Categoría: Industria

Para 2030, la IA impulsará un aumento del 160% en la demanda energética global. ¿Cómo evolucionan los centros de datos para enfrentar este desafío sin comprometer la sostenibilidad?

La inteligencia artificial (IA) ha dejado de ser una tecnología emergente para convertirse en un factor crucial en la evolución de diversas industrias. Desde chatbots hasta sistemas predictivos en salud y finanzas, su adopción masiva está redefiniendo sectores completos. Sin embargo, este auge conlleva a un mayor desafío: el aumento exponencial en la demanda de procesamiento de datos, lo que lleva a los data centers al límite de su capacidad energética y operativa.

Con 5.560 millones de usuarios de internet, la rápida adopción de la IA impulsa el consumo energético a niveles sin precedentes. Se espera que la capacidad de cómputo de la IA se duplique aproximadamente cada 100 días, lo que impulsará un aumento anual del 26% al 36% en el consumo energético global vinculado solo a la IA en los próximos años

Según Goldman Sachs Research, para 2030 la demanda de energía impulsada por la IA crecerá un 160%. Google, por su parte, informó que entre 2019 y 2023 sus emisiones de carbono aumentaron un 48% debido al entrenamiento de modelos avanzados como Gemini. Además, cada consulta realizada a un sistema de IA como ChatGPT consume 10 veces más energía que una búsqueda tradicional en Google.

Marta Sánchez, vicepresidente de la unidad de negocio de Secure Power y Datacenter y para SAM en Schneider Electric, destaca: “La IA llegó para quedarse y lo hace a un ritmo acelerado. Su capacidad de procesamiento en línea permite analizar escenarios futuros y mejorar la eficiencia operativa. El desafío ahora es dotar a los centros de datos con tecnologías energéticas eficientes y sostenibles”.

Infraestructura para maximizar el uso de la IA

Uno de los principales beneficios de la IA en los centros de datos es su capacidad para anticipar fallas y reducir el tiempo de inactividad. A través de sensores y software integrado como EcoStruxure, se monitorean los equipos en tiempo real y los algoritmos predictivos pueden anticipar problemas críticos, evitando interrupciones costosas.

“Antes, apagar un sistema de refrigeración para mantenimiento representaba un riesgo. Hoy, la IA nos indica exactamente cuándo hacerlo sin afectar la operación”, explica Sánchez.

A pesar de su alta demanda energética, la IA es clave para mejorar la eficiencia en los data centers y otros sectores industriales. Mediante algoritmos avanzados, es posible reducir el consumo energético global, minimizar costos y disminuir el impacto ambiental.

Schneider Electric y NVIDIA lideran iniciativas en eficiencia energética, como microrredes alimentadas por energía solar y eólica, el modo eConversion en UPS, que alcanza hasta un 99% de eficiencia, y la reutilización del calor generado.

Tendencias en data centers e IA

Según una encuesta de Statista Market Insights, se prevé que el mercado mundial de centros de datos crezca un 30% y supere los 430.000 millones de dólares para 2028.

En Colombia, el sector de data centers ha mostrado un crecimiento sostenido en los últimos años, impulsado por la demanda de servicios en la nube, la expansión de plataformas de streaming y la transformación digital de múltiples industrias. Se estima que el país alcanzará una capacidad instalada superior a los 70 MW para 2029, con inversiones destacadas en ciudades como Bogotá, Medellín y Barranquilla.

El auge del streaming, el cloud gaming y la IA impulsan inversiones en infraestructura digital. “El futuro no está en consumir menos datos, sino en procesarlos de forma más eficiente. La tecnología ya existe; ahora depende de las empresas adoptarla. Colombia necesita data centers más eficientes y con tecnología de punta para no quedarse atrás en la carrera digital”, advierte Sánchez.

La revolución de la inteligencia artificial en los data centers es un hecho y su impacto continuará redefiniendo la gestión de infraestructuras tecnológicas, impulsando mayor eficiencia, seguridad y sostenibilidad en un mundo cada vez más digitalizado.

