Categoría: Industria

Nuevas subestaciones, líneas de transmisión y modernización de infraestructura eléctrica fortalecen el servicio para más de 540 mil personas de la subregión de Urabá.

EPM desarrolla proyectos estratégicos para fortalecer el sistema eléctrico de Urabá, con el objetivo de responder al crecimiento poblacional y productivo de la subregión.

Estas iniciativas apuntan a mejorar la calidad y confiabilidad del servicio, y a ampliar la capacidad energética para atender nuevas necesidades de energía no solo en Urabá sino también en el Occidente antioqueño y el departamento del Chocó.

Entre las obras de EPM se destacan:

1. Nuevas subestaciones y modernización de infraestructura

Uno de los hitos más recientes es la entrada en operación de la nueva subestación Lagunas 110/44/13,2 kV, ubicada entre Dabeiba y Frontino. A esta obra se suma la modernización de las subestaciones Chorodó y Dabeiba, fundamentales para asegurar un suministro estable en la región.

Para garantizar la alimentación de esta infraestructura, se construyó una nueva línea de transmisión que intercepta la línea existente Chorodó-Caucheras 110 kV. Estas obras benefician a cerca de 43.500 familias, con una inversión superior a 34 mil millones de pesos.

2. Mejor calidad del servicio para los usuarios

La modernización del sistema permite una respuesta más rápida ante fallas, gracias al fortalecimiento de la red de 44 kV, y mejorará indicadores de calidad y la prestación del servicio. Además, amplía la capacidad para atender futuras expansiones en zonas que hoy no cuentan con cobertura.

3. Reposición de líneas para atender a más de 540 mil habitantes

Con una inversión de 71 mil millones de pesos, EPM repuso la línea de transmisión Chorodó-Caucheras, de 76 kilómetros, infraestructura que suministra energía a más de 540 mil habitantes de Urabá. Las obras, que se desarrollaron durante más de cuatro años entre planeación, diseño y ejecución, incluyeron un proceso de gestión social con comunidades indígenas del territorio.

4. Proyectos en ejecución: subestación Necoclí

Al cierre del primer trimestre de 2026, EPM tendrá lista la ampliación y modernización de la subestación Necoclí 44/13,2 kV, con una inversión estimada en 10 mil millones de pesos. Esto permitirá atender la demanda actual y futura de cerca de 15 mil familias, aumentando la capacidad del sistema de 7.5 a 12.5 MVA y mejorando la confiabilidad operativa.

5. Nueva subestación en Belén de Bajirá

Durante 2026 y el primer semestre de 2027, EPM construirá la nueva subestación Bajirá en Belén de Bajirá y modernizará la capacidad de la subestación Caucheras en Mutatá. Con una inversión superior a 42 mil millones de pesos, estas obras beneficiarán a aproximadamente 35 mil familias en Mutatá, Belén de Bajirá, el sur de Chigorodó y la región del Atrato Medio.

Con estas inversiones, EPM reafirma su compromiso con el crecimiento sostenible de Urabá y su papel como aliado clave en la transformación energética y el desarrollo social del territorio. Las obras fortalecen la infraestructura eléctrica, impulsan la competitividad regional y contribuyen al bienestar de las comunidades.

GeoPark ha dado un golpe de autoridad sobre la mesa. No solo ha duplicado su tamaño de la noche a la mañana, sino que ha redibujado el mapa de la operación petrolera privada en Colombia.

En una operación que redefine el equilibrio de poder en la industria de hidrocarburos de Colombia, GeoPark Limited anunció la adquisición del 100% de los activos de exploración y producción (E&P) de Frontera Energy en el país.

El acuerdo, valorado en una contraprestación inicial de 375 millones de dólares, no solo representa un cambio de manos de activos clave en las cuencas de los Llanos y el Valle Inferior del Magdalena, sino que catapulta a GeoPark a una posición de liderazgo, al convertirse en el mayor operador privado de hidrocarburos en Colombia.

La noticia, confirmada este 29 de enero de 2026, marca un hito en la gestión de Felipe Bayón, CEO de GeoPark, quien tras un año de negociaciones logró consolidar un portafolio que promete duplicar la producción y las reservas de la compañía, proyectando un horizonte de crecimiento que mira tanto al subsuelo colombiano como a las oportunidades de Vaca Muerta en Argentina.

Anatomía de un acuerdo multimillonario

La transacción es compleja y estratégica. GeoPark adquirirá Frontera Petroleum International Holdings B.V., la filial que agrupa exclusivamente los activos de producción y exploración en suelo colombiano.

El pago se desglosa en USD 375 millones en efectivo al cierre de la operación, más un pago contingente de USD 25 millones sujeto a hitos de desarrollo futuros. Además, GeoPark asumirá compromisos financieros significativos, incluyendo notas no garantizadas por USD 310 millones con vencimiento en 2028.

La financiación de la compra se realizará mediante caja disponible y una facilidad de prepago con Vitol de hasta USD 500 millones, evitando la emisión de nuevas acciones y protegiendo el valor de los actuales accionistas.

Es vital notar lo que queda fuera: Frontera Energy Corporation, la matriz canadiense, mantendrá su estructura corporativa, sus activos de infraestructura y, crucialmente, sus intereses exploratorios en Guyana. Sin embargo, para efectos del mercado local, GeoPark absorbe el «corazón» operativo de lo que hasta ahora era Frontera en Colombia.

