Categoría: Industria

La decisión permite aprovechar de manera más eficiente los aportes del río Cauca y fortalecer la reserva de agua de Hidroituango frente a las condiciones asociadas al fenómeno de El Niño.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) autorizó de manera transitoria a Hidroeléctrica Ituango la aplicación de la regla de operación establecida en la licencia ambiental, sin la condición contemplada en la Resolución 2306 de 2019, que obligaba a descargar por las turbinas y el vertedero el mismo caudal que llega al embalse.

Esta decisión permitirá a EPM administrar de manera óptima los aportes del río Cauca y almacenar parte del agua que ingresa al embalse cuando las condiciones hidrológicas lo permitan, sin generar cambios abruptos en el régimen de caudales del río aguas abajo y manteniendo las medidas de protección ambiental, social y operativa establecidas por la Autoridad.

La modelación presentada por la Central muestra que la regla de operación licenciada permite realizar una retención gradual sin afectar el comportamiento natural de los caudales aguas abajo.

Actualmente, el embalse de Hidroituango se encuentra alrededor de la cota 408 metros sobre el nivel del mar. Bajo las condiciones ambientales, hidráulicas, geotécnicas y operativas aplicables, EPM podrá avanzar de manera gradual y controlada en el aumento de su nivel hasta la cota 420, aprovechando las ventanas de mayores aportes que se presenten en el río Cauca.

La medida fortalece la capacidad de regulación de Hidroituango justo cuando el país se prepara para un escenario de menores precipitaciones y aportes hídricos asociados al fenómeno de El Niño.

La ANLA evaluó la posibilidad de recuperar anticipadamente volumen en el embalse y utilizarlo posteriormente durante los meses de menores aportes, considerando de manera conjunta sus efectos hidráulicos, ambientales y sociales aguas abajo.

Más agua almacenada y un uso más eficiente

El aumento del nivel del embalse puede representar aproximadamente 390 millones de metros cúbicos adicionales de agua almacenada, fortaleciendo la reserva disponible para los meses de menores aportes y la capacidad de Hidroituango para respaldar la atención de la demanda de energía del país.

Además de contar con una mayor reserva, el agua almacenada se aprovecha mejor cuando el embalse está a un nivel más alto. Al aumentar la altura del agua sobre las turbinas, también aumenta la presión con la que esta llega a las unidades de generación. Esto permite producir la misma cantidad de energía utilizando menos agua.

Protección del río Cauca aguas abajo

La regla de operación licenciada con la que operará Hidroituango establece límites a las variaciones de las descargas para evitar cambios bruscos en el río y conservar su dinámica natural.

Durante el aumento del nivel del embalse, EPM mantendrá monitoreo permanente de las condiciones hidrológicas, hidráulicas, ambientales, geotécnicas y sociales.

Continúa la gestión ambiental del vaso del embalse

Paralelamente, EPM avanza en las actividades de remoción de cobertura vegetal en la franja del embalse que podría quedar cubierta por el aumento del nivel.

Esas labores se adelantan de manera controlada e incluyen medidas como rescate de flora, ahuyentamiento y manejo de fauna, intervención de la cobertura vegetal y gestión de la biomasa, de acuerdo con las obligaciones establecidas en la licencia ambiental.

Con esta autorización, EPM fortalece su capacidad para almacenar agua cuando exista disponibilidad, utilizarla más eficientemente para la generación de energía y disponer de una mayor reserva para los meses de menores aportes, todo ello bajo seguimiento ambiental permanente y preservando las condiciones del río Cauca aguas abajo.

La compañía colombiana, integradora de servicios técnicos especializados, cuenta con 21 proyectos activos y proyecta crecer cerca de 20% en los próximos tres años. Contempla su expansión a México, Perú, Venezuela y Argentina, además de ampliar su presencia en los sectores minero, industrial, químico y energético.

Ingecontrol llega a sus 50 años de trayectoria con una estrategia enfocada en crecimiento, diversificación e internacionalización.

El más reciente Informe de Recursos y Reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con corte al 31 de diciembre de 2025, reportó reservas probadas de petróleo por 2.020 millones de barriles y una relación reservas/producción de 7,4 años, frente a los 7,2 años registrados en 2024. En este contexto, la compañía busca consolidar su posición como aliado técnico de empresas vinculadas a la cadena de hidrocarburos y, al mismo tiempo, ampliar su participación hacia nuevos sectores y mercados.

Ingecontrol, enfocada en consultorías especializadas, gestión de proyectos ambientales, HSE, gerencia de proyectos y sostenibilidad, durante el primer semestre de 2026 aseguró negocios por $47.000 millones, en un año retador para el sector y para la economía del país. De igual manera, actualmente cuenta con 21 proyectos activos y cerca de 400trabajadores.

La compañía mantiene así una operación con presencia en diferentes regiones del país, mientras fortalece sus capacidades para responder a las nuevas exigencias técnicas, ambientales y de seguridad de sectores como hidrocarburos, minería, industria y energía.

