Categoría: Industria

Para el gremio, es imprescindible habilitar mecanismos como el Centro Nacional de Operación, los almacenamientos estratégicos y habilitar importaciones para fortalecer la continuidad y confiabilidad del abastecimiento y atender la creciente demanda.

La creciente conflictividad social y de orden público, entre otros factores que ponen en riesgo el abastecimiento de combustibles en el país, exigen acciones estructurales y de mayor coordinación para mantener la continuidad y confiabilidad del suministro. Esta es la principal conclusión del informe económico “Combustibles líquidos: energía de hoy y mañana”, que presentó la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

Y es que además de la dificultad que hubo un par de semanas del año pasado para el suministro de combustible para aviones, en 2024 se registraron 147 bloqueos a plantas y vías, más de 300 válvulas ilícitas en poliductos y más de 40 atentados a oleoductos.

En este contexto, la ACP propone la creación de un Consejo Nacional de Operación (CNO, similar a los que existen en los sectores de gas y electricidad) para el abastecimiento de combustibles líquidos, como una instancia que propendería por una mejor planeación y coordinación tanto de la operación recurrente como ante cualquier eventualidad y en escenarios con mayores requerimientos de importación, en la que todos los agentes de la cadena son corresponsables del garantizar el suministro.

La creación del CNO es una de las principales prioridades planteadas en el informe, el cual registra el contexto del sector en 2024 y las expectativas a 2030, así como una hoja de ruta para la seguridad energética en combustibles, producto de la visión de los agentes de toda la cadena: refinador, transportador, empresas distribuidoras mayoristas y gremios de los distribuidores minoristas y consumidores finales.

“La distribución de combustibles líquidos es un servicio público esencial y la columna vertebral de la movilidad en el país. Para garantizar su continuidad, debemos trabajar de manera articulada y estructurada, anticipándonos a los desafíos operativos y de abastecimiento que actualmente enfrentamos, pues los combustibles líquidos además de garantizar derechos fundamentales también respaldan el 6% de la matriz eléctrica del país, por ejemplo, el año anterior sostuvieron la generación térmica nacional y evitaron el racionamiento de energía”, afirmó Frank Pearl, presidente de la ACP.

Además de la creación del CON y de acuerdo con los agentes de la cadena, será necesario avanzar en la habilitación de importaciones de manera estructurada, toda vez que Ecopetrol no tiene planteado la ampliación de las refinerías, pero además se requiere desarrollar los proyectos de poliductos y almacenamientos estratégicos, promover la libre competencia, aumentar la mezcla de biocombustibles, permitir el uso de Jet-A para aviación (que es más barato y más fácil de adquirir) y desarrollar el combustible sostenible de aviación (SAF).

Demanda se mantiene en crecimiento

De acuerdo con el Informe, en 2024 el consumo total de combustibles líquidos (gasolinas, diésel y jet) creció 0,6% respecto a 2023, promediando 347 KBD9 (miles de barriles día).

La demanda de diésel aumentó 5,2% y la del combustible de aviación (Jet–A1) un 9,5%, evidenciando que es el combustible con mayor potencial de crecimiento para los próximos años; mientras el consumo de gasolinas (corriente y extra) cayó 5,9%.

Así que, teniendo en cuenta la capacidad de refinación del país y los eventos coyunturales presentados, se importó el 39% de la demanda de gasolina corriente, el 8% de la de diésel y el 2,4% de Jet A-1.

Hacia adelante, la demanda total crecería, en promedio, al 1,2% en 2025 y al 1,8% promedio anual en el mediano plazo (2026-2030). Lo cual implicará importaciones estructurales: en gasolina de hasta del 35% entre 2025 y 2030; en diésel, hasta del 10% entre 2027 y 2030; y en jet, hasta del 16% entre 2025 y 2030; proyección que no tiene en cuenta las importaciones coyunturales que se puedan requerir para asegurar el abastecimiento ante eventos de fuerza mayor, cambios en las condiciones operativas de las refinerías y/o mantenimientos.

Aportes fiscales

Según cálculos de la ACP, en 2024 las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos representaron el 1,5% del PIB, generaron 264 mil empleos, y los impuestos al consumo de gasolinas y diésel representaron $9,1 billones de ingresos fiscales, de los cuales $5,2 billones al Gobierno nacional y $3,9 billones a las entidades territoriales.

