientos se encuentran lejos de los centros urbanos y de las redes de infraestructura energética.

En ese escenario, Aggreko plantea sistemas de generación flexibles, modulares y escalables, diseñados de acuerdo con las necesidades de cada operación.

El modelo permite aumentar o reducir la capacidad de generación según evolucione la producción. Albornoz pone un ejemplo: una mina que inicialmente requiera 40 megavatios podría aumentar su demanda hasta 60 MW y posteriormente reducirla a 30 MW. La modularidad permite ajustar la capacidad instalada a cada etapa.

La compañía señala que sus soluciones buscan alcanzar una utilización superior al 95% y permitir que las operaciones comiencen a producir en el menor tiempo posible.

Diésel, gas y solar: una matriz diversificada

En los proyectos mineros ubicados en zonas aisladas, el diésel continúa como el principal combustible para generación eléctrica. También aparecen soluciones híbridas que combinan diésel y gas, así como sistemas que incorporan energía solar.

Una de las alternativas mencionadas por Albornoz consiste en una combinación de 60%-65% de diésel y 35%-40% de gas. Según el ejecutivo, esta mezcla puede generar reducciones en el consumo de combustible, las emisiones de CO₂ y los costos de operación.

La posibilidad de incorporar otras fuentes como la solar depende de la ubicación del proyecto y de la infraestructura disponible. En algunos casos, las condiciones del lugar obligan a utilizar generación 100% a diésel.

La penetración de la energía solar también presenta diferencias entre países. Chile, por ejemplo, cuenta con proyectos mineros que utilizan generación solar, mientras que algunos mercados todavía concentran su matriz para minería en diésel y gas. A esto se suma el avance desigual del almacenamiento mediante baterías.

Colombia: entre el potencial minero y el desafío de la infraestructura

Para Colombia, Albornoz considera que el desarrollo de nuevas áreas mineras dependerá en buena medida de la infraestructura eléctrica disponible.

El ejecutivo plantea que las políticas públicas deben facilitar la construcción de infraestructura que permita que los proyectos sean eficientes y competitivos en el largo plazo. Pero no se trata únicamente de electricidad: puertos, carreteras, transmisión y aeropuertos forman parte de la infraestructura que puede determinar la viabilidad de una operación minera.

La oportunidad también aparece en términos económicos. Albornoz estima que proyectos de oro, cobre, carbón y níquel en Colombia podrían representar entre US$3.600 millones y US$4.000 millones de inversión durante los próximos cuatro años. Sin embargo, advierte que algunos de estos proyectos enfrentan retrasos regulatorios e incertidumbre jurídica, factores que pueden dilatar su entrada en operación.

Para Aggreko, esta cartera de proyectos representa una oportunidad para participar desde las primeras etapas, mediante soluciones de generación temporal, sistemas híbridos, almacenamiento y respaldo energético.

La apuesta de Aggreko por el sector minero también se refleja en su nivel de inversión. La compañía prevé destinar más de US$220 millones durante 2026 para tecnologías de generación destinada a sus clientes del segmento.

La inversión está orientada, según Albornoz, a tecnologías de eficiencia y soluciones que permitan atender los requerimientos energéticos de los proyectos con criterios de sostenibilidad y adaptación a las necesidades específicas de cada operación.

El mensaje que deja es claro: América Latina tiene los recursos minerales que demanda la transición energética, pero transformar ese potencial en producción requiere algo más que yacimientos.

Energía disponible, infraestructura, permisos, relación con las comunidades y reglas de largo plazo serán factores determinantes para que la región pueda convertir su riqueza mineral en inversión, producción y desarrollo económico.

En pesos colombianos, la referencia internacional subió cerca de 67% entre enero y septiembre, mientras que el precio nacional subió apenas un 3%, lo que ubicó la brecha de precios por encima de los $8.000 por galón.

Por: EQUIPO DE INVESTIGACIÓN DE ANIF.

