Categoría: Industria

Ante la persistencia de las vías de hecho, Ecopetrol rechazó categóricamente los bloqueos y hace un llamado urgente al diálogo constructivo que permita restablecer la normalidad en la región.

Ecopetrol rechazó los bloqueos a sus operaciones en los municipios de Acacías, Guamal y Castilla La Nueva, en el departamento del Meta, que ya completan más de 53 días, con una afectación que compromete el desarrollo social y económico de la región y del país.

La situación, que se originó por conflictos laborales entre trabajadores contratistas de servicios de workover y sus empleadores, con el acompañamiento de la USO Subdirectiva Meta, impide el tránsito de personal y maquinaria en nueve locaciones industriales de los municipios mencionados.

Las interrupciones generan potenciales riesgos de integridad en las facilidades de transferencia de fluidos, especialmente en las líneas de flujo. Debido a la situación y según la estrategia de monitoreo, no se han podido realizar las inspecciones operativas, lo cual impide anticipar posibles incidentes y podría derivar en afectaciones ambientales.

Como consecuencia de los bloqueos, se vulnera el derecho al trabajo de cerca de 1.000 personas, entre empleados de Ecopetrol y contratistas. También se han dejado de ejecutar actividades por más de 44.500 millones de pesos, con impacto directo en decenas de empresas proveedoras de bienes y servicios petroleros, en la producción de hidrocarburos y en el pago de regalías e impuestos a la Nación.

Debido a la situación se han dejado de producir más de 800 mil barriles de petróleo en los campos Chichimene, Akacías y Castilla, con efectos negativos en la economía regional y nacional.

Ecopetrol ha participado en múltiples escenarios de conversación promovidos por autoridades regionales y nacionales, en los que dichas entidades han reiterado las disposiciones legales sobre jornada máxima legal, manejo de turnos, descansos y trabajo dominical, que son los temas en discusión.

Ecopetrol señaló que respeta los derechos de asociación y libertad sindical, conforme a la Constitución y la Ley, pero no obstante, enfatiza que no tiene competencia para intervenir en conflictos entre firmas contratistas y sus trabajadores ni ejerce competencias judiciales, de investigación, vigilancia o control, por lo que cualquier reclamación debe presentarse ante las instancias judiciales correspondientes.

La Empresa manifestó que su responsabilidad es garantizar la continuidad de sus actividades esenciales, pero que la protesta pacífica, consagrada en la Constitución, debe ejercerse sin vulnerar el derecho al trabajo ni afectar los intereses económicos de las comunidades, el departamento y el país.

Tras la detención del expresidente Nicolás Maduro en enero de 2026, Venezuela ha entrado en una fase de profunda transformación, y la tokenización se perfila como una herramienta para impulsar el crecimiento económico.

Bitfinex Securities –plataforma regulada para la captación de capital y la negociación de valores tokenizados, publicó un nuevo análisis sobre cómo la tokenización puede desempeñar un papel clave en el impulso de la incipiente recuperación económica de Venezuela.

El Informe de Inclusión de Mercado de Latinoamérica de Bitfinex Securities, el cual fue publicado por primera vez en 2025, revela cómo las limitaciones estructurales están obstaculizando los primeros indicios de recuperación económica que se han hecho evidentes desde la detención de Maduro en enero de 2026.

Las limitaciones identificadas, que incluyen altos costos de emisión y estructuración, procesos prolongados y una intermediación significativa, son las que suelen observarse en economías emergentes con mercados de capitales pequeños y que históricamente han frenado el crecimiento, dado que tienen dificultades para acceder al capital internacional.

Jorge Jraissati, presidente de Economic Inclusion Group,entrevistado para el análisis de Bitfinex Securities, comentó: “Los informes de la OCDE, el BIS y el Foro Económico Mundial coinciden en que la tokenización puede reducir las fricciones operativas, mejorar la trazabilidad, facilitar una liquidación más rápida y ampliar el acceso a los inversores, siempre que exista un marco legal claro que regule los derechos de propiedad, la custodia, el cumplimiento y la resolución de disputas”.

