Charle Gamba sale de la presidencia de Canacol Energy

Canacol Energy anunció un cambio en su presidencia y el nombramiento de un director independiente a su junta directiva. La Junta considera que estos cambios posicionarán a la Compañía para el éxito en la siguiente fase de su reestructuración.

El Sr. Jason Bednar, Chief Financial Officer de Canacol, y el Sr. Ravi Sharma, Chief Operating Officer, asumirán los cargos de Co-Chief Executive Officers (CEO) interinos con efecto inmediato, cargo que desempeñaba Charle Gamba desde la creación de la compañía, en 2008.

Recordemos que la compañía canadiense comenzó a finales de 2025 un proceso de reestructuración en Canadá, Estados Unidos y Colombia, ante las dificultades financieras y operativas en Colombia, donde es la mayor productora privada de gas natural.

Bednar continuará desempeñándose como Chief Financial Officer y el Sr. Sharma continuará como Chief Operating Officer, además de asumir conjuntamente las responsabilidades como Co-CEOs interinos. En estas funciones, supervisarán de manera conjunta las operaciones de la Compañía y continuarán avanzando en los objetivos estratégicos y operativos mientras la Compañía sigue reestructurando sus asuntos en el marco de los procedimientos bajo la Companies’ Creditors Arrangement Act (“CCAA”).

“La Junta confía en la solidez del equipo directivo mientras la Compañía atraviesa este período transformador y emerge del proceso de reestructuración más saludable y fortalecida”, afirmó Michael Hibberd, presidente de la Junta. “El Sr. Bednar y el Sr. Sharma aportan un profundo conocimiento institucional, sólidas capacidades de ejecución y un compromiso compartido con nuestros clientes, empleados y demás partes relacionadas,” agregó.

De esta manera se concreta la salida del Charle Gamba de su cargo como Presidente y CEO, con efecto inmediato.

La Compañía también anunció el nombramiento de Peter Laurinaitis como director independiente de la Junta. El Sr. Laurinaitis es un reconocido y altamente experimentado asesor financiero y banquero de inversión, y llega para aportar capacidades estratégicas y técnicas como veterano en asuntos de reestructuración.

“Canacol da la bienvenida al Sr. Laurinaitis a la Junta como director independiente mientras trabajamos en la reestructuración de los asuntos de la Compañía en el marco de los procedimientos CCAA. Su nombramiento es un paso significativo para ayudarnos a generar valor para las partes interesadas,” señaló Hibberd.

Acerca de Peter Laurinaitis

Laurinaitis es un experimentado asesor financiero y banquero de inversión con 30 años de experiencia en transacciones relacionadas con reestructuración financiera, levantamiento de capital, fusiones y adquisiciones, situaciones especiales y reestructuraciones corporativas.

El Sr. Laurinaitis actualmente se desempeña como Socio Director (Managing Partner) de Breakpoint Partners LLC, una firma de asesoría en reestructuración y situaciones especiales. Previamente, y durante los últimos 24 años, fue socio tanto en el Grupo de Reestructuración y Situaciones Especiales de PJT Partners como en el Grupo de Reestructuración de Blackstone. También se desempeñó como Contador Público Certificado (CPA) y consultor en reestructuración empresarial en el Grupo de Reestructuración Corporativa de Arthur Andersen.

Laurinaitis obtuvo un BSBA y un MSA de la Universidad de Central Florida y un MBA de la Wharton School de la Universidad de Pensilvania. Es Contador Público Certificado, Asesor Certificado en Insolvencia y Reestructuración, y Profesional Certificado en Reestructuración Empresarial.

Recientemente se desempeñó como Presidente de la Junta de FirstElement Fuel Inc., una empresa con sede en California dedicada a infraestructura de hidrógeno, y actualmente es Director Independiente de Solo Brands Inc. (NYSE: SBDS), empresa de marcas de actividades al aire libre enfocada en venta directa al consumidor; Director Independiente de una empresa manufacturera privada valorada en $6 billones de dólares, de un fabricante automotriz (OEM) valorado en $1 billón de dólares y de Axip, una empresa con sede en Houston dedicada a servicios de compresión de gas natural.

Empresas aceleran la demanda de consultoría energética

El aumento en la demanda eléctrica, la presión regulatoria y los compromisos climáticos están llevando a más compañías en Colombia a buscar asesoría especializada en energía y sostenibilidad.