En los últimos 10 años, la compañía ha atendido más de 20 clientes recurrentes, entre ellos las principales empresas petroleras del país. Durante este periodo, Ingecontrol ha desarrollado cerca de 50 contratos, por un valor estimado de $650.000 millones, cifras que reflejan la escala de su operación y la confianza construida con sus clientes.

Con cinco décadas de experiencia, la compañía se ha consolidado como un integrador estratégico y aliado técnico de empresas vinculadas principalmente a los sectores de hidrocarburos y energía en Colombia.

Entre sus clientes recurrentes se encuentran Ecopetrol y las compañías de su grupo empresarial como Cenit, Ocensa y Oleoducto de los Llanos Orientales, Tecpetrol, Petrobras, Transportadora de Gas Internacional, SierraCol Energy, Gases de Occidente, Emerald Energy, Maurel & Prom y Perenco, entre otros, además de compañías de otros segmentos industriales y de generación de energía.

“Ingecontrol es una empresa que genera relaciones de confianza desde sus principios. Su experiencia de 50 años se encuentra en transformación y crecimiento y es un referente en la gestión de proyectos con un portafolio diversificado para sus clientes en diferentes sectores económicos y países de Latinoamérica”, afirmó Catalina Camacho, CEO de Ingecontrol.

Cinco décadas acompañando la transformación del sector

La trayectoria de Ingecontrol ha estado estrechamente ligada al desarrollo de la industria de hidrocarburos en diferentes regiones del país en donde ha trabajado articuladamente con comunidades y diferentes grupos de interés. Tiene presencia en 14 departamentos, entre ellos Casanare, Magdalena, Valle del Cauca, Córdoba, Arauca, Bolívar, Boyacá y Meta.

Entre los trabajos que la compañía identifica como algunos de los más exigentes técnicamente se encuentran los realizados para Petrobras, relacionados con operaciones en tierra y en plataformas offshore en el bloque Sirius, uno de los proyectos de gas más importantes de Colombia y un segmento que representa retos particulares por las condiciones de operación y que todavía cuenta con pocas iniciativas de este tipo en el país.

También destaca su participación con Ecopetrol en la gestión del cumplimiento ambiental en Meta, Casanare y Arauca, así como en labores de interventoría y mantenimiento para OXY, actualmente SierraCol Energy, asociadas a la construcción del oleoducto Caño Limón-Coveñas, infraestructura que marcó un hito en el desarrollo de la industria petrolera colombiana durante la década de 1980.

Para la compañía, uno de los principales cambios que ha experimentado la industria durante estas cinco décadas ha sido el aumento de las exigencias en materia de seguridad industrial.

Ingecontrol señala que mantiene una baja tasa de accidentalidad, como resultado del fortalecimiento de sus protocolos y de una cultura de seguridad que se ha convertido en uno de sus principales diferenciales, razón por la cual ha recibido más de diez reconocimientos por parte de sus clientes, por garantizar operaciones seguras y sin incidentes.

“Durante estos 50 años el sector ha cambiado completamente. Hoy las empresas petroleras son mucho más exigentes en materia de estándares y seguridad industrial, y eso también ha hecho que los aliados tengan un papel mucho más importante. Antes los clientes se apoyaban menos en sus proveedores; hoy nos permiten aportar desde nuestra experiencia y generar mayor valor en sus negocios”, explicó Camacho.

Digitalización, ESG y una nueva etapa de crecimiento

La celebración de los 50 años coincide con una renovación de la marca y con una nueva etapa de transformación empresarial para Ingecontrol.

Uno de los principales frentes es la transformación digital, para la cual la compañía está implementando un nuevo sistema ERP y creó una gerencia de Tecnología de la Información (IT), que busca acelerar la digitalización de sus procesos y avanzar en el uso de herramientas de inteligencia artificial.

A esto se suma el fortalecimiento de su Oficina de Gestión de Proyectos (PMO), la implementación de mejores prácticas de gobierno corporativo y el desarrollo de una nueva línea de negocio enfocada en sostenibilidad y criterios ESG.

La apuesta responde a una transformación de las necesidades de sus clientes, que cada vez demandan no solo capacidades de ingeniería y operación, sino también mayores estándares en materia ambiental, social y de gobierno corporativo.

El cambio también tiene una dimensión de talento. El 50% de los trabajadores de Ingecontrol son mujeres, mientras que la mayoría de los cargos de su equipo gerencial están ocupados por ellas, una evolución significativa frente a un sector que históricamente ha tenido una mayor participación masculina.

Ingecontrol proyecta crecer 20% y llegar a nuevos mercados

Para los próximos tres años, la compañía tiene como meta mantener un crecimiento cercano al 20% en ventas, acompañado de una estrategia de diversificación e internacionalización.

En Colombia, busca ampliar su presencia en los segmentos industrial, químico, minero y energético, entre otros, con el objetivo de aprovechar las capacidades desarrolladas durante sus cinco décadas de operación y diversificar su participación hacia sectores diferentes a los hidrocarburos.

En paralelo, prepara su llegada a otros mercados de Latinoamérica, inicialmente con proyectos en México, Perú, Venezuela y Argentina.

