La caída en los precios del crudo amenaza las exportaciones, debilita los ingresos fiscales y eleva la incertidumbre económica de Colombia.
Por: ANIF
De manera sorpresiva, ocho países integrantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo Plus (OPEP+), conformada por Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán, anunciaron la introducción en el mercado de 411.000 barriles diarios adicionales en su producción combinada a partir de mayo, cifra tres veces mayor que la proyección inicial de 138.000 barriles por día.
Dicho anuncio se realizó un día después del denominado “Día de la Liberación”, cuando el presidente Donald Trump comunicó la aplicación de aranceles recíprocos a 185 países con los que Estados Unidos mantiene relaciones comerciales, en el marco de su política proteccionista, entre ellos Colombia.
La OPEP+, que en 2023 representó el 36,6% de la producción global de crudo y el 79,1% de las reservas totales, justificó esta decisión con base en su evaluación de un mercado saludable y con perspectivas económicas favorables. Esto motivó a los países miembro a acelerar el ritmo de aumento en la oferta global de crudo a partir de un retorno gradual y flexible de los ajustes voluntarios de 2,2 millones de barriles diarios a comienzos de abril.
El sorpresivo anuncio del aumento en la producción por parte de la OPEP+ desencadenó una inmediata reacción en los mercados, con caídas del 6,5% en los futuros del petróleo Brent (US$61 por barril) y del 7,4% en la referencia WTI (US$65,58 por barril), niveles no vistos en cuatro años.
Paralelamente, Goldman Sachs revisó sus proyecciones al alza de la oferta. Así, pronostica un Brent de US$62 y un WTI de US$58 en un escenario de aterrizaje suave, aunque advierte que, ante mayores desequilibrios entre oferta y demanda, el Brent podría bajar a US$54 o incluso por debajo de US$40. Esta dinámica afectó los índices bursátiles, en especial las acciones de las compañías petroleras, y generó movimientos dispares en las monedas de países exportadores.
Cómo afecta a Colombia
Para Colombia, esta coyuntura representa desafíos. La caída en los precios del petróleo tras el anuncio de la OPEP+ afecta directamente a uno de los principales productos de exportación del país, que representó el 30,3% de las ventas externas en 2024. Por lo tanto, un choque negativo en este frente se traduce en menores ingresos fiscales, un deterioro en la balanza de pagos y la depreciación del peso colombiano frente al dólar. Todo esto incrementa la presión sobre las finanzas públicas en un escenario ya marcado por una elevada incertidumbre fiscal.
Desde una perspectiva geopolítica, el giro estratégico de la OPEP+ puede interpretarse como una respuesta coordinada frente a las tensiones comerciales impulsadas por Estados Unidos.
Al acelerar el aumento de su producción, los países del cártel buscan no sólo estabilizar los precios del petróleo, sino también reafirmar su influencia frente al crecimiento sostenido de la producción de petróleo no convencional en Norteamérica.
Colombia necesita un diálogo serio, técnico y respetuoso que realmente ponga en el centro a los colombianos y no sacrifique la estabilidad jurídica que garantiza el abastecimiento energético, señalan los gremios.
Los gremios del sector energético colombiano que hacen parte del Comité Intergremial conformado por ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS, NATURGAS, SER COLOMBIA y ACP rechazaron los señalamientos provenientes del Gobierno Nacional en contra de las empresas del sector, e hicieron un llamado a atender la crisis actual con rigor técnico y atendiendo estructuralmente las necesidades de todos los usuarios del país.
“Es fundamental que el debate se base en hechos verificables y no en afirmaciones que pueden desviar la atención de los retos que enfrenta el sistema”, señalaron los gremios.
En un comunicado de prensa, los gremios señalaron que “la estabilidad del sector eléctrico colombiano se sustenta en un modelo institucional técnico y robusto con total apego a la Constitución, que ha garantizado, por más de 30 años, que millones de colombianos puedan acceder a servicios públicos que, como es el caso de la energía eléctrica, cuyo suministro ha sido permanente y con mejor calidad en las últimas décadas.
“Hoy, nuevamente lamentamos que afirmaciones imprecisas se genere desconfianza y busque afectar a las empresas del sector y a los más de 15 millones de hogares colombianos, comercios e industrias que dependen de este servicio esencial. Por ello aclaramos:
Las tarifas son legales, constitucionales y se basan en la regulación vigente. La llamada “nueva fórmula tarifaria”, que realmente es una modificación al mecanismo de confiablidad, no fue adoptada por ninguna empresa de manera voluntaria porque es una propuesta antitécnica que perjudica la disponibilidad de energía, la sostenibilidad económica de los proyectos y las tarifas para los usuarios, poniendo en riesgo la confiabilidad del sistema en momentos críticos. Intervenir los mercados para cambiar las tarifas actuales por decreto pone en riesgo la seguridad jurídica del sector, genera riesgos económicos desproporcionados y podría disminuir significativamente la oferta de proyectos de generación renovable en la próxima subasta de expansión, en momentos en los que el país los requiere con urgencia.