Durante septiembre de 2026 se registró un repunte significativo en el precio minorista del diésel en Estados Unidos, consolidándose la tendencia de crecimiento que traía desde julio y alcanzando un máximo histórico en términos nominales desde que se tiene registro. La razón detrás del repunte es una restricción de oferta global.

Según informa la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), dicha estrechez se debe a la menor actividad de refinación en Rusia, China y Oriente Medio, lo cual encareció los productos derivados del petróleo en el mercado internacional y aumentó, a su vez, la demanda de exportaciones estadounidenses.

Adicionalmente, los inventarios se encuentran 13% por debajo de su promedio estacional, y la capacidad de operación de las refinerías se halla en 97%. Como resultado, el margen comercial de la refinación ha encontrado también una senda ascendente, que se estima que supere los US$ 2 por galón en lo que resta de año, condicionado, claro está, a que se normalice el tráfico marítimo por el estrecho de Ormuz.

Como es usual, Colombia no es ajena a este tipo de eventos internacionales. El gráfico muestra cómo se traduce este choque a pesos colombianos. La referencia internacional analizada pasó de cerca de $11.900 por galón en enero a $19.820 al 28 de septiembre de 2026, un aumento aproximado de 67%. En cambio, el precio nacional pasó de $11.062 a $11.399, un alza de alrededor de 3%.

El desacople obedece a la existencia del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que mantiene un subsidio implícito sobre este combustible, evitando que la fluctuación de los precios internacionales se transmita de manera automática y completa a los precios domésticos.

Lo anterior implica que la diferencia entre el precio internacional y el interno sea absorbida por el FEPC, que en la última semana de septiembre alcanzó los $8.400 por galón. Si bien ese valor no debe tomarse como un indicador de subsidio efectivo, pues el precio minorista también incorpora elementos como impuestos, márgenes y fletes, sí es una señal que muestra cómo el FEPC tendrá que hacer un mayor esfuerzo fiscal para mantener los precios internos invariables, al ser esta referencia de diésel una de las contempladas en la fórmula de compensación del mecanismo.

De otro lado, la apreciación del peso también ha jugado un papel fundamental, ubicándose como el principal amortiguador, puesto que reduce mecánicamente el costo del choque, dado que la paridad se expresa en moneda local. Para ilustrarlo, con la tasa representativa del mercado de comienzos de año, la referencia promedio para septiembre hubiese sido $22.065 por galón, es decir, el tipo de cambio estaría ahorrando cerca de $2.900 por galón.

En este contexto, cerrar la brecha exige ajustes de gran tamaño. Las tensiones geopolíticas amenazan con mantener las presiones sobre los precios de los combustibles, lo que aumenta la carga fiscal del mecanismo de compensación del FEPC.

Si se cumple el escenario de la EIA, con una exposición extendida y nuevas presiones sobre el presupuesto de 2027, además de la coyuntura fiscal actual, la necesidad de estructurar una senda de ajustes graduales se hace más apremiante que nunca.

La ola de Inteligencia Artificial dispara en 41% los data centers en Latam y acelera millonarias inversiones en infraestructura.

La acelerada adopción de la inteligencia artificial (IA) y la demanda sin precedentes de procesamiento de datos están transformando de manera radical el ecosistema tecnológico en América Latina.

Durante el primer trimestre de 2026, la región experimentó un crecimiento interanual del 41,3% en capacidad instalada de data centers, superando el ritmo de mercados consolidados como Norteamérica (33%), consolidándose como un nodo estratégico y receptor de inversiones.

Este crecimiento, impulsado en gran medida por proyecciones que estiman que la IA generativa aportará hasta USD 15.7 billones a la economía global para 2030, obliga a rediseñar la infraestructura digital tradicional hacia el concepto de «Fábricas de IA» (AI Factories). Se trata de instalaciones de alto rendimiento capaces de soportar cargas térmicas y energéticas complejas.