La transición energética dejó de ser un discurso corporativo para convertirse en una necesidad operativa. En Colombia, más del 65% de la electricidad que se produce proviene de centrales hidroeléctricas, pero fenómenos climáticos extremos como el fenómeno de El Niño han expuesto la vulnerabilidad del sistema y elevado la urgencia de estrategias empresariales más resilientes.

A esto se suma el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica. De acuerdo con XM, el consumo nacional de energía ha mantenido una tendencia al alza impulsada por la electrificación de procesos industriales, el crecimiento urbano y la digitalización empresarial.

En este contexto, las compañías están recurriendo con mayor frecuencia a consultorías especializadas que integren energía, sostenibilidad y tecnología.

Según datos de Deloitte Colombia y PwC Colombia, más del 70% de las grandes empresas del país ya incluyen metas ESG dentro de su planeación estratégica, pero menos de la mitad cuenta con hojas de ruta detalladas para alcanzar objetivos de descarbonización.

Frente a este escenario, Schneider Electric anunció el lanzamiento de SE Advisory Services, una expansión de su práctica de consultoría en energía y sostenibilidad para América Latina, incluyendo Colombia.

La iniciativa acompaña a las organizaciones en procesos de transición energética, gestión de riesgos climáticos y transformación digital con foco en ejecución.

El anuncio se produce en un momento en el que el sector privado enfrenta nuevas exigencias regulatorias, como la adopción de estándares internacionales de reporte como los del International Sustainability Standards Board  (ISSB) y el avance de regulaciones locales en materia de divulgación climática, que han incrementado la presión sobre las áreas financieras y de sostenibilidad.

«Los tiempos de incertidumbre requieren, sobre todo, claridad y dominio sobre lo que se puede controlar. Por eso, hemos reunido nuestras capacidades de consultoría para permitir que nuestros clientes actúen con más agilidad y confianza, superando desafíos urgentes en energía, sostenibilidad y tecnología», afirmó Fréderic Godemel, vicepresidente Ejecutivo de Gestión Energética en Schneider Electric.

En América Latina, la discusión se intensificó tras los avances limitados en compromisos globales evidenciados en la COP30, lo que ha trasladado mayor responsabilidad al sector empresarial.

En Colombia, el país mantiene su meta de reducir en 51 % las emisiones de gases de efecto invernadero a 2030 frente a un escenario tendencial, según el Ministerio de Ambiente.

Para Mathieu Piccin, director de Negocios Sostenibles para América Latina en SE Advisory Services, señaló: “Consolidamos nuestra capacidad para apoyar a las organizaciones latinoamericanas en la transición hacia modelos bajos en carbono, enfrentando riesgos climáticos, energéticos y regulatorios, acelerando la descarbonización, ESG y estrategias de adaptación, e integrando soluciones digitales que fortalecen la sostenibilidad, resiliencia operativa y competitividad», explica.

Del discurso ESG a la ejecución

En Colombia, uno de los principales retos no está en la intención sino en la implementación. De acuerdo con la ANDI, cada vez más empresas reportan compromisos ambientales, pero enfrentan dificultades en la medición de emisiones de alcance 3, en la gestión de su cadena de suministro y en la estructuración de contratos de energía renovable a largo plazo.

El nuevo enfoque de consultoría anunciado apunta precisamente a cerrar esa brecha entre estrategia y ejecución, incorporando herramientas de analítica avanzada e inteligencia artificial para optimizar procesos, infraestructura y consumo energético.

La demanda de este tipo de servicios también responde a la volatilidad en precios energéticos y a la necesidad de fortalecer la resiliencia operativa ante eventos climáticos extremos. Sectores como alimentos, retail, minería, manufactura y data centers están entre los más activos en la búsqueda de soluciones integrales.

Con una economía cada vez más electrificada y con metas climáticas en el horizonte de 2030, la transición energética en Colombia parece estar entrando en una fase más técnica y menos declarativa: menos promesas y más implementación.

Robo de energía, cables y equipos azota a las eléctricas colombianas

Además del robo de energía, el hurto de tapas de cámaras subterráneas, baterías, piezas de control y cableado, azotan a las distribuidoras de electricidad en el país.

En el caso de Enel Colombia, durante 2025 registró más de 28.290 casos de hurto eléctrico. De estos, 1.080 correspondieron al robo de red y materiales, mientras que 27.210 estuvieron relacionados con conexiones directas no autorizadas y manipulaciones en los medidores, de los cuales 7.230 casos se vinculan específicamente con intervenciones para evitar el registro correcto del consumo de energía.