Es importante tener en cuenta que el análisis y establecimiento de nuevas fórmulas tarifarias debe ser integral y estructural, ya que continuar intentando realizar ajustes puntuales como el establecido y como otros propuestos suponen el riesgo de no lograr los objetivos deseados y contrario a lo deseado, perjudicar no solo a usuarios, sino a empresas y al país. Es clave fortalecer los canales de comunicación para que las medidas sean analizadas legal y técnicamente.
2. Los precios en bolsa de energía reflejan la estrechez entre oferta y demanda, y no representan ganancias injustificadas. Se basan en la dinámica entre oferta y demanda, que opera en todos los mercados del mundo en los que prima la libre competencia, y permite alertar situaciones críticas del sistema. En épocas periodos de alta disponibilidad hídrica, los precios tienden a bajar; en épocas críticas, suben. Este valor impacta en menos del 7% en la tarifa que pagan los usuarios finales, ya que en promedio solo el 20% de la demanda se compra por este mecanismo.
La estrechez entre la oferta de energía firme y la creciente demanda genera presión en las tarifas, lo cual debe solucionarse con el ingreso de mayor oferta y la eliminación de las barreras que están impidiendo que proyectos de generación y transmisión entren oportunamente. Insistir en propuestas como las de restringir la venta de energía en bolsa de las generadoras renovables a máximo el 5% rompe las señales de eficiencia, compromete la confiabilidad del suministro, irrumpe el principio constitucional de libre empresa y podría encarecer las tarifas para todos.
Además, reiteramos que, para incentivar un mayor nivel de contratación, es fundamental saldar las deudas pendientes con las empresas comercializadoras y garantizar el pago de los valores asociados a la opción tarifaria. Estos pagos permitirán a las comercializadoras contar con los recursos necesarios para firmar contratos de largo plazo, los cuales a su vez viabilizan la financiación de nuevos proyectos, principalmente renovables. Todo esto se traduce en beneficios directos para los usuarios, al garantizar tarifas más eficientes y estables.
3. El respeto por la institucionalidad del sector es fundamental para asegurar las inversiones necesarias que permitan mejorar y expandir el servicio. Los comisionados de la CREG son servidores públicos nombrados por el Gobierno Nacional con funciones de carácter técnico, cuya independencia es clave para preservar la gobernanza del sistema energético, por tanto, desconocer este principio genera incertidumbre, debilita la confianza y pone en riesgo inversiones y el desarrollo de proyectos.
Colombia necesita, en el mejor de los casos, 1000 MW de energía firme adicionales en los próximos tres años para atender la demanda y mantener el equilibrio del sistema. Las empresas del sector – públicas, privadas y mixtas- son fundamentales para el abastecimiento de electricidad en el país, convertirlas en instrumento de controversia política perjudicará a los usuarios como ya ocurrió en el pasado.
4. Las empresas están garantizando el servicio. Las generadoras, transmisoras, distribuidoras y comercializadoras de energía han garantizado el abastecimiento de la energía para todo el país a pesar de enfrentar señales adversas y presiones financieras crecientes. Su compromiso ha sido para mantener la confiabilidad del sistema y asegurar el acceso de los colombianos a este servicio.
En 2024, las comercializadoras de energía acumularon más de $7 billones en cuentas por cobrar de subsidios por parte del Estado, opción tarifaria, y deudas por parte de entidades oficiales, entre otros, situación que compromete seriamente su sostenibilidad financiera; a pesar de ello, han garantizado la continuidad del servicio sin cortes masivos hasta ahora, protegiendo a los usuarios más vulnerables. En el caso de Air-e, actualmente intervenida, mantiene deudas con otros agentes por más de $1 billón, lo que pone en riesgo el suministro de energía como en el caso de plantas térmicas que deben prepagar el insumo para generar. Es prioritario realizar los pagos totales de los valores adeudados y concretar mecanismos para viabilizar la operación de Air-e.
5. El gas natural juega un rol clave para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico, especialmente en épocas de escasez hídrica. Su disponibilidad suficiente y oportuna permite complementar otras fuentes, garantizar la generación térmica y asegurar el suministro continuo a hogares, industrias y comercios bajo criterios de calidad y competitividad. Proteger, fortalecer e incentivar la oferta de gas natural y su cadena de abastecimiento es esencial para la seguridad energética del país.