A diferencia de las búsquedas web tradicionales, el procesamiento asistido por IA requiere hasta 10 veces más energía. Mientras los centros de datos operaban habitualmente con densidades de entre 5 kW y 15 kW por rack, el despliegue masivo de clústeres acelerados por GPU está elevando los requerimientos a rangos de entre 100 kW y hasta 600 kW por rack, sobrepasando los límites físicos del enfriamiento por aire convencional.

Cinco tendencias para el futuro de la infraestructura

En este contexto de hiper-expansión digital, Schneider Electric identifica cinco tendencias tecnológicas fundamentales que marcarán la evolución del sector en la región:

1. Refrigeración Líquida (Liquid Cooling): adopción acelerada de sistemas Direct-to-Chip o por inmersión para remover el calor directamente de los componentes de mayor procesamiento sin saturar las instalaciones.
2. Despliegue de Edge Computing: microdata centers más cercanos al usuario final para reducir la latencia en aplicaciones críticas de tiempo real.
3. Nuevas arquitecturas eléctricas modulares: soluciones de protección energética compactas con eficiencias operativas de hasta el 99% en modo eConversion, que reducen la huella de carbono y de espacio en las salas.
4. Gemelos Digitales (Digital Twins): plataformas avanzadas de simulación previa (como ETAP) para modelar virtualmente el comportamiento térmico y eléctrico antes de ejecutar cambios físicos, disminuyendo costos y riesgos.
5. Software inteligente e IA Operativa: uso de plataformas IoT y DCIM para monitoreo dinámico y analítica predictiva del consumo energético en tiempo real.

«Latinoamérica vive un momento coyuntural en su infraestructura digital. La irrupción masiva de la IA impone una densidad por rack que redefine el diseño físico de las salas, la distribución eléctrica y la sostenibilidad del ecosistema. Para absorber esta demanda y captar capitales en países como Colombia, Chile, Perú y Argentina, se requieren centros de datos altamente resilientes, digitalizados y capaces de optimizar el consumo de energía en tiempo real», afirma Luis Santamaría, CS&P Segment Leader para SAM en Schneider Electric.

La urgencia de un modelo de gestión térmica híbrido

Uno de los principales paradigmas que enfrenta la industria es la transición en la gestión del calor. Lejos de implicar una sustitución total, la refrigeración líquida está dando paso a modelos de gestión hídrica y térmica híbridos. En estas arquitecturas, el enfriamiento por aire se mantiene para cargas convencionales y climatización perimetral, mientras que el liquid cooling absorbe de forma localizada las altas densidades de los servidores de IA.

Dado que el sistema de refrigeración puede representar entre el 30% y el 40% del consumo eléctrico total de un data center tradicional, la integración de soluciones líquidas permite reducciones sustanciales de OPEX, una sustancial mejora en el indicador PUE (Power Usage Effectiveness) y la preservación del recurso hídrico.

«El liquid cooling dejó de ser una alternativa de nicho para convertirse en una necesidad operativa crítica frente al crecimiento acelerado de la IA. No obstante, el futuro del sector será híbrido: el liquid cooling se enfoca directamente en el chip para extraer el calor de alta densidad, coexistiendo con el aire en el resto del entorno», destaca Paula Pinto, business Development Manager Cooling SAM en Schneider Electric.

Frente a la meta global de descarbonización a 2040, Schneider Electric continúa liderando la integración de soluciones «del chip al sistema de refrigeración», combinando diseños de referencia integrados junto a aliados globales de semiconductores como NVIDIA, con el objetivo de convertir a Latinoamérica en un hub tecnológico altamente competitivo, eficiente y bajo en emisiones.

Según la Agencia Internacional de Energía (EIA), el estimativo de recursos prospectivos recuperables de los YNC solo en el Valle Medio del Magdalena es de 4.600 millones de barriles de petróleo y 18 terapiés cúbicos de gas.