Expertos locales consideran que es el momento de integrar la tokenización en el núcleo de la infraestructura financiera de Venezuela para garantizar que, cuando los inversores internacionales vuelvan a participar en los mercados, el país se beneficie de su presencia.

Venezuela ya cuenta con la ventaja de una población con un alto nivel de alfabetización digital, que ha recurrido a las criptomonedas para pagos, ahorros y transferencias internacionales con el fin de afrontar años de inestabilidad económica.

José Miguel Farías, consultor de recaudación de fondos, afirmó: “Venezuela posee un elemento favorable que rara vez se reconoce en este contexto: una amplia base de usuarios que ya gestiona activos digitales y stablecoins como parte de su vida cotidiana, no por sofisticación financiera, sino por necesidad. Esa es una verdadera infraestructura de adopción. La tokenización puede contribuir en gran medida a acelerar el progreso, pero no puede hacerlo de forma aislada; requiere que el país avance en su comprensión, regulación y adopción de estas tecnologías”.

Venezuela posee un enorme potencial económico sin explotar: la producción petrolera, por ejemplo, alcanzó su nivel más alto en siete años en 2025, superando el millón de barriles diarios (bpd). Sin embargo, el país aún no atrae el nivel de inversión necesario para recuperar los niveles de producción de 3,1 millones de bpd de finales de los noventa, lo cual es fundamental para consolidar el periodo de transformación económica.

Los activos petroleros de Venezuela ofrecen una oportunidad natural para integrar la tokenización en la infraestructura financiera. Según Jraissati,la tokenización de activos de recursos naturales es una de las tres principales oportunidades que la tokenización podría brindar al país:

• La tokenización de flujos económicos vinculados a activos productivos, como los derechos a ingresos futuros de proyectos petroleros, gasíferos o mineros, podría ayudar a movilizar capital sin esperar una reconstrucción completa del sistema financiero tradicional. Una adopción exitosa en el sector de los recursos naturales podría servir de modelo para una integración más amplia en toda la economía.
• Exposición económica a proyectos intensivos en capital mediante el fraccionamiento, lo que abre espacio para la coinversión entre oficinas familiares, fondos especializados, operadores de materias primas y actores de la diáspora venezolana.
• Creación de cadenas de trazabilidad significativamente más creíbles en el sector minero, desde el punto de origen hasta la exportación, algo de particular valor en un país donde el oro se ha asociado durante mucho tiempo con la opacidad, la ilegalidad y el riesgo reputacional.

Al comentar los hallazgos,Jesse Knutson, jefe de Operaciones de Bitfinex Securities, afirmó: “En un momento tan crucial para el desarrollo económico de Venezuela, la tokenización representa una oportunidad única para repensar las finanzas, superando las barreras obsoletas que históricamente han obstaculizado el acceso al capital. Al reducir drásticamente los costos de emisión y acortar los tiempos de cotización de meses a minutos, la tokenización permite que sectores vitales como la energía y la minería eviten la burocracia tradicional. No solo impulsa la eficiencia operativa, sino que también fomenta una conexión directa y transparente entre los emisores venezolanos y la comunidad inversora global”.

Con la primera convocatoria del Mecanismo de Comercialización de Energía (MCE), el país cuenta con un nuevo mercado organizado para negociar contratos de energía eléctrica.

Conexión Energética, filial de la Bolsa Mercantil de Colombia, anunció la primera convocatoria del Mecanismo de Comercialización de Energía (MCE), un mercado organizado que permitirá a generadores y comercializadores negociar contratos de suministro de energía bajo reglas estandarizadas, trazables y respaldadas por garantías. La convocatoria incluye productos con vigencias para 2027, 2028 y el periodo 2029-2033.

Con esta convocatoria, el país incorpora una nueva alternativa para la contratación de energía eléctrica. El mecanismo, que culminó satisfactoriamente el proceso de evaluación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), amplía las opciones de negociación para generadores y comercializadores mediante productos con distintos periodos de suministro, formación transparente de precios y mecanismos de garantía.

Las primeras ruedas de negocios se realizarán el 14 de julio, el 25 de agosto y el 3 de septiembre de 2026, para productos de corto, mediano y largo plazo.