“Llegar a 50 años es un hito especialmente importante para una empresa familiar y para una compañía que ha operado durante décadas en un sector con altos estándares y exigencias. Esta nueva etapa representa una apertura hacia nuevos mercados y segmentos, pero manteniendo aquello que nos ha permitido construir relaciones de largo plazo: la experiencia, el cumplimiento y la confianza”, concluyó Camacho.

El gremio presentó el balance de cuatro años de caída en producción, exportaciones, empleo y aportes al Estado, y propuso una agenda de siete puntos para recuperar competitividad, inversión y seguridad energética.

Los aportes del sector carbón al Estado colombiano, que superaron los $10 billones anuales en 2022, se estiman en menos de $3,5 billones para 2025.

Con esa cifra, Fenalcarbón presentó su balance del comportamiento de la industria en los últimos cuatro años y plantea al próximo Gobierno una agenda para recuperar la capacidad productiva del sector, en el marco del prelanzamiento de la Cumbre Colombiana del Carbón y Coque 2026 — «De la ideología a la soberanía».

La producción de carbón pasó de 67,7 millones de toneladas en 2022 a 51,4 millones en 2025, y las exportaciones de carbón y coque cayeron de US$12,2 millones en 2022 a US$4.901 millones en 2025. Solo entre 2024 y 2025, el valor de las exportaciones cayó en US$2.200 millones. Entre 2022 y 2025, se perdieron más de 25.000 empleos directos y 100.000 indirectos en toda la industria.

«El país está dejando de recibir recursos que podrían financiar inversión social, infraestructura y desarrollo regional, en un momento crucial como la reconstrucción de las zonas afectadas por el terremoto. Recuperar la producción y la competitividad del sector significa también recuperar una fuente importante de ingresos y estabilidad para Colombia«, señaló Carlos Cante, presidente Ejecutivo de Fenalcarbón.

Colombia tiene una capacidad de producción de cerca de 92 millones de toneladas anuales y el potencial de recursos para aprovechar esa riqueza del subsuelo.

Si el país genera las condiciones necesarias y las señales de política pública, como lo indica el Informe TEC de Fenalcarbón en el escenario Viento de Cola, se puede volver a los niveles de producción y generar aportes superiores a los US$10 billones anuales.

Fenalcarbón propone al nuevo Gobierno siete prioridades:

1. Revisar las medidas tributarias impuestas al sector durante los últimos cuatro años;
2. La ampliación del parque térmico a carbón garantizando la neutralidad tecnológica y remuneración a la energía firme;
3. Reducir los sobrecostos logísticos y reformar el SICETAC;
4. Recuperar mercados internacionales mediante defensa comercial activa;
5. Dar seguridad jurídica a la inversión, la formalización y los planes de cierre minero;
6. Habilitar áreas reservadas con potencial minero de carbón; y
7. Control a la explotación ilícita y recuperación de la seguridad en territorios sensibles.

«Con esta propuesta estamos planteando recuperar la capacidad del país para decidir sobre su futuro y salir de la falsa disyuntiva que se quiso plantear con la mal llamada Transición Energética. Colombia lo que requiere es una diversificación productiva donde los carbones siguen siendo importantes para lograrlo en el tiempo y el país cuenta con los recursos, las reservas, el conocimiento y una industria capaz de generar empleo y divisas«, concluyó Cante.

El combustible de aviación, el diésel y la gasolina extra son los refinados que han reportado el mejor desempeño durante 2026.

Durante el primer semestre de 2026, la carga total de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena alcanzó un promedio de 428 mil barriles diarios, lo que representa un incremento del 5,9 por ciento, equivalentes a 24 mil barriles adicionales por día frente al mismo periodo del año anterior.

El buen desempeño impulsó la producción de gasolina extra, diésel y combustible de aviación. Entre los avances más significativos se destaca el aumento del 150% en la producción de gasolina extra, que llegó a 3.620 barriles día, en promedio.

Este logro fue posible gracias al intercambio de materias primas entre las dos refinerías, la entrada en operación de la planta de Hidroisomerización y la maximización de carga en la planta de Alquilación de la refinería de Barrancabermeja.

En esa misma línea, durante el primer semestre del 2026 se produjeron 140.810 barriles de diésel, con un aumento del 11.2% frente al mismo periodo del 2025.

En el caso del combustible de aviación Jet A1, la producción llegó a 38.730 barriles por día, con un crecimiento del 12.7% respecto a los primeros seis meses del año pasado.

“Nuestros resultados reafirman el compromiso del Grupo Ecopetrol de garantizar la seguridad energética del país. Nuestros equipos de trabajo en refinerías, el aprovechamiento de la infraestructura y la implementación de acciones para asegurar nuestra estabilidad operativa, han sido fundamentales para alcanzar estos logros”, aseguró Felipe Trujillo, vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales.

Además, el diésel y el combustible de aviación lograron un margen bruto de refinación de 23.6 dólares por barril, equivalente al doble de lo reportado en el primer semestre de 2025. El resultado se obtuvo gracias a la combinación de mejoras en los rendimientos de destilados medios y el marcado fortalecimiento de los diferenciales frente a los precios internacionales del barril de petróleo.