En efecto, Frontera conserva la propiedad total de lo que denomina el Negocio de Infraestructura, sus participaciones en Guyana y ciertos activos menores fuera de Colombia. “El Negocio de Infraestructura será la columna vertebral de la cartera post-transacción de Frontera y un activo clave dentro de la cadena de valor energética de Colombia, combinando la sólida y predecible generación de flujo de caja de ODL con la cartera de proyectos estratégicos de crecimiento de Puerto Bahía”, comentó Orlando Cabrales, director Ejecutivo (CEO) de Frontera.

El Negocio de Infraestructura de Frontera incluye la participación del 35% en el Oleoducto de los Llanos Orientales SA (ODL), a través de su filial 100% propiedad Frontera Pipeline Investment AG, y la participación del 99,97% en la Sociedad Portuaria Puerto Bahía, en Cartagena, que incluye instalaciones de importación de GLP, un proyecto de regasificación de GNL y la expansión de la carga en contenedores.

Cambio de escala

Para los analistas, el dato más revelador del negocio es la escala que alcanza GeoPark. Antes de este acuerdo, la compañía proyectaba una producción de entre 44.000 y 46.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) para 2028. Con la integración de los activos de Frontera, esa cifra se eleva a más de 90.000 boepd.

Este salto cuantitativo viene acompañado de un robustecimiento de las reservas. La transacción añade de inmediato unos 99 millones de barriles equivalentes (mmboe) en reservas 1P (probadas) y 147 mmboe en reservas 2P (probadas y probables).

«Esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos», afirmó Felipe Bayón.

Gas: El componente estratégico en el Valle Inferior del Magdalena

Aunque el petróleo sigue siendo el motor de flujo de caja, cabe resaltar la importancia estratégica de los bloques VIM-1 y El Difícil, ubicados en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena.

En un contexto donde Colombia enfrenta una estrechez en la oferta de gas natural doméstico, la adquisición de estos activos le otorga a GeoPark una posición relevante en la producción de gas y condensados con contratos de larga duración.

Al aumentar su presencia en gas, GeoPark no solo mejora la resiliencia de su flujo de caja frente a la volatilidad de los precios internacionales del crudo, sino que se posiciona como un actor clave para el abastecimiento nacional en un punto del ciclo donde los precios domésticos del gas muestran una tendencia al alza.

Sinergias y el «Corredor de los Llanos»

En la cuenca de los Llanos, la operación crea lo que los técnicos llaman un «corredor altamente sinérgico». Al sumar el campo Quifa (uno de los más productivos del país) y los bloques CPE-6, Guatiquía y Cubiro, GeoPark consolida su hegemonía en una zona que conoce a la perfección. La capacidad de operar estos campos de manera unificada permitirá optimizar la infraestructura de transporte, manejo de agua y servicios compartidos.

Un punto innovador de la compra es la inclusión de proyectos de sostenibilidad ambiental de Frontera, como la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA y el proyecto de palma africana ProAgrollanos. Estos activos no solo cumplen una función operativa para el manejo de aguas de producción, sino que refuerzan la licencia social y ambiental de GeoPark en Puerto Gaitán, una zona históricamente sensible.

El puente hacia Vaca Muerta

¿Por qué es tan importante para GeoPark ser tan grande en Colombia? La respuesta está en el sur del continente. La compañía ha sido clara: la robusta generación de flujo de caja que vendrá de los activos colombianos (se estima un EBITDA de USD 950 millones para 2028) será el motor financiero para acelerar sus planes en Vaca Muerta, Argentina.

Colombia se convierte así en la «caja» que financia la expansión en la segunda cuenca de yacimientos no convencionales más grande del mundo. Esta dualidad regional otorga a GeoPark una solidez que pocas independientes tienen en América Latina, combinando la producción estable y madura de los Llanos con el potencial del shale argentino.

El movimiento de GeoPark es un voto de confianza en el potencial geológico de Colombia. Bayón subraya que los activos locales siguen siendo altamente competitivos si se operan con eficiencia técnica y visión de largo plazo.

Para el país, que GeoPark asuma este rol significa la continuidad de inversiones en perforación, workovers y proyectos de gestión de agua que son vitales para mantener la soberanía energética.

La «nueva» GeoPark no es solo una empresa más grande; es ahora el pilar sobre el cual descansará buena parte de la producción privada de hidrocarburos en Colombia.

La industria observa con atención, pues el mapa ha cambiado, y el liderazgo tiene un nuevo nombre en Casanare y el Valle del Magdalena: GeoPark.

Motivair by Schneider Electric, líder en tecnología de refrigeración líquida para infraestructura digital, presentó una nueva Unidad de Distribución de Refrigerante (CDU) de 2,5 MW, diseñada para refrigerar centros de datos de alta densidad.

La MCDU-70 es la CDU de mayor capacidad disponible de Motivair y representa una solución flexible y escalable para satisfacer las exigentes demandas de las GPU (Graphics Processing Unit) de próxima generación y las fábricas de IA a escala de gigavatios.

Utilizando el software EcoStruxure de Schneider Electric, las CDU de Motivair operan como un sistema centralizado, cumpliendo con los requisitos actuales de refrigeración y con la capacidad de escalar a más de 10 MW para cargas de trabajo de HPC, IA y computación acelerada de próxima generación.

Su capacidad se alinea perfectamente con las necesidades de instalaciones a gran escala, como NVIDIA Omniverse DSX Blueprint, donde las implementaciones apuntan a 10 MW para alcanzar la escala de gigavatios.