“La entrada en operación del MCE es un hito para el mercado eléctrico colombiano. Desde la Bolsa Mercantil y Conexión Energética ofrecemos una infraestructura de mercado con reglas claras, mecanismos de negociación transparentes y herramientas que facilitan la formación de precios y la toma de decisiones. Esto busca contribuir a profundizar el mercado de contratos de energía, fortalecer la gestión del abastecimiento eléctrico y mejorar la capacidad del sector para gestionar riesgos asociados a la hidrología y los eventos climáticos”, afirmó María Inés Agudelo Valencia, presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia.

La puesta en marcha del MCE hace parte de la estrategia del Grupo Bolsa Mercantil para fortalecer su presencia en mercados clave para el desarrollo del país, especialmente el energético. La experiencia de más de 40 años de la Bolsa en la administración de infraestructuras de mercado respalda esta nueva solución para el mercado eléctrico colombiano.

Productos diseñados para distintos horizontes de contratación

Conexión Energética diseñó un primer paquete de productos que incluye contratos para el periodo de invierno de 2027 (mayo-noviembre), para 2028 y para el periodo 2029-2033.

Los tres productos se negociarán bajo la modalidad “pague lo contratado” y con perfil de carga horaria plana, de manera que las condiciones de suministro y pago quedan definidas desde la celebración del contrato.

“La contratación de energía requiere referencias que permitan a los agentes tomar decisiones con mayor información. Este primer paquete de productos busca precisamente generar actividad de mercado en horizontes donde existe interés de contratación y donde las señales de precio pueden aportar valor para compradores y vendedores. La expectativa es que el mecanismo contribuya gradualmente a ampliar la profundidad del mercado de contratos de energía en Colombia”, señaló Luis Eduardo Leiva Mutis, gerente general de Conexión Energética.

Los agentes interesados pueden consultar en www.conexionenergeticabmc.com.co los productos, cronogramas, requisitos de participación, garantías y condiciones de negociación. En este portal también se publicarán los resultados de cada convocatoria.

La necesidad de mantener operaciones activas frente a cortes eléctricos, fluctuaciones de voltaje y micro interrupciones ya no es exclusiva de grandes complejos industriales o data centers.

La transformación digital está cambiando la forma en que operan las empresas. Procesos automatizados, sistemas de monitoreo, plataformas en la nube, videovigilancia, puntos de venta y equipos industriales conectados hacen que incluso pequeñas y medianas operaciones dependan cada vez más de una infraestructura eléctrica estable y continua.

En sectores como manufactura liviana, retail, logística, salud, educación y pequeñas operaciones industriales, un corte eléctrico de pocos minutos puede traducirse en pérdida de información, interrupción de procesos, daños en equipos o afectaciones en la atención al cliente.

A eso se suman fenómenos climáticos, sobrecargas en la red y variaciones de voltaje que siguen impactando la estabilidad energética en distintas regiones de Latinoamérica.

Frente a sectores industriales, las UPS dejaron de verse como herramientas exclusivas para grandes industrias o centros de datos. Hoy existen sistemas compactos y escalables diseñados para pequeñas empresas, oficinas y operaciones industriales medianas que necesitan garantizar continuidad energética sin implementar infraestructuras complejas.

Schneider Electric, a través de APC by Schneider Electric, cuenta con soluciones como las series Easy UPS BV y BX/BVX, orientadas a proteger estaciones de trabajo, sistemas de conectividad, cámaras de seguridad, puntos de venta y pequeños equipos críticos frente a micro cortes y fluctuaciones eléctricas.

Estas soluciones permiten mantener la operación durante interrupciones breves y ayudan a estabilizar la energía que reciben los equipos.

“La continuidad energética ya no es una necesidad exclusiva de grandes data centers o industrias de gran escala. Hoy, empresas medianas y operaciones regionales dependen de sistemas digitales y automatizados que necesitan estabilidad eléctrica permanente para mantener productividad, conectividad y continuidad operativa”, señala Sergio Deaza Lopez, business Developer Manager de Schneider Electric.