Los avances obedecen a la visión estratégica denominada “Refinación con un Propósito”, que articula esfuerzos entre las dos refinerías para tomar decisiones que priorizan la vida y la seguridad, maximizan el valor de los activos con excelencia operativa e impulsan la transición energética.

Del 22 al 24 de septiembre en el centro de convenciones y eventos Neomundo, en Bucaramanga, Santander, se llevará a cabo el evento con más trayectoria en la industria energética de Colombia.

El evento contará con 5 paneles de discusión, 2 charlas magistrales internacionales, 5 sesiones técnicas especiales y una muestra comercial de más de 50 expositores.

El XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía, organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (ACIPET) se ha consolidado como uno de los eventos más relevantes en el ámbito energético del país.

Este año, el Congreso reunirá a líderes influyentes del sector a nivel nacional e internacional, ofreciendo un espacio para el intercambio de conocimientos y experiencias, especialmente en medio de la coyuntura energética que atraviesa el país, con la escasez de gas natural y GLP y con la amenaza de un apagón en el sector eléctrico.

El Comité Estratégico de este evento está conformado por:

1. Felipe Bayón, CEO de GeoPark y presidente del XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía

2. Liliana Gómez, gerente de SMS-RS, Petrobras

3. Héctor Manosalva, vicepresidente Senior de Operaciones, SierraCol Energy

4. Alberto Consuegra, CEO – Amazónica LNG SAS ESP

5. Martha Villarreal, presidente JD Acipet

6. Oscar Ferney Rincón, director ejecutivo de Acipet

7. Carlos Alberto Arenas, director del Comité Técnico Acipet

Qué tendrá el Congreso

Conferencias Magistrales: Expertos internacionales y nacionales compartirán sus conocimientos sobre las últimas tendencias, tecnologías y políticas en el sector energético, así como las perspectivas de líderes de empresas y organismos reguladores sobre el futuro de la industria.

Paneles de Discusión: Debates profundos sobre temas cruciales como la transición energética, sostenibilidad, y la innovación en exploración y producción. Una oportunidad para discutir los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector.

Exposición de Tecnología: Las innovaciones tecnológicas que están revolucionando la industria del petróleo, gas y energía. Se presentarán nuevas herramientas y soluciones que pueden transformar la manera de trabajar en la industria.

Networking: El Congreso ofrece una plataforma para establecer relaciones comerciales, colaboraciones y amistades que pueden impulsar carreras y proyectos.

Exposiciones académicas: Las mejore y más recientes investigaciones en los sectores de hidrocarburos, las energías no renovales, energías renovables y descarbonización y sostenibilidad y entorno.

Más información en: https://acipet.com/home-congreso/

La guerra entre Estados Unidos e Irán reconfiguró la geopolítica energética del mundo. ¿Cómo afecta a Colombia y a la región?

Por: ANDREA JARAMILLO

El mundo atraviesa un escenario geopolítico fundamentalmente diferente en el que los países ya no pueden depender de acuerdos del pasado ni de sus aliados tradicionales. Este cambio estructural está impulsando un debate sin precedentes sobre todas las fuentes de energía, incluyendo el gas natural licuado (GNL) y el gas licuado del petróleo (GLP), y no se trata de una disrupción temporal.

Así se definió en el panel ‘ Geopolítica energética mundial y el sector del GLP’ durante el Congreso de Gasnova, que se realizó en Bogotá, con la participación de Darryl Rogers, Global Head of NGLs de S&P Global Energy; James Rockall, managing Director de World Liquid Gas Association; y moderado por Luis Pacheco, Nonresident Fellow del Baker Institute de Rice University.

La incertidumbre en los mercados es la nueva normalidad
Las reacciones iniciales ante una crisis como la del Cercano Oriente provocan aumentos en los precios, pero los mercados se ajustan gradualmente a medida que los volúmenes vuelven a circular y se restablece el equilibrio.

Se espera que las disrupciones en el estrecho de Ormuz persistan hasta comienzos de 2027, aunque la destrucción de demanda continuará incluso después de su reapertura. En consecuencia, los precios elevados y los ajustes estructurales del mercado podrían convertirse en características permanentes del nuevo panorama energético.
Como consecuencia, la mayoría de países están priorizando la reducción de su dependencia de proveedores únicos; depender de Estados Unidos no puede ser, por sí solo, una estrategia completa de resiliencia.

Si bien es poco probable que el GLP sea utilizado como un “arma” de guerra, los países que controlan rutas críticas de suministro cuentan con una ventaja geopolítica. Una nación que suministra el 90% de las necesidades energéticas críticas de otra tiene una influencia real, incluso si no la utiliza de manera agresiva.

En ese sentido, la proximidad geográfica de Colombia a Estados Unidos representa una ventaja estratégica para el suministro de propano, pero depender exclusivamente de Estados Unidos no puede constituir una estrategia de resiliencia. Y ahí el almacenamiento estratégico —tanto a nivel nacional como compartido entre países vecinos— surge como una herramienta clave de resiliencia.
La pérdida de aproximadamente el 30 % del suministro mundial de GLP que transita por el estrecho de Ormuz provocará una destrucción de demanda, particularmente en el sector petroquímico.

