Categoría: Industria

El sector minero energético colombiano emplea más de 602.000 y en 2024 produjo $133 billones de pesos, lo cual representó el 7,8% del PIB nacional.

Durante la instalación de Colombia Genera, el presidente de la ANDI, Bruce Mac Master, señaló que en 2024 el impuesto de renta recaudado a partir del sector minero energético del año gravable de 2023, fue de $22 billones de pesos, lo cual equivalió al 31% del total del recaudo del país.

“El potencial que tiene Colombia en este sector es evidente. Si bien tenemos grandes desafíos, como sociedad tenemos que ver los costos y los beneficios de cada iniciativa que hagamos. Colombia debe tomar la decisión y ser consciente del efecto sobre el país y los hogares colombianos», comentó Mac Master.

El dirigente gremial agrego que “el petróleo, el carbón y el gas natural han sido base fundamental del soporte de las finanzas públicas por muchos años en Colombia, pero hemos tenido un debilitamiento de esta principal fuente de recursos para la Nación. Cuando una actividad como la petrolera o la minera apoya a las finanzas públicas, en últimas lo que estamos diciendo es que con esos recursos se hace política pública, se pueden atender los subsidios para personas vulnerables, se puede atender la construcción de escuelas y de carreteras. No podemos abandonar esta fuente de recursos.”

En la apertura del evento también participó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, quien celebró el anunció de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales al dar luz verde a la licencia ambiental del proyecto de línea de transmisión eléctrica para los parques eólicos en La Guajira.

Además, invitó a formar parte de una gran mesa de diálogo nacional, con la finalidad de buscar soluciones para garantizar la seguridad y soberanía energética y eléctrica del país.

Versiones encontradas en torno al sector energético se escucharon en la apertura de la Decimocuarta Colombia Genera, organizada por la ANDI.   

Cuando a la primera ministra de Minas y Energía del gobierno Petro, la filósofa Irene Vélez, se le preguntó qué haría la administración si se acababa el gas nacional contestó sin inmutarse que se importaría de Venezuela.

Esa importación nunca se concretó por razones técnicas y jurídicas. Ahora, cuando el gobierno tiene el sol a las espaldas, la solución que plantea el presidente para suplir la escasez de gas nacional es importarlo de Qatar, al otro lado del planeta. Es decir, no solo renuncia a la autosuficiencia gasífera sino que el energético llegará a con tarifas del triple del producido en el país.   

Ahora llegó Edwin Palma, el tercer ministro de Energía de este gobierno, y en su primera intervención pública, en Colombia Genera, señaló que el gobierno se sostiene en dos líneas rojas: No a la explotación de yacimientos no convencionales y no a la firma de nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos.

Por su parte, Bruce Mac Master, presidente de la la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI), demostró con cifras en la apertura del congreso la alta dependencia fiscal del país del sector de hidrocarburos, los riesgos de apagón que se ciernen sobre el país y el papel que debe seguir jugando Ecopetrol, no solo en el sector sino en la economía en general, por ser la más grande empresa del país y la ‘joya de la corona’ del Estado colombiano.

No obstante, Palma sigue con la narrativa de sus antecesores: negar la escasez de electricidad y gas, renunciar a la soberanía energética y forzar la baja en las tarifas de los servicios.

No obstante, en el certamen, el ministro Palma hizo un llamado al sector empresarial. “Quiero invitarlos con toda franqueza a formar parte de una gran mesa de diálogo nacional, con la finalidad de buscar soluciones para garantizar seguridad y soberanía energética y eléctrica”, dijo.

Sobre esta propuesta, Flóver Rodríguez Portillo, director de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), dijo que “la mesa que propone el ministro para la seguridad energética no pasa por decisiones de importar o no recursos sin tomar decisiones por el beneficio del país. Hay que hacer un análisis detallado de si la decisión es traer recursos o explotarlos y producirlos en el país. También es relevante que pueda dar claridad al país sobre el impacto en el bolsillo de los colombianos.”

Y agregó que la propuesta que llevarán los geólogos a la mesa técnica es que “la seguridad energética pasa porque tomemos la decisión de explorar decididamente el país en términos de hidrocarburos, en términos de nuevos energéticos del subsuelo y en términos de minerales estratégicos.”

Rodríguez concluyó que si el petróleo es el motor del país en términos económicos, el gas es el motor de la transición energética. “Tenemos que garantizar el petróleo por muchos años más para que el país pueda seguir avanzando en todas estas inversiones de descentralización, transición energética y cambio climático.”

Riesgo de apagón

Mientras Palma desconoce el riesgo de apagón eléctrico, Camilo Sánchez, presidente de Andesco y del Consejo Gremial Nacional, dijo que el ministro “sabe que, si no se hacen las cosas que se tienen que hacer, se va apagar el país. Aquí no estamos echando cuentos, pero él dice que es un discurso, un discurso que ya se demostró que es verdad: se apagó Puerto Carreño por una deuda de 1.600 millones de pesos, que le costaron a 40 mil colombianos tres días de apagón. Ojo doctor Palma, usted que estuvo de interventor de Air-e sabe que si no le meten la plata, que son 800 mil millones de pesos a Air-e, este sector se va a apagar y si no le cumplen a Afinia entregándole la parte proporcional que el corresponde, el gobierno va a quedar de nuevo con el desangre más grande y muy seguramente el apagón de la costa va a costarnos mucho a los colombianos, no solamente en turismo sino en crecimiento y desarrollo económico.”