A medida que más empresas incorporan automatización y herramientas digitales en sus operaciones, la resiliencia energética empieza a convertirse en un factor estratégico para la competitividad.

Contar con soluciones de respaldo y protección eléctrica ya no responde únicamente a escenarios de emergencia, sino a la necesidad de garantizar operaciones más estables, eficientes y preparadas para un entorno cada vez más conectado.

Colombia rompió récords en energía solar y expansión digital, pero el capital global exige certeza regulatoria en un entorno marcado por la volatilidad de mercado y la presión sobre márgenes.

Colombia marcó un punto de inflexión en su matriz energética, debido a que, por primera vez, la generación solar superó al carbón en el balance anual de 2025.

Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), la energía solar consolidó un crecimiento acelerado al alcanzar 4.473,8 GWh, 25% por encima del carbón, que la llevó de una participación marginal en 2022 a convertirse en una fuente energética clave en el sistema eléctrico nacional.

Este avance se da en un momento decisivo para la confiabilidad de la matriz energética, ya que el Ideam y el Ministerio de Ambiente advirtieron que la probabilidad del fenómeno de El Niño se elevó al 90% para septiembre de 2026.

Con anomalías de temperatura proyectadas, se prevé una reducción de lluvias en las regiones Caribe, Andina y Pacífica, lo que presionaría la generación eléctrica solar. Este escenario obliga a acelerar decisiones de inversión y activar fuentes de respaldo ante el riesgo inminente de estrés hídrico.

Este contexto resulta especialmente relevante para el país, ya que coincide con un entorno global más restrictivo para la transición energética: la inversión se está fracturando, con grandes actores que sostienen el rumbo, mientras aquellos con exposiciones moderadas están retirando capital, una tendencia que también impacta a América Latina. Así lo revela el informe Energy Agenda 2026: Returns, Restructuring and Resilience de Bain & Company.

“Lo que estamos viendo en Latinoamérica es una paradoja relevante: la región cuenta con ventajas estructurales para la transición energética, pero está perdiendo atractivo relativo frente a mercados más estables desde el punto de vista regulatorio. En un escenario donde los inversionistas están privilegiando sus propias geografías, la competencia por capital se vuelve más exigente. Esto implica que países como Colombia ya no compiten solo por recursos naturales, sino por su capacidad de ofrecer certezas, marcos regulatorios consistentes y modelos de financiamiento que permitan viabilizar proyectos en un entorno global más selectivo”, explicó Diego García, socio y líder de Energía y Recursos Naturales de Bain para América del Sur.

Basado en una encuesta a más de 800 ejecutivos del sector en 30 países, el informe identifica cuatro tensiones que están redefiniendo la industria energética y de recursos naturales a escala global, con implicaciones directas para América Latina y Colombia.

1. La inversión en transición se fractura

No todos los actores de la transición energética van en la misma dirección, pues según el estudio, el 57% de los ejecutivos latinoamericanos afirma que destinará poco capital, específicamente menos del 10% de su portafolio, a áreas de crecimiento orientadas a la transición en 2026, frente al 34% que reportaba la misma posición en 2025.

Del mismo modo, la proporción de quienes invierten de manera significativa, es decir, más del 20% de su portafolio, cayó del 32% al 22% en el mismo período. Este comportamiento muestra un patrón claro: las empresas que ya tenían una apuesta grande la sostienen, aunque de manera más conservadora; y las que apostaban de forma moderada se están retirando.

A nivel geográfico, Norteamérica continúa liderando como destino de inversión en transición energética, pero su ventaja se ha reducido de forma significativa, cayendo de 68% a 46% en un año.

El análisis de Bain muestra que los inversionistas están priorizando sus propios mercados, en un contexto marcado por la incertidumbre regulatoria, la volatilidad geopolítica y políticas energéticas divergentes.

• Una oleada de restructuración se aproxima

El sector energético global no solo está cambiando de fuentes, también está cambiando de manos. Casi dos tercios de los ejecutivos encuestados por Bain esperan que el ritmo de desinversiones, consolidaciones y cierres de activos aumente en su industria durante los próximos dos años, mientras que un 33% no espera cambios significativos y solo un 3% anticipa una desaceleración.