El hurto de infraestructura eléctrica ha afectado la calidad del servicio a más de 300.000 clientes en el área de cobertura de Enel y la normalización de estas afectaciones le costó a la compañía más de $1.200 millones de pesos.

Entre los casos registrados se encuentran 629 eventos de robo de tapas de energía subterránea y la sustracción ilícita de 413 elementos asociados a equipos telecontrolados, como baterías, piezas de control y cableado; que se suman a los más de siete kilómetros de red eléctrica hurtada para extraer el material y comercializarlo de manera ilegal.

Las localidades de Bogotá con mayor número de reportes relacionados son: Chapinero, Kennedy, Santa Fe, Engativá y Suba.

Sobre la cantidad de energía hurtada, según análisis de la compañía, esta asciende a más de 56 GWh, proporcional al consumo mínimo vital (130 kWh al mes) de 430 mil hogares de estratos 2 y 3, que puede compararse con la población de localidades como Usme, Fontibón o Suba.

Los reportes destacan que el 6% de los casos corresponde a parques industriales y comerciales con una energía hurtada de 24,7GWh, es decir, el 44% de la totalidad de la energía recuperada en 2025. 

Las localidades en donde se identificó mayores casos de hurto fueron: Kennedy, Mártires y Puente Aranda, y municipios como: Soacha, Tenjo, Mosquera, Cogua y Madrid.

El hurto de energía o la manipulación fraudulente de la infraestructura eléctrica, además de ser delitos que atentan contra la seguridad pública, representan un riesgo para la vida de las personas y pueden ocasionar interrupciones en la prestación del servicio.

Colombia: Producción de petróleo y gas sigue en picada

Al cierre de 2025, la producción de gas y petróleo en Colombia siguió su tendencia a la baja, en consonancia con la política del gobierno de marchitar la industria de hidrocarburos mediante la no firma de nuevos contratos y asfixiando a las empresas con mayores impuestos.

Siguiendo la tendencia de los últimos años, al cierre de 2025, la producción de petróleo en Colombia cayó un -2,9%, mientras que la caída del gas comercializado fue aún más profunda, -17%.

Efectivamente, mientras enero de 2025 inició con una producción de petróleo promedio de 769 mil barriles por día (KBPD), en diciembre terminó con un promedio de 747 KBPD, reflejando una disminución de 22,6 KBPD, equivalente a una variación negativa del 2,9%.

De acuerdo con la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), “la disminución de la producción de petróleo en 2025 frente a 2024 estuvo asociada a diferentes factores, entre ellos, la declinación natural de los campos, estimada en 22% según la ACP, y las afectaciones operativas derivadas de eventos de entorno.”

Producción de gas sigue de capa caída

Por su parte, el gas comercializado alcanzó en 2025 un promedio de 794,2 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que significó una disminución del 17,1% respecto a 2024 (958,5 MPCD), es decir, 164,3 MPCD menos, reflejando un ajuste en los volúmenes disponibles para el mercado.

El retroceso en la producción nacional ha llevado al incremento en las importaciones de la molécula. En 2025 el promedio de gas extranjero se ubicó en 170 MPCD, equivalentes al 18% del consumo nacional, confirmando el creciente rol del gas importado dentro del balance nacional de abastecimiento.

En cuanto al gas fiscalizado, en 2025 este registró un promedio de 1.258,5 MPCD,evidenciando una disminución frente a 2024, cuando el nivel promedio se ubicó en 1.427,9 MPCD, lo que representó una variación negativa de 169,4 MPCD (-12,0 %).

Según Campetrol, “esta dinámica estuvo asociada principalmente a la declinación natural de los campos productores en Colombia”.

En este contexto, cerca del 80 % de la producción nacional de gas se concentró en 12 campos; y de estos, los que registraron la mayor caída fueron Cusiana, con una disminución del 32% (de 66,8 MPCD a 45,5 MPCD); Clarinete, con una reducción del 301% (de 77,1 MPCD a 53,3 MPCD); y Cupiagua, con una caída del 24% (de 152,3 MPCD a 116,1 MPCD).

“Para recuperar de manera sostenida la producción de gas y petróleo, el país requiere gestionar la conflictividad en los territorios, desarrollar los proyectos offshore, los Yacimientos No Convencionales (fracking), aumentar el factor de recobro de los campos actuales y mejorar la competitividad para la firma de nuevos contratos, así como aumentar la actividad exploratoria”, señaló Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL.