6. La transición energética requiere planeación, no se puede hacer con improvisación. Los paneles solares en hogares son una alternativa, sin embargo, no reemplazan la red nacional y sin almacenamiento no garantizan cobertura continua de la demanda de energía, especialmente en horas nocturnas o días nublados. El programa Colombia Solar no puede financiarse con deuda pública sin planificación, esto va en contravía del principio de eficiencia del gasto público, y tampoco debe desfinanciar el presupuesto del fondo de solidaridad para financiar los subsidios.
Finalmente, reiteramos nuestra disposición para aunar esfuerzos y trabajar en beneficio de todos los colombianos, en un marco de respeto y diálogo constructivo. Colombia necesita visión técnica y trabajo conjunto para avanzar hacia una transición energética justa, sostenible y viable para todos. Desde los gremios del sector reafirmamos nuestro compromiso con este propósito y con aportar soluciones que fortalezcan el sistema energético nacional y el bienestar de los colombianos.
La Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP) reveló los resultados de la II Encuesta Nacional sobre Empleabilidad y Futuro de las Geociencias en Colombia.
Con una muestra de 840 encuestados, el estudio muestra que el 54.8% de los geocientíficos colombianos perciben ingresos en su profesión, mientras que una parte significativa ha tenido que migrar a otros sectores o enfrenta dificultades para encontrar empleo.
La incertidumbre es una constante en el gremio: menos del 10% de los encuestados tiene una perspectiva positiva sobre su futuro laboral.
Los datos muestran que la brecha de género sigue siendo un reto. La diferencia más marcada está en los contratos por prestación de servicios, con una brecha del 9.6% entre hombres y mujeres. Además, solo el 35% de los profesionales con posgrado son mujeres, lo que puede influir en la inequidad salarial y en las oportunidades de ascenso dentro del sector.
Empleabilidad y especialización
El estudio indica que la formación académica juega un papel clave en la empleabilidad. Mientras que el 43% de los profesionales sin posgrado tienen empleo, la cifra aumenta al 73% entre quienes han cursado estudios de especialización, maestría o doctorado.
Por universidades, los egresados con mayores tasas de empleo provienen de la Universidad Nacional de Medellín (72%), la Universidad de los Andes (61.5%) y la Universidad Nacional de Bogotá (57.9%).
La geociencia en la economía y seguridad energética
Más allá de la empleabilidad, el estudio también resalta el rol estratégico de las geociencias en la seguridad energética del país. En 2024, la generación hidroeléctrica en Colombia sufrió una crisis por la sequía y fueron los combustibles fósiles (especialmente gas) los que sostuvieron la generación eléctrica. En este contexto, el desarrollo de talento en geociencias es clave para la sostenibilidad del sector minero-energético y la transición hacia energías renovables, así como la adaptación al cambio climático.
Un llamado a la acción
La ACGGP hace un llamado a fortalecer la formación y empleabilidad en geociencias a través de tres pilares:
Conexión laboral: Crear una plataforma de empleabilidad exclusiva para geocientíficos y establecer alianzas con la industria y el gobierno.
Capacitación en nuevas áreas: Promover especializaciones en geotermia, inteligencia artificial aplicada a geociencias y transición energética.
Mayor visibilidad de la profesión: Impulsar campañas que resalten el impacto de los geocientíficos en el desarrollo sostenible del país.
Reconversión laboral: La TEJ busca pasar de un modelo extractivista a uno de industrialización que invita a considerar a los geólogos como elemento clave en los frentes de acción.
Los resultados de la II Encuesta Nacional sobre Empleabilidad y Futuro de las Geociencias en Colombia no solo evidencian desafíos en la inserción laboral de los profesionales del sector, sino que también reafirman su papel estratégico en el desarrollo del país.
La seguridad energética, la gestión eficiente de los recursos, la mitigación de riesgos ambientales y la adaptación al cambio climático requieren del conocimiento geocientífico para garantizar decisiones basadas en datos y una planificación territorial responsable.
“El país necesita profesionales que entiendan el territorio y gestionen los recursos de manera responsable. Sin ellos, la seguridad energética y la adaptación al cambio climático estarán en juego. Y estos profesionales somos los geólogos”, indicó, Flóver Rodríguez Portillo, director Ejecutivo de la ACGGP.
En este contexto, la iniciativa «Un geólogo por municipio» de la ACGGP busca descentralizar el conocimiento geocientífico y asegurar que cada territorio cuente con profesionales que orienten el desarrollo sostenible, gestión de riesgos y aporten a la seguridad energética nacional.
“No se trata solo de fortalecer la empleabilidad del gremio, sino de garantizar que el país cuente con una red de profesionales capaces de anticipar amenazas y diseñar estrategias para un futuro más seguro y resiliente”, dijo Rodríguez, y agregó que invertir en la formación y presencia de geocientíficos en todas las regiones no es solo una apuesta por la ciencia, sino por el bienestar de la sociedad y el crecimiento sostenible de Colombia.