Finalmente, Frank Pearl reiteró que “el abastecimiento confiable, continuo y eficiente de combustibles líquidos es fundamental para la seguridad energética de Colombia, para la estabilidad económica, el bienestar social y la garantía de derechos fundamentales como la salud, la educación y el trabajo, al viabilizar el funcionamiento de vehículos particulares, transporte público y de carga, aviones y barcos”.

En los últimos dos años, 2023 y 2024, la actividad de perforación de pozos en Colombia pasó de 55 a 24 equipos (-56,4%), perdiendo cerca de 20 mil puestos de trabajo en las regiones productoras.

Según el más reciente Informe de CAMPETROL sobre Taladros y Producción, al cierre de diciembre de 2024 se registraron 102 taladros activos a nivel nacional, distribuidos en 24 equipos destinados a perforación y 78 a reacondicionamiento. Este total representó una disminución del 12,8% en comparación con diciembre de 2023 (15 taladros menos).

En cuanto a los taladros de perforación, entre enero de 2023 y diciembre de 2024 experimentaron una contracción del 56,4% (31 equipos menos), pasando de 55 a 24 unidades. Esta reducción impactó directamente en el empleo, con una estimación de 20.150 puestos perdidos entre directos e indirectos.

En lo corrido de 2024 la actividad petrolera reflejó una disminución del 31,4%, al pasar de 35 equipos activos de perforación en enero, a 24 en diciembre (11 equipos menos). Octubre y diciembre fueron los meses de menor actividad del año, con 24 equipos destinados a operaciones de perforación, respectivamente, superando únicamente el registro histórico de febrero de 2021, cuando se reportaron 22 unidades activas.

En cuanto a los taladros de reacondicionamiento, el promedio anual en 2024 fue de 77 equipos, un descenso del 9,2% respecto al promedio de 2023 (ocho unidades menos).

Por su parte, la producción fiscalizada de petróleo en Colombia cerró el 2024 con un promedio de 772,7 mil barriles por día (KBPD), lo que representa una disminución del 0,6% (4,5 KBPD menos) en comparación con el promedio alcanzado en 2023, que fue de 777,2 KBPD.

Campetrol destaca que diversos factores impactaron la operatividad del sector, entre ellos los paros y bloqueos que generaron cierres temporales de operaciones en campos como Caño Sur, Rex Ne y Caño Limón, así como el paro de transportadores en septiembre. De no presentarse estas circunstancias, se estima que la producción de crudo en el país podría superar los 800 mil barriles anuales.

Asimismo, la producción comercializada de gas natural cerró el año con una tendencia decreciente. En 2024 se reportó un promedio de 958,5 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo cual es un 9,5% inferior (100,1 MPCD menos) a lo evidenciado en el promedio del año 2023, cuando ascendía a 1.05G MPCD.

Durante 2024 se importaron en promedio 236,8 MPCD, que representó el 19,8% del gas comercializado en el país (236,8 MPCD importado + 958,5 MPCD nacional).

Por último, de acuerdo con el Banco de la República, entre enero y septiembre de 2024 (último dato disponible), la Inversión Extranjera Directa (IED) petrolera registrada en la Balanza de Pagos, sumó un valor de $1.822 MUSD, valor que fue inferior en $779 MUSD (-30,0%) comparado con el mismo periodo de 2023.

“La disminución en la actividad de los taladros de perforación evidencia el impacto que ha venido afectando al sector de hidrocarburos en los últimos dos años, agravado por factores como la sobretasa al impuesto de renta, los paros y bloqueos, que han comprometido el empleo de calidad, los encadenamientos productivos y la dinámica económica en las regiones productoras. En este contexto, el anuncio de más impuestos al sector no contribuye a mitigar estos efectos adversos. Desde CAMPETROL, hacemos un llamado a fomentar condiciones en pro de la competitividad de esta industria, que faciliten la reactivación de la inversión y fortalezcan tanto la sostenibilidad como la soberanía energética del país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de CAMPETROL.

El plan incluye inversiones por más de US$880 millones para perforación de 91 pozos en las subcuencas de Midland y Delaware.

Luego de que por orden del presidente Petro Ecopetrol renunciará a un proyecto de asociación con Oxy en el proyecto Crown Rock y de que el Ministerio de Ambiente le pusiera palos en la rueda a la perforación del pozo Komodo-1 en el offshore del Caribe colombiano con la misma empresa, la estatal petrolera anunció que llegó a un acuerdo con la petrolera estadounidense para la extensión del plan de desarrollo del Midland, en la cuenca del Permian, en Texas, Estados Unidos, dentro del contrato suscrito en julio de 2019.