Usuarios de Latinoamérica exigen electricidad segura y a precios justos

Un informe conjunto de Argentina, Chile, Colombia, Panamá y Costa Rica detalla brechas en precios, calidad de servicio y regulación de la energía, junto con oportunidades en contratación, autogeneración y gestión eficiente de la demanda.

Las asociaciones que agrupan a los clientes eléctricos no regulados de Argentina (AGUEERA), Chile (ACENOR), Colombia (Asoenergía), Panamá (AGRANDEL) y Costa Rica (ACOGRACE) publicaron un informe comparado que identifica los principales desafíos, lecciones y oportunidades para los usuarios eléctricos de la región en el período 2024–2025.

El documento ordena las cifras por país y describe riesgos crecientes en calidad de servicio, volatilidad de precios y nuevos cargos que presionan la competitividad de la industria. A la vez, releva oportunidades en contratación, autogeneración y gestión eficiente de la demanda para avanzar hacia sistemas eléctricos más seguros, limpios y con tarifas competitivas.

“Los grandes consumidores requieren un suministro seguro, confiable y a precios que les permitan invertir y crear empleo, junto con mercados eléctricos transparentes y acceso oportuno a la información para decidir”, señala el informe.

Riesgos y oportunidades

Entre los principales riesgos, el documento menciona la seguridad y calidad del servicio, las señales de precio distorsionadas y la creación o aumento de cargos que terminan encareciendo la cuenta de electricidad de los usuarios intensivos en energía. Según las asociaciones, estas señales afectan directamente decisiones de inversión, encarecen la producción y reducen el espacio para nuevos proyectos industriales.

En el lado de las oportunidades, el informe destaca el potencial de una gestión más activa de la demanda, el fortalecimiento de los portafolios de contratos con indexadores adecuados y el despliegue de autogeneración detrás del medidor.

Los retos de Colombia para la gran demanda industrial

En el caso de Colombia, el documento plantea los temas que han afectado el desarrollo de la industria del país desde el punto de vista energético.

Señala el gran reto que tiene el país en cuanto al desacople entre la oferta y la demanda de energía que ha impactado el costo de la energía, lo que es un golpe directo a la estructura de costos de los industriales; de igual manera, se mencionan los grandes retos en calidad del servicio y cómo esto afecta la productividad, así como la incertidumbre existente para la inversión a largo plazo.

“Desde la demanda se ha esperado una señal de eficiencia en energía eléctrica para todo el parque de generación disponible, cuyo desarrollo y expansión debe responder a un portafolio de recursos energéticos y tecnologías, ya que la pérdida de reserva eficiente que lleva a una estrechez entre la oferta y la demanda sigue enfrentando a los usuarios a una distorsión de precios en el mercado de energía mayorista,” concluye el análisis sobre Colombia.

*El  informe  completo,  con  datos  y  fichas  por  país,  está  disponible aquí: https://asoenergia.com/documento-de-asociaciones-latinoamericanas-de-grandes-consumidores-de- energia/

Fiscalía imputa cargos a Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol

La Fiscalía General de la Nación formalizó cargos por presunta violación de topes electorales y tráfico de influencias, en un expediente que combina hechos de la campaña presidencial con decisiones posteriores dentro de Ecopetrol.

La imputación de cargos contra Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol y exgerente de la campaña presidencial de Gustavo Petro en 2022, se convirtió en un caso que trasciende lo judicial y expone las tensiones entre política, financiamiento electoral y gobernanza corporativa en la empresa estatal más importante de Colombia.

Según el ente acusador, existen elementos que apuntan a que la campaña habría superado los límites legales de gasto, mientras otra línea de investigación examina si desde la petrolera se favorecieron contratistas con vínculos personales con Roa.

El núcleo del caso se remonta a 2022, cuando Roa ejerció como gerente de la campaña Petro Presidente.

Investigaciones del Consejo Nacional Electoral, lideradas por los magistrados Benjamín Ortiz y Álvaro Hernán Prada, establecieron que la campaña habría superado los topes de gasto en más de 5.300 millones de pesos, incluyendo recursos no reportados en ambas vueltas presidenciales.

Este hallazgo derivó en sanciones administrativas y posteriormente fue trasladado a la Fiscalía, lo que marcó el paso del proceso del ámbito electoral al penal.

Además, el expediente incluye el análisis de posibles donaciones irregulares y el origen de recursos, en medio de un contexto político ya tensionado por investigaciones paralelas sobre la financiación de la campaña.