Este giro redefine la relación entre oferta y demanda energética, estableciendo un precedente en el que el crecimiento de la demanda deja de ser solo un desafío operativo para convertirse también en una fuente directa de financiamiento.

En este contexto, la industria también se prepara para una nueva ola de reestructuración. Los ejecutivos anticipan un aumento en desinversiones, consolidaciones y ajustes de portafolio, impulsados por la presión sobre márgenes, el aumento de costos y un entorno regulatorio más complejo. Este proceso apunta a una reconfiguración del sector, donde las compañías buscarán concentrarse en negocios con mayor resiliencia y capacidad de generación de valor.

“Es clave que los ejecutivos del sector no solo anticipen las tendencias globales de inversión, sino que traduzcan estos datos en decisiones concretas de portafolio y abastecimiento. En mercados como Colombia, marcados por una presión sobre la oferta de gas natural, esto ya se refleja en mayores costos y en la necesidad de una planeación más rigurosa; especialmente en un contexto sujeto a tensiones geopolíticas y cambios en el entorno regulatorio” destacó Gerardo Bejarano, senior Manager de Bain & Company.

• La IA demanda energía a una escala sin precedentes

La inteligencia artificial está reescribiendo la economía de la energía eléctrica, pues según el informe “Power Hungry: How AI Will Drive Energy Demand” del Fondo Monetario Internacional, el consumo mundial de electricidad procedente de centros de datos e IA alcanzó más de 500 TWh en 2023, más del doble del promedio de 2015-2019, y podría triplicarse hasta 1.500 TWh en 2030, superando la demanda energética de la India, considerado el tercer país con mayor consumo energético del mundo.

Al mismo tiempo, el crecimiento acelerado de la demanda energética, impulsado en gran medida por centros de datos y aplicaciones de inteligencia artificial, estaría tensionando la capacidad del sistema eléctrico y obligando a redefinir sus modelos de expansión.

Las utilities enfrentan el desafío de aumentar su capacidad en un contexto de presión sobre los precios y la asequibilidad, lo que ha llevado a priorizar soluciones rápidas y financieramente viables, como la extensión de activos existentes y el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión y distribución, y el almacenamiento de energía, este último considerado por un 63% de los ejecutivos como una de las principales palancas para responder a este crecimiento.

Sin embargo, el cambio más profundo no es tecnológico, sino financiero. El informe revela que, en Latinoamérica, la coinversión con empresas tecnológicas para financiar infraestructura energética ha aumentado de 33% a 48% en un año, mientras crece la expectativa de trasladar costos a grandes consumidores, incluyendo aumentos en tarifas para estos segmentos. Al mismo tiempo, crece la disposición a trasladar costos a grandes consumidores, reduciendo la dependencia de subsidios estatales.

Para Colombia, la convergencia es inmediata, pues el país cuenta con al menos 40 centros de datos, concentrados principalmente en Bogotá, Medellín, Barranquilla y Cali. De acuerdo con el informe “Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima 2025-2039” de la UPME, la demanda eléctrica nacional crecerá un 2,33% anual desde 2025 hasta 2039, una curva que se acelera si se incorpora el efecto de la expansión de data centers intensivos en IA.

• La IA en las empresas: muchos experimentos, poco retorno

Según el informe de Bain, dentro de las propias compañías del sector energético y de recursos naturales, el diagnóstico de la IA es revelador. “La inteligencia artificial se ha instalado con fuerza en la agenda del sector energético, pero todavía no ha demostrado su capacidad de generar valor a escala. Aunque cerca de dos tercios de las compañías están en fases piloto, solo un 25% ha logrado traducir esas iniciativas en resultados medibles, y menos de un 10% ha avanzado hacia transformaciones organizacionales. El desafío hoy no es adoptar IA, sino convertirla en una ventaja competitiva real”, agrega el ejecutivo de Bain.

El principal obstáculo, citado por casi la mitad de los encuestados, es que los objetivos de IA no están claramente definidos ni vinculados a un valor de negocio concreto.