Este acuerdo prevé un plan de perforación de 34 pozos de desarrollo que se ejecutarán entre abril de 2025 y junio de 2026, adicionales a los que están ejecutándose en los primeros meses del presente año.

En el acuerdo se mantiene la posibilidad de suscribir a futuro una nueva extensión del Plan de Desarrollo, en función de las condiciones del entorno macroeconómico, de la situación de la industria y de los intereses de los socios.

Además, Ecopetrol y Oxy mantendrán activo un contrato independiente para el desarrollo de la subcuenca de Delaware, que continuará vigente hasta 2027.

“Con este plan de inversión en 2025 de Ecopetrol Permian, para el desarrollo de los activos en las subcuencas de Midland y Delaware, podremos estar perforando cerca de 91 pozos de desarrollo, con una inversión que supera los US$880 millones y que nos permitirá una producción cercana a 90 mil barriles de petróleo equivalente por día” afirmó el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragán.

Tras cinco años de operación, Ecopetrol Permian y OXY han alcanzado resultados operacionales y financieros positivos, reflejados en el crecimiento de la producción y su contribución a los resultados del Grupo Ecopetrol.

Permian es reconocida como una de las cuencas con mayores reservas de hidrocarburos y una de las más productivas en el mundo, donde además se cuenta con una robusta infraestructura para el desarrollo de proyectos petroleros.

Hay que recordar que esta cuenca se desarrolla con la tecnología del fracking, la misma que está prohibida en el territorio colombiano, y que podría emplearse en las reservas detectadas en la cuenca del Magdalena Medio.

Gremios invitan a los usuarios del servicio de energía eléctrica a informarse con datos reales y verificables, contrastando las recientes declaraciones del Gobierno sobre las tarifas.

Los gremios del sector energético colombiano que hacen parte del comité intergremial conformado por ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS, NATURGAS y SER COLOMBIA, hacen un llamado a la mesura y al sentido de responsabilidad respecto a los términos en que se adelanta el debate sobre el sector eléctrico.

Según los gremios, el 30 de enero en Barranquilla, durante el discurso del presidente Petro, se emitieron afirmaciones sin respaldo jurídico ni técnico, con mensajes que no se apegan a la verdad.

“Con ellas se distorsiona la realidad del problema de fondo que enfrenta el sector energético y se desvía la atención sobre la responsabilidad del Gobierno Nacional en la falta de soluciones concretas y responsables frente a una crisis que se ha producido, principalmente, por algunas acciones inadecuadas, y en otros casos, por omisiones”, señalan en un comunicado, y agregan:

“Queremos recordar que, las empresas generadoras de energía han invertido más de 140 billones de pesos en infraestructura, permitiendo con ello superar por más de 30 años sequías y fenómenos de El Niño; además, que durante los tres primeros trimestres de 2024 estas empresas aportaron a la economía 36,5 billones de pesos, equivalentes al 3% del PIB de ese periodo. También reiteramos que históricamente las tarifas de energía en Colombia no son las más costosas de la región, y respaldan un mercado confiable a diferencia de otros países de la región que han sufrido racionamientos.”

Por otro lado, señalan que la propuesta que el presidente parece mencionar sobre la bolsa de energía no coincide con la realidad, por lo que consideran que los mensajes muestran falta de información, pues la coyuntura en el sector de generación de energía enfrenta la falta de nueva oferta producto de retrasos por la falta de acompañamiento efectivo del Gobierno con las comunidades en regiones como La Guajira, que ya cuenta con varios proyectos eólicos abandonados y otros con retrasos de casi tres años y señales de intervención que ahuyentan a los inversionistas.

“El panorama es complejo, y esta semana hemos sido testigos del impacto que pueden tener palabras inoportunas, sin fundamento y fuera de contexto. Como ciudadanos colombianos, es nuestro derecho y deber exigir al Gobierno Nacional que tome las acciones necesarias para garantizar la continuidad del servicio de energía eléctrica en el futuro, porque, como lo hemos dicho en otros escenarios, la situación es muy crítica y de no garantizarse tanto el pago de subsidios y la Opción Tarifaria, como el ingreso de proyectos con mayor oferta de generación, el país puede verse en riesgo de desabastecimiento o apagones.

“La situación no admite la desinformación como una herramienta política en tiempos preelectorales, y por ello, es fundamental recordar el rol de los funcionarios públicos”, concluye el comunicado.