Segundo frente: el apartamento y los contratos

El otro eje del caso es la presunta relación entre beneficios personales y decisiones contractuales dentro de Ecopetrol.

La Fiscalía investiga si Roa habría recibido un apartamento de lujo con un descuento significativo por parte de un empresario que posteriormente obtuvo contratos con la compañía petrolera.

También se indagan inconsistencias en los costos de remodelación del inmueble: mientras Roa reportó gastos cercanos a 300 millones de pesos, el arquitecto encargado señaló que la obra habría superado los $2.300 millones, con pagos en efectivo.

En este contexto aparece el nombre del empresario William Vélez, con quien Roa tuvo vínculos laborales previos y cuya eventual relación con la financiación de la operación es analizada por los investigadores.

Otro actor mencionado en el expediente es el empresario Juan Guillermo Mancera, presuntamente favorecido con contratación tras haber participado en negocios relacionados con el inmueble.

La defensa de Roa, encabezada por el abogado Juan David León Quiroga, ha insistido en que el directivo no ha sido formalmente notificado de la imputación y ha reiterado su disposición a colaborar con las autoridades.

El equipo jurídico sostiene que el proceso debe respetar la presunción de inocencia y cuestiona los tiempos y la forma en que se han divulgado las decisiones judiciales.

Roa, por su parte, ha negado las acusaciones y ha insistido en que sus actuaciones se ajustaron a la legalidad.

Ecopetrol en el centro de la tormenta

Más allá del proceso penal, el impacto más inmediato se ha sentido en Ecopetrol. La imputación generó fracturas dentro de la Junta Directiva, donde al menos tres miembros habrían considerado solicitar su renuncia, en medio de temores por el impacto reputacional y financiero para la empresa.

El caso coincide con un periodo complejo para la petrolera, marcado por: Observaciones de entes de control, costos legales millonarios, rebaja en la calificación crediticia, mayor costo de la deuda y caída en las utilidades año tras año. Todo ello ha alimentado la percepción de inestabilidad en la gobernanza corporativa.

El presidente Petro ha sostenido que las acusaciones responden a motivaciones políticas, mientras la oposición insiste en que el caso evidencia problemas estructurales en la relación entre política y empresas estatales.

El contexto se vuelve más relevante en la antesala de los ciclos electorales de 2026, donde el caso podría convertirse en un elemento central del debate político nacional.

Debate estructural sobre empresas estatales

Expertos señalan que el caso abre un debate más profundo sobre la gobernanza de empresas estratégicas en Colombia.

Ecopetrol representa una de las principales fuentes de ingresos fiscales del país, por lo que cualquier crisis en su liderazgo genera efectos en confianza inversionista, política energética y estabilidad macroeconómica.

El desenlace del proceso no solo definirá la situación judicial de Roa, sino que podría marcar precedentes sobre la relación entre financiamiento político, nombramientos en empresas públicas y control institucional en Colombia.

Mientras la Fiscalía avanza en el proceso y la defensa insiste en su inocencia, el desenlace judicial podría redefinir no solo el futuro de Roa, sino también la gobernanza de la empresa más importante de Colombia.

Colombia debatirá su futuro energético en la Convención de Exploración

Del 24 al 27 de febrero, el Hotel Hilton de Cartagena será el epicentro del debate energético del país, con la realización de la Segunda Convención de Exploración Energética 2026, organizada por la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP).

La Segunda Convención de Exploración Energética llega en un momento clave para Colombia: la coyuntura electoral nacional y los retos de seguridad energética, exploración responsable y adaptación al cambio climático.

Bajo el lema “Camino a la Coexistencia”, el evento busca articular conocimiento científico, industria y decisiones públicas para trazar una hoja de ruta técnica que impulse la sostenibilidad y competitividad del país, con la asistencia de más de 400 participantesentre tomadores de decisión, representantes del sector público y privado, empresas, academia, estudiantes y profesionales de las geociencias.

Con una agenda técnica de alto nivel, la Convención se consolida como un escenario de diálogo donde el conocimiento científico, la industria y las decisiones públicas se encuentran, en un momento decisivo para el país.

Agenda académica de alto nivel

La agenda técnica de la Convención contará con más de 70 conferencias y 6 espacios magistrales a cargo de expertos nacionales e internacionales. Entre los ejes temáticos centrales se encuentran:

  • Exploración de hidrocarburos y soberanía energética, ideas y estrategias para fortalecer la disponibilidad de gas y petróleo.
  • Geociencias y uso de datos para exploración y desarrollo, con un enfoque en nuevas metodologías analíticas y predictivas.
  • Minerales estratégicos y nuevos energéticos del subsuelo, recursos clave para la coexistencia energética.
  • Inteligencia artificial aplicada a la exploración, el papel de la tecnología en la eficiencia de procesos geocientíficos.
  • Gestión territorial y participación comunitaria, la importancia de integrar a las comunidades en proyectos energéticos.