Según la OLADE, la región avanza en su transición energética, alcanzando un 69% de renovabilidad, con liderazgo de la hidroenergía y la energía solar.
La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó su NuevoReporte de Generación Eléctrica en América Latina y el Caribe (ALC), que ofrece un análisis detallado del comportamiento del sistema eléctrico en la región.
El informe incluye datos sobre generación eléctrica, participación de las distintas fuentes de energía, así como comparaciones interanuales, mensuales y variaciones estacionales.
Durante 2024, América Latina y el Caribe registró un incremento del 5,5 % en la generación eléctrica, impulsado principalmente por la expansión de centrales eólicas y solares fotovoltaicas, y por una mayor participación del gas natural en la matriz eléctrica regional.
Generación eléctrica por fuente en 2024:
Hidroenergía: 45 %
Gas natural: 25 %
Eólica: 12 %
Solar: 7 %
Bioenergía: 4 %
Carbón mineral: 2 %
Nuclear: 2 %
Derivados del petróleo: 2 %
Geotérmica: 1 %
Gracias a esta diversificación, el índice de renovabilidad —que mide la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables— alcanzó un notable 69 %.
En términos mensuales, se evidencian patrones estacionales:
Agosto de 2023: Peak de generación de 151 TWh
Mayo de 2024: Peak de generación máximo anual con 159 TWh
Diciembre de 2024: 149 TWh, lo que representa un aumento interanual del 1,3 % frente al mismo mes de 2023.
El informe destaca que alrededor de diez países de la región superaron el 75% de renovabilidad, al tiempo que se observaron disminuciones significativas en el uso de fuentes no renovables:
Derivados del petróleo: -62 %
Carbón mineral: -49 %
“Este avance reafirma el compromiso de la región con la sostenibilidad y la seguridad energética, posicionando a América Latina y el Caribe como referente global en la transición hacia un sistema eléctrico más limpio y resiliente”, concluye el informe.
La expansión y modernización de la infraestructura en el norte del Valle de Aburrá beneficiará a 29.400 nuevos usuarios.
Con una inversión de 33.832 millones de pesos, EPM modernizó la central hidroeléctrica Niquía, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá, con el objetivo de optimizar su infraestructura y equiparla con tecnología de vanguardia, similar a la de de Hidroituango.
“Gracias a esta modernización y un mantenimiento integral, la central Niquía extiende su vida útil por más de 20 años y seguirá aportando 19.9 megavatios al Sistema Interconectado Nacional, consolidándose como una fuente confiable de energía para la región”, indicó John Maya Salazar, gerente General de EPM.
La inversión incluyó el retiro de equipos que ya habían cumplido su vida útil y la instalación de nuevos sistemas electromecánicos importados de Alemania, Austria, China y Brasil.
Entre los equipos instalados en la central se destacan: un regulador de tensión, un sistema de aire comprimido y otro de refrigeración, una planta de emergencia, un nuevo sistema de iluminación y servicios auxiliares eléctricos. Además, se implementó el uso de fibra óptica y accesorios de comunicación, optimizando la conectividad de la central.
La inversión también abarcó obras civiles en la casa de máquinas y la cámara de válvulas, donde se controla el ingreso de agua a la central; también se puso en marcha un sistema de monitoreo de descargas parciales para alertar sobre posibles novedades del generador y un sistema de supervisión y control remoto que permitirá operar la central a distancia.
Subestación de energía de Girardota se renueva
EPM también avanza en la modernización y ampliación de la subestación de energía de Girardota, para fortalecer el suministro eléctrico en el norte del Valle de Aburrá.
Esta iniciativa permitirá atender el crecimiento de la región y mejorar la confiabilidad del servicio para miles de familias. En marzo pasado, se instaló un segundo transformador de potencia, en un esquema de atención inmediata que duplica la capacidad de la subestación, incrementándola en 60 megavoltiamperios (MVA) adicionales, para un total de 120 MVA de potencia instalada, lo que permitirá atender 9 mil nuevos hogares e industrias.
El proyecto también contempla la construcción y remodelación de los circuitos de distribución, con una inversión adicional de 8 mil millones de pesos para reforzar la estabilidad y confiabilidad del servicio de energía a 41.900 familias de Girardota, Bello, Barbosa y San Pedro de los Milagros, que ya disfrutan de este suministro.
Expansión y modernización de infraestructura
Con una inversión de 72 mil millones de pesos, en un plan a cuatro años, la expansión y modernización de la infraestructura eléctrica del norte del Valle de Aburrá se hará de manera escalonada hasta 2031 y beneficiará a un total de 29.400 nuevos usuarios, quienes accederán a energía con continuidad y confiabilidad.