En la clausura del XXIII Congreso de Petróleo, Gas y Energía, el director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Óscar Ferney Rincón, concluyó que Colombia debe avanzar hacia el desarrollo de los Yacimientos No Convencionales (YNC) como una apuesta de desarrollo regional, con generación de empleo, formación de talento e impulso hacia los encadenamientos productivos.

«La pregunta para Colombia no es simplemente si podemos desarrollar nuestros Yacimientos No Convencionales (YNC), la pregunta es cómo hacerlo», explicó Rincón, quien añadió que las cifras de reservas de gas y petróleo obligan a actuar ahora, porque las decisiones de hoy determinarán el abastecimiento de los próximos años. «Recuperar capacidad de producción y ampliar las fuentes de suministro no puede ser una conversación para después», resaltó.

Desde Acipet se reiteró que es necesario avanzar desde tres frentes: el impulso a la exploración; la optimización de los activos existentes con recobro mejorado y el desarrollo de las nuevas alternativas como los YNC; y garantizar una transición energética fiscalmente sostenible.

Rincón agregó que encontrar nuevas reservas no basta, pues también se necesita infraestructura, reglas claras, estabilidad jurídica y procesos institucionales más eficientes, sin renunciar a las garantías ambientales y sociales.

«La seguridad energética no se construye únicamente en el subsuelo. También se construye en las carreteras, en los gasoductos, en los puertos, en las comunidades, en las universidades, en las empresas y en las decisiones que tomamos como país», señaló.

Durante el tercer y último día del evento, representantes del Gobierno, la industria y el sector técnico coincidieron en la relevancia de los yacimientos no convencionales dentro de la discusión sobre el futuro energético del país. En este contexto, el vicepresidente de Colombia, José Manuel Restrepo, destacó el papel estratégico que tendrán los hidrocarburos y el gas en la agenda económica del nuevo Gobierno.

“Tenemos que volver a prender el motor de hidrocarburos y gas en el país”, afirmó Restrepo, quien también planteó la posibilidad de volver a firmar contratos y permitir el desarrollo de Yacimientos No Convencionales, destacando el aporte del sector a las exportaciones y a la generación de recursos para financiar la política social.

La urgencia se refleja en las cifras de abastecimiento. Nelson Castañeda, presidente de Campetrol, advirtió que es necesario priorizar el desarrollo de los YNC en las cuenca del Magdalena Medio y Cesar-Ranchería con inversión y respaldo del Gobierno. 

Se estima que se podrían encontrar hasta 4.600 millones de barriles de petróleo y 18 terapiés cúbicos (TPC) de gas en recursos prospectivos recuperables solo en el Valle Medio del Magdalena, a través de los YNC. Eso equivale a más del doble de las reservas probadas de crudo del país, de 2.064 millones de barriles, y a nueve veces las de gas, de 2 TPC.

Las experiencias de Estados Unidos y Argentina muestran que sí se puede avanzar en estos desarrollos, manteniendo reglas de juego claras y una regulación sólida que permita incluir a empresas, comunidades, industria y Gobierno en un ecosistema que trabaje para un mismo fin: garantizar la seguridad y soberanía energética.

Rafael Guzman, CEO and Country Chair de Ecopetrol USA, recordó que Ecopetrol está en la cuenca del Permian, en Texas, desde 2019, y ya completa 550 pozos, con un potencial de hacer otros 850 en los próximos años.

Como cierre del Congreso, Acipet pidió al Gobierno Nacional fortalecer el trabajo conjunto para garantizar la soberanía energética del país. “Como asociación gremial, seguiremos aportando conocimiento y capacidad técnica a las decisiones que enfrenta Colombia”.

El nuevo presidente de Ecopetrol es Administrador de Empresas, cuenta con tres especializaciones y tiene una amplia trayectoria en distintos sectores productivos del país.

La Junta Directiva de Ecopetrol en pleno y por unanimidad, designó el 24 de septiembre a Joaquín Gutiérrez Caballero como nuevo presidente de Ecopetrol.