Además de las ponencias técnicas, los asistentes podrán participar en cursos especializados, una salida de campo preconvención dedicada a la revisión geológica del Caribe Norte, y múltiples espacios de networking y debate sectorial.

El evento contará con el respaldo de empresas e instituciones como la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la Agencia Nacional de Minería, Ecopetrol, Parex y SLB.

Asimismo, tendrá una muestra comercial especializada, con la participación de empresas como Stryde, SLB, Petroseismic Services, Eliis, Geoteric, entre otras, que presentarán soluciones, tecnología e innovación para la exploración y el conocimiento del subsuelo.

La ACGGP invita a este espacio que busca aportar datos, ciencia y diálogo técnico a la construcción del futuro energético del país.

Más información e inscripciones:https://convencion.acggp.org

Hacia dónde va Colombia en materia energética

El balance del gobierno Petro en materia energética es desalentador. Líderes de la industria hicieron el diagnóstico y presentaron propuestas para el próximo gobierno, en un foro organizado por Semana.

Durante el ‘Gobierno del Cambio’, Gustavo Petro logró lo que propuso en campaña: marchitar el sector minero energético, —el principal renglón de exportaciones y el que más divisas le genera a Colombia—, desabastecer de gas al país y llevarlo al borde un nuevo apagón eléctrico. En consecuencia, el próximo gobierno tendrá entre sus prioridades recuperar el sector.

Estas son las principales conclusiones del panel sobre energía que se realizó el pasado 4 de febrero en Bogotá en el Gran Foro Colombia 2026 ¿Para dónde va el país?, organizado por las revistas Semana y Dinero.

En la introducción al panel, el economista y exministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, señaló: “Estábamos bien advertidos de cuál iba a ser la política de este gobierno en materia minero-energética: no al extractivismo y una transición energética entendida como el reemplazo de las energías convencionales por las energías no convencionales… Lo que ha llevado a una política de marchitamiento prematuro del sector extractivo, y también a una crisis inducida del sector eléctrico.”

En ese contexto, Acosta le preguntó a Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombia de Petróleo, Gas y Energía (ACP), cuáles son los pasos indispensables para poder reactivar el sector extractivo, particularmente la industria del petróleo, que ha visto caer la inversión extranjera directa, el número de taladros activos y el número de pozos perforados.

FRANK PEARL: Es claro que las economías, los tratados de libre comercio y los instrumentos de política comercial se han convertido hoy en una herramienta para ejercer poder e influencia. Los bloques económicos y los bloques comerciales que teníamos hace unos años se están reordenando y eso deja a Colombia en una situación muy precaria, porque somos un país que en los últimos 20 años no hemos logrado aumentar la competitividad ni la productividad de los sectores económicos.

Para poder competir en el orden internacional, para tener una economía con algo de influencia, para poder beneficiarnos de las divisas y de los mercados de otros países, primero tenemos que ordenar la casa y eso significa aceptar que no tenemos una agenda económica clara, que el 57% de los trabajadores en Colombia están en la informalidad, que 7 millones de colombianos no tienen 3 comidas diarias, que tenemos 7 años de reservas de gas, menos de 6 años de reservas de petróleo, que más del 80% de las vías terciarias están en pésimo estado, que hay gente sin agua, sin luz; es decir, somos un país donde las diferencias entre centro y periferia cada vez son más abismales. Entonces, tenemos que organizarnos y hacer varias cosas:

Primero, volver a organizar el territorio. Los decretos y resoluciones que ha expedido este gobierno han generado un caos institucional. Una nación es el conjunto de actividades sociales y económicas que se despliegan en su territorio. A Colombia le falta orden en eso. Aquí afortunadamente hay tierra y espacio para todos y para todos los sectores.

En segundo lugar, los sectores estratégicos como el de la energía tienen que ser prioritarios, independientemente de quién gane las elecciones. Un sector que generaba el 25% de los ingresos fiscales, el 30% de las exportaciones, tiene que fortalecerse. Tenemos que ser un país fuerte internamente para ser fuerte externamente.