Más de 500.000 personas se benefician con la repotenciación de líneas de alta tensión de la Sabana norte. La capacidad de las líneas se incrementó de 800 a 1.200 amperios, optimizando la infraestructura eléctrica de la región.

Enel Colombia culminó el proyecto de mantenimiento y repotenciación de cuatro líneas de los tres principales corredores de alta tensión que suministran energía a la Sabana Norte de Cundinamarca, beneficiando directamente a más de 500.000 personas, con una inversión de cerca de $40.000 millones de pesos.

Los trabajos, que finalizaron dos meses antes de lo previsto, iniciaron en el primer trimestre del 2023 y consistieron en la sustitución de 64,3 kilómetros de cableado, por uno de última tecnología, incrementando su capacidad de transporte de energía de 800 a 1.200 amperios, y utilizando las mismas estructuras existentes (postes y torres). Este avance mejora la confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional (STR) y asegura un suministro eléctrico más robusto para usuarios residenciales, comerciales, industriales y oficiales.

«La culminación de este proyecto de mantenimiento de cuatro de nuestras principales líneas eléctricas de alta tensión a 115 kV de la Sabana y Norte de Cundinamarca, es una muestra de nuestro esfuerzo por responder a la creciente demanda energética de la región, mientras fortalecemos nuestra infraestructura. La renovación de las estructuras y la instalación de conductores de mayor capacidad son pasos clave para asegurar que nuestros clientes, tanto residenciales como industriales, cuenten con un suministro eléctrico estable y eficiente», afirmó Mónica Cataldo, gerente de Distribución de Enel Colombia.

Este proyecto se enmarca como una de las medidas de mitigación implementadas por Enel Colombia frente a los retrasos en la entrada en operación de infraestructura eléctrica clave para la región.

Es importante resaltar que la falta de desarrollo de proyectos de transmisión en Cundinamarca y Bogotá pone en riesgo la capacidad de atender la creciente demanda energética y limita el avance de iniciativas estratégicas, como la movilidad eléctrica, la electrificación de la economía y la conexión de proyectos de energía renovable.

El fortalecimiento de la infraestructura eléctrica no solo favorece el desarrollo económico, sino que también mejora directamente la calidad de vida en Bogotá y Cundinamarca. La disponibilidad de un suministro eléctrico confiable es esencial para la movilidad, productividad y seguridad.

Aunque existen desafíos significativos, Enel Colombia lidera esfuerzos para que la región cuente con la infraestructura necesaria para enfrentar el crecimiento futuro y mejorar la calidad de vida de sus habitantes, mediante la articulación entre las entidades públicas y privadas del sector, como lo son gobiernos nacionales y locales, autoridades ambientales nacionales, regionales y locales, entre otros, con el fin de garantizar oportunamente las licencias y permisos correspondientes para el desarrollo de los proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, Regional y de Distribución local.

El Contralor General convocará a los ministros de Minas y Energía y de Hacienda y solicitará la presencia de la Procuraduría General de la Nación y gremios del sector minero energético, para que se precisen las soluciones que correspondan frente a la inminencia de un fuerte racionamiento.

La Contraloría General de la República instó una vez más al Gobierno Nacional a tomar las medidas necesarias para evitar un racionamiento de energía en el país, asunto que preocupa a la Entidad tal como lo manifestó en su estudio sectorial sobre Seguridad Energética y en la advertencia que emitió el Contralor General, Carlos Hernán Rodríguez Becerra, al Ministerio de Minas y Energía a mediados de noviembre de 2024.

La Contraloría General hace un llamado al gobierno nacional para que trabaje articuladamente y se evite un posible daño al patrimonio del Estado con ocasión del retraso en el giro del pago de subsidios a las empresas de energía eléctrica y gas.

También preocupa al ente de control fiscal, el retraso en el cumplimiento de las obligaciones en lo que corresponde al giro de los recursos a las empresas prestadoras de servicios públicos de energía y gas por parte de entidades públicas que no han pagado por el servicio prestado. Esto, a juicio de la Contraloría, puede generar no solo riesgos para el patrimonio del Estado, sino que además afectaría a muchas de las empresas de servicios públicosque son propiedad o tienen participación estatal.

También advierte la Contraloría sobre el riesgo de que los usuarios con menos recursos en estratos 1, 2 y 3 puedan ver incrementados los costos de las facturas si no se giran los recursos y pagos por parte del gobierno correspondientes a subsidios y opción tarifaria.

Adicionalmente, sigue creciendo la deuda que tienen muchas entidades del Estado que no han pagado a los prestadores de servicio de energía y gas.