Gutiérrez Caballero asumirá el cargo a partir del 28 de septiembre de 2026, en lo que constituye el inicio de una etapa trascendental para la Compañía, que tendrá como propósito impulsar el renacer de Ecopetrol, mediante el fortalecimiento de sus capacidades y la recuperación de la confianza de sus grupos de interés, para proyectarla como una Empresa sólida, competitiva y generadora de valor para todos los colombianos.

El nuevo presidente asume el desafío de liderar la Compañía más importante del país, que es activo estratégico y motor de desarrollo, inversión y bienestar para Colombia, manchada por la corrupción y los pésimos resultados en la pasada administración.

Así, Gutiérrez tendrá la misión de construir puentes de confianza entre la Empresa, el Estado, los trabajadores, las regiones, las comunidades, los inversionistas y los socios, alrededor de un propósito común: el renacer de Ecopetrol.

Joaquín Gutiérrez Caballero es administrador de empresas de profesión, tiene tres especializaciones: una en gerencia de proyectos de las telecomunicaciones, otra en derecho de las telecomunicaciones y otra en gerencia de servicios de salud.

Ha construido una trayectoria marcada por principios como planificar, organizar, dirigir y gestionar. Su experiencia se ha caracterizado por asumir retos en diferentes sectores, estructurar organizaciones, identificar oportunidades y rodearse de equipos especializados para generar valor que impulse el crecimiento

Su trayectoria se ha desarrollado en sectores como el jurídico, la salud, la construcción, la agricultura y la ganadería.

Ahora, al frente de Ecopetrol, Gutiérrez Caballero asume el mayor desafío de su trayectoria profesional, con la convicción de que la disciplina empresarial y el trabajo colectivo se complementarán con el conocimiento técnico de los trabajadores de la Empresa para el logro de resultados que le generen valor a Colombia.

Una vez asuma el cargo, el presidente Gutiérrez iniciará el proceso de recuperación de la Compañía, para enderezar el rumbo institucional y encausarla de nuevo por el camino del crecimiento, luego de los graves hechos que conoce la opinión pública sobre presuntos actos de corrupción, que afectaron la reputación y la gestión eficiente de Ecopetrol en sus distintas áreas.

El sector energético colombiano está transitando por el filo de la navaja. Tanto en gas como en electricidad, los sistemas están al límite.

En materia energética, parece que Colombia se encuentra en el peor de los mundos: déficit de electricidad y gas, en medio de un fenómeno de El Niño, que estresa ambos sistemas, y precios internacionales al alza de los combustibles.

En ese sentido, Sandra Fonseca, moderadora del panel ‘Convergencia energética: avances, oportunidades y retos’, en el marco del XXIII Congreso de Petróleo, Gas y Energía de Acipet en Bucaramanga, preguntó cómo enfrentar un posible doble racionamiento de gas y energía.

Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG, llamó la atención sobre el riesgo de apuntarle a una sola tecnología, como lo hizo el anterior gobierno, dedicándose exclusivamente en la energía solar.

“Poner todos los huevos en la misma canasta no es una solución. El gobierno pasado enfocó todos sus esfuerzos hacia las energías renovables, prácticamente hacia la energía solar y sacó de la ecuación todo lo que generaba confiabilidad, seguridad, autoabastecimiento, etcétera”, dijo Castañeda, lo que llevó al país a la situación compleja actual, con el agravante que en el sector energético las inversiones son de largo plazo.

En electricidad, Castañeda mencionó que este sector tiene dos problemas de cara a los próximos cuatro años: el primero es la falta de energía firme.

“Lo que pasó en los últimos cuatro o cinco años es que lo único que entró fue energía solar y pues esa energía no sirve para darnos contratos firmes, y no nos está llenando toda la necesidad”, dijo el dirigente gremial.