Lo que hay que hacer es sacar todo el petróleo y todo el gas que podamos con los estándares sociales y ambientales más altos posibles, pero acompasando ese aumento en la producción para ir ganando soberanía e ir fortaleciendo las finanzas públicas, con reformas en el Sistema General de Regalías y otros instrumentos de política pública, para lograr que los recursos de sectores clave como este y el sector minero lleguen realmente a las regiones, para que tengamos economías formales, competitivas y para que disminuyamos la inequidad social.

Pero para eso necesitamos un gobierno que crea en la capacidad del sector empresarial y un sector empresarial que se comprometa a fortalecer la institucionalidad y no se quede como espectador.

¿Y el gas natural?

Seguidamente, Acosta señaló que, si bien el gas natural es considerado el energético de la transición, fue donde primero hizo crisis la política de no firmar nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, por lo que desde diciembre de 2024 Colombia perdió la autosuficiencia, y la dependencia de las importaciones es cada día mayor.

Esa falta de la molécula ha llevado a muchas industrias a volver a quemar carbón, combustibles líquidos derivados del petróleo o gas licuado del petróleo (GLP). El retroceso de la transición energética.

En ese sentido, le preguntó al gerente Legal y de Asuntos Corporativos de Colgas, Luis Felipe Ocampo, ¿cuáles serían los pasos a seguir?

LUIS FELIPE OCAMPO: La crisis de producción de gas natural, que también ha afectado al GLP, se refleja en que hace un par de años importábamos más o menos el 10% del producto. Hoy estamos llegando al 60%. Pero también, en un periodo de cuatro meses, por la falta de gas natural, hemos hecho la infraestructura para atender 70 industrias.

En esa dinámica, recuperar la producción nacional es fundamental, pues el producto importado encarece la venta al público. Pero creo que también nos deja una enseñanza muy importante esta situación, y es la competitividad, por lo que hay que tener opciones.

Se están viendo grandes esfuerzos por hacer infraestructura de regasificación, infraestructura que necesita seguridad jurídica y seguridad en las zonas. La energía no puede llegar si tenemos graves problemas de orden público y de orden social.

También se debe hacer foco en la transición. Colombia tiene una pobreza energética de alrededor del 23% y muchas industrias están utilizando todavía combustibles altamente contaminantes.

En conclusión, tenemos que mantener la diversificación, pues es mucho más fácil construir una transición si se tienen distintas opciones. Por ejemplo, las energías renovables pueden sustentarse desde la tranquilidad que los energéticos tradicionales no van a dejar un territorio sin suministro. Por lo tanto, las energías renovables van a entrar primero donde son más eficientes y en los contextos donde son más favorables.

Transición energética y desarrollo, ¿cuál priorizar?

Sobre la transición energética, Acosta anotó que no existe una receta universal de cómo debe hacerse. Esa hoja de ruta debe consultar las realidades de cada país.

Colombia es un país que depende de la actividad extractiva, el petróleo y el carbón, sus dos principales renglones de exportación, de generación de divisas y de generación de ingresos para financiar el Estado.

Pero, cuando se mira la realidad de Colombia, el sector energético, contrariamente a lo que ocurre en el resto del mundo, no es el que más contribuye a las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

En Colombia, los factores que más contribuyen a las emisiones de GEI, que tampoco son significativos, estamos por debajo del 0.5%, son el cambio de uso del suelo, la agricultura y la deforestación.

En ese sentido, le preguntó a Brigitte Baptiste, rectora de la Universidad EAN, cómo hacer compatible la transición energética con la economía, con el crecimiento del país, cómo compatibilizar el avance con el compromiso de reducir emisiones, sin que eso ponga en riesgo la sostenibilidad fiscal y el crecimiento de la economía.

BRIGITTE BAPTISTE: Yo creo que la transición energética fue cooptada en Colombia por un discurso ideológico, pero sobre todo acientífico, por un discurso que no escuchó en absoluto las cifras acerca de las contribuciones de gases de efecto invernadero de los distintos actores, que no escuchó la importancia que tenían esos sectores en la construcción de territorios sostenibles, y sobre todo no permitió que se produjera nuevo conocimiento ni se direccionara la investigación hacia la construcción de una canasta mixta de energías sana, donde las eficiencias fuesen uno de los factores, por lo cual se decidió privilegiar una forma de operar la transición en la cual se está apagando gran parte de lo que ya estaba construido y propuso que la generación de energía fuese entendida como un problema de la economía popular, y ahí hay una gran incompatibilidad porque la perspectiva es tan importante que solamente una estructura corporativa puede dar soluciones de escala.