Las aplicaciones más maduras son atención al cliente, investigación y desarrollo, operaciones y mantenimiento; mientras que las menos desarrolladas incluyen gestión de proyectos de capital y funciones corporativas como estrategia y cumplimiento.

En un sector donde la velocidad de los cambios tecnológicos, geopolíticos y regulatorios supera la capacidad de respuesta de muchas organizaciones, la ventaja competitiva no la definirá quién tiene más recursos, sino quién toma decisiones más rápido y con mayor claridad estratégica.

Cese de actividades en campos de producción de Puerto Gaitán afectan empleo, actividad económica y recursos para el desarrollo regional.

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) alerta por el cese de actividades que desde el 5 de junio se presenta en campos de producción ubicados en Puerto Gaitán (Meta), situación que afecta las actividades productivas y genera impactos sobre el empleo, la cadena de operación, los contratistas, las comunidades y la generación de recursos que contribuyen al desarrollo de la región.

En un comunicado, la ACP señala:

Estas acciones son promovidas por integrantes del gremio metalmecánico que plantea solicitudes orientadas a imponer condiciones económicas unificadas o beneficios extralegales. Si bien estas inquietudes merecen ser escuchadas y atendidas a través de los mecanismos institucionales correspondientes, resulta fundamental avanzar en soluciones concertadas dentro del marco legal, evitando afectaciones sobre los trabajadores, las empresas contratistas y la dinámica socioeconómica del Municipio”,.

Es importante recordar que las condiciones laborales, contractuales y comerciales deben construirse respetando la legislación vigente, la autonomía empresarial y las particularidades operativas de cada compañía, dentro de un marco de diálogo y respeto por las instituciones.

Esta situación genera preocupación por sus efectos sobre miles de trabajadores y familias que dependen directa e indirectamente de la actividad económica asociada al sector, así como por las implicaciones que puede tener para la continuidad de operaciones que aportan empleo, inversión y recursos para el desarrollo territorial; así como a la seguridad energética del país y su sostenibilidad fiscal.

El gremio reitera la disposición de la industria al diálogo constructivo y al trabajo articulado con trabajadores, contratistas, comunidades y autoridades para encontrar soluciones dentro del marco institucional y el respeto por la legalidad.

Asimismo, hace un llamado a las autoridades competentes para garantizar la libertad de empresa, la libre contratación y el normal desarrollo de actividades que contribuyen al abastecimiento energético del país y representan oportunidades para miles de familias.

Cerrejón anunció que Claudia Bejarano decidió concluir su gestión como presidente de la empresa a partir del próximo 30 de junio de 2026, luego de 42 años de trabajo en la compañía.

Claudia Bejarano ingresó a Cerrejón en 1984 como practicante en el equipo de Gerencia de Proyecto, encargado de culminar la infraestructura de la compañía. A partir de allí construyó una destacada carrera en diferentes cargos financieros y administrativos, hasta llegar a la Presidencia, posición que asumió a finales de 2019.

Durante su gestión lideró a Cerrejón en períodos desafiantes, incluyendo la pandemia de la COVID-19, una huelga laboral y ataques a la infraestructura de la empresa. No obstante, en medio de un complejo ciclo de precios, cambios en el mercado del carbón e incertidumbre jurídica, logró mejorar el desempeño operativo y la productividad, además de implementar medidas de reducción de costos para preservar la sostenibilidad del negocio. La empresa reconoció que bajo su liderazgo, Cerrejón fortaleció su desempeño operativo, social y ambiental.

Bejarano impulsó un enfoque basado en el diálogo social y la implementación de proyectos construidos junto con las comunidades vecinas, en los que estas tuvieron un papel protagónico en la definición y ejecución de sus propias iniciativas.

Entre sus legados se encuentra el programa de voluntariado “Juntos cambiamos vidas”, que articuló a 59 empresas contratistas para apoyar proyectos educativos en La Guajira. En materia ambiental, durante su presidencia la compañía avanzó en la rehabilitación de tierras, superando las 5.300 hectáreas restauradas y la siembra de más de 4 millones de árboles, además de consolidar el corredor de biodiversidad Wüin Manna, que conecta la Sierra Nevada de Santa Marta con la Serranía del Perijá.