Además, las GPU que impulsan las fábricas de IA generan entre 20 y 50 veces más calor que las CPU tradicionales (Central Processing Unit), lo que convierte a la refrigeración líquida en una necesidad en la era de la IA. Las organizaciones que implementan clústeres de IA se enfrentan a densidades de potencia extremas por rack, que se proyecta alcanzarán 1 MW y más.

“La IA no se está desacelerando. Nuestras soluciones están diseñadas para mantener el ritmo de la evolución de los chips y el silicio, ofreciendo rendimiento de próxima generación cuando más se necesita”, afirmó Rich Whitmore, CEO de Motivair by Schneider Electric.

“El éxito de los centros de datos ahora depende de ofrecer soluciones de infraestructura escalables, confiables y eficientes que se ajusten a los despliegues de fábricas de IA de próxima generación. Estamos respondiendo a ese momento con soluciones probadas de refrigeración líquida que escalan junto con las necesidades de nuestros clientes”, agregó Whitmore.

Capacidades clave y rendimiento de la MCDU-70

Con la incorporación de la MCDU-70, el portafolio integral de refrigeración líquida de Schneider Electric ahora ofrece CDU que van desde 105 kW hasta 2,5 MW, cumpliendo con los requisitos de rendimiento actuales. Cada CDU es escalable y se integra sin problemas con otras unidades y con el software para ofrecer una capacidad de refrigeración precisa y confiable a los operadores de centros de datos.

La MCDU-70 ofrece una refrigeración verdaderamente escalable de 2,5 MW en un diseño compacto, proporcionando mayor presión disponible sin compromisos, al preservar el rendimiento completo del flujo.

Además, está totalmente equipada para satisfacer las necesidades de refrigeración de los centros de datos actuales y de futuras iteraciones de GPU. Entre sus principales características y capacidades se incluyen:

• Capacidad y eficiencia: Diseñada con intercambiadores de calor duales, la MCDU-70 proporciona una filtración paralela adecuada con una caída mínima de presión del sistema y mantiene el objetivo de la industria de 1,5 LPM por kW, al tiempo que protege la eficiencia del sistema desde el rack hasta la planta.

• Rendimiento y confiabilidad: Cada modelo de CDU se somete a rigurosas pruebas en condiciones reales, lo que permite simulaciones de gemelo digital y pruebas de fin de línea, donde las bombas operan a plena carga al final de la línea de producción.

• Diseñada para escalar:  Forma parte de una gama integral de CDU diseñada con un enfoque modular y escalable, lo que garantiza a los operadores una mayor flexibilidad para elegir el modelo adecuado que cumpla con sus objetivos específicos de implementación de IA.

La gama completa de CDU de Motivair (modelos MCDU-25 a MCDU-70) respalda estrategias avanzadas de gestión térmica con control preciso del flujo, monitoreo en tiempo real y balanceo de carga adaptativo para optimizar el rendimiento de la planta y reducir el consumo de energía.

Argentina se posiciona como un jugador de peso en el mapa petrolero de Sudamérica, impulsado por récords históricos de producción en Neuquén y la consolidación de obras de infraestructura clave. La energía dejó de ser un peso para las reservas y se convirtió en el principal sostén de las divisas del país.

Durante décadas, la balanza energética de Argentina fue un dolor de cabeza crónico para los sucesivos ministros de Economía. La necesidad de importar gas y combustibles para cubrir los picos de demanda invernal drenaba miles de millones de dólares de las reservas del Banco Central. Sin embargo, el cierre del 2025 el país gaucho ha consolidado un cambio de paradigma histórico: el sector energético no solo logró el autoabastecimiento, sino que se convirtió en el gran generador de saldos exportables.

Según datos recientes, el 70% del superávit comercial de Argentina durante el último ejercicio fue aportado directamente por los desarrollos en Vaca Muerta y la puesta en marcha de infraestructura estratégica como el Gasoducto Perito Moreno (anteriormente conocido como Néstor Kirchner). Este giro de 180 grados coloca a la energía en un podio que antes ocupaba casi exclusivamente el sector agroindustrial.

El corazón de esta transformación late en la provincia de Neuquén. La cuenca neuquina ha consolidado un liderazgo indiscutible, empujando a la Argentina a competir en las «grandes ligas» de los productores de petróleo en Sudamérica. Con una producción que no deja de quebrar techos mes a mes, la provincia se ha convertido en el motor que permite al país proyectar exportaciones masivas hacia mercados regionales y globales.

Según informes de la Secretaría de Energía, la extracción de crudo promedio alcanzó los 868.712 barriles por día en diciembre de 2025, el nivel más alto jamás registrado desde que existen registros oficiales. Este salto en la producción representa un crecimiento interanual de casi 15%, reflejando una tendencia sostenida en la expansión del sector petrolero.

El crecimiento no es solo cuantitativo, sino cualitativo. La eficiencia alcanzada por las operadoras en los pozos no convencionales de Vaca Muerta ha reducido los costos de extracción a niveles competitivos internacionalmente. Esto ha permitido que, mientras otros países de la región enfrentan declinación en sus cuencas maduras, Argentina exhiba una curva de crecimiento exponencial que ya la ubica en una posición de fuerza frente a potencias petroleras tradicionales del continente como Colombia o Venezuela.