La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) expresó su preocupación frente a la persistente crisis financiera de la empresa Air-e y la falta de soluciones efectivas tras un año de intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

El reciente nombramiento del agente interventor, Nelson Javier Vásquez —quien sería el cuarto agente nombrado en menos de un año—, no ha venido acompañado de un plan claro y estructural que permita resolver una problemática que continúa agravándose y que pone en riesgo la sostenibilidad financiera de los generadores de energía, en especial del sector térmico, fundamental para el respaldo del sistema eléctrico nacional.

Las crecientes deudas de Air-e con distintos agentes del mercado, que ya suman cerca de 1,5 billones de pesos, afectan la operación en la cadena de suministro y, principalmente, la capacidad de las generadoras térmicas para adquirir combustibles esenciales como gas natural, carbón y líquidos, para atender las necesidades de generación de energía confiable.

En tal sentido, ANDEG hizo un llamado urgente a la SuperServicios para que asuma con determinación y responsabilidad el rol que le corresponde en la intervención de Air-e.

“Resulta fundamental que, desde el ente de control, se definan acciones concretas y efectivas que permitan dar respuesta a una problemática que amenaza la estabilidad del sistema eléctrico colombiano, y se avance con el Gobierno Nacional en la gestión tanto de los recursos como de las medidas que se requieren para garantizar la operación en los departamentos de La Guajira, Atlántico y Magdalena.

“Sin duda, el riesgo más alto es que Air-e no logre cumplir con sus compromisos con el mercado, lo que se reflejaría en un aumento creciente de las deudas y, en consecuencia, una afectación mayor a la cadena de pagos.

“Por eso, desde ANDEG reiteramos la necesidad de adoptar medidas de fondo, estructuradas y sostenibles que garanticen el pago a los agentes afectados, restauren la confianza en el sistema y protejan la seguridad energética del país. Estamos dispuestos a seguir trabajando con el Gobierno Nacional en acuerdos que permitan una salida no solo en el corto plazo, sino que sea una solución de largo aliento”, señaló Alejandro Castañeda, presidente Ejecutivo del gremio.

Una transformación en el sector empresarial colombiano demuestra que la flexibilidad energética no solo es posible, sino también rentable y beneficiosa para el país.

Klik Energy, plataforma de gestión energética inteligente, presentó un modelo diseñado para grandes consumidores de energía en Colombia, que les permite a las empresas gestionar su consumo de forma flexible, ajustando su demanda de energía en momentos estratégicos. A cambio, obtienen ingresos adicionales, convirtiendo su capacidad de respuesta en una ventaja competitiva.

El funcionamiento del modelo se basa en dos mecanismos principales. El primero es la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), mediante el cual las empresas no están obligadas a reducir su consumo de forma continua, sino que se comprometen a estar disponibles para hacerlo cuando el sistema eléctrico lo requiera. Por esta disponibilidad, las empresas reciben pagos en dólares por megavatio hora (USD/MWh).

Es un esquema similar al de los suplentes en un partido de fútbol, aunque no estén siempre en juego, deben cumplir con sus entrenamientos y reciben una compensación por estar listos para entrar a jugar. De igual forma pasa con el mecanismo DDV, para asegurar su capacidad de respuesta, las empresas deben realizar pruebas periódicas de reducción de consumo durante cuatro horas cada 60 días y mantenerse disponibles cuando el sistema energético lo requiera.

El segundo mecanismo es la Reducción de Demanda (RD), en el cual las empresas acuerdan realizar reducciones reales de consumo adaptadas a sus procesos operativos. Pueden ofertar un mínimo de una hora diaria de reducción, y por cada kilovatio hora (kWh) que logren disminuir, reciben una compensación aproximada de $400.

El valor del pago se determina según la demanda del mercado y la Línea Base de Consumo (LBC), que corresponde al promedio del consumo energético registrado en los últimos 60 días. Las empresas tienen la posibilidad de ofertar reducciones en días laborales, sábados y/o domingos, y reciben pagos basados en la cantidad de energía que logran liberar frente a su LBC, expresados en dólares por megavatio hora (USD/MWh).