La Contraloría ha indicado insistentemente que es necesario tomar medidas para garantizar la prestación de los servicios públicos, el acceso a los mismos por parte de la población, en especial la que tiene derecho a los subsidios.

“Por lo tanto, es importante no solo garantizar la generación y abastecimiento de energía y gas, sino la prestación de los servicios y la prevención de un apagón, que generaría mayores perjuicios en todos los sectores y afectaría el desarrollo económico, sobre todo en la población más vulnerable que tendría un aumento en las tarifas”, señala la entidad de control en un comunicado.

La Contraloría considera que le corresponde al gobierno nacional tomar acciones inmediatas frente al pago de subsidios, opción tarifaria y deuda con servicios públicos; y a mediano plazo, sobre problemas de abastecimiento energético, que también requieren medidas perentorias y concretas, pues la inseguridad energética impacta además a los inversionistas públicos y privados en diferentes sectores, que requieren seguridad y confianza para invertir.

En distintos estudios sectoriales y actuaciones de fiscalización realizados por la delegada de Minas y Energía, la Contraloría General de la República ha destacado graves deficiencias en los esquemas de subsidios destinados a tarifas de electricidad, gas combustible por redes y gas en cilindros.

“Tales fallas comprometen los objetivos de calidad, acceso equitativo y sostenibilidad financiera de los programas, además de poner en riesgo la transparencia en el manejo de los recursos públicos”, dice la entidad. 

Las deudas del gobierno

Según datos del Comité Intergremial de Energía y Gas, las deudas acumuladas por subsidios, que el Gobierno Nacional debía girar a través del Presupuesto General de la Nación (PGN), suman $2,7 billones para energía eléctrica, $3,3 billones por opción tarifaria y un billón por deuda de usuarios oficiales y en lo que compete a gas $628 mil millones para gas natural al cierre de 2024, es decir más de $7 billones, lo que preocupa aún más si se incluyen los costos de las intervenciones a empresas realizadas recientemente.

Este monto representa anualmente el 60% de los recursos necesarios y sigue aumentando cada trimestre, situación que reduce la liquidez de las empresas, amenaza con el desmonte de subsidios y podría traducirse en un alza de tarifas que afectaría a los hogares más vulnerables. Por ejemplo, una familia que paga $30.000 por servicio de gas, sin el subsidio tendría que cancelar por el mismo servicio un valor cercano a los $58.000.

Para la Contraloría, cubrir estas deudas debe ser una prioridad para garantizar el acceso al servicio de las familias de ingresos bajos. Y aunque se trata de una inversión en el Presupuesto General de la Nación (PGN), este gasto debe considerarse una obligación corriente que requiere atención anual. 

Por otro lado, la Contraloría General recuerda que el artículo 14 del proyecto de Ley de Financiamiento de 2024 proponía reconocer como deuda pública las obligaciones pendientes de los usuarios de estratos 1, 2 y 3 con las empresas comercializadoras, relacionadas con la opción tarifaria de la Resolución CREG 12 de 2020. Sin embargo, tras el archivo del proyecto de la Ley de Financiamiento, hoy no hay mecanismos claros para cubrir esta deuda que asciende a $3 billones. 

Aunque las empresas pueden recuperar estos recursos ajustando las facturas de los usuarios, este incremento podría aumentar la cartera vencida, agravando la situación financiera de las compañías y afectando el acceso a los servicios para la población, advierte la Contraloría.

El Contralor General convocará al ministro de Minas y Energía y al ministro de Hacienda y solicitará la presencia de la Procuraduría General de la Nación y gremios del sector minero energético, para realizar mesas de trabajo, con el fin de contribuir a que las partes puedan solucionar los problemas indicados en beneficio de la ciudadanía y los recursos públicos.

De acuerdo con Acolgen, Andesco, ANDEG, Asocodis, Naturgas y Ser Colombia, la intervención de los precios en bolsa pone en riesgo la seguridad energética del país y aumenta el riesgo de racionamientos en los próximos años.

Con respecto a la Resolución CREG 101 066 de 2024, relacionada con la intervención en la formación del precio en el mercado de la bolsa de energía, los gremios de la energía y los servicios públicos manifestaron preocupación y solicitaron que se realice un análisis detallado antes de su aplicación.