Los hitos que cambiaron la historia en 2025

El éxito actual no es producto del azar, sino de la finalización de proyectos que durante años fueron solo promesas en un papel. El 2025 será recordado en los libros de historia económica de Argentina por varios hitos fundamentales:

1. La Reversión del Gasoducto Norte: Esta obra técnica permitió llevar el gas de Vaca Muerta hacia las provincias del NOA, eliminando definitivamente la dependencia de las importaciones desde Bolivia. Por primera vez, el gas argentino fluye hacia el norte, abasteciendo industrias y hogares con recursos propios.
2. Ampliación de la capacidad de transporte: La consolidación de los sistemas de oleoductos y gasoductos permitió que el aumento de producción efectivamente llegara a los puertos y centros de consumo. Sin estos «caños», el potencial de Vaca Muerta seguiría atrapado por un cuello de botella logístico.
3. El Régimen de Grandes Inversiones (RIGI): La implementación de marcos normativos que brindan previsibilidad a largo plazo ha sido señalada por analistas como un factor determinante para atraer los capitales intensivos que requiere el sector de hidrocarburos.

Un superávit con sello energético

La cifra es contundente: siete de cada diez dólares del saldo positivo de la balanza comercial argentina al cierre de 2025 provinieron del sector petrolero y gasífero. Este dato tiene un impacto directo en la estabilidad cambiaria y la macroeconomía argentina.

El ahorro es doble. Por un lado, se dejan de gastar divisas en la compra de Gas Natural Licuado (GNL) que antes llegaban al puerto de Escobar o Bahía Blanca. Por otro, la exportación de crudo hacia Chile —a través del Oleoducto Trasandino— y hacia el mundo vía el Atlántico, genera un flujo constante de ingresos que fortalece las arcas estatales.

Expertos del sector, citados por medios especializados como Econojournal, coinciden en que este es solo el comienzo. La infraestructura de exportación de GNL, que se encuentra en etapas de planificación y primeras obras, promete llevar estas cifras a una escala superior en la próxima década.

Desafíos y expectativas para lo que viene

A pesar del optimismo, el camino hacia 2026 y años subsiguientes presenta desafíos técnicos y políticos. La necesidad de seguir ampliando la red de evacuación de crudo es prioritaria. Los proyectos de terminales portuarias en las costas de Río Negro y Buenos Aires son piezas clave para que el petróleo neuquino pueda salir masivamente hacia el mercado asiático y europeo.

Asimismo, el mercado interno observa con atención cómo este superávit se traducirá en beneficios para el consumidor final y la competitividad industrial. El objetivo de fondo es que la abundancia de energía barata actúe como un imán para nuevas inversiones manufactureras, diversificando la economía más allá de la extracción de recursos naturales.

En conclusión, 2025 marca el año en que Argentina dejó de mirar a Vaca Muerta como una «promesa de futuro» para aceptarla como una realidad presente. Con un 70% de superávit comercial, el sector energético ha demostrado ser el pilar más sólido de la recuperación económica, posicionando al país no solo como un exportador de materias primas, sino como una potencia energética en ascenso en el continente.

Dos concepciones ideológicas opuestas entre los presidentes de Ecuador y Colombia y la falta de cooperación contra el crimen organizado terminaron en una guerra comercial, afectando a las empresas, las economías y las poblaciones de los dos países.  

La estrategia de ‘paz total’ del gobierno de Gustavo Petro debilitó las Fuerzas Armadas y fortaleció a los grupos criminales, que lograron copar más territorio con la consecuente expansión de los cultivos ilícitos (más de 300 mil hectáreas) y la mayor producción de cocaína de la historia.

Un narcotráfico desbordado en la región Andina, especialmente en Colombia y Venezuela, fue lo que llevó a los Estado Unidos a finales de 2025 a desplegar la mayor fuerza militar en el mar Caribe y el Pacífico para atacar embarcaciones de traficantes, capturar al dictador venezolano Nicolás Maduro, jefe del Cartel de Los Soles, e incluir en la lista de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC), conocida como Lista Clinton, el 24 de octubre de 2025, al presidente de Colombia, a su esposa Verónica Alcocer y al ministro de Interior Armando Benedetti.

Ya en 2026, ante la falta de colaboración para controlar la frontera, el pasado 21 de enero el presidente de Ecuador, Daniel Novoa, impuso aranceles del 30 por ciento a las exportaciones colombianas. En respuesta, el ministerio colombiano de Minas y Energía suspendió la venta de energía eléctrica al vecino país y Ecuador anunció aranceles al transporte de crudo colombiano a través del Oleoducto de Crudo Pesado (OCP), que lleva el petróleo del departamento de Putumayo al puerto de Esmeraldas, en Ecuador.

Posteriormente, el 26 de enero, la ministra ecuatoriano de Ambiente y Energía, Inés Manzano, anunció el incremento de 3 a 30 dólares (900%) la tarifa que cobra a Colombia por el transporte de crudo a través del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).

Manzano indicó que esta medida se da en reciprocidad a la decisión adoptada por el vecino país, luego del anuncio del presidente Daniel Noboa de una tasa del 30% a las importaciones que lleguen de Colombia a partir del 1 de febrero, por la “falta de reciprocidad y acciones firmes” de este país en la lucha contra el narcotráfico y el crimen organizado.

Por su parte, el ministro colombiano de Energía, Edwin Palma, dijo que la medida, adoptada de manera unilateral y desproporcionada, no responde a criterios técnicos ni económicos y afecta directamente la viabilidad de la producción petrolera en el sur del país. “Esta decisión del Gobierno Ecuatoriano es una nueva agresión al pueblo. Afectando principalmente a pequeños productores de crudo”, afirmó.