“Si esta cultura de flexibilidad energética se extendiera a nivel nacional, Colombia podría experimentar beneficios colectivos importantes, tales como la reducción de los costos de energía para todos los ciudadanos, la atracción de nuevos proyectos energéticos que operen de forma óptima y un avance hacia una sociedad más consciente del uso responsable de sus recursos naturales, superando así las barreras que dificultan el crecimiento sostenible. Además, contribuiría a aplanar la curva de demanda, ayudando a evitar apagones como los ocurridos recientemente en Ecuador durante el fenómeno de El Niño, o los registrados en España y Portugal” afirma Esteban Quintana CEO de Klik Energy.

La medida más eficaz para las empresas es adoptar una gestión estratégica de la energía, que combine decisiones basadas en datos (data-driven), con una participación activa en los mecanismos de respuesta a la demanda. Esta combinación permite liberar el valor de la flexibilidad energética, mejorando la eficiencia, competitividad y rentabilidad de las organizaciones.

La CGR insiste en alertar sobre el deterioro de los diversos indicadores energéticos del país e insta a las autoridades competentes a continuar y mejorar los esfuerzos en materia de reservas de hidrocarburos.

El deterioro de los principales indicadores de exploración en el sector de hidrocarburos, alertado por la Contraloría General de la República en sus estudios sobre Transición Energética (2023) y Seguridad y Confiabilidad Energética en Colombia (2010–2026), se ve confirmado por el más reciente Informe de Reservas y Recursos Petroleros publicado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Según dicho informe, las reservas probadas de gas natural cayeron un 13% en comparación con el año anterior, reduciendo su horizonte de autosuficiencia de 6,1 a 5,9 años.

En el caso del petróleo, si bien se reporta un leve incremento de reservas que pasa de 7,1 a 7,2 años, este representa una estabilidad aparente más que una mejora estructural.

Sin embargo, un desglose de los diferentes componentes de las reservas muestra un panorama aún más preocupante. En los reportes que publica la ANH es común encontrar una clasificación de las reservas según su origen, que permite entender mejor si el aumento o disminución en las cifras proviene de nuevos descubrimientos o de ajustes en los yacimientos existentes. Estas dos categorías son las nuevas reservas y las reevaluaciones.

La CGR manifestaba ya en su estudio de 2024 que el verdadero indicador de evolución de las reservas, para fines de la Seguridad Energética, es la incorporación de aquellas clasificadas como Nuevas, es decir, producto de descubrimientos reales, porque estas si expanden la frontera petrolera aumentando el número de campos del país, mientras que las reevaluaciones son sobre reservas ya existentes y que cambiarán con las circunstancias del mercado o por trabajos adicionales en los yacimientos, pero se mantienen en las áreas y campos ya conocidos.

Según el reporte de la ANH, en gas se incorporaron 37 Giga Pies Cúbicos (GPC) nuevos, lo cual contrasta con una producción anual de 351 GPC, es decir que por cada 10 moléculas que se extraen de gas se está reponiendo 1 nueva.

El caso del petróleo es aún peor, pues se incorporaron solo 3 millones de barriles nuevos, es decir por cada 100 barriles que se extraen se está encontrando apenas 1 barril nuevo.

Lo anterior quiere decir que el grueso de la incorporación de reservas reportada proviene es de las reevaluaciones. Si bien es loable que se esté gestionando mejor lo existente y que tales iniciativas ralentizan la pérdida de autosuficiencia tanto en gas como en petróleo, su alcance estará limitado a lo ya encontrado, lo que implica que al cabo de unos años se agote esta opcióny el país se vea abocado a importar permanentemente petróleo y gas.

El país aún está a tiempo de reorientar las políticas para aumentar tanto la oferta de gas natural como la de petróleo.

Debe recordarse que la dinámica de la industria petrolera implica largos tiempos entre el otorgamiento de áreas de exploración y el hallazgo de hidrocarburos. Son períodos normalmente superiores a los 5 años y así como hoy estamos experimentando las consecuencias de más de 8 años de deterioro en la exploración petrolera, será a comienzos de la próxima década que estaremos con la urgencia de obtener resultados de lo que se firme hoy, y no se está avanzando en la búsqueda de nuevos yacimientos. Un ejemplo ilustrativo es el reciente descubrimiento de gas «Sirius», producto de una contratación petrolera iniciada en 2004.