Sobre lo planteado por el ministro en cuanto a que la deuda de la opción tarifaria debían pagarla los que más tienen, Sánchez dijo que “ahí estamos cambiando las reglas, y es que el presidente fue el que ofreció pagar la opción tarifaria, un pedido de Andesco y el Comité Intergremial en su momento.

“El gobierno se comprometió y ahí no había reforma tributaria. Ahora el gobierno dice que si no pasa por la reforma tributaria nos la va hacer pagar a todos. El pueblo no es bobo y la gente se va a dar cuenta que le quitaron estos recursos que el presidente ofreció.”

Sobre las deudas en el pago de los subsidios que tiene el gobierno con las distribuidoras, Sánchez dijo que “el Contralor dio un mensaje a los colombianos, al ministro de Hacienda y al ministro de Energía, que si no pagan hay una advertencia, porque está visto que va haber un apagón.”

Finalmente, señaló que las empresas distribuidoras que hoy están en mayor riesgo financiero son las públicas pequeñas de los territorios. Qué va a pasar con la del Putumayo, el Huila, el Chocó, La Guajira, se preguntó Sánchez.

Mientras el Ministerio de Hacienda se comprometió a pagar paulatinamente lo adeudado a las empresas prestadoras de los servicios de electricidad y gas, por concepto de subsidios y Opción Tarifaria, las empresas se quejan de que estos recursos no llegan con la celeridad necesaria.

En reunión del 6 de febrero, organizada por el Contralor General de la República y el Procurador General de la Nación, el ministro de Hacienda y Crédito Público, Diego Guevara, indicó que en enero habían girado $200 mil millones y que al cierre de febrero se iban a girar $350 mil millones por concepto de pago de subsidios, sin especificar si estos incluían ambos servicios, energía eléctrica y gas natural. Es decir que, al 28 de febrero las comercializadoras esperaban recibir por lo menos $550 mil millones.

No obstante, a corte del 28 de febrero pasado, varios gremios señalaron que, para el caso de energía eléctrica, el monto total aplicado por las empresas por concepto de subsidios a los usuarios de estratos 1, 2 y 3 durante la vigencia 2024, corresponde a 4,03 billones de pesos, de los cuales solo el 56%, es decir $2,26 billones, han sido liquidados por medio de Resoluciones del Ministerio de Minas y Energía.

Según lo reportado por las empresas, del total de recursos aplicados solo se ha girado el 49.6%, que corresponde a $2 billones, de los cuales $412,3 mil millones fueron efectivamente girados entre el 1 de enero y el 28 de febrero del 2025.

Para el caso de gas natural, el monto total aplicado por las empresas por concepto de subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2, corresponden a $1,06 billones, de los cuales solo el 54%, es decir $567 mil millones han sido liquidados por medio de resoluciones del Ministerio de Minas y Energía.

Según lo reportado por las empresas, del total de recursos aplicados solo se ha girado el 25%, que corresponde a $260,03 mil millones, de los cuales $44.72 mil millones fueron efectivamente girados entre el 1 de enero y 28 de febrero de 2025.

En conclusión, señalan los gremios, durante lo corrido del año se ha girado a las empresas de energía eléctrica y gas natural un total de $457,02 mil millones por concepto adeudado de subsidios, que no corresponde aún a los $550 mil millones prometidos, lo que se constituye en un incumplimiento del compromiso asumido por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Actualmente, los montos adeudados solo de la vigencia 2024 con corte de pagos al 28 de febrero de 2025, sin contar los valores que se han venido aplicando a los usuarios en los meses de enero y febrero de 2025, para subsidios de energía eléctrica y gas natural está alrededor de $2,84 billones.

Por su parte, el Ministerio de Minas y Energía anunció el pasado 12 de marzo que está cubriendo los montos adeudados del rezago presupuestal del 2024 con $1,5 billones de recursos gestionados con el Ministerio de Hacienda y Crédito Público de enero a marzo de 2025.

Según el Ministerio, con los recursos mencionados se cubren las deudas de las empresas de Subsidios Eléctricos de Zonas NO Interconectadas (ZNI), además del cubrimiento parcial de los Subsidios Eléctricos del Sistema Interconectado Nacional (SIN), los Subsidios Gas en Redes, Subsidios GLP, y la mayoría de todos sus proveedores.

“En marzo de 2025, de un total de 110 empresas, sobre las cuales el Ministerio de Minas y Energía tiene valores adeudados de la Reserva Presupuestal de 2024, se solicitaron recursos con el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para cubrir los valores adeudados a 106 de estas empresas en: subsidios eléctricos, subsidios de gas domiciliario por red, subsidios al GLP, transporte a Nariño y proveedores. Los pagos se realizarán esta semana y equivalen al 96% de la totalidad de empresas”, dijo el ministro Edwin Palma.

También, dijo que de un total de 345 cuentas de acreedores que están pendientes de pago, se están atendiendo en su totalidad 217 cuentas, representando el 63%, y a las demás se le están haciendo pagos parciales de lo adeudado.