El otro problema que mencionó es la falta capacidad de generación. “Capacidad significa cómo atiendo a los usuarios, a la demanda, al consumo del país, entre las seis y las nueve de la noche que es cuando consume más energía eléctrica”, dijo.

Y para solucionarlos señaló que primero se debe generar confianza, que fue lo que se perdió en los últimos cuatro años. “Si quiero volver a tener inversiones en el sector pues tengo que generar confianza, y confianza es que haya una regulación que sea predecible”.

Castañeda estima que en los próximos diez años las inversiones en el sector eléctrico son de entre 20 y 30 billones de pesos. Inversiones que incluyan todas las fuentes: térmicas, hidroeléctricas, energías renovables, solar y eólica, y hasta pensar en la energía nuclear.

“El reto es muy grande, lo que esperamos que suceda en estos cuatro años es volver a generar confianza, generar reglas claras para que vuelvan las inversiones y saquemos el país adelante, no solo desde el punto de vista de energía a los usuarios, sino que sea una energía competitiva para el sector productivo”, concluyó Castañeda.

El gas también en la encrucijada

Desde la industria de gas natural, Camilo Morales, secretario General de Naturgas, dijo que ven varios elementos preocupantes. El primero es la coyuntura internacional, pues con el conflicto del Medio Oriente los precios pasaron de entre 10 y 15 dólares a 25 dólares por millón de BTU en el mercado spot.

Lo peor es que con Europa con unos niveles de almacenamiento reducidos y próxima al invierno, se prevé que los precios del gas alcancen entre 27 y 30 dólares en los próximos meses, justo cuando Colombia enfrenta el fenómeno de El Niño.

Otro problema que enfrenta el país es la situación de Canacol, una empresa que tenía una producción de cerca de 200 millones de pies cúbicos al día, y hoy produciendo solo 50 millones de pies cúbicos.

Ante el proceso de reorganización de la empresa, Morales dijo que esperan tener una renegociación sensata de los contratos, pensando en lo que puedan ofrecer al mercado.

También señaló que la gestión de los embalses va a ser crucial, pues se tienen previstos mantenimientos de El Guavio y Chivor, que va a poner al sistema en una presión alta.

Por eso también señaló que se debe planificar el uso de SPEC, que es la única planta de regasificación que ofrece confiabilidad, pero que hoy opera 360 de los 365 días del año, “y esto es como tener un carro sin llanta de respuesta, en cualquier momento se cae algo y nos quedamos realmente al filo de la navaja”, dijo Morales.

El sector minero-energético acumula un rezago estructural, con un valor agregado 30% por debajo de su nivel en 2013 y una menor contribución a las cuentas fiscales.

Por: Equipo de investigación de ANIF.

El sector minero-energético colombiano lleva más de una década sin recuperar su nivel de actividad. El valor agregado de minas y canteras se encuentra hoy cerca de 30% por debajo de su nivel de 2013, mientras que el crecimiento total de la economía creció 37,4% en el mismo periodo. Este rezago también tiene implicaciones fiscales, dada la menor contribución del sector a los ingresos públicos.

A este deterioro estructural se suma ahora un choque coyuntural: un fenómeno de El Niño que se perfila como uno de los más intensos de las últimas décadas. La menor hidrología reduciría la generación hidroeléctrica y aumentaría el despacho térmico, con presiones sobre los costos de generación eléctrica y sobre los precios del gas. A su vez, las alteraciones en los patrones de precipitación podrían afectar la oferta de alimentos.

No obstante, una parte importante del rezago del sector es estructural: mientras la producción de crudo y gas viene en descenso, es en este último donde la brecha entre oferta y demanda se ha vuelto vinculante. La producción comercializada de gas se contrajo 17,1% en 2025 y alcanzó un mínimo histórico de 692,9 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) en enero de 2026.