Frente a los escenarios de déficit ya identificados, en los que se proyecta una situación crítica para el gas a partir de 2026 y para el petróleo en 2030, la CGR hace un llamado urgente a las autoridades competentes a intensificar los esfuerzos en exploración y reposición de reservas, evitando así comprometer el abastecimiento energético del país.

La Contraloría General de la República reitera su preocupación por el deterioro progresivo de los indicadores energéticos del país e insta a las autoridades competentes a adoptar decisiones firmes y oportunas que permitan garantizar una política pública integral en materia de hidrocarburos.

No actuar ahora implicaría poner en riesgo la autosuficiencia energética del país, justo cuando las metas de transición energética aún enfrentan serias limitaciones técnicas y financieras.

El país no puede aplazar las decisiones necesarias en materia de reservas ya que, con el ritmo actual de avance, es altamente probable que las metas de transición energética no logren suplir de manera suficiente y oportuna la creciente demanda de energía convencional en los próximos años, concluye la Contraloría.

Durante cuatro décadas, el ICPET ha enfocado sus esfuerzos en la búsqueda de energías limpias y eficiencias en la producción de hidrocarburos.

El Instituto Colombiano del Petróleo y Energías de la Transición (ICPET), de Ecopetrol, conmemora 40 años de logros que lo ubican como protagonista en el desarrollo de soluciones tecnológicas para la industria de los hidrocarburos en Colombia.

El ICPET cuenta con 191 investigadores altamente calificados, más de 960 aliados estratégicos, 29 áreas de laboratorio, 34 plantas piloto y una infraestructura de 20.000 m² al servicio de la ciencia y la tecnología. Además, ha desarrollado más de 180 casos de negocio, asistencias técnicas y líneas de investigación para el desarrollo empresarial sostenible.

También es líder en la gestión de patentes de Ecopetrol. La Empresa completa 143 patentes otorgadas que están vigentes en 13 países, muchas de ellas desarrolladas en el Icpet y cerca de 40 más en trámite; así mismo, el Instituto alberga en sus instalaciones la Litoteca, donde se resguarda una de las colecciones geológicas más grandes del mundo.

En el último año el ICPET inició una etapa de expansión y modernización de su infraestructura, orientada al desarrollo de proyectos de inteligencia artificial (IA), geotermia, hidrógeno, energía nuclear y energías limpias, dentro de la estrategia “Energía que transforma 2040”, del Grupo Ecopetrol.

Entre los logros recientes se destacan el desarrollo del nuevo combustible de aviación SAF, y el fortalecimiento de estudios para entender mejor el subsuelo y aumentar la probabilidad de incorporar nuevas reservas de gas y petróleo.

Así mismo, ha masificado las tecnologías para el reúso del agua y ha brindado asesoría técnica para optimizar la extracción de hidrocarburos minimizando riesgos geológicos.

Adicionalmente, cabe resaltar la habilitación de 11 nuevos laboratorios experimentales enfocados en proyectos de transición energética e inteligencia artificial, que permiten ampliar la capacidad de análisis, reducir tiempos y disminuir costos.

Al mismo tiempo, el Instituto avanza en el desarrollo de iniciativas para el manejo eficiente de hidrógeno, con pilotos que permitirán escalar esta fuente como alternativa viable, al igual que en tecnologías que combinan múltiples sistemas para lograr máxima eficiencia energética al menor costo, con la mayor confiabilidad.

En materia de descarbonización, se proyecta como líder nacional en captura, uso y almacenamiento de CO2, liderazgo que ha sido reconocido internacionalmente por el programa IEA-GHG con sede en Países Bajos.

Finalmente, su modelo innovador en el uso y reúso del agua busca convertir este recurso en un activo clave para Ecopetrol, con el propósito de hacer posible su retorno a caudales naturales y posicionar a la Empresa como líder mundial en sostenibilidad hídrica dentro del sector de hidrocarburos.

El transformador monofásico de 765 kilovoltios (kV) / 400 kV y 250 megavoltamperios (MVA), de Hitachi Energy es el primero del mundo en alcanzar este nivel de tensión y potencia lleno con aceite de éster natural.

El transformador de 765 kV con aceite de éster natural de Hitachi Energy es el más grande del mundo en este nivel de tensión y potencia, marcando un nuevo estándar en soluciones biodegradables y diseñadas para la seguridad en la transmisión de corriente alterna de alta tensión.