Durante este período, se llevará a cabo la reposición de los equipos de patio (pararrayos, interruptores de potencia, transformadores de corriente y transformadores de potencial, entre otros), la instalación de celdas de distribución, la actualización del sistema de comunicaciones por fibra óptica y la conversión a subestación digital, lo que permitirá un mayor monitoreo de variables para una operación y mantenimiento ágil.
Además de construir una nueva sala de control, también se realizarán obras hidráulicas para mitigar riesgos de inundación en la subestación durante la temporada de lluvias, esto se logrará elevando la cota de construcción a un metro de su nivel actual.
Los ingresos operacionales en 2024 alcanzaron los $93.491 millones, lo que representa un crecimiento del 3,9% en comparación con el año anterior.
La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) anunció que su asamblea de accionistas reeligió a la junta directiva para el periodo 2025 – 2027 y aprobó un pago de un dividendo de $354 por acción.
La junta directiva seguirá integrada por Sergio Villamizar Ortiz, Giovanna Sardi Blum, Jorge Enrique Bedoya Vizcaya, Eduardo López Obregón, Diego Bautista Ríos, Edwin Cortés Mejía, Mario Jaramillo Corredor, Carlos Andrés Piedrahíta Tello y Antonio José Escobar Cuartas.
En 2024, los ingresos operacionales de la compañía alcanzaron los $93.491 millones, lo que representa un crecimiento del 3,9% en comparación con el año anterior. La utilidad neta alcanzó $23.871 millones (10,4% menos) y el ebitda fue de $40.496 millones (que representa un aumento del 4,3%), con un margen neto del 25,5%.
«El 2024 fue un año clave para la consolidación de nuestra estrategia. Logramos hitos significativos en la evolución de nuestros productos y servicios, fortaleciendo el acceso a financiamiento no bancario y dinamizando mercados estratégicos para la economía del país. La ratificación de nuestra junta directiva nos permite dar continuidad a este proceso, garantizando que la Bolsa Mercantil siga siendo un aliado estratégico para el sector productivo y financiero colombiano», señaló María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa.
Uno de los principales logros en financiación no bancaria, fue el lanzamiento de Atra-e, el primer mercado bursátil de facturas electrónicas en Colombia, que generó ingresos por $12.849 millones, ofreciendo una alternativa segura y eficiente para la negociación de facturas electrónicas bajo un esquema bursátil. Resultado, al que se suma la consolidación de SIMM, el registro de cesión de derechos económicos de contratos, que alcanzó un saldo al cierre del año por $62.501 millones.
El crecimiento de los ingresos de la Bolsa Mercantil en 2024 también estuvo impulsado por el dinamismo del mercado de compras públicas, que registró un incremento del 14,9%, con un volumen de negociación de $2 billones.
En el segmento de mercados energéticos, el crecimiento fue del 23,7%, lo que consolida la gestión de la Bolsa Mercantil como actor clave en la gestión del mercado del gas natural.
«Este resultado refleja la consolidación de nuestro modelo de negocio, el fortalecimiento de nuestro portafolio, la estabilidad financiera y el compromiso de la compañía con la generación de valor a nuestros accionistas y demás grupos de interés. Así mismo, refleja la solidez de nuestra estrategia de diversificación y la confianza que los actores del mercado depositan en la Bolsa Mercantil de Colombia», indicó Agudelo.
Al cierre de la asamblea, la presidente de la Bolsa Mercantil explicó que para 2025 la empresa trabaja en la consolidación de su estrategia de diversificación, crecimiento y eficiencia para lograr cumplir las metas estratégicas, concentradas en duplicar los ingresos a partir del portafolio actual de la compañía, la creación de nuevos mercados y el fortalecimiento de las políticas corporativas de eficiencia y modernización de los procesos operativos.
“En 2025 trabajaremos con determinación para consolidar nuestra posición como el aliado estratégico que transforma el acceso a los mercados, facilita la financiación y fortalece la competitividad del país”, concluyó Agudelo Valencia.
Sobre la Bolsa Mercantil
La Bolsa Mercantil de Colombia es la única Bolsa de productos y servicios de Colombia. Es la matriz del Grupo Empresarial BMC, de la cual es filial Conexión Energética. Es un escenario de negociación de productos agropecuarios, industriales, minero-energéticos y otras materias primas, donde se pueden comprar o vender productos, obtener financiación o hacer inversiones, para lo cual cuenta con una plataforma de negociación, una de registro y otra de compensación y liquidación.