La menor oferta nacional, en un contexto de creciente demanda, ha obligado a cubrir una proporción cada vez mayor del consumo con importaciones. Estas pasaron de representar menos de 3% del suministro entre 2015 y 2023 a superar el 30% del consumo nacional en julio de 2026. Las proyecciones apuntan a que la brecha entre oferta nacional y demanda podría seguir ampliándose en los próximos años. Una mayor dependencia del gas importado expone el abastecimiento nacional a precios internacionales y ya se ha traducido en presiones sobre las tarifas.

Del lado de las reservas, el diagnóstico es aún más severo. Las reservas probadas de gas cayeron de 2.064 en 2024 a 1.717 giga pies cúbicos (Gpc) en 2025, una reducción de 16,8% en la que una parte importante de la caída no responde únicamente a la extracción, sino también a una menor estimación de los volúmenes técnicamente recuperables. Aun así, la relación reservas/producción (R/P) se mantuvo en 5,9 años, pues la caída de las reservas fue compensada por una reducción similar de la producción.

La comparación regional refuerza el diagnóstico: entre 2015 y 2025, Argentina amplió su horizonte de 8,2 a 10,3 años y México de 5,6 a 9,5, mientras Colombia pasó de 9,9 a 5,9 años y terminó con el menor horizonte frente a sus pares regionales.

La recuperación del sector minero-energético es clave para fortalecer las cuentas fiscales, contener las presiones sobre los precios y recuperar competitividad. Para ello, se requiere atender las brechas de oferta en el corto plazo y reactivar la inversión y la exploración en el mediano plazo, con mayor seguridad jurídica y reglas claras. Más que una agenda sectorial, se trata de una condición para sostener el crecimiento y la competitividad del país.

El objetivo del nuevo gobierno es recuperar el liderazgo técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fortalecer el conocimiento del subsuelo, convertirlo en inversiones, reservas, producción y bienestar para las regiones.

El presidente de la ANH, Ernesto Forero, señaló en la inauguración del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, de Acipet, que la política hidrocarburífera del nuevo gobierno es recuperar parte de lo que no se hizo durante los últimos años.

El funcionario expresó que la seguridad energética es una tarea de Estado, que no puede alcanzarla una sola entidad trabajando de manera aislada, sino que “requiere empresas capaces de invertir y de operar, profesionales que conozcan el subsuelo, instituciones que den confianza y regiones y comunidades que participen de los beneficios del desarrollo”.

Agregó que durante el primer mes de gobierno, la entidad se ha enfocado en una tarea fundamental y elemental: mirar los números de frente y entender con precisión cuál será el punto de partida.

Forero indicó qu el diagnóstico inicial deja tres mensajes fundamentales. “El primero de ellos es que necesitamos recuperar la actividad exploratoria, que de manera deliberada renunciamos. La producción que hoy sostiene al país son el producto del resultado de decisiones, inversiones y descubrimientos hechos años atrás, muchos de ellos del siglo pasado. Sin exploración hoy no tendremos reservas que necesitaremos mañana”, señaló.

El segundo mensaje es que el país debe fortalecer el conocimiento del subsuelo. “Perdimos en estos cuatro años la inercia del conocimiento del subsuelo, la reducción de adquisición sísmica de la perforación exploratoria y la generación de nueva información, lo que limita la capacidad del Estado para administrar los recursos y la del inversionista para adoptar decisiones. Sin información no hay prospectos maduros, sin prospectos maduros no hay decisiones de inversión, y sin inversión no habrá nuevos descubrimientos”, dijo.

El tercer mensaje es que se debe reactivar la promoción del país. “Desde el 2021 no se realiza un nuevo proceso de asignación de áreas de exploración y producción. Entretanto, el capital ha seguido tomando decisiones y otras jurisdicciones han presentado oportunidades. Nuestra respuesta será no improvisar una ronda y ofrecer áreas simplemente por aumentar una estadística.

“Estamos construyendo una estrategia que permita responder para cada oportunidad de recurso que necesita Colombia, qué información tenemos, qué inversionista puede desarrollarlo y cuál es el instrumento de asignación más adecuado. Colombia mantiene una prospectividad importante en cuencas continentales y costa afuera, tanto en convencional como en yacimientos no convencionales. Nuestro desafío es convertir esa prospectividad en oportunidades técnicamente maduras, competitivas y ejecutables”.