Hitachi Energy ha probado con éxito un transformador monofásico de 765 kilovoltios (kV) / 400 kV y 250 megavoltamperios (MVA), relleno con aceite de éster natural. Esta innovación convierte a este transformador en el primero del mundo en alcanzar este nivel de tensión y potencia con la implementación de aceite de éster, ofreciendo así una alternativa biodegradable y segura por diseño para operadores de redes de corriente alterna (CA) de ultra alta tensión.

Los transformadores de 765 kV forman parte de los planes estratégicos de expansión de transmisión de las empresas eléctricas para satisfacer la creciente demanda energética, ya que permiten transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias, mejorando la eficiencia, estabilidad y confiabilidad de la red. Un transformador trifásico típico de 765 kV puede abastecer de energía a una ciudad de 250.000 habitantes.

El transformador fue diseñado, fabricado y probado para seguir desarrollando la plataforma tecnológica TrafoStar de Hitachi Energy, disponible en todas las fábricas de transformadores de potencia de la compañía a nivel mundial.

Tradicionalmente, los transformadores han utilizado aceite mineral, conocido por sus excelentes propiedades eléctricas, como medio de aislamiento y refrigeración. Recientemente, la innovación tecnológica en transformadores ha impulsado el uso de fluidos alternativos, como el éster natural, que ofrece mayor seguridad y mejor desempeño ambiental.

El transformador utiliza éster natural, un fluido con un punto de inflamación dos veces mayor que el del aceite mineral y con propiedades autoextinguibles. Estas características lo hacen más seguro que los transformadores convencionales.

Además, los ésteres naturales vírgenes son biodegradables 100% en un plazo de 28 días, reduciendo el riesgo de contaminación ambiental por fugas del fluido aislante. La seguridad se ve aún más reforzada por la tecnología TXpand™, resistente a rupturas.

“Impulsado por la acelerada transición energética global y el crecimiento continuo de la demanda eléctrica, el suministro de transformadores nuevos e innovadores es más importante que nunca. Los transformadores de alta tensión con éster natural brindan a los operadores de redes una solución eficiente y segura, especialmente en zonas sensibles desde el punto de vista ambiental. Estamos trabajando estrechamente con clientes y socios tanto para modernizar la infraestructura existente de redes de ultra alta tensión como para desarrollar nuevos proyectos energéticos que contribuyan a crear un sistema eléctrico más sostenible y seguro. Este desarrollo es muy emocionante y esperamos que satisfaga las necesidades de un número creciente de clientes en todo el mundo”. Afirmó Bruno Melles, director General de la Unidad de Negocios de Transformadores de Hitachi Energy

En su recorrido desde los sitios de generación hasta el usuario final, la energía eléctrica pasa por un promedio de cuatro a cinco transformadores, lo que los convierte en componentes esenciales de las redes eléctricas.

La transmisión de alta tensión de 765 kV en corriente alterna forma parte de las redes eléctricas en varias regiones del mundo, incluyendo América del Norte, América del Sur, Sudáfrica y partes de Asia (incluida China).

Hitachi Energy ha suministrado transformadores con éster natural durante más de 20 años, con productos instalados en más de 40 países. La plataforma tecnológica de transformadores TrafoStar de la compañía armoniza el diseño, los procesos de fabricación y las medidas de control de calidad en todas sus fábricas de transformadores de potencia en el mundo, garantizando consistencia y excelencia en cada transformador producido.

El Terminal Marítimo pasó de recibir buques con capacidad de 330 mil barriles, a embarcaciones de 550 mil barriles.

Con el descargue de 530 mil barriles de gasolina corriente importados desde la Costa del Golfo de los Estados Unidos, el Terminal Marítimo de Pozos Colorados, ubicado en Santa Marta, puso en marcha la ampliación de sus operaciones, que hace posible recibir buques de mayor capacidad para atender la demanda de combustibles.

Con una inversión de US$26 millones, los trabajos consistieron en el cambio de monoboya, que le permite al terminal pasar de atender barcos con capacidad máxima de 330 mil barriles y un peso de 50 mil toneladas, a embarcaciones de 80 mil toneladas y 550 mil barriles.