Desde 2015 la Bolsa Mercantil se convirtió en el Gestor del Mercado de gas natural en Colombia al ganar un proceso de licitación con el gobierno. Bajo esta figura, la Bolsa Mercantil es el responsable de recopilar, centralizar y hacer pública la información transaccional y operativa del sector, para optimizar el uso de infraestructura de suministro y transporte, lo que permitirá darle más transparencia al mercado.
La BMC fue creada en 1979, está listada en la Bolsa de Valores de Colombia y está vigilada y supervisada por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Con cerca del 6% de la capacidad de generación total, Colombia cuenta con 1.613 MW de capacidad instalada de generación térmica a carbón de despacho centralizado, distribuidos entre cinco empresas que operan 14 unidades de generación.
Colombia cuenta con una de las matrices eléctricas de menor emisión de gases de efecto invernadero en el mundo, gracias a la alta participación de la generación hidroeléctrica (62%), el crecimiento de las energías renovables no convencionales, especialmente la solar fotovoltaica (9%), y la presencia de la generación termoeléctrica, que representa el 28%.
Sin embargo, la dependencia del recurso hídrico hace que el sistema sea vulnerable en períodos de sequía extrema, como durante los fenómenos de El Niño, cuando la reducción drástica de los niveles de los embalses pone en riesgo el suministro de energía.
Por su parte, las energías renovables, debido a su carácter intermitente, no garantizan la confiabilidad necesaria para el sistema eléctrico.
En este contexto, de acuerdo con la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), las plantas térmicas, especialmente aquellas que operan con carbón, han demostrado ser esenciales. Durante El Niño 2023-2024 contribuyeron a mantener la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y evitar apagones, asegurando un suministro constante.
En esa coyuntura, las centrales afiliadas ANDEG que utilizan carbón generaron en promedio 27 GWh-día, cubriendo alrededor del 12% de la demanda de energía.
“En períodos de máxima producción, el consumo promedio de este combustible sólido alcanza las 400.000 toneladas mensuales. Esto da una idea clara del rol que desempeña en el sector eléctrico”, señaló Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.
Además de su aporte a la seguridad energética, el carbón juega un papel clave en la formación de precios en el mercado mayorista de electricidad, pues funciona como un mecanismo de control que regula las ofertas de otras tecnologías y establece una referencia para los contratos de energía a mediano y corto plazo.
Papel del carbón en la transición energética
Según ANDEG, el debate sobre la transición energética ha girado en torno a la sustitución de fuentes tradicionales por renovables, sin considerar que estas requieren tecnologías de respaldo y garantías para asegurar una implementación efectiva y oportuna de nuevos proyectos, así como la electrificación de la economía.
Mientras llegan las nuevas fuentes de energía, la capacidad de las térmicas para operar de manera firme brinda estabilidad a la red en los momentos de mayor demanda.
“Ejemplos internacionales refuerzan esta idea. Alemania, a pesar de su fuerte apuesta por la transición energética, ha mantenido el uso del carbón como una opción de respaldo para evitar crisis energéticas. China, líder en energías renovables, sigue invirtiendo en tecnologías de carbón más limpias para asegurar estabilidad en su red eléctrica”, indicó Castañeda.
Seguridad energética con compromiso ambiental
La apuesta para transitar hacia energías más limpias en Colombia se asocia con las emisiones que generan las fuentes de energía convencionales. No obstante, hay que resaltar que en la cadena de valor del carbón estas representan entre el 10% y el 15% del total de gases de efecto invernadero del país y en el sector térmico afiliado a ANDEG que usa este recurso es alrededor del 3%.
El sector urge promover y adoptar tecnologías como la captura y almacenamiento de carbono (CCUS, por su sigla en inglés), la combinación de combustibles carbón-biomasa y carbón-residuos, así como estrategias de economía circular para la gestión de residuos, más allá del uso de cenizas en la fabricación de cemento. Estas iniciativas permitirían aprovechar los abundantes recursos energéticos del país, fundamentales para el desarrollo de las economías regionales, mientras se mitigan sus impactos ambientales.
“En materia de política pública, es fundamental desarrollar incentivos que promuevan mejores prácticas y tecnologías para fortalecer, en el contexto de la reactivación del sector eléctrico, una matriz energética robusta, diversificada y confiable, garantizando la seguridad y soberanía energética. En este proceso, la generación térmica a carbón debe ser reconocida como un aliado clave para asegurar que la transición se lleve a cabo de manera ordenada, sostenible y eficiente”, puntualizó Castañeda.
El informe Global Energy Review de la AIE concluye que la demanda mundial de energía aumentó un 2,2% en 2024, cifra inferior al crecimiento del PIB del 3,2% pero considerablemente mayor que el aumento medio anual de la demanda del 1,3% entre 2013 y 2023.