En un comunicado conjunto, los gremios expusieron las siguientes razones:

1. La medida podría agravar los retrasos en los proyectos de generación eléctrica al alterar las señales del mercado. Esto empeoraría las condiciones de abastecimiento, especialmente considerando que datos de la UPME y XM advierten sobre un déficit de energía firme para el periodo 2026-2027.
2. Desincentiva la contratación de largo plazo, que es fundamental para la viabilidad de los proyectos de energía renovable y la estabilidad de precios de los usuarios finales. Como consecuencia, se desincentiva la inversión en futuros proyectos, un retroceso en el sector eléctrico colombiano, caracterizado históricamente por señales de expansión claras. Es crucial mantener señales de largo plazo que proporcionen esta confianza inversionista para garantizar el desarrollo de proyectos que aseguren el abastecimiento del servicio de energía eléctrica. Proyectamos inversiones de entre 10 y 14 billones de pesos anuales hasta el 2027.
3. Contradice los objetivos de la transición energética en Colombia, ya que disminuye la competitividad de las tecnologías de costos variables bajos, como la solar, la eólica, la hídrica y el carbón, que constituyen la base de dicha transición. Esto ocurre por dos razones principales: remuneraciones más bajas en el Cargo por Confiabilidad y un incremento en los riesgos asociados a nuevos proyectos de expansión. Estas condiciones impactan negativamente la capacidad de estas tecnologías para ofrecer contratos competitivos, disminuyendo la posibilidad de que resulten con asignaciones en la próxima subasta del Cargo por Confiabilidad.
4. Se pierde la señal de escasez, que permite preservar los recursos energéticos disponibles en épocas de sequía haciendo un uso óptimo de estos, lo cual, sumado al retraso de proyectos y de subastas, nos mantendrá con un sistema eléctrico estresado, con el riesgo de que se presenten periodos de desabastecimiento de energía eléctrica.

Los gremios reiteraron que la coyuntura de precios está relacionada con la falta de oferta de energía y de mecanismos e incentivos de contratación de largo plazo. Es decir que, para lograr mayor eficiencia en precios se necesita más oferta de energía en lugar de alteraciones del

mercado y, para esto, es clave que se desarrollen más proyectos de generación de energía eléctrica, lo que se vería seriamente afectado por los términos de la Resolución en mención.

Finalmente, los gremios señalaron: “Hacemos un llamado urgente para que se realice una revisión integral de la Resolución publicada por la CREG antes de su aplicación. Una señal regulatoria de este tipo, emitida sin análisis exhaustivo puede poner en riesgo un sistema que ha funcionado durante los últimos 30 años y que nos ha permitido estar encendidos 24 horas al día, 7 días a la semana.”

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) manifestó preocupación ante la propuesta de aumentar la sobretasa del impuesto de renta al petróleo, una medida que podría comprometer severamente el futuro energético y económico del país.

El gremio petrolero recordó que en 2022 el Gobierno nacional promovió una reforma tributaria que incluyó, sin el respaldo de un análisis técnico riguroso, una sobretasa al petróleo de 5, 10 y 15 puntos adicionales al impuesto de renta, justificada en los altos precios internacionales del crudo (para ese año promediaron los USD 100 por barril, precios que actualmente han bajado a cerca de los USD 70), entre otros nuevos gravámenes a la industria del petróleo y gas.

Fruto de esa decisión, el sector hoy tiene una tasa efectiva de impuesto de renta de hasta el 50%, mientras otros sectores no llegan al 30%, un claro ejemplo de inequidad tributaria, según el gremio.

Ahora, la ‘Ley de Financiamiento’, propuesta por el Gobierno, aumentaría la sobretasa del impuesto de renta para la exploración de petróleo hasta en 5 puntos porcentuales, llevándola hasta el 20%.

Esto implicaría un impuesto de renta del 55% para la industria, además del pago de regalías, derechos económicos, contribuciones sociales, ambientales y demás aportes, desbordando con ello su capacidad contributiva y desincentivando inversiones en el país.

Para la industria, esta medida supone un nuevo cambio en las reglas de juego que pondría en riesgo la sostenibilidad económica de los proyectos e incidiría en menor inversión exploratoria y de desarrollo, por lo cual, también en nuevas reservas y producción futura, en consonancia con la política del gobierno de ir marchitando el sector de hidrocarburos en Colombia.

“Como consecuencia de la reforma de 2022, las inversiones exploratorias se han reducido 57%, lo que ha conllevado a que las inversiones voluntarias caigan a mínimos históricos. Aquí es importante considerar que, si no se hubiera debilitado al sector, no se necesitaría Ley de Financiamiento”, señaló Frank Pearl, presidente ejecutivo de la ACP.