Con este aumento de la capacidad el Grupo Ecopetrol podrá obtener ahorros en transporte marítimo, hacer más eficientes las importaciones al país, incrementar las posibilidades de compra de productos desde Europa y Asia, y lograr sinergias con otros puertos en Colombia.

El Terminal Marítimo de Pozos Colorados es una infraestructura propiedad de Cenit, filial del Grupo Ecopetrol, por el que se importa aproximadamente el 82% de los productos refinados que ingresan al país.

A partir de mayo comenzó a recibir buques tipo Long Range 1 (LR1), como el Cielo di Rotterdam, que fue el primer barco de esta clase en ingresar al puerto para descargar combustible importado por Ecopetrol.

El marchitamiento de la industria por parte del gobierno, sumado a las dificultades de operar y los bajos precios internacionales, están llevando al país a una situación crítica en materia energética y fiscal. Las ACP propone corregir el rumbo.

Contrario a lo que algunos platean, el petróleo y el gas natural no solo no se van a acabar, sino que su demanda aumentará en los próximos años.

Y es que, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, a nivel mundial la demanda de energía crecerá a una tasa anual de 2,2%, frente al 1,3% de la última década, donde el petróleo y el gas participará con un 39% en la matriz energética y las renovables lo harán con un 38%.

El aumento de la demanda se debe principalmente al mayor uso de la Inteligencia Artificial, a la actividad económica de China, al aumento poblacional de África y al reciente desempeño de las economías de Europa occidental y los Estados Unidos.

“Por eso, necesitamos más energía, no menos energía”, dijo Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), durante la presentación del informe económico anual ‘Tendencias de Inversión en Exploración y Producción de Petróleo y Gas en Colombia 2024 y Perspectivas 2025.

El estudio revela señales preocupantes sobre el agotamiento de la actividad exploratoria en Colombia, el deterioro del entorno operativo y un riesgo creciente para la seguridad energética, la estabilidad fiscal y el bienestar de los colombianos.

En 2024, Colombia fue el único país de la región que no firmó un nuevo contrato de exploración y producción. Brasil, con la meta de llegar a los cinco millones de barriles diarios, firmó 185 contratos, le siguen Perú con 13, Trinidad y Tobago con 12, Argentina y Venezuela, cada uno con 7, Surinam con 5, Ecuador con 3, y hasta Uruguay, que no tiene una gran industria petrolera, firmó un contrato.

“El mundo está recuperando los niveles de inversión que tenía en 2014, cuando estábamos en el boom del sector. Mientras en el mundo se está invirtiendo más, en Colombia vamos en contravía por una visión distinta y distorsionada de lo que es un desarrollo económico sostenible”, dijo Pearl.

Y es que sector de los hidrocarburos en Colombia provee el 63% del consumo de energía del país, el 99% del consumo de energía del sector transporte y el 25% del consumo de energía del sector eléctrico. Además, representa el 16% de la Inversión Extranjera Directa, el 30% de las exportaciones, aporta cerca de 50 billones de pesos al fisco nacional, más de 17 billones de pesos en regalías, y genera 360 empleos entre directos e indirectos.

Exploración: actividad en cuenta regresiva

Basado en datos oficiales y de empresas que representan el 95% de la producción nacional de petróleo y el 96% de la de gas natural, el informe advierte que solo restan alrededor de 70 pozos exploratorios comprometidos contractualmente para ser perforados entre 2026 y 2030.

En 2025, la inversión en exploración caería un 18%, su nivel más bajo en los últimos cuatro años. Esta reducción ocurre en un contexto en el que las reservas probadas de gas han caído 57% en los últimos diez años y se vislumbra una caída acelerada de la producción de petróleo a partir de 2027.

Producción: más inversión para mantener volúmenes

Si bien la inversión en producción crecería un 15% en 2025, este impulso será transitorio si no se desarrollan nuevos proyectos. Para 2025, en petróleo se estima una producción de entre 760 y 770 mil barriles promedio día (kbpd), similar a los 772 kbpd de 2024. Y en gas, para 2025 una producción comercializada de 905 millones de pies cúbicos día (MPCD), frente a 958 MPCD de 2024.