Ecuador tiene dos sistemas de transporte de crudo: el SOTE, que lo maneja al 100% Petroecuador y por el cual Ecopetrol transporta alrededor de 12.000 barriles diarios, y OCP, que lo maneja la empresa del mismo nombre.

Así, lo que empezó como un fracaso en la colaboración binacional para luchar contra los grupos criminales en la frontera, terminó en una guerra con actores que nada tienen que ver con el conflicto: el sector energético de ambos países.

Natalia Gutiérrez, presidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), expresó su preocupación por la decisión de suspender el suministro eléctrico a Ecuador, no solo por su impacto económico, sino por lo que representa en términos de cooperación histórica. A su juicio, “los temas de seguridad en la frontera, aunque relevantes, deben resolverse en las instancias correspondientes y no mediante medidas económicas.”

Por su parte, Sandra Fonseca, expresidente de Asoenergia, señaló: “En el marco de la Comunidad Andina de Naciones, estos intercambios (de energía) están concebidos para operar bajo criterios de eficiencia económica, confiabilidad del sistema y disponibilidad energética. Es decir, se exporta o se importa cuando es más barato, más seguro y técnicamente viable hacerlo. En la práctica, sin embargo, hemos visto cómo estos flujos se han abierto y cerrado en distintos momentos por decisiones administrativas del gobierno, incluso cuando las señales técnicas y de precio indicaban otra cosa. Eso introduce discrecionalidad en un mecanismo que debería ser estrictamente técnico y reduce la previsibilidad del intercambio.”

En la práctica, a Ecuador se le corta un suministro de electricidad que representa entre el 6% y el 10% del consumo total del país, con picos que pueden variar según la situación hidrológica, como en 2024 que llegó a representar el 16% durante un periodo de fuerte sequía.

Por su parte, los generadores colombianos dejan de percibir más de 27 millones de dólares mensuales por concepto de la venta de energía al vecino país, y Ecopetrol y otras empresas verán afectados sus ya menguados ingresos por el sobrecosto de transportar crudo por el oleoducto binacional.

Según información de OCP, este oleoducto ha movilizado más de 46 millones de barriles colombianos desde su inauguración en 2013 hasta el 31 de diciembre de 2025.

Pero no es la primera vez que el sector minero energético colombiano se ve afectado por temas políticos. Recordemos que el gobierno Petro suspendió unilateralmente la venta de carbón a Israel, para protestar por los ataques de ese país en la franja de Gaza.

A falta de una política energética seria, los gobiernos de Colombia y Ecuador hacen política con la energía.

Un decreto del Ministerio de Hacienda, amparado en la emergencia económica, le impone nuevas cargas tributarias a los generadores de energía de Colombia.

Algunos gremios del sector eléctrico se pronunciaron sobre Decreto Legislativo 0044 de 2026, expedido el 21 de enero amparado en la declaración de emergencia económica, mediante el cual se imponen nuevos impuestos a las generadoras de energía con el fin de paliar las deudas de Air-e, que ascienden a más de 2,5 billones de pesos.

La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) expresó su preocupación ante las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional para el sector eléctrico.

“Estas decisiones alteran de manera intempestiva e injustificada el marco jurídico vigente y generan incertidumbre sobre cómo se tomarán las decisiones en el sector en el futuro, lo que puede frenar nuevas inversiones, afectando el desarrollo de la subasta del cargo por confiabilidad, el desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables que vendrían del proceso anunciado por el Ministerio de contratación de largo plazo, y por lo tanto afectar la transición energética”, señaló el gremio en un comunicado.

Agrego que, durante los últimos 30 años, las empresas generadoras han invertido más de 140 billones de pesos para garantizar que los colombianos cuenten con energía confiable. Además, el país necesita invertir entre 10 y 13 billones de pesos cada año para asegurar el suministro de energía en el futuro. “Cambiar las reglas de manera abrupta debilita la confianza para seguir invirtiendo, justo en un momento en el que Colombia enfrenta un riesgo de escasez de energía firme que, según datos de XM, podría llegar a -3,5 % en 2027.”

De acuerdo con el Decreto, se les impone a las empresas generadoras una contribución de 2,5% sobre las utilidades de 2025, y, además, obliga a las hidráulicas a entregar sin pago el 12% de la energía transada en bolsa durante el 2026 a las empresas comercializadoras intervenidas por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, sin que eso montos se puedan cargar a la tarifa.

“Estas decisiones hacen más difícil conseguir financiación, desincentivan nuevas inversiones, vulneran tratados internacionales y pueden llegar a considerarse como una forma de expropiación. Si no se construyen nuevas plantas, el sistema eléctrico se debilita y aumenta el riesgo de problemas en el suministro en los próximos años, afectando no solo al sector, sino también a los hogares, las empresas y la competitividad del país”, señaló Acolgen.

Por su parte, Camilo Sánchez, presidente de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos (Andesco), dijo que “el decreto es irresponsable, porque no ha hecho nada el Gobierno Nacional para solucionar el problema que tenemos con Air-e. Cuando hicieron la toma teníamos una deuda de 500 mil millones de pesos, en este momento ya supera los 2,5 billones, demostrando que han sido pésimos manejando un problema como este. Por el contrario, ha crecido la corrupción, ha crecido la ineficiencia y en este momento no hay recursos en el presupuesto nacional para esto.”