Para el caso EPM, el Ministerio señaló que ha pagado de la vigencia 2024, por concepto de subsidios de energía del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos (FSSRI), un total de $1,3 billones de los $1.6 billones reconocidos a las empresas de energía del Grupo EPM. En esas condiciones, con corte al 11 de marzo se habrían pagado a EPM el 85% de los subsidios.

Solicitudes puntuales

No obstante, lo anunciado por el Ministerio, los gremios ANDEG, Andesco, Asocodis, Acolgen, Ser Colombia y Naturgas, reiteraron la urgencia de adelantar las siguientes acciones:

• Desembolsar cuanto antes los valores adeudados a las empresas, ya que se requiere flujo de caja inmediato para sostener la operación. Sugieren que se realice de manera proporcional al valor adeudado.
• Liquidar vía resoluciones del Ministerio de Minas y Energía los montos faltantes respecto a los subsidios totales aplicados durante la vigencia 2024.
• Realizar las conciliaciones de los trimestres con el fin de que las empresas puedan recuperar parte del costo financiero, según la regulación vigente.
• Emitir con celeridad a las empresas los certificados de deuda de subsidios con el fin de facilitar la gestión de financiamiento. Esta medida, aunque no es la solución de fondo, ayuda temporalmente a conseguir inyección de capital.

Finalmente, los gremios solicitaron una reunión con el ministro Palma “para encontrar soluciones de cara a la priorización de recursos que son fundamentales para garantizar la prestación continua de los servicios de energía y gas para los colombianos.”

Resultados financieros siguen en caída año a año. En producción, mientras la nacional viene cayendo en los últimos diez años, la del Permian en los Estados Unidos, crece.

Aunque Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, insiste en que 2024 fue el tercer mejor año de la compañía en toda su historia, lo cierto es que desde 2022, cuando llegó Gustavo Petro a la presidencia, los indicadores vienen cayendo.

Efectivamente, tanto los ingresos, como el EBITDA y las utilidades caen año a año desde el comienzo de este gobierno.

En 2022 se lograron cifras récord de $159,5 billones en ingresos, un EBITDA de $75,2 billones y una utilidad neta de $33,4 billones; pero al año siguiente cayeron a $143,1, $60,7 y $19,1, respectivamente, y el 2024 cerró con $113,3 billones en ingresos, $54,1 billones de EBITDA y $14,9 billones de utilidad neta.

Esta última cifra no solo es la más baja desde la pandemia de la Covid-19, sino que representa una caída de más del 50% frente a 2022. Roa justifica esta disminución por el menor precio del crudo y por la revaluación del peso frente al dólar.

Por el lado de la producción, Roa señaló que 2024 cerró con 746 mil barriles de petróleo diarios equivalentes (KBPDE), y resaltó que es la mejor producción de los últimos 9 años.

No obstante, hay que señalar que esa cifra no hubiese sido posible sin el aporte de la cuenca del Permian en los Estados Unidos, donde Ecopetrol participa con la OXY como socio y operador.

Efectivamente, mientras la producción nacional de crudo y gas cayó 14% en los últimos diez años (en 2015 fue de 750 KBPDE y en 2024 de 645), la producción del Permian le aportó a Ecopetrol 101 KBPDE en 2024, un 13,5% del total.

En cuanto a la actividad de exploración y producción, Ecopetrol indicó que el año paso perforó 16 pozos, de los cuales 7 resultaron exitosos, una tasa de efectividad del 44%.

Por el lado del gas, el año pasado se confirmó el potencial de Sirius de 6 terapiés cúbicos (TPC), pese a que se abortó la perforación de un pozo de delimitación a finales de 2024, lo que retrasa el cronograma.

En hidrocarburos, Ecopetrol destaca una reposición de reservas de 104%, incorporando 260 MBPE, cifra a la que contribuyó la compra del 45% que tenía Repsol en el campo CPO 09, con 32 MBPE de reservas.

Así, la vida media de las reservas de Ecopetrol al cierre de 2024 se ubica en 7,6 años, de los cuáles 7,8 años corresponden a líquidos y 6,7 años a gas.

Enel Colombia se consolidó como un actor clave en la transición energética del país durante 2024, alcanzando inversiones superiores a los 2,1 billones de pesos.

Los recursos invertidos en 2024 se destinaron para fortalecer la infraestructura eléctrica y ampliar la capacidad de generación con fuentes renovables.

Asimismo, Enel Colombia reportó sólidos resultados financieros en 2024, destacando un EBITDA consolidado de $6,1 billones y una utilidad neta de $2,4 billones, que reflejan su solidez financiera a pesar de enfrentar los retos del Fenómeno de El Niño, que impactaron negativamente la generación de energía a nivel nacional.

Al finalizar 2024, Enel Colombia se consolidó nuevamente como la segunda mayor generadora de energía en el país por capacidad instalada neta, con el 18,7% de la energía del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por generación alcanzando una cuota del 19,5%. Esto se traduce en 4.011 MW, de los cuales 3.097 MW corresponden a energía hídrica, 226 MW a energía térmica y 688 MW a energía solar. Además, se destacó como el principal vendedor de energía en el mercado libre, con una cuota del 19,5% entregando 4,98 TWh a 427 clientes en todo el país.