El dirigente añadió que esta tendencia se agrava con nuevas cargas impositivas, por lo que se vislumbra el final de la actividad exploratoria en Colombia a partir del 2030, en razón a que incrementos adicionales a la sobretasa inviabilizaría la exploración.

Pearl agregó que este aumento también compromete las metas de producción de hidrocarburos (MinHacienda en el Marco Fiscal de Mediano Plazo 2024 contempla una producción promedio de 750 mil barriles día de petróleo hasta el 2035), en la medida en que el incremento en los gravámenes afectaría a todos los campos, principalmente, a los que producen crudos pesados y a los marginales, que representan respectivamente el 54% y el 10% del total nacional, los cuales serían inviables al adicionar los nuevos gravámenes.

Asimismo, se vería comprometida la aprobación de nuevos proyectos de desarrollo, necesarios para incrementar la producción y evitar la declinación natural de los campos. “Llevando al país a una caída precipitada de la producción”, enfatizó.

Así, teniendo en cuenta que el 45% del total de la matriz energética colombiana proviene del petróleo y el 21% restante del gas natural, la aprobación de esta propuesta representaría un riesgo para la seguridad energética de Colombia, en la medida en que para garantizar el abastecimiento energético se requiere inversiones constantes en exploración y producción. “Por lo tanto, en el mediano plazo el país estaría condenado perder su autosuficiencia en hidrocarburos, afectando la generación de regalías, empleos, encadenamientos productivos en las regiones e ingresos a la Nación”, dijo Pearl.

Cabe recordar que la industria de petróleo y gas en Colombia representa el 20% de los ingresos corrientes de la Nación, el 16% de la inversión extranjera directa y el 4,6% del PIB.

Además, los recursos de regalías que financian proyectos en las regiones en materia de educación, salud y servicios públicos, entre otros, y cuyo presupuesto bienal 2025-2026 recientemente aprobado por el Congreso fue de $30,9 billones, declinarían significativamente en el futuro. Luego, un incremento adicional en los impuestos amenaza las contribuciones de esta industria al país y las regiones.

Finalmente, la ACP hizo un llamado a los integrantes de las comisiones económicas del Congreso de la República, para que no se apruebe el aumento de la sobretasa y ninguna otra medida confiscatoria que conlleve a marchitar una industria fundamental para la seguridad energética, la estabilidad macroeconómica y el desarrollo de las regiones.

La última edición de la encuesta “Los 10 riesgos y oportunidades de la minería” de EY, registró dos nuevos integrantes en su lista – agotamiento de recursos/reservas y nuevos proyectos- mientras que otros, como ciberseguridad y fuerza laboral, salen del ranking.

Los ejecutivos mineros mostraron un cambio significativo en cuanto a los riesgos que se vislumbran en el sector. Así lo demostró la nueva edición de la encuesta Los 10 riesgos y oportunidades de la minería 2025”, elaborada por EY.

Entre las más llamativas está el capital que irrumpió como el principal riesgo, mientras que la gestión del medioambiente y la geopolítica se posicionaron en el segundo y tercer lugar, respectivamente.

También destacan dos nuevos riesgos en el top 10: el agotamiento de recursos y el desarrollo de nuevos proyectos.

En cuanto al capital, las compañías mineras están bajo una presión creciente para gestionarlo de manera efectiva mientras realizan inversiones estratégicas en crecimiento.

Es por esto por lo que las empresas están acelerando el crecimiento y amplificando el valor a través de fusiones y adquisiciones, desprendiéndose de activos no esenciales y expandiendo sus opciones de financiamiento.

El 76% de los encuestados mencionó que tenía contemplado realizar desinversiones, escisiones u ofertas públicas iniciales en los próximos 12 meses.

Por otro lado, a medida que la gestión del medioambiente toma el centro del escenario, las compañías mineras están priorizando iniciativas y políticas positivas para el medioambiente que satisfagan las crecientes expectativas de los inversionistas.

Este cambio refleja un enfoque más amplio de la industria en las preocupaciones ambientales, con casi la mitad de los encuestados (46%) expresando confianza en cumplir con sus obligaciones con el medioambiente.

«Este año ha habido un cambio notable en los riesgos hacia cuestiones estratégicas para satisfacer la demanda futura. Afortunadamente, las compañías mineras no están perdiendo de vista las obligaciones de ESG, que son críticas para obtener y retener la licencia para operar y están estrechamente vinculadas con riesgos como el capital”, señaló, Libardo Bueno, socio Líder de Mercados de EY Colombia.