Por eso, el gremio le ha pedido ayuda a la Contraloría y la Procuraduría para tener un mensaje de advertencia ante un eventual ‘apagón financiero’, pues a las empresas del sector no solo se les debe lo correspondiente a la Opción Tarifaria’, sino a subsidios al consumo.

Ortega dijo que lo triste del paseo es que ellos (el Gobierno) saben que se va a caer esto y están jugando con la presunción de legalidad, y lo malo es que obligaría a las empresas a endeudarse y a poner en riesgo el sistema.

“Le estamos diciendo al país que nosotros hemos hecho lo necesario para poder seguir haciendo las inversiones y todo lo necesario para avanzar en este proceso. Pero el gobierno, como no fue capaz de cumplir, ahora tiene la excusa de no tener los recursos que representan menos del 3% del presupuesto nacional y nos echan la culpa y poniéndonos a nosotros mismos a volver a pagarnos con nuestros mismos recursos”, dijo el dirigente gremial.

Y agregó: “Esto es gravísimo porque nos están diciendo que no los van a pagar y que nosotros tendremos que hacerles una donación a las empresas que en este momento están en manos de la Superintendencia de Servicios Públicos”.

Ortega también señaló los riesgos sobre una próxima subasta de cargo por confiabilidad. “Esa subasta se requiere, pero ¿quién va a hacer inversiones en este país cuando le cambien las reglas de juego de la manera como se las están cambiando?”, se preguntó.

Finalmente, Acolgen señaló que “la situación de la Costa Caribe no constituye un hecho súbito ni imprevisible, como el propio decreto lo admite, por lo que resulta legítimo cuestionar la necesidad, excepcionalidad y proporcionalidad de las medidas adoptadas; en ese sentido, hacemos un llamado respetuoso al Gobierno Nacional para reconsiderar estas decisiones y encauzar los retos del sector por los mecanismos institucionales ordinarios, con diálogo técnico, planeación y reglas claras que garanticen seguridad jurídica.”

Los portafolios de software de las tres empresas facilitan la creación de gemelos digitales, mejorando el diseño de edificios, la sostenibilidad y la optimización de equipos en múltiples industrias.

Schneider Electric, AVEVA y ETAP anunciaron su incorporación a la Alianza para OpenUSD (Universal Scene Description), una iniciativa que busca impulsar estándares abiertos para el desarrollo de gemelos digitales interoperables y activos 3D listos para simulación.

Con esta unión, las compañías se integran a un ecosistema tecnológico en el que ya participan actores como NVIDIA, Pixar, Adobe y Autodesk.

El anuncio se realizó durante el Innovation Summit North America en Las Vegas, un espacio de conversación sobre el avance de la digitalización, la inteligencia artificial y la infraestructura crítica.

En este contexto, OpenUSD se posiciona como un marco que facilita la interoperabilidad entre herramientas de software y distintos tipos de datos, permitiendo la creación de entornos virtuales colaborativos para el diseño y la simulación industrial.

La iniciativa también se alinea con el uso de plataformas de simulación como NVIDIA Omniverse, cada vez más adoptadas para desarrollar gemelos digitales en tiempo real.

Estas tecnologías están transformando la forma en que se diseñan y operan edificios, fábricas, centros de datos y sistemas energéticos, al permitir evaluar escenarios, optimizar recursos y mejorar la eficiencia y sostenibilidad de la infraestructura.

Impulsando estándares abiertos para la simulación industrial

La adopción de OpenUSD como estándar abierto permite avanzar en la simulación industrial, el diseño colaborativo y el desarrollo de infraestructura para inteligencia artificial.

En conjunto con NVIDIA, esta iniciativa abre nuevas posibilidades para crear activos digitales listos para simulación, integrables en gemelos digitales que representan sistemas físicos como energía, refrigeración y centros de datos.

En la práctica, los gemelos digitales permiten simular el comportamiento térmico, energético y operativo de fábricas de IA y centros de datos antes de su construcción o ampliación. Esto ayuda a mejorar la eficiencia energética, la sostenibilidad y la confiabilidad de la infraestructura, apoyando a distintas industrias en la toma de decisiones más informadas y resilientes.

“OpenUSD es mucho más que un formato de archivo; es un puente virtual entre industrias”, afirmó Jim Simonelli, vicepresidente senior y director de Tecnología para Centros de datos en Schneider Electric.

“Unirnos a la Alianza nos permite contribuir a un lenguaje digital compartido que impulsa la colaboración, la simulación y la innovación en todo el ecosistema de la inteligencia artificial. Es una extensión natural de nuestro trabajo con NVIDIA para construir infraestructura de IA que no solo sea potente, sino también inteligente, sostenible y preparada para el futuro”, agregó Simonelli.

Por su parte, Rev Lebaredian, vicepresidente de Omniverse y Tecnología de Eimulación en NVIDIA, señaló que “para diseñar y operar de manera eficiente sistemas complejos como las fábricas de IA, las industrias necesitan una base sólida y lista para simulación. La experiencia de Schneider Electric en gestión energética, hardware y software, combinada con las bibliotecas de NVIDIA Omniverse, acelerará la creación de fábricas de IA y redes inteligentes del futuro, abriendo paso a una nueva era de eficiencia y sostenibilidad impulsadas por la IA.”

La adopción de estándares abiertos como OpenUSD y el avance de los gemelos digitales marcan un punto de inflexión en la forma en que las industrias diseñan, simulan y operan infraestructuras cada vez más complejas.