Por: ENERGY CONNECTS
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda mundial de energía creció en 2024 a un ritmo más rápido que el promedio, a medida que el consumo de electricidad aumentó en todo el mundo, con un mayor suministro de energías renovables y gas natural que cubrió la mayoría de las necesidades energéticas adicionales.
Las economías emergentes y en desarrollo representaron más del 80% del aumento de la demanda energética mundial en 2024. Esto se produjo a pesar de la desaceleración del crecimiento en China, donde el consumo de energía aumentó menos del 3%, la mitad de su tasa de 2023 y muy por debajo del promedio anual reciente del país.
Por otro lado, tras varios años de caídas, las economías avanzadas volvieron a crecer, con un aumento de su demanda energética de casi un 1% en total, según la AIE.
La más reciente edición del Informe Global de Energía es la primera evaluación global de las tendencias del sector energético para 2024. Basado en los datos más recientes, abarca la demanda y la oferta de energía, la adopción de nuevas tecnologías energéticas y las emisiones de dióxido de carbono (CO₂) relacionadas con la energía.
El sector eléctrico lidera el crecimiento de la demanda
La aceleración del crecimiento de la demanda mundial de energía en 2024 fue liderada por el sector eléctrico, con el aumento del consumo mundial en casi 1.100 teravatios-hora, o 4,3%. Esto representó casi el doble del promedio anual de la última década, según la AIE.
El fuerte aumento del consumo mundial de electricidad el año pasado fue impulsado por temperaturas globales récord, que impulsaron la demanda de refrigeración en muchos países, así como por el aumento del consumo de la industria, la electrificación del transporte y el crecimiento de los centros de datos y la inteligencia artificial.
La creciente oferta de fuentes de bajas emisiones cubrió la mayor parte del aumento de la demanda mundial de electricidad en 2024. La cantidad de nueva capacidad de energía renovable instalada en todo el mundo aumentó a alrededor de 700 gigavatios, estableciendo un nuevo récord anual por 22º año consecutivo, dijo la AIE.
El creciente papel de la energía nuclear
La capacidad de generación con energía nuclear alcanzó el año pasado su quinto nivel más alto en las últimas tres décadas. Como resultado, el 80% del aumento de la generación eléctrica mundial en 2024 provino de fuentes renovables y energía nuclear, que en conjunto contribuyeron con el 40% de la generación total por primera vez. La oferta de generación a gas natural también aumentó de forma constante para cubrir la creciente demanda de electricidad.
“Existen muchas incertidumbres en el mundo hoy en día y diferentes narrativas sobre la energía, pero este nuevo informe de la AIE basado en datos pone algunos hechos claros sobre lo que está sucediendo a nivel mundial”, dijo el director Ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.
Lo cierto es que el consumo de electricidad está creciendo rápidamente, arrastrando consigo la demanda energética general hasta tal punto que es suficiente para revertir años de disminución del consumo energético en las economías avanzadas.
Como resultado, la demanda de todos los principales combustibles y tecnologías energéticas aumentó en 2024, con las energías renovables representando la mayor parte del crecimiento, seguidas del gas natural. Y la fuerte expansión de la energía solar, eólica, nuclear y de los vehículos eléctricos está debilitando cada vez más la relación entre el crecimiento económico y las emisiones, añadió Birol.
Mayor crecimiento de la demanda de gas natural
En 2024, el gas natural registró el mayor aumento de demanda entre los combustibles fósiles. La demanda de gas aumentó en 115 mil millones de metros cúbicos (bcm), o 2,7%, en comparación con un promedio de alrededor de 75 bcm anuales durante la última década.
Mientras tanto, la demanda de petróleo creció un 0,8 % en 2024, según la AIE, y añadió que la participación del petróleo en la demanda total de energía cayó por debajo del 30 % por primera vez en la historia, 50 años después de alcanzar un máximo del 46 %.
Las ventas de coches eléctricos aumentaron más del 25 % el año pasado, y los modelos eléctricos representaron uno de cada cinco coches vendidos a nivel mundial. Esto contribuyó considerablemente a la disminución de la demanda de petróleo para el transporte por carretera, que compensó una proporción significativa del aumento del consumo de petróleo para la aviación y la petroquímica.
Consumo anual de carbón
La demanda mundial de carbón aumentó un 1 % en 2024, la mitad de lo observado el año anterior. Según el informe, las intensas olas de calor en China e India, que incrementaron las necesidades de refrigeración, contribuyeron con más del 90 % del aumento anual total del consumo de carbón a nivel mundial, lo que pone de relieve el importante impacto que las condiciones meteorológicas extremas pueden tener en los patrones de demanda energética.
La rápida y continua adopción de tecnologías de energía limpia limitó el aumento anual de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) relacionadas con la energía, que se están desvinculando cada vez más del crecimiento económico, según el informe.