“Hoy se requiere más inversión para producir la misma cantidad de petróleo, debido al agotamiento natural de los campos y la complejidad del entorno operativo, y, en gas no estamos logrando aumentar la producción ni reponer las reservas, esto es un doble desafío para la autosuficiencia energética”, señaló el dirigente gremial.

Otros problemas que señala el informe son el entorno territorial y la presión fiscal. En 2024, los bloqueos a las operaciones del sector aumentaron 151%, en un entorno de creciente conflictividad social y deterioro del orden público en las regiones donde se opera, afectando tanto el desarrollo de los proyectos como sus contribuciones a los territorios y a la seguridad energética del país.

A esta situación se suma el déficit fiscal de la Nación proyectado de $40 billones, como consecuencia de la reducción en la producción de petróleo en el mediano plazo, el posible incremento de entre 15% y 46% en las tarifas de gas si se llega a importar la mitad de la demanda por falta de nueva oferta, y la necesidad identificada de aumentar las importaciones de crudo para mantener la operación de las refinerías, lo que encarecería la producción de diésel y gasolinas.

Propuestas de la industria

La ACP propone una serie de medidas para reactivar el sector de los hidrocarburos, que combinan estabilidad fiscal y regulatoria, viabilidad a proyectos clave e impulso a nuevas oportunidades de inversión.

Viabilidad operacional:

• Optimización de consultas previas con acompañamiento institucional en las operaciones.
• Estabilidad en requisitos ambientales.
• Coordinación estatal para gestionar conflictividad y asegurar el orden público.

Seguridad jurídica, fiscal y confianza inversionista:

• Definir una carga tributaria competitiva para el sector.
• Reducir la tarifa de autorretención de gas en un escenario de déficit.
• Mesas técnicas para la nueva resolución de telemetría de la ANH.

Impulso a proyectos de gas y desarrollo costa afuera:

• Acompañar y viabilizar los proyectos asegurando sus trámites socioambientales.
• Priorización de las 116 consultas previas del proyecto Sirius.
• Expedición de licencia ambiental para infraestructura submarina y terrestre.
• Optimización de la capacidad del sistema de transporte de gas, con la ejecución de las obras del Plan de Abastecimiento de Gas Natural.

Eficiencia operativa:

• Expedición de la nueva metodología tarifaria de transporte por oleoductos que refleje costos de reposición depreciados.
• Aplazamiento de la entrada en vigor (3 de junio) del SICETAC para transporte de carga líquida por carretera.

Estímulos a la producción:

• Expedición de la Resolución del Ministerio de Minas y Energía con incentivos a recobro mejorado y producción incremental.
• Prórroga del período de producción de los contratos existentes y regreso del principio de autonomía de la voluntad de las partes (Acuerdo 03 de la ANH de 2025).
• Ronda permanente de asignación de áreas por iniciativa privada.
• Reactivación del desarrollo de los proyectos de yacimientos no convencionales, aprovechando que Colombia cuenta con un marco regulatorio vigente que permite monitorear y mitigar los riesgos medio ambientales.

“Lo que proponemos es una Transición Energética gradual, donde haya complementariedad y adición de fuentes de energía, una transición a la colombiana, donde utilicemos muy bien los recursos del petróleo y gas para hacer una transición tecnológica, una diversificación productiva en las regiones y utilicemos bien los recursos para reducir, y ojalá eliminar, las brechas sociales que tenemos en las regiones de Colombia.

“Es el momento de replantear la visión que ha tenido la presidencia de la República, para resolver un reto enorme que tenemos, necesitamos autosuficiencia energética, necesitamos soberanía energética, necesitamos sanidad fiscal y modernizar la economía colombiana de manera gradual y responsable”, finalizó el presidente de ACP.

Cerrejón y 39 comunidades wayuu firmaron acuerdos de consulta previa para la línea de transmisión eléctrica Cuestecitas – Puerto Bolívar. Bolívar.   

Treinta y nueve comunidades wayuu protocolizaron acuerdos, producto de la consulta relacionada con la línea privada de transmisión eléctrica que abastece de energía la operación de Cerrejón en La Guajira.

La línea, instalada en los años ochenta, se extiende desde la subestación de Cuestecitas, en Albania, hasta Puerto Bolívar, en Uribia.