Los nuevos riesgos

El agotamiento de recursos (4°), y los nuevos proyectos (8°), son nuevos riesgos identificados en el estudio de 2024, impulsados por la creciente demanda de minerales y el aumento de los costos de exploración y construcción.

Lograr los objetivos globales de descarbonización para 2050 requerirá un aumento significativo en el número de minas y los volúmenes producidos. En los próximos 30 años se necesitará extraer más de lo que se ha hecho en los últimos 70 mil años.

La falta de nuevos descubrimientos y los largos tiempos de permisos añaden más complejidad a la situación y ponen en riesgo real la transición energética.

Los que salen del top 10

Un hallazgo importante es que este año el 55% de los encuestados no consideró la fuerza laboral como un riesgo clave. Dados los desafíos significativos del sector para atraer y retener el talento necesario para crecer, esta omisión puede generar algunas alarmas. A esto se suman gobernanza, ciberseguridad, digitalización, que también quedaron fuera de los 10 primeros riesgos.

“Para muchas empresas, los riesgos y oportunidades asociados con la ciberseguridad y la digitalización se han convertido en elementos integrados en el negocio. En cuanto a la gobernanza, aunque su posición en el ranking ha cambiado, las compañías mineras continúan explorando nuevos proyectos en diversas regiones, ajustándose a los distintos entornos regulatorios. Además, el tema de la fuerza laboral sigue siendo relevante, ya que atraer y retener el talento adecuado será clave para el futuro sostenible del sector”, añadió, Libardo Bueno, socio Líder de Mercados de EY Colombia.

El Gobierno no solo no ha honrado su compromiso de pagar el saldo de la opción tarifaria, sino que ahora lo ató a la aprobación de la Ley de Financiamiento, poniendo en aprietos financieros a las distribuidoras.

El 7 de mayo de 2014 en Barranquilla, el presidente Gustavo Petro aseguró que el Gobierno Nacional asumiría los saldos de la opción tarifaria, medida que se tomó durante el gobierno Duque para diferir el pago del servicio de electricidad en la época de la pandemia de la Covid-19.

Ya han pasado más de siete meses y el Gobierno no solo no ha cumplido con la promesa sino que ahora incluyó ese pago en la nueva reforma tributaria, llamada Ley de Financiamiento, chantajeando al país con el argumento que si no le aprueban el proyecto no se realizaría el pago.

Hay que recordar que cuando el presidente hizo la promesa no existía en ese momento ningún proyecto de reforma tributaria.

A comienzos de diciembre de 2024 el monto adeudado por el Gobierno a las distribuidoras era de 3,4 billones de pesos. Pero a esto hay que agregarle el retraso en el pago de los subsidios por un monto de $2,4 billones, un billón en deudas por el servicio prestado a entidades oficiales del orden nacional y regional, y $0,2 billones por una mayor exposición a los precios en bolsa.

“En total son siete billones de pesos que equivalen a dos años de ingresos brutos de las comercializadoras y que tienen al borde de un apagón financiero a varias de ellas”, señaló José Camilo Manzur, director Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), durante la jornada que realizó el gremio el 27 y 28 de noviembre en Bogotá.

Y si bien se abrieron líneas de crédito con Findeter por dos billones de pesos para paliar la opción tarifaria, este mecanismo solo se ha podido implementar en un 16%, pues ningún banco quiere respaldar una entidad que tiene problemas financieros.

“Más que crédito, lo que se requiere es el desembolso de los saldos de lo opción tarifaria y el pago de los subsidios atrasados, para poder saldar las deudas que tiene el gobierno con las distribuidoras. Urge que se paguen los recursos del subsidio, pues hay empresas que ya no pueden asumir esos subsidios. No pagar apaga el país, no volvamos a momentos oscuros del pasado”, dijo Manzur.

El dirigente agregó que las empresas están en una disyuntiva con lo pocos recursos que tienen: o pagan la energía o financian los subsidios o adelantan los planes de inversión, pero no pueden hacer las tres cosas, y puso como ejemplo el caso de la intervenida Air-e.

Y es que en caso que las empresas no puedan seguir financiando los subsidios, la factura para el estrato uno puede llegar a subir hasta en un 150%, pues si actualmente el subsidio cubre el 60% del consumo básico, sin subsidio un usuario que paga $40.000 tendría que pagar una factura de $100.000.

“Por eso hacemos un llamado al gobierno nacional, al gobierno de la gente, para que apoye a la gente más vulnerable de este país”, concluyó Manzur.