A medida que la inteligencia artificial impulsa nuevas exigencias en energía, refrigeración y eficiencia, la interoperabilidad entre software, datos y sistemas físicos se consolida como un habilitador clave para construir infraestructuras más resilientes y sostenibles.

Japón volvió a encender un reactor nuclear por primera vez en más de una década en la planta de Kashiwazaki-Kariwa, la mayor del mundo, marcando un giro estratégico tras el trauma de Fukushima y en medio de presiones por reducir emisiones y dependencia de combustibles importados.

Japón ha marcado un hito en su trayectoria energética al reactivar el reactor número 6 de la central nuclear de Kashiwazaki-Kariwa, la mayor del mundo por capacidad, casi 15 años después del desastre de Fukushima.

Este evento no solo simboliza un regreso a la energía nuclear para el país asiático, sino también una respuesta a tensiones profundas entre seguridad, soberanía energética y transición ecológica.

Así, el 21 de enero de 2026, Tokyo Electric Power Company Holdings (TEPCO) confirmó que el reactor No. 6 de Kashiwazaki-Kariwa volvió a operar después de un largo paréntesis. Este reactor, con una capacidad cercana a 1,4 gigavatios, se convierte en el primer reactor de TEPCO en reiniciar desde la catástrofe nuclear de Fukushima Daiichi en 2011, que llevó al cierre de la mayoría de las plantas nucleares del país.

La reactivación se produjo con un ligero retraso, atribuido a un fallo momentáneo en una alarma durante las pruebas de seguridad, algo que los operadores abordaron antes de poner el reactor en marcha. Se espera que comience a operar comercialmente en las próximas semanas, una vez completadas las evaluaciones finales.

La planta de Kashiwazaki-Kariwa, ubicada en la prefectura de Niigata, al noroeste de Tokio, es una de las más grandes del planeta, con una capacidad total que supera los 8 gigavatios (Colombia tiene una capacidad instalada de 21 GW) y compuesta originalmente por siete reactores.

La reactivación parcial —solo un reactor de los siete se ha reiniciado hasta ahora— forma parte de un plan estratégico más amplio del gobierno japonés para fortalecer su seguridad energética, reducir su dependencia de las importaciones de combustibles fósiles y cumplir con objetivos climáticos de reducción de emisiones.

Contexto histórico: el legado de Fukushima

La decisión de poner de nuevo en marcha un reactor nuclear en Japón no puede entenderse sin recordar el desastre de Fukushima Daiichi. En marzo de 2011, un terremoto y posterior tsunami desencadenaron fusiones en tres reactores, generando uno de los peores accidentes nucleares de la historia moderna, con evacuaciones masivas y prolongadas consecuencias sociales y ambientales.

Tras aquel episodio, todos los reactores nucleares del país fueron apagados, y Japón se volcó hacia el gas y otros combustibles importados para cubrir sus necesidades energéticas. Esta estrategia elevó los costos energéticos y aumentó la vulnerabilidad del país frente a shocks externos de precios y suministro.

El retorno de la energía nuclear ha generado tensión social y debate público. Según encuestas en la prefectura de Niigata, una mayoría significativa de residentes se ha mostrado contraria al reinicio de la planta, temiendo fallos de seguridad y cuestionando si las lecciones del pasado han sido realmente aprendidas.

Organizaciones civiles y vecinos han protestado cerca de las instalaciones, bajo condiciones climáticas adversas, lo que refleja una oposición persistente. Estos recelos se intensifican por antecedentes de manipulación de datos sísmicos en otras plantas y una percepción de transparencia insuficiente por parte de las autoridades regulatorias y operativas.

Estrategia energética frente a los desafíos globales

Japón enfrenta un dilema típico de economías desarrolladas con recursos naturales limitados: equilibrar seguridad energética, transición ecológica y aceptación social. A pesar de los temores, las autoridades sostienen que la energía nuclear puede ser un componente crucial para alcanzar metas climáticas, especialmente cuando las alternativas renovables aún enfrentan obstáculos de costos e infraestructura.

Además, la geografía sísmica de Japón exige estándares extremadamente estrictos de seguridad para cualquier operación nuclear. Los marcos regulatorios han sido reforzados tras Fukushima, aunque críticos sostienen que la confianza pública solo se restaurará con mayor participación ciudadana y transparencia regulatoria.

La reactivación del reactor No. 6 es solo una parte de una estrategia más amplia. Se espera que otros reactores con licencia para operar, incluido el No. 7 en Kashiwazaki-Kariwa, se reinicien gradualmente, aunque algunos podrían enfrentar demoliciones o conversiones según la viabilidad económica y social local.

Mientras tanto, Japón continúa explorando alternativas como la expansión de renovables, mejoras en eficiencia energética y nuevas tecnologías nucleares más seguras, incluyendo reactores modulares pequeños (SMR). Sin embargo, el avance de estos proyectos dependerá tanto de decisiones políticas como de la evolución del debate público.

El contrato tendrá una vigencia de tres años y permitirá estructurar mecanismos orientados a fortalecer la seguridad energética del país.

El Ministerio de Minas y Energía adjudicó a la Bolsa Mercantil de Colombia el contrato para actuar, durante los próximos tres años, como subastador oficial en los procesos de contratación para la compraventa de energía eléctrica a largo plazo.

La adjudicación surgió como resultado de una invitación pública mediante la cual el Ministerio buscó un operador especializado para adelantar subastas que permitan suscribir contratos de largo plazo.