El proceso incluye a 142 comunidades de los municipios de Albania, Maicao, Manaure y Uribia, con las cuales se ha generado un espacio para discutir sobre los impactos y medidas de compensación asociadas a la operación y mantenimiento de la línea eléctrica. De las 142, 39 comunidades representadas por la Fundación Ainjawa ya firmaron acuerdos.

Alfonso Puerto Mejía, autoridad tradicional de la comunidad Ullarancen, dijo que: «El proceso se consultó con nosotros de una manera muy especial. Para nosotros fue de gran alegría porque con lo acordado vamos a hacer cosas en beneficio de las comunidades. Se cumplió la palabra y para nosotros es sagrada. Si damos nuestra palabra, diez por seguro que es así».

Por su parte, Marlon Mejía, representante legal de la fundación Ainjawa, dijo: «Podemos decir que tuvimos un buen desarrollo en el proceso y, como asesores de las comunidades, estamos muy contentos. Fue un espacio de aprendizaje, tuvimos que reunirnos muchas veces, llegar a acuerdos, demostrarles a las comunidades que era un proceso serio. Hoy podemos decir que fue creíble y les cumplimos la palabra al 100%», 

Sobre este proceso, Raúl Roys, gerente de Diálogo Social de Cerrejón, menciona: » Hoy estamos marcando un antes y un después porque es nuestra convicción de hacer lo correcto, incluso más allá de lo exigido. En Cerrejón asumimos este proceso porque creemos en la construcción conjunta y en el respeto por las comunidades. Hoy celebramos este hito que representa un ejemplo tangible de que el diálogo sincero, respetuoso y constante sí da resultados”.

Sobre el proceso

Aunque la línea fue construida antes de que existiera la legislación actual sobre consulta previa con comunidades étnicas, en su momento se concertó con las comunidades la ejecución de este proyecto. Sin embargo, con el tiempo surgieron nuevos escenarios que requirieron espacios de diálogo.

Es importante resaltar que la definición de la inclusión de comunidades en este proceso está a cargo de la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP) del Ministerio del Interior, que mediante un proceso administrativo estableció que la consulta procedía con 142 comunidades wayuu.

Este ejercicio de diálogo ha contado con la participación de garantías locales y nacionales. Así mismo, las comunidades cuentan con la asesoría de organizaciones indígenas y no indígenas, así como la de abogados seleccionados de manera independiente y autónoma, lo que garantiza el principio de información adecuada y suficiente.

Además, junto al proceso de consultas ordenado en la sentencia T-704 de la Corte Constitucional, Cerrejón ha protocolizado acuerdos con 417 comunidades étnicas, constituyendo así uno de los procesos consultivos más grandes del país.

A raíz del escándalo por la supuesta firma de un contrato por 5.875.000 dólares con una firma estadounidense que habría investigado a unos 70 funcionarios de Ecopetrol, la Junta Directiva de la compañía se manifestó este 29 de mayo.  

El ente directivo señaló, a través de un comunicado, que ni el Comité de Auditoría ni la Junta Directiva fueron consultados respecto del otrosí al contrato original firmado con la firma Covington & Burling LLP, desde el 29 de agosto de 2024.

El objeto de ese contrato era realizar el análisis de las políticas, procesos y discusiones relacionados con autoridades estadounidenses. Ecopetrol señala que no hubo cambio en su alcance ni en el valor del mismo, y que la Junta Directiva ordenó la suspensión de las actividades del contratista desde febrero de 2025. Además, agrega que “en este proceso no participó el Presidente de la compañía”.

Como parte de la crisis desatada, y aunque no lo menciona directamente, Mónica de Greiff, miembro de la Junta Directiva, presentó su carta de renuncia a primeras horas del 29 de mayo.

Además, la Procuraduría General de la Nación abrió indagación preliminar por cuenta del polémico otrosí, en el marco del contrato para revisar riesgos reputacionales, entre ellos la posible afectación a la imagen de la compañía por las investigaciones que afronta el presidente de la compañía Ricardo Roa.

Por otro lado, según W Radio, la Contraloría General de la República le pidió explicaciones a Ricardo Roa sobre el millonario contrato que firmó la petrolera para una “investigación independiente sobre riesgos reputacionales”.