Es la visión agrarista que tiene el gobierno actual, que piensa en un país campesino de familias autosuficientes, sin necesidad de crear redes complejas de acceso a la energía, es una especie de paraíso utópico campesino.

Entonces, cómo salir de eso. Hay la oportunidad en la reconstrucción de un sector vigoroso de petróleo, gas y minería para hacer la transición para todos los colombianos, con una perspectiva regenerativa, que todas esas industrias contribuyan con la restitución del medio ambiente; porque ahí es donde están los recursos suficientes para realmente dar un salto hacia un modelo de sostenibilidad robusto y científicamente soportado.

¿Ad portas de un apagón?

El sector eléctrico colombiano afronta una crisis inducida que se parece mucho a la crisis inducida del sector salud. Acosta señaló que el gobierno ha tomado una serie de medidas que de una u otra manera han puesto en riesgo la confiabilidad y la firmeza en la prestación del servicio de energía eléctrica.

Inicialmente, cuando se planteó la transición energética 1.0, se trataba de sustituir, de reemplazar a la energía térmica incluso la energía hídrica, a pesar de que la hídrica también es renovable, para abrirle espacio a las fuentes no convencionales de energías renovables, básicamente eólica y solar.

Pero con la irrupción de la inteligencia artificial y los centros de datos se ha registrado un crecimiento exponencial del consumo de energía y se ha llegado a plantear ahora una nueva versión de la transición energética, 2.0, que no se trata de reemplazar unas tecnologías por otras sino de complementariedad, porque se van a requerir en el corto y mediano plazo de todas las tecnologías.

Además, el sector eléctrico en Colombia está en máximo grado de estrés por el atraso en la entrada de una serie de proyectos, que tienen al país en este momento con un déficit de oferta de energía firme.

En este contexto, Acosta le preguntó a Natalia Gutiérrez, presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), cómo ve la posibilidad de remover los obstáculos que impiden que se pueda dar la transición energética, sin poner en riesgo ni la seguridad ni la soberanía energética.

NATALIA GRUTIÉRREZ: Sin seguridad energética no va haber transición energética. Hay la sensación de que el país está avanzando en energías limpias, lo cual es cierto y es bienvenido, pero resulta que esa energía no es firme como lo es la térmica y la hidráulica, que son las que nos han mantenido encendidos los últimos 30 años y que decidimos de manera premeditada renunciar a ellas.

Hoy estamos en un déficit de energía firme de menos 1.5% y el próximo año podemos estar en menos 3.6%. Esto quiere decir que en un próximo fenómeno de El Niño no tenemos el parque de generación suficiente para atender la demanda de energía de todo el país.

Entonces, ya estamos en una situación muy grave que venimos advirtiendo hace por lo menos 3, 4 años; pero el obstáculo más grande que tenemos, el mayor cuello de botella en este momento en el sector para hacer estas inversiones, no es el licenciamiento ambiental, no son las consultas previas, llevamos 30 años trabajando con comunidades, 30 años aplicando los mejores estándares para sacar adelante el licenciamiento ambiental, hoy el cuello de botella más grande es que no tenemos reglas de juego claras.

Nosotros tenemos que hacer inversiones anuales de entre 10 y 13 billones de pesos para atender la demanda de energía, plata que ponen los generadores a propio riesgo, sin plata del presupuesto general de la Nación, pero la falta de reglas claras es lo que tiene congelada la inversión durante estos últimos años.

Claro que tenemos que seguir con una transición energética, pero sobre la base de sumar energías, no de excluir energías, y esta es una conversación que se está dando a nivel mundial porque la demanda de energía va a crecer de tal manera que vamos a necesitar todo tipo de energía.

En el caso colombiano, donde tenemos gas, agua, carbón, viento y sol, lo único que no tenemos en este momento son reglas de juego claras para poder hacer las inversiones. Este sector ha invertido en los últimos 30 años más de 140 billones de pesos y por eso hemos estado encendidos los últimos 30 años

El mensaje es que sin energía firme no vamos a tener transición energética. La conversación de transición se muere el día que se nos dañe la comida en la nevera, y el cuello de botella más grande que tenemos en este momento para poder hacer las inversiones es una falta de reglas claras, para hacer apuestas que son a 15, 20 y 30 años para tener el país encendido.

EPM invierte más de $157 mil millones en obras de energía en Urabá

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 se convierte en el mayor operador privado de hidrocarburos en Colombia

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.

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