Los combustibles fósiles siguen siendo críticos
La crisis de Irán ha reforzado la importancia de los hidrocarburos, al tiempo que ha acelerado las inversiones en energías renovables en regiones dependientes de las importaciones de energía, como Europa.

En América Latina, la formación de Vaca Muerta, en Argentina, contiene propano y butano, con nuevos volúmenes que están entrando progresivamente al mercado. Además, el nuevo gobierno de Colombia ha prometido inversiones en exploración y producción (upstream), incluyendo potencialmente proyectos offshore y de fracking, aunque estos volúmenes no se materializarán en el corto plazo.

Guyana ya superó a Colombia y la brecha seguirá ampliándose. Hacia 2027 la producción petrolera guyanesa alcanzaría más de 1 millón de barriles diarios, frente a 717 mil en Colombia.

Por: ANIF*

Guyana protagoniza uno de los ascensos petroleros más importantes de la historia reciente de la región. Un país que antes de 2019 no extraía un solo barril se consolidó como el tercer productor de crudo de Suramérica.

El punto de quiebre llegó en 2015, cuando ExxonMobil anunció el primer gran descubrimiento de petróleo en el bloque marino Stabroek, frente a las costas guyanesas. Su producción promedió cerca de 777 mil barriles diarios (MBD) en 2025 y se espera que la capacidad alcance 1.700 MBD hacia 2030.

El auge guyanés se sustenta en nuevos descubrimientos, una rápida puesta en operación de los campos y costos de extracción particularmente competitivos. El resultado es una bonanza petrolera excepcional, pero también un desafío: cómo administrar una economía que, en pocos años, ha pasado a recibir una cantidad extraordinaria de recursos provenientes de un solo sector.

Mientras Guyana acelera, la producción colombiana se ha estancado y enfila una senda descendente. Desde 2023 acumula años de caída, cerrando 2025 con un promedio de 746 MBD.

Detrás de este estancamiento convergen varios factores. La inversión en exploración y producción ha caído en los últimos años y la actividad de perforación se contrajo con fuerza, con los taladros activos pasando de 149 a 93 entre 2022 y 2026, en un entorno marcado por la ausencia de nuevos contratos de hidrocarburos desde 2022 y una política energética que ha priorizado la transición sobre la expansión del upstream. A ello se suman la declinación natural de los campos maduros, la elevada concentración de la producción en Ecopetrol y las afectaciones operativas por atentados y bloqueos.

Este cambio en el mapa petrolero regional tiene un punto de inflexión claro en 2025, cuando ambas trayectorias convergen en torno a los 740 MBD: momento en que Guyana alcanza a una Colombia que venía perdiendo terreno (Ver gráfico).

De acuerdo con las proyecciones del Marco Fiscal de Mediano Plazo 2026, la producción colombiana se desaceleraría alrededor de los 717 MBD hacia 2027, reflejo del agotamiento de su base de reservas y de la debilidad exploratoria, mientras que, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), la guyanesa se proyecta hacia los 1.060 MBD en el mismo horizonte, impulsada por la entrada en operación de nuevos desarrollos como Uaru y Whiptail. En cuestión de dos años, Guyana no solo superaría a Colombia, sino que la deja rezagada por un margen creciente.

El auge guyanés no está exento de riesgos, y el más relevante es la llamada enfermedad holandesa. El fenómeno describe cómo un boom exportador de recursos naturales puede apreciar el tipo de cambio real y encarecer al resto de la economía, desplazando a los sectores transables no petroleros —como la agricultura y la manufactura— y concentrando la actividad en el crudo.

El Fondo Monetario Internacional señala que Guyana todavía no presenta síntomas claros de la enfermedad, aunque advierte que el riesgo es elevado. A ello se suman las presiones inflacionarias observadas y la posible pérdida de competitividad de los sectores no petroleros.

Así, los dos países enfrentan desafíos opuestos: Colombia debe reactivar la exploración y reponer sus reservas para contener el declive de su producción, mientras Guyana debe administrar una bonanza que podría generar desequilibrios si no logra diversificar su economía.

*Comentario Económico de ANIF.

A medida que los sistemas de salud evolucionan hacia modelos cada vez más digitales y conectados, la infraestructura energética se convierte en un habilitador esencial de la atención médica moderna.

Hoy los hospitales operan como ecosistemas altamente digitalizados, donde la atención médica depende tanto del personal clínico como de la continuidad de los sistemas tecnológicos. Historias clínicas electrónicas, plataformas de gestión hospitalaria, equipos de imágenes diagnósticas y sistemas de monitoreo en tiempo real requieren una infraestructura capaz de operar sin interrupciones, incluso en escenarios de alta demanda o inestabilidad energética.

Este entorno ha acelerado la adopción de infraestructura crítica basada en data centers, edge computing y sistemas de automatización, que permiten procesar y analizar información en tiempo real, donde la disponibilidad no es opcional: una interrupción energética o un retraso en el procesamiento de datos puede impactar directamente la toma de decisiones clínicas y la seguridad del paciente.