Las temperaturas récord contribuyeron significativamente al aumento anual del 0,8 % de las emisiones globales de CO2, hasta alcanzar los 37.800 millones de toneladas. Sin embargo, el despliegue de energía solar fotovoltaica, eólica, nuclear, coches eléctricos y bombas de calor desde 2019 ha evitado la emisión de 2 600 millones de toneladas de CO2 al año, el equivalente al 7 % de las emisiones globales.
Las emisiones de CO2 en las economías avanzadas se redujeron un 1,1%, hasta los 10.900 millones de toneladas, en 2024, un nivel que no se veía desde hacía 50 años, a pesar de que el PIB acumulado de estos países es ahora tres veces mayor.
La mayor parte del crecimiento de las emisiones en 2024 provino de economías emergentes y en desarrollo, con excepción de China. Si bien el crecimiento de las emisiones en China se desaceleró en 2024, las emisiones per cápita del país son ahora un 16% superiores a las de las economías avanzadas y casi el doble del promedio mundial.
“Desde la desaceleración del crecimiento de la demanda mundial de petróleo y el creciente despliegue de coches eléctricos hasta el papel en rápida expansión de la electricidad y la creciente disociación de las emisiones del crecimiento económico, muchas de las tendencias clave que la AIE ha identificado de antemano se están mostrando claramente en los datos de 2024”, afirmó el Dr. Birol.
Los recursos se destinarán para financiar el plan general de inversiones y gastos diferentes a inversión.
EPM firmó un contrato de crédito con la banca comercial internacional por 650 millones de dólares, destinado a financiar el plan general de inversiones y gastos diferentes a inversión, que le permitirán seguir prestando servicios públicos a la comunidad.
El contrato de crédito, con un plazo de 5 años, fue liderado por los bancos The Bank of Nova Scotia (Scotiabank) y Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC). En el crédito participaron otros siete bancos, entre americanos, europeos y asiáticos, lo cual confirma la confianza de los acreedores financieros ubicados en diferentes continentes.
“Esta transacción demuestra la confianza y el respaldo de la banca internacional en EPM, que confía en el sólido desempeño financiero de la empresa, su posición de liderazgo en el mercado de servicios públicos en Colombia y que apoya el desarrollo de la región con los servicios que presta”, destacó John Maya Salazar, gerente General de EPM y líder del Grupo EPM.
Inversiones para la comunidad
El 50 % de los recursos de este crédito serán usados para financiar el plan general de inversiones en infraestructura, expansión, modernización, mantenimiento y crecimiento de la Empresa para los negocios de Provisión de agua, Gestión de residuos sólidos, Generación de energía; Transmisión y Distribución de energía y Gas natural. El 50 % adicional será utilizado en gastos diferentes a inversión.
EPM tiene un presupuesto de 30,1 billones de pesos en 2025. De estos recursos, 4,2 billones de pesos se destinarán a proyectos de infraestructura.
Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda. (ECP Brasil), filial del Grupo Ecopetrol S.A., aprobó la Decisión Final de Inversión (FID) para Gato do Mato, el primer proyecto de desarrollo con participación de Ecopetrol en el área pre-sal de la Cuenca de Santos, en Brasil.
El proyecto Gato do Mato es un descubrimiento de gas condensado, en aguas profundas entre 1.750 y 2.050 metros respecto de la tabla de agua que abarca dos bloques contiguos frente a la costa brasilera: BM-S-54 en contrato de Concesión y Sul de Gato do Mato bajo contrato de producción compartida.
El Consorcio Gato do Mato está integrado por Shell (operadora con una participación del 50%), Ecopetrol (30%), Total Energies (20%) y Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como representante del Gobierno brasileño en el contrato de producción compartida.
El plan de desarrollo incluye la instalación de un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), diseñado para procesar hasta 120.000 barriles de petróleo por día.
Los volúmenes actuales estimados de recursos recuperables de petróleo del desarrollo de Gato do Mato son aproximadamente 370 millones de barriles gross. La participación del Grupo Ecopetrol de estos volúmenes es del 30%, de los cuales se espera una incorporación significativa de reservas de petróleo en el 2025 con inicio de producción en 2029.
Este proyecto incorporará la primera FPSO del Grupo Ecopetrol, la cual corresponde a un diseño liviano de última generación e inversiones para una operación eficiente, de bajo costo y emisiones reducidas, que contribuye en la curva de aprendizaje de proyectos costa afuera de Ecopetrol.
Las operaciones iniciales implicarán la reinyección de gas natural para el soporte de la presión del yacimiento y maximizar la recuperación de petróleo, con la opción futura de transportar el gas a instalaciones en tierra para comercialización local.
El monto de las inversiones no fue anunciado por Ecopetrol.