Su historia es un referente de liderazgo femenino, crecimiento profesional y transformación dentro de una industria históricamente masculina, inspirando a generaciones de trabajadores y, especialmente, a las mujeres que hoy hacen parte del sector minero-energético colombiano.

Cerrejón anunció que Edgar Alfonso, actual vicepresidente de Finanzas de la compañía, asumirá la Presidencia a partir del 1 de julio. Alfonso es contador público de la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una maestría en Finanzas de la Universidad de los Andes y un MBA de Northwestern University – Kellogg School of Management.

Tiene más de 20 años de experiencia en el sector minero-energético, en productos como carbón, cobre, níquel, mineral de hierro y petróleo. Ha ocupado cargos de liderazgo como Head of Finance Pampa Norte en Chile y para Joint Operations en Brasil en BHP, así como vicepresidente de Cerro Matoso en South32, entre otras posiciones ejecutivas.

La transición se llevará durante las próximas semanas, garantizando la continuidad operacional y el cumplimiento de los compromisos vigentes. Cerrejón reitera su compromiso con una minería responsable, la generación de empleo y el desarrollo regional.

“Cerrejón reconoce y agradece a Claudia Bejarano por su invaluable legado: una minera orgullosa que, durante 42 años, hizo parte del esfuerzo de miles de trabajadores que han hecho posible la minería responsable en Colombia y que hoy representan el orgullo de toda una nación. Historias como la de Claudia no solo acompañan el crecimiento de una empresa, sino que también contribuyen a construir su futuro”, señaló la empresa.

Las restricciones han obligado a suspender parte de la producción de petróleo, generando pérdidas superiores a $500 millones diarios en regalías para la región y el país.

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) expresó su preocupación por los bloqueos que desde el 11 de mayo se presentan en el peaje El Yucao, sobre la vía nacional que comunica a Puerto Gaitán con Puerto López, corredor estratégico entre Meta y Vichada.

Las vías de hecho, lideradas por un grupo de transportadores de material pétreo que solicita ajustes en las tarifas de transporte, vienen afectando la circulación de personas, bienes y servicios, así como el desarrollo de actividades productivas fundamentales para la economía regional.

La situación también ha impactado a trabajadores, comerciantes, comunidades y empresas que dependen de este corredor para su actividad diaria.

Frente a esta situación, es importante precisar que las empresas operadoras de petróleo no están facultadas para definir, coordinar o acordar tarifas de mercado, dado que ello constituiría una práctica restrictiva de la libre competencia sancionada por la legislación colombiana.

Asimismo, las compañías operadoras no mantienen una relación comercial directa con los transportadores que prestan este servicio.

Aunque se trata de una controversia económica específica, sus efectos trascienden a los actores directamente involucrados. Las restricciones están afectando la actividad económica de la región, el acceso al trabajo y la continuidad de operaciones que generan empleo, inversión y recursos para el desarrollo territorial.

Como consecuencia de las restricciones para el transporte de insumos y el normal desarrollo de las operaciones, entre el 24 y el 27 de mayo se registró una producción diferida cercana a los 8.000 barriles de petróleo por día. Esto representa una reducción superior a $500 millones diarios en regalías para el municipio, el departamento y la Nación, recursos que contribuyen a financiar proyectos de infraestructura, educación, salud y desarrollo regional.

Desde el inicio de la situación, las empresas del sector han participado en diferentes espacios de diálogo con los transportadores, la administración municipal y las empresas contratistas, buscando alternativas que permitan avanzar hacia soluciones dentro del marco institucional y legal. Entre el 12 y el 25 de mayo se realizaron varias reuniones de concertación; sin embargo, las restricciones a la movilidad continúan.

La ACP reitera que el diálogo es el camino para construir soluciones sostenibles que beneficien a las comunidades y fortalezcan el desarrollo de la región.

En ese sentido, hizo un llamado a todos los actores involucrados y a las autoridades competentes para avanzar en mecanismos de concertación que