Para responder a estos retos, Schneider Electric desarrolló un portafolio para el sector salud que garantiza continuidad operativa y eficiencia energética en entornos críticos. Soluciones como el sistema de alimentación ininterrumpida Galaxy VXL están diseñadas para proteger cargas críticas en hospitales, asegurando respaldo energético de alta eficiencia y escalabilidad. A esto se suma la plataforma digital EcoStruxure IT Expert, que permite el monitoreo en tiempo real de la infraestructura eléctrica y tecnológica, anticipando fallas y optimizando la operación de los sistemas hospitalarios.

En conjunto, estas soluciones permiten construir entornos más resilientes, donde la energía y la digitalización trabajan de forma integrada para garantizar una atención médica adecuada y oportuna.

Galaxy VXL es un sistema de alimentación ininterrumpida (UPS) de alta densidad diseñado para proteger entornos críticos como hospitales, donde la continuidad energética es vital para la operación de equipos médicos, quirófanos y sistemas de soporte clínico. Su arquitectura modular y escalable permite adaptar la capacidad energética a las necesidades del centro de salud, optimizando el espacio físico y mejorando la eficiencia operativa.

Por su parte, la plataforma EcoStruxure IT Expert es una solución de monitoreo basada en la nube que permite supervisar en tiempo real toda la infraestructura crítica de TI y energía, incluyendo UPS, racks y sistemas de distribución eléctrica. Su principal ventaja es la capacidad de anticipar fallas mediante analítica y alertas inteligentes, facilitando una gestión proactiva que reduce riesgos de interrupciones y mejora la continuidad operativa en entornos hospitalarios altamente sensibles.

“Los hospitales modernos dependen de una infraestructura tecnológica que debe ser tan confiable como el propio equipo médico. La continuidad energética y el monitoreo inteligente permiten que los sistemas críticos nunca se detengan, protegiendo lo más importante: la vida de los pacientes”, afirmó Hernán Neirotti, regional Manager – Pre Sales & Business Development de Schneider Electric.

Las empresas de agua y saneamiento, energía eléctrica, gas natural y telecomunicaciones afiliadas a Andesco reportan avances significativos en el restablecimiento de los servicios en Chocó, Valle del Cauca, Risaralda, Quindío y Caldas.

Tras el sismo de magnitud 7,4 registrado el pasado 10 de agosto, con epicentro en San José del Palmar (Chocó), las empresas de servicios públicos afiliadas a la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) han dado una respuesta inmediata para restablecer los servicios de energía, agua, gas, gestión de residuos y telecomunicaciones en Chocó, Valle del Cauca, Risaralda, Quindío y Caldas.

Con corte al 13 de agosto, este es el balance consolidado del sector:

Energía eléctrica

A nivel nacional, XM —operador del Sistema Interconectado Nacional— reportó una recuperación del 93% de la demanda afectada, con corte al 13 de agosto. Por región, la afectación se redujo así: Valle del Cauca pasó de 70% a 9%; Caldas-Quindío-Risaralda de 82% a 11,6%; Cauca-Nariño de 44% a 0%; y Chocó de 100% a 0%.

A nivel local, EMCALI reportó que en Cali ya están normalizados casi la totalidad de sus usuarios. CHEC informó que, en Caldas y Risaralda, a menos del 6% en poco más de 24 horas, con trabajos que continúan en Dosquebradas, Chinchiná, Santa Rosa de Cabal y sectores de Manizales, entre otros.

Celsia logró energizar el 100% de los cascos urbanos de los municipios afectados en el Valle del Cauca, incluyendo la cabecera de San José del Palmar (Chocó), epicentro del sismo. La empresa ya restableció el servicio para más del 91% de los clientes afectados por la emergencia; permanece pendiente el 8,9%, equivalente a 51.064 clientes —46.629 en el norte del departamento y 4.435 en el sur—, ubicados en su gran mayoría en zonas rurales dispersas con daños puntuales como transformadores descolgados, líneas averiadas y postes o árboles caídos sobre las redes.

Las principales afectaciones continúan concentradas en Riofrío, Bolívar, Buenaventura, Sevilla y Zarzal, con más de 2.000 clientes pendientes por municipio. Por la complejidad logística de estas intervenciones, la compañía estima que la normalización total de algunos puntos rurales podría tomar hasta un par de semanas adicionales.

Energía de Pereira reportó que, el 90% de la ciudad ya cuenta nuevamente con servicio de energía, gracias al trabajo de más de 30 cuadrillas —incluyendo personal propio, contratistas y cuadrillas de apoyo de EPM. En Quindío, EDEQ reportó el 80% de la demanda departamental con servicio, con Génova como principal punto pendiente. En Chocó, DISPAC continúa con equipos desplegados en Tadó, Bagadó, Managrú y Paimadó, atendiendo daños en infraestructura que requieren traslado de nuevos postes de luz.

Gas natural

La infraestructura de producción y transporte del país se mantiene estable y operando con normalidad, al igual que la prestación del servicio en la mayor parte del territorio nacional.