En ese sentido, dijo que desde finales de septiembre la entidad iniciará con unos ciclos de conocimiento del subsuelo. “Lo hemos denominado Oportunidades Exploratorias en Hidrocarburos 2026 y será un espacio técnico y recurrente para compartir el proceso de maduración de oportunidades exploratorias, contrastar información, identificar necesidades de conocimiento y acercar progresivamente el potencial del subsuelo colombiano a quienes toman decisión de inversión. La construcción de conocimiento no puede ser una conversación cerrada dentro de la agencia. Este es el rumbo que estamos trazando. Los invito a recorrer juntos ese camino, con datos, con rigor técnico e instituciones fuertes”, concluyó Forero.

Acipet le pidió al Gobierno recuperar y mantener la exploración de nuevos yacimientos de petróleo y gas, tanto en territorio continental como costa afuera, y elevar los proyectos estratégicos del sector de hidrocarburos a la categoría de Proyectos de Interés Nacional Estratégico (PINES).

En la inauguración del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet) presentó al Gobierno Nacional tres propuestas orientadas a fortalecer la seguridad energética de Colombia, aprovechar el potencial de sus recursos y garantizar que la transición hacia nuevas fuentes de energía cuente con un respaldo económico sostenible.

Las medidas fueron planteadas por Martha Villarreal, presidente de la Junta Directiva de Acipet, y parten de la premisa que “Colombia necesita mantener y fortalecer su capacidad de producir petróleo y gas mientras avanza en la diversificación de su matriz energética”.

Para el gremio, la exploración, la optimización de los campos existentes y la innovación tecnológica son determinantes para asegurar las reservas y los recursos que requerirá el país en las próximas décadas.

En ese sentido, la primera propuesta del gremio es recuperar y mantener la exploración de nuevos yacimientos de petróleo y gas, tanto en territorio continental como costa afuera, y elevar los proyectos estratégicos del sector de hidrocarburos a la categoría de Proyectos de Interés Nacional Estratégico (PINES).

Para el gremio, recuperar la actividad exploratoria es fundamental para ampliar las reservas, reducir el riesgo de una mayor dependencia de las importaciones y mantener el flujo de regalías que contribuye al desarrollo de las regiones productoras.

“Colombia necesita tomar decisiones hoy sobre la energía que requerirá mañana. La exploración permite ampliar el conocimiento del subsuelo, encontrar nuevas reservas y generar los recursos que el país necesita para financiar su desarrollo,” dijo Villarreal.

La segunda propuesta está enfocada en aumentar la eficiencia de los campos que actualmente producen petróleo y gas. El gremio plantea estructurar un plan de choque que facilite la incorporación de tecnologías avanzadas de recobro mejorado, innovación técnica y nuevas soluciones para la optimización de campos maduros. Estas herramientas permitirían incorporar producción adicional en el corto y mediano plazo, aprovechando infraestructura y conocimiento ya disponibles.

El gremio también plantea evaluar de manera técnica y responsable el potencial de los yacimientos no convencionales, comúnmente llamado fracking, considerando las características geológicas de cada zona y las condiciones necesarias para garantizar la protección de los ecosistemas.

La tercera propuesta parte de que ACIPET reconoce la necesidad de avanzar hacia una matriz energética más diversificada, y plantea que este proceso debe desarrollarse de manera gradual y financieramente sostenible.

Para ello, propone una hoja de ruta en la que el petróleo y el gas continúen generando los recursos necesarios para impulsar nuevas fuentes y tecnologías energéticas. Desde esa perspectiva, las regalías, impuestos e inversiones asociados a la industria pueden contribuir a financiar proyectos de hidrógeno, geotermia, nuevas energías y conectividad regional.