Estos esquemas están diseñados para dar viabilidad comercial a nuevos proyectos de generación, incluidos los de energías renovables, y para aportar a la seguridad energética del país en el corto, mediano y largo plazo.

En este modelo, la Bolsa Mercantil será responsable de la organización y ejecución de las subastas, bajo reglas definidas por el Ministerio. Su rol es garantizar procesos transparentes, competitivos y confiables, apoyados en plataformas tecnológicas, experiencia operativa y una gestión independiente, condiciones necesarias para la correcta operación de mercados complejos y de alto impacto económico. 

La selección reconoce la trayectoria de la Bolsa Mercantil como creadora de mercados, su conocimiento técnico en el diseño y administración de mecanismos de negociación y su capacidad para estructurar escenarios que facilitan la inversión y la toma de decisiones de largo plazo, especialmente en sectores estratégicos que requieren reglas claras y señales estables. 

“La decisión del Ministerio permite poner nuestra experiencia al servicio del país para que los proyectos de infraestructura energética cuenten con ingresos suficientes para su viabilidad. Los esquemas de contratación de largo plazo son fundamentales para que esas inversiones encuentren viabilidad y para que el sector energético pueda desarrollarse con sostenibilidad y visión de futuro”, indicó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil. 

Cabe recordar que la Bolsa Mercantil de Colombia actúa como Gestor del Mercado de Gas Natural, desde que fue creada esa figura en diciembre de 2015, y cuenta con una Vicepresidencia de Mercados Energéticos.

ABB anunció el lanzamiento de dos innovaciones para el análisis de la calidad del agua: la familia de sensores de oxígeno disuelto AeroStar™ y el transmisor AWT424.

En conjunto, estas innovaciones marcan un hito en la precisión, la fiabilidad, la eficiencia operativa y la conectividad digital para la monitorización del agua. El conjunto ofrece una solución digital totalmente integrada que ayuda a las empresas a operar de forma más eficiente, sostenible y segura. 

En comparación con los sensores electroquímicos tradicionales, que pueden requerir la sustitución, calibración y mantenimiento frecuentes del sensor, AeroStar garantiza una medición estable y ultraprecisa de la calidad del agua con un mantenimiento mínimo en entornos industriales cada vez más complejos, lo que reduce los tiempos de inactividad imprevistos y los costes.

Diseñados para aplicaciones en los sectores de la energía, vapor de proceso, semiconductores y alimentos y bebidas, donde incluso niveles traza de oxígeno disuelto pueden comprometer el rendimiento o causar corrosión, el nuevo modelo AeroStar ULTRA mide hasta 4 partes por billón (ppb), mientras que el modelo AeroStar ULTRA TRACE ofrece una capacidad de medición por debajo de una parte por billón (ppb).

El avanzado diseño óptico de extinción de luminiscencia ofrece estabilidad y precisión, con un tiempo de respuesta rápido y una mayor vida útil de la tapa del sensor de hasta dos años, lo que reduce el mantenimiento hasta en un 70 por ciento en comparación con los dispositivos electroquímicos tradicionales.

“Los nuevos sensores AeroStar ofrecen una medición de oxígeno disuelto en concentraciones ultrabajas con una precisión y fiabilidad inigualables” —declara David Martins, Gerente Técnico de Producto, Análisis Continuo del Agua, división Measurement & Analytics de ABB.— “Su diseño robusto y la conectividad digital los convierten en la solución ideal para el control de la corrosión en sistemas de agua de vapor y aplicaciones de agua ultrapura. Esto permite a los usuarios confiar en el proceso al mismo tiempo que se reducen notablemente los requisitos de mantenimiento”. 

Los sensores AeroStar se conectan sin problemas a través de la plataforma digital EZLink™ de ABB con el nuevo transmisor AWT424 y ofrecen alertas de mantenimiento predictivo a través de la aplicación EZLink Connect. Fabricados en acero inoxidable con un acabado superficial higiénico, los sensores también son aptos para aplicaciones alimentarias y de bebidas.

Simplificación de la medición del agua

El transmisor AWT424 de última generación constituye la columna vertebral de la plataforma de análisis continuo del agua de ABB. Diseñado para simplificar y unificar la medición del agua, permite a los operadores conectar y controlar hasta cuatro sensores simultáneamente, de esta forma se tiene una visión completa de la calidad del agua, incluidos parámetros como pH/ORP, conductividad, turbidez, cloro y oxígeno disuelto.

Gracias a su diseño modular, el transmisor AWT424 permite a los operadores añadir y cambiar fácilmente sensores y módulos de comunicación, lo que minimiza el inventario de piezas de repuesto. La pantalla TFT a todo color y la conectividad Bluetooth™ permiten acceder a los datos en tiempo real a través de la aplicación EZLink Connect de ABB, lo que ofrece a los técnicos visibilidad, configuración y asistencia remotas.

Además, el AWT424 añade comunicaciones MODBUS TCP, lo que simplifica aún más su integración en los sistemas de control de planta y contribuye a reducir el mantenimiento, aumentar el tiempo de actividad y proteger los activos críticos.

“El transmisor AWT424 satisface las necesidades de nuestros clientes de medir simultáneamente una amplia variedad de parámetros del agua en un único dispositivo fácil de configurar, utilizar y mantener” —declara Martin Binney, Gerente Global de Producto, Transmisores CWA, división Measurement & Analytics de ABB.— “La nueva solución es integral para ofrecer una visión holística de la calidad del agua, fundamental para el control de procesos en operaciones industriales complejas”.