Las principales afectaciones continúan concentradas en Pereira, Dosquebradas, Cali y algunos sectores de Manizales, donde Gases de Occidente y Efigas mantienen desplegado su personal técnico para atender fugas, realizar inspecciones de seguridad y restablecer progresivamente el servicio.

Actualmente se reportan cerca de 11.000 usuarios con suspensión preventiva del servicio, principalmente residenciales y comerciales, así como algunas estaciones de gas natural vehicular fuera de operación.

De manera coordinada, productores, transportadores y distribuidores mantienen el monitoreo permanente del Sistema Nacional de Transporte y las condiciones de suministro. No se reportan afectaciones relevantes en los sistemas troncales de transporte ni en los principales campos de producción, y los sistemas de Antioquia, Tolima, Huila, Quindío y buena parte del resto del país operan normalmente.

No obstante, se mantiene especial seguimiento a Buenaventura y Borrero, donde el bloqueo de la vía Loboguerrero–Buga por daños y deslizamientos podría ocasionar la suspensión del servicio de gas a partir del 13 de agosto.

Telecomunicaciones

Las empresas de Telecomunicaciones siguen trabajando en la estabilización de las redes en las zonas afectadas, minimizando los impactos por las interrupciones en el suministro de energía, daños en la infraestructura y la alta demanda de tráfico sobre la red que, debido a la contingencia, ha aumentado significativamente por el mayor volumen de llamadas, mensajes, envío de videos, fotografías y consumo de contenido en redes sociales.

Claro informó que cerca del 80% de sus estaciones base y aproximadamente el 100% de los nodos de fibra en Chocó, Caldas, Quindío, Risaralda y Valle del Cauca ya operan con normalidad, tras recuperar cerca de la mitad de las estaciones inicialmente afectadas entre lunes y miércoles.

La compañía adquirió 26 plantas de energía para Quibdó, Pereira y Cali con el fin de mantener sus sistemas de respaldo operativos ante las interrupciones eléctricas en la zona, y entregó automáticamente a cerca de dos millones de clientes prepago en los departamentos afectados un paquete gratuito por siete días con llamadas y SMS ilimitados y 2 GB de navegación.

Así mismo los operadores de telecomunicaciones han mantenido sus redes activas y han dispuesto beneficios para los usuarios de las zonas afectadas.

Acueducto, Alcantarillado y Aseo

Las empresas de acueducto y alcantarillado de la región reportan condiciones estables. En el Valle del Cauca EMCALI mantiene sus plantas de tratamiento operando con normalidad, y atendiendo 13 daños puntuales en sus redes de acueducto.

En Palmira Aquaoccidente y Centroaguas en Tuluá no registraron afectaciones significativas en su operación; la ciudad de Buga restableció el servicio en la noche del 11 de agosto y en el Norte del Valle Acuavalle avanza en la recuperación del servicio para 7 municipios el cuál se espera estar restablecido el 13 de agosto.

En el departamento de Caldas, Manizales cuenta con servicio en toda la ciudad con dos daños en la red que están siendo atendidos. El resto del departamento en municipios como Anserma, Belalcazar, La Dorada, Neira, San José, Samaná y Viterbo están siendo atendidos los daños en las redes para asegurar la continuidad y suministro de agua potable del servicio de acueducto, los 13 municipios restantes atendidos por EMPOCALDAS presentan normalidad.

La ciudad de Pereira continúa en proceso de restablecimiento progresivo, atendiendo las afectaciones en sus redes de distribución las cuales están siendo inspeccionadas para identificar su estado y adelantar las reparaciones para restablecer el servicio. En el mismo sentido se encuentra el municipio de Dosquebradas cuyo sistema de almacenamiento y distribución se encuentra estable, enfocando su atención a la reparación de los daños en los sectores más afectados.

En Armenia se ha mantenido la continuidad en la prestación del servicio de acueducto, los equipos operativos se encuentran atendiendo arreglos en acometidas e instalaciones de edificaciones afectadas. Circasia ha restablecido su servicio el miércoles 12 de agosto, Montenegro, Quimbaya y la Tebaida han tenido afectaciones, pero se sigue trabajado para regresar el servicio a la normalidad, mientras tanto los usuarios afectados están siendo atendidos con carrotanques.

Por su parte, en el servicio público de aseo, las empresas han reforzado su capacidad operativa para mantener la continuidad de las actividades de recolección, barrido y limpieza y, al mismo tiempo, apoyar la atención de las necesidades adicionales generadas por la emergencia.

Para ello se han dispuesto cuadrillas, personal operativo, vehículos y maquinaria de acuerdo con las condiciones y requerimientos de cada municipio, apoyando labores de limpieza, recolección y manejo de residuos y escombros en las zonas afectadas.

«El sector de servicios públicos, y TIC ha respondido con toda su capacidad técnica y humana para acompañar a las comunidades del suroccidente del país en este momento difícil. Nuestras empresas afiliadas no han parado de trabajar desde el primer minuto, y seguiremos acompañando este proceso hasta lograr la normalización total de los servicios», afirmó Camilo Sánchez Ortega, presidente de Andesco.