Proyectos relevantes

Enel Colombia inició en noviembre de 2024 la construcción del proyecto Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, en el departamento del Atlántico. Este parque tendrá una capacidad instalada de 199,5 MWac y entregará aproximadamente 525 GWh/año al SIN, energía suficiente para abastecer a cerca de 737.000 personas.

La puesta en marcha de la construcción de los parques solares Atlántico y Guayepo III (200 MWac), cuya construcción comenzó en agosto de 2024, generará más de 1.000 empleos directos e indirectos.

Además, la Compañía inició la operación comercial del proyecto Guayepo I&II, que se posiciona como el parque solar de despacho centralizado más grande de Colombia y uno de los mayores de Suramérica, con una capacidad efectiva neta de 370 MWac. Este parque solar genera cerca de 1.030 GWh/año, suficiente para abastecer las necesidades de 1,5 millones de personas.

Con este proyecto, Enel Colombia completa cuatro parques solares, incluyendo a El Paso, La Loma y Fundación, con una capacidad instalada que alcanza cerca de los 700 MWac, más del 30% de la energía solar generada en Colombia.

Compromiso con las comunidades

En Bogotá y Cundinamarca, donde Enel Colombia distribuye y comercializa la energía eléctrica, la compañía reafirmó su compromiso con la mejora continua de la calidad y confiabilidad del servicio.

Durante 2024 modernizó dos subestaciones Alta y Media Tensión, repotenció más de 60 km de líneas de transmisión y conectó 29,7 MW en plantas solares. Entre los proyectos más relevantes se destacan iniciativas como la Línea Techo-Veraguas y la Subestación Tren de Occidente, que atenderá la demanda eléctrica del Regiotram de Occidente, un hito en la infraestructura de transporte público.

Adicionalmente, implementó planes de mantenimiento de más de 410 subestaciones subterráneas, así como la optimización de los tiempos de respuesta ante emergencias para seguir mejorando la calidad y confiabilidad del servicio para los más de 3,9 millones de clientes en Bogotá y Cundinamarca.

Por otro lado, Enel Colombia consolidó un nuevo hito en la transición energética al finalizar el 2024 con la implementación de la primera comunidad energética en Cundinamarca, ubicada en Paratebueno, beneficiando a 21 familias y a una institución educativa; la instalación de 72 paneles solares, con una capacidad de 75 kWh diarios para cerca de 80 habitantes, permite a la comunidad reducir los costos energéticos hasta en un 50%, mientras que la colaboración con el SENA y un plan de tres años de mantenimiento y capacitación técnica aseguran la gestión autónoma del sistema.

Asimismo, la Compañía alcanzó un hito histórico al superar los 1.000 clientes de autogeneración, lo que reafirma su liderazgo en soluciones energéticas sostenibles que permiten a hogares e industrias generar su propia electricidad mediante sistemas solares. Esta tecnología permite a los usuarios reducir hasta en un 40% el valor de su factura de energía, contribuyendo a la disminución de emisiones de CO2.

A su vez, a través del programa Cundinamarca al 100%, la Compañía iluminó 1.005 hogares rurales en 2024 con una inversión de $18.236 millones, beneficiando a más de 6.900 familias en 123 municipios. Además, la compañía instaló y/o repotenció 206,2 km de redes eléctricas y 104 transformadores, avanzando hacia su meta de energizar 8.500 viviendas para 2027.

Adicionalmente, Enel Colombia desarrolló e inauguró un parque fotovoltaico en la planta de Corona en Sopó, Cundinamarca. Compuesto por 12.540 paneles solares, este sistema generará anualmente 7,32 GWh, cubriendo el 20% de la demanda energética del Parque Industrial y evitando la emisión de 1.266 toneladas de CO2, en su primer año.

Finalmente, la solidez financiera de la Compañía fue reafirmada por Fitch Ratings que confirmó las calificaciones nacionales de largo y corto plazo de Enel Colombia en “AAA (col)” con perspectiva estable y “F1+ (col)”, respectivamente, que corresponden a la más alta calidad crediticia en la escala de calificación nacional; de otro lado, afirmó la calificación internacional de crédito en “BBB”, con perspectiva estable. Esta calificación destaca la posición de Enel Colombia como filial estratégica para su matriz, el bajo apalancamiento de la compañía, su posición contractual sólida combinada con una fuerte posición de liquidez y la diversificación geográfica de sus activos.

Enel Colombia se consolidó como un actor clave en la transición energética del país durante 2024, alcanzando inversiones superiores a los 2,1 billones de pesos.

Los recursos invertidos en 2024 se destinaron para fortalecer la infraestructura eléctrica y ampliar la capacidad de generación con fuentes renovables.

Asimismo, Enel Colombia reportó sólidos resultados financieros en 2024, destacando un EBITDA consolidado de $6,1 billones y una utilidad neta de $2,4 billones, que reflejan su solidez financiera a pesar de enfrentar los retos del Fenómeno de El Niño, que impactaron negativamente la generación de energía a nivel nacional.

Al finalizar 2024, Enel Colombia se consolidó nuevamente como la segunda mayor generadora de energía en el país por capacidad instalada neta, con el 18,7% de la energía del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por generación alcanzando una cuota del 19,5%. Esto se traduce en 4.011 MW, de los cuales 3.097 MW corresponden a energía hídrica, 226 MW a energía térmica y 688 MW a energía solar. Además, se destacó como el principal vendedor de energía en el mercado libre, con una cuota del 19,5% entregando 4,98 TWh a 427 clientes en todo el país.

Proyectos relevantes

Enel Colombia inició en noviembre de 2024 la construcción del proyecto Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, en el departamento del Atlántico. Este parque tendrá una capacidad instalada de 199,5 MWac y entregará aproximadamente 525 GWh/año al SIN, energía suficiente para abastecer a cerca de 737.000 personas.

La puesta en marcha de la construcción de los parques solares Atlántico y Guayepo III (200 MWac), cuya construcción comenzó en agosto de 2024, generará más de 1.000 empleos directos e indirectos.

Además, la Compañía inició la operación comercial del proyecto Guayepo I&II, que se posiciona como el parque solar de despacho centralizado más grande de Colombia y uno de los mayores de Suramérica, con una capacidad efectiva neta de 370 MWac. Este parque solar genera cerca de 1.030 GWh/año, suficiente para abastecer las necesidades de 1,5 millones de personas.

Con este proyecto, Enel Colombia completa cuatro parques solares, incluyendo a El Paso, La Loma y Fundación, con una capacidad instalada que alcanza cerca de los 700 MWac, más del 30% de la energía solar generada en Colombia.

Compromiso con las comunidades

En Bogotá y Cundinamarca, donde Enel Colombia distribuye y comercializa la energía eléctrica, la compañía reafirmó su compromiso con la mejora continua de la calidad y confiabilidad del servicio.

Durante 2024 modernizó dos subestaciones Alta y Media Tensión, repotenció más de 60 km de líneas de transmisión y conectó 29,7 MW en plantas solares. Entre los proyectos más relevantes se destacan iniciativas como la Línea Techo-Veraguas y la Subestación Tren de Occidente, que atenderá la demanda eléctrica del Regiotram de Occidente, un hito en la infraestructura de transporte público.

Adicionalmente, implementó planes de mantenimiento de más de 410 subestaciones subterráneas, así como la optimización de los tiempos de respuesta ante emergencias para seguir mejorando la calidad y confiabilidad del servicio para los más de 3,9 millones de clientes en Bogotá y Cundinamarca.

Por otro lado, Enel Colombia consolidó un nuevo hito en la transición energética al finalizar el 2024 con la implementación de la primera comunidad energética en Cundinamarca, ubicada en Paratebueno, beneficiando a 21 familias y a una institución educativa; la instalación de 72 paneles solares, con una capacidad de 75 kWh diarios para cerca de 80 habitantes, permite a la comunidad reducir los costos energéticos hasta en un 50%, mientras que la colaboración con el SENA y un plan de tres años de mantenimiento y capacitación técnica aseguran la gestión autónoma del sistema.

Asimismo, la Compañía alcanzó un hito histórico al superar los 1.000 clientes de autogeneración, lo que reafirma su liderazgo en soluciones energéticas sostenibles que permiten a hogares e industrias generar su propia electricidad mediante sistemas solares. Esta tecnología permite a los usuarios reducir hasta en un 40% el valor de su factura de energía, contribuyendo a la disminución de emisiones de CO2.

A su vez, a través del programa Cundinamarca al 100%, la Compañía iluminó 1.005 hogares rurales en 2024 con una inversión de $18.236 millones, beneficiando a más de 6.900 familias en 123 municipios. Además, la compañía instaló y/o repotenció 206,2 km de redes eléctricas y 104 transformadores, avanzando hacia su meta de energizar 8.500 viviendas para 2027.

Adicionalmente, Enel Colombia desarrolló e inauguró un parque fotovoltaico en la planta de Corona en Sopó, Cundinamarca. Compuesto por 12.540 paneles solares, este sistema generará anualmente 7,32 GWh, cubriendo el 20% de la demanda energética del Parque Industrial y evitando la emisión de 1.266 toneladas de CO2, en su primer año.

Finalmente, la solidez financiera de la Compañía fue reafirmada por Fitch Ratings que confirmó las calificaciones nacionales de largo y corto plazo de Enel Colombia en “AAA (col)” con perspectiva estable y “F1+ (col)”, respectivamente, que corresponden a la más alta calidad crediticia en la escala de calificación nacional; de otro lado, afirmó la calificación internacional de crédito en “BBB”, con perspectiva estable. Esta calificación destaca la posición de Enel Colombia como filial estratégica para su matriz, el bajo apalancamiento de la compañía, su posición contractual sólida combinada con una fuerte posición de liquidez y la diversificación geográfica de sus activos.

Las reservas probadas de hidrocarburos ascendieron a 1.893 MBPE, con lo cual logró reemplazar la producción total de 2024 y adicionar un 4%. El 89% de las reservas corresponden a campos en Colombia y el 11% restante en Estados Unidos.

Ecopetrol anunció sus reservas probadas de petróleo, condensados y gas natural (reservas 1P), incluida su participación en filiales y subsidiarias, a 31 de diciembre de 2024.

Al cierre de 2024, las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol fueron de 1.893 millones de barriles de petróleo equivalentes (MBPE), diez millones más frente a 2023. El índice de reemplazo de reservas fue 104%, con una vida media de reservas equivalente de 7,6 años (líquidos 7,8 años y gas 6,7 años).

Las reservas fueron determinadas y certificadas en 99,2% con base en los estándares y metodología de la US Securities and Exchange Commission (SEC), a través de tres firmas especializadas e independientes (Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, y Gaffney, Cline & Associates), y el restante 0,8% por la Gerencia de Recursos y Reservas de Ecopetrol.

El precio utilizado para la valoración de las reservas de 2024 fue 79,7 USD por barril frente a 82,8 USD por barril en 2023.

En 2024, el Grupo Ecopetrol llevó a cabo la incorporación de 260 MBPE de reservas probadas, la más alta de los últimos 3 años, de las cuales 244,3 MBPE fueron de crudo y 15,3 MBPE de gas, con una producción total acumulada en el año de 250 MBPE, la más alta de los últimos 9 años.

Del balance total de reservas probadas, el 80% son líquidos y el 20% corresponde a gas.

Orgánicamente, se incorporaron 231 MBPE debido principalmente a gestión en la maduración de nuevos proyectos y a la ejecución e implementación de proyectos de desarrollo primario y de expansión de recobro mejorado en campos como Caño Sur, Rubiales, Castilla, Chichimene, Akacías, Pautó-Floreña, La Cira-Infantas, Apiay-Suria y Palogrande, entre otros.

Inorgánicamente, en el neto de las adquisiciones y desinversiones realizadas por Ecopetrol, durante 2024 se incorporaron 29 MBPE, dentro de los cuales se destaca el cierre exitoso de la negociación con Repsol para adquirir el 45% restante de su participación en el bloque CPO-09, ubicado en el departamento del Meta. Con esta transacción, Ecopetrol se convirtió en propietario del 100% de este activo en el Piedemonte Llanero, y adicionó 32 MBPE.

En el frente de gas, se destaca la incorporación neta de 15 MBPE provenientes de:

i) Proyectos asociados a nuevos pozos de desarrollo y la optimización de infraestructura con la reducción de presión en el Piedemonte Llanero en los campos Pauto y Floreña,

ii) El plan de ejecución de actividades en el Permian, y,

iii) La comercialidad de Arrecife, los cuales mitigaron parcialmente los impactos por irrupción de agua en los campos Cupiagua, Cusiana, Guajira y Gibraltar.

Por su parte Ecopetrol Permian incorporó 22 MBPE como resultado principalmente de las optimizaciones realizadas en las campañas de perforación en las subcuencas de Midland y Delaware, en Texas, Estados Unidos.

El Consejo de Estado negó la suspensión provisional de un decreto por medio del cual el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible estableció los criterios para delimitar, temporalmente, zonas de reserva ambiental, que serían excluidas de la explotación minera.

La Corporación estableció que, en esta etapa del proceso de nulidad que fue instaurado contra este acto administrativo, no es posible concluir que el Ministerio demandado haya violado la reserva de ley, pues lo hasta ahora evidenciado es que su actuación se ajustó a lo previsto por la legislación frente a la posibilidad de prohibir el ejercicio de la minería en áreas de importancia ecológica.

Además, agregó que, en dicho estado del proceso, no se encontraba acreditado que el acto enjuiciado hubiera modificado el artículo 47 del Decreto Ley 2811 de 1974 ni que permitiera declarar zonas de exclusión minera sin la realización de los estudios previos requeridos para tal fin.

Frente a la supuesta afectación abusiva de derechos adquiridos, la sala estableció que, para poder determinar si la norma dio lugar a semejante exceso, es menester analizar la naturaleza de los contratos de concesión minera, la clase de derechos que éstos generan y su confrontación con derechos de carácter superior y colectivo, como la protección del ambiente sano, estudio este que corresponde al fondo del asunto.

Ante el supuesto desconocimiento de la autonomía territorial que se estaría produciendo en los procesos de delimitación de estas zonas, la Sala advirtió que el decreto prevé la aplicación de las normas de ordenamiento territorial.

Como también se prevé la intervención de las demás autoridades del sistema nacional de áreas protegidas (SINA), el despacho considera que no es evidente ese supuesto desconocimiento del poder territorial.

La providencia indica que tampoco se probó que se violara el principio de participación ciudadana, por no haber introducido en la norma un procedimiento específico para las consultas que deban surtirse en los procesos de delimitación de las zonas temporalmente declaradas como protegidas. Precisó que esa intervención de la población eventualmente afectada está prevista en otras normas, que tendrían que aplicarse cada vez que se busque demarcar un área, como ocurre frente al procedimiento que, según la sala, adelantan las autoridades actualmente, con el objetivo de declarar el área de reserva temporal del Macizo de Santurbán. 

Los gobernadores de los departamentos del Caribe y el sector productivo les enviaron una carta a los ministros de Hacienda y Energía y al superintendente de Servicios Públicos, donde manifiestan su preocupación ante la inminente crisis energética que podría afectar gravemente la región.

“La falta de inversiones adecuadas, los problemas financieros de las empresas prestadoras del servicio y las deficiencias en la infraestructura eléctrica que por años se han presentado, ponen en riesgo la continuidad del suministro de energía, lo que tendría consecuencias devastadoras para el desarrollo social y económico del Caribe colombiano”, señalan los mandatarios y empresarios.

Recalcan que la situación financiera de Afinia es especialmente crítica. La empresa enfrenta graves dificultades económicas que amenazan su capacidad de operación y mantenimiento de la red eléctrica en los departamentos de Bolívar, Córdoba, Sucre y Cesar.

“Con más de 1,8 millones de usuarios dependientes de su servicio, la falta de acciones urgentes podría llevar a una crisis sin precedentes en la prestación del servicio eléctrico en estas zonas”, señalan.

Por otro lado, la intervención de Air-e por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) ha generado incertidumbre en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira, donde presta servicio a más de 1,3 millones de usuarios.

Para esta empresa, solicitan que, “además de los subsidios, se implementen acciones adicionales que permitan fortalecer financieramente a la Empresa Intervenida y faciliten las inversiones urgentes en la infraestructura eléctrica.”

Para la región Caribe resulta imperativo que las entidades nacionales consideren el impacto humano y económico de esta problemática. “Las redes eléctricas de la región Caribe han sufrido un rezago histórico que solo puede ser revertido con acciones decididas que aseguren una administración eficiente y una financiación adecuada. Solo de esta manera podremos garantizar la continuidad y calidad del servicio, fortaleciendo la confianza de los ciudadanos y promoviendo el desarrollo sostenible en nuestros territorios”, agregan en la misiva.

Recordemos que a las empresas distribuidoras de energía a nivel nacional les adeudan recursos por más de 7 billones de pesos, representados en la Opción Tarifaria, pagos de subsidios y deudas de empresas estatales, donde las empresas del Caribe son a las que más se les adeuda.

En mayo de 2024 el presiente Petro se comprometió con los usuarios a que el gobierno asumiría los saldos de la Opción Tarifaria, pero luego incluyó estos recursos en la fallida reforma tributaria.

Otra solución que se ha planteado es la titularización de la deuda para darle caja a las empresas, pero la resolución reposa en el escritorio del ministro de Minas y Energía sin que hasta la fecha se haya firmado.    

“Actuar con celeridad y eficacia en esta materia es crucial para evitar enviar señales negativas al sector energético, que podrían erosionar la confianza necesaria para atraer nuevas inversiones al país. Estas inversiones son fundamentales no solo para modernizar la infraestructura existente, sino también para aumentar la capacidad de generación requerida para atender la creciente demanda de energía. De hecho, estudios recientes indican que, de no tomarse las medidas necesarias, podría haber un faltante de oferta eléctrica para el año 2028, lo que representaría un grave riesgo para la estabilidad energética y el desarrollo del país.

“Por ello, instamos al Ministerio de Hacienda y Crédito Público y a la SSPD a que implementen de manera inmediata los mecanismos necesarios para respaldar financieramente a la empresa Intervenida y a Afinia, así como para facilitar las inversiones urgentes que demanda el sistema eléctrico regional. Esta medida no solo atenderá las necesidades actuales, sino que también contribuirá a prevenir mayores afectaciones socioeconómicas en el mediano y largo plazo”, concluyen los gobernadores y empresarios.

La misma fórmula que el gobierno Petro le aplicó al sector salud, primero desprestigiando el sistema y luego asfixiándolo económicamente, se la está aplicando al sector energético colombiano.

Pese a los reclamos desde hace ya varios meses de los gremios y de los llamados de atención de la Procuraduría y la Contraloría General de la República, el gobierno tiene al borde de la quiebra a las empresas distribuidoras de energía por las deudas acumuladas, tanto de subsidios como de la opción tarifaria e impagos de empresas del Estado.

Efectivamente, a 31 de enero de 2025 lo adeudado a las empresas distribuidoras de energía ascendía a 7,4 billones de pesos, discriminados así: $3,2 billones en saldos de la opción tarifaria, $2,8 billones en subsidios, un billón de pesos en deuda de entidades estatales y $0,4 billones por mayor precio de empresas expuestas a la bolsa de energía.

Y aunque el presidente Petro se comprometió ya hace casi un año con los usuarios en que el gobierno asumiría la deuda de la opción tarifaria, no se ha cumplido. Los gremios afirman que esto se podría solucionar con la expedición exprés de una ley que contenga un solo artículo, el cual habilitaría al Ministerio de Hacienda para girar esos recursos. Pero el gobierno se niega a esta opción y quiere que se incluya en su ya fracasada reforma tributaria.

De acuerdo con los gremios Andesco, Andeg, Asocodis, Ser-Colombia, Naturgas y Acolgen, si no se desembolsan esas deudas en abril próximo empezarían a quebrar las primeras empresas distribuidoras, generando un efecto dominó que arrastraría a los demás eslabones de la cadena: las transportadoras y las generadoras.

El chu, chu, chu que le aplicó el gobierno a las EPS para quebrar a varias de ellas y concentrar el mayor número de afiliados en la estatal Nueva EPS, ahora se lo aplica al sector energético.

Hay que recordar que ya una empresa distribuidora de energía quebró en Puerto Carreño y Air-e en la costa Caribe fue intervenida. Además, Afinia anunció que solo tendrá caja hasta marzo próximo.

En esas condiciones, el que pagará los platos rotos será el usuario, que en los estratos bajos verá cómo la factura le subirá hasta un ciento por ciento al no poder las empresas seguir financiando los subsidios o, en el peor escenario, que la empresa cierre y deje de prestar el servicio.

Hay que recordar que los estratos 1, 2 y 3 reciben subsidios al consumo, lo que beneficia a 13,5 millones de usuarios.

De acuerdo con Asocodis, las regiones más golpeadas serían Chocó y Antioquia, donde los incrementos en las facturas serían del 140% y 100%, respectivamente

Camilo Sánchez, director Ejecutivo de Andesco, dijo que ante esta crítica situación se reunieron con el ministro de Hacienda, quien destinó recursos por $800 mil millones para atender las empresas más expuestas y evitar apagones.

En febrero se destinarán $350 mil millones, para marzo $250 mil millones y para abril $200 mil millones; sin embargo, son paños de agua tibia para evitar la quiebra de algunas empresas, pues cada mes los subsidios suman $300 mil millones.

Sánchez agregó que tampoco está claro si esos recueros del Minhacienda se destinarán a las empresas de electricidad o también parte a las de gas, a las cuales el gobierno les adeudaba hasta finales de 2024 $840 mil millones.

Los gremios señalaron que han puesto sobre la mesa una propuesta para titularizar la deuda y así darle flujo de caja a las empresas, pero el gobierno no atiende sus llamados y el ministro de Minas y Energía hace más de seis meses que no se reúne con los gremios del sector, pese a las reiteradas solicitudes.

Parte de esta crisis también se debe a la interinidad con que el gobierno ha mantenido a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Luego de que al comienzo del gobierno el Consejo de Estado fallara en contra de las intenciones del presidente Petro de asumir las funciones de la CREG, la institución la han mantenido sin el número completo de comisionados, algunos de ellos han sido nombrados de forma temporal y otros no llenan los requisitos para el cargo.  

“La CREG no está al servicio del ministerio, debe estar al servicio del país”, sentenció Sánchez, y agregó que lo prioritario es que no se apague el país.

“Hoy ya hay un apagón financiero. Es el momento de tomar decisiones. Nosotros queremos que entiendan que la técnica está por encima de cualquier proceso”, concluyó Sánchez.

Por otro lado, ante la incertidumbre, las empresas no están haciendo las inversiones necesarias, que para este año se estiman en $10 billones.

Por su parte, Natalia Gutiérrez, presidente Ejecutiva de Acolgen, dijo que el sector eléctrico colombiano ha sido confiable en los últimos 30 años, en los cuales ha sorteado cinco fenómenos de El Niño sin que se haya afectado el servicio, por lo que el de Colombia es un caso de estudio en el mundo.

“Tenemos un gran diseño de mercado, pero necesitamos es que se gestione, eso es lo que ha hecho falta. Intervenir el mercado solo va a poner en riesgo las inversiones, a llevarnos a litigios internacionales y a poner en riesgo la prestación del servicio,” dijo.

La dirigente también criticó la decisión del gobierno de intervenir el precio de la energía en bolsa, “pues es intervenir la señal de escasez para ahorrar agua, y en época de escasez no vamos a contar con ella para generar. Para tener mejores precios lo que necesitamos es contar con más proyectos. Hay un rezago de 6 gigavatios, entre ellos los de La Guajira, donde las compañías se están retirando pues los trámites en permisos, licencias y consultas se demoran hasta tres años”.

Gutiérrez agregó que la demora en la entrada de nuevos proyectos ha generado que el margen ente oferta y demanda sea cada vez más estrecho. De acuerdo con XM y la UPME, el margen de energía firme es crítico para 2026 y 2027, con un 0,4%, lo cual significa que ninguna planta puede fallar o entrar a mantenimiento.

Así las cosas, con la asfixia financiera, la intervención del mercado y la negativa a sacar nuevas subastas de expansión, el gobierno está llevando al país a un nuevo apagón, el que ya sufrió en 1992, cuando la mayor parte del servicio estaba en manos de empresas estatales, politizadas e ineficientes.

La Empresa queda con el 100% de la propiedad del bloque. El cierre de la transacción recibió el aval de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Superintendencia de Industria y Comercio.

Ecopetrol concluyó la adquisición del 45% de participación que tenía Repsol Colombia Oil & Gas en el Bloque CPO-09, por un valor de US$452 millones, con lo cual la Empresa se convirtió en titular del 100% de este activo en el Piedemonte Llanero.

El cierre de la transacción se logró con el aval de la Superintendencia de Industria y Comercio, organismo que manifestó que la operación no genera una restricción indebida de la competencia por lo que no amerita objeción ni condicionamiento.

Además, se surtió el otro trámite pendiente para el cierre, que era la suscripción del otrosí modificatorio al Contrato de Exploración y Producción de Hidrocarburos CPO-09, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Repsol y Ecopetrol.

Esta transacción se realizó bajo el ejercicio del derecho de preferencia otorgado a Ecopetrol, en el marco del Contrato de Operación Conjunta (JOA – Joint Operating Agreement).

El Bloque CPO-09 está localizado en el departamento del Meta, en los municipios de Villavicencio, Acacías, Guamal, Castilla La Nueva, San Martín, Lejanías, El Dorado, El Castillo y Granada.