El Gobierno de Abelardo de la Espriella nombró a Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Su llegada ocurre en un momento de caída de las reservas de gas y petróleo y de debate sobre el papel de los hidrocarburos en la seguridad energética del país.

El Gobierno de Abelardo de la Espriella oficializó el nombramiento de Ernesto Francisco Forero Fernández de Castro como nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), mediante el Decreto 1189 de 2026, expedido por el Ministerio de Minas y Energía y firmado por la ministra María Nohemí Arboleda Arango.

Forero asumirá la dirección de una entidad que tiene a su cargo la administración y gestión de los recursos hidrocarburíferos de Colombia, en un escenario marcado por la reducción de las reservas, las necesidades de abastecimiento de gas y el debate sobre el futuro de la exploración y producción de petróleo y gas.

Un abogado con experiencia en petróleo, gas e infraestructura

El nuevo presidente de la ANH es abogado de la Universidad Externado de Colombia, especialista en Derecho Comercial de la Universidad de los Andes y en Derecho Tributario de la Pontificia Universidad Javeriana. Cuenta además con una maestría en Derecho Comercial Internacional, con énfasis en Derecho Marítimo, de City University of London, y un MBA de Babson College.

Su trayectoria profesional tiene un componente empresarial y jurídico. Entre 2009 y 2017 estuvo vinculado a la Sociedad Portuaria Regional de Santa Marta, donde ocupó la Vicepresidencia Jurídica Corporativa y, en 2016, la presidencia.

En ese periodo trabajó en asuntos jurídicos, regulatorios, contractuales e institucionales, además de procesos de inversión y modernización de infraestructura. También ha participado en proyectos de concesiones, contratación pública y privada y asociaciones público-privadas.

Antes de llegar a la ANH, Forero se desempeñaba como socio fundador y gerente general de EF Legal & Asociados, firma creada en 2017. También ha trabajado como consultor para entidades como la CAF, el Departamento Nacional de Planeación y la Agencia Danesa de Energía.

Su experiencia no se limita a los hidrocarburos. Ha participado en proyectos relacionados con energía eólica costa afuera, hidrógeno, amoníaco verde y combustibles de bajas emisiones, además de estudios sobre regulación, gobernanza portuaria y sostenibilidad.

El gas, la prioridad

Uno de los principales desafíos que encontrará Forero está en las reservas de gas natural.

Entre 2018 y 2025 las reservas de gas de Colombia disminuyeron 54,6%. Las estimaciones de la ANH indican que las reservas probadas alcanzan para 5,9 años, mientras que las de petróleo llegan a 7,4 años.

Con esos indicadores, la política de exploración adquiere un papel central para la nueva administración.

El reto no consiste solo en incorporar nuevas reservas, sino en convertirlas en producción y garantizar que los proyectos puedan avanzar dentro de los tiempos que requiere el mercado. Para el gas natural, esta tarea adquiere mayor importancia ante el crecimiento de la demanda de energía y los riesgos sobre la oferta nacional.

Además, en un escenario de mayor demanda eléctrica, asociado entre otros factores al fenómeno de El Niño, puede aumentar la presión sobre la oferta energética disponible. Cabe recordar a que a mediados de 2026 Colombia ya importaba el 35% del gas natural.

Una ANH frente a un nuevo enfoque energético

El nombramiento también debe leerse dentro del cambio de orientación que plantea el nuevo Gobierno frente al sector minero-energético, con un giro de 180 grados.

La ANH tendrá que definir prioridades para la administración del recurso hidrocarburífero y coordinar su actuación con el Ministerio de Minas y Energía, las empresas del sector y otros actores relacionados con la cadena de petróleo y gas.

El desafío incluye responder a una pregunta que estará en el centro de la política energética del nuevo Gobierno: cuál será el papel de los hidrocarburos en la matriz energética colombiana durante los próximos años.

La respuesta tendrá efectos sobre la exploración, las reservas, la producción, las inversiones y la seguridad energética.

El nombramiento de Forero ocurre, por tanto, en un momento en el que la ANH deberá combinar la administración de los contratos y recursos existentes con una política que permita incorporar nuevas reservas y sostener la oferta nacional.

Del derecho corporativo a la gestión de hidrocarburos

El perfil de Forero marca una diferencia frente a una dirección de la ANH centrada exclusivamente en la experiencia técnica petrolera.

Su trayectoria combina derecho corporativo, regulación, infraestructura, puertos, contratación y relación entre inversionistas privados y Estado. Esa experiencia puede resultar relevante para una entidad que debe administrar contratos y atraer inversión hacia actividades de exploración y producción.

A esto se suma su conocimiento de proyectos de transición energética, lo que le permite llegar a la ANH con experiencia en dos de los debates que marcarán la política energética del país: la continuidad de los hidrocarburos y el desarrollo de nuevas fuentes de energía.

El nuevo presidente de la ANH tendrá que responder a ese reto mientras el Gobierno de Abelardo de la Espriella define el nuevo rumbo de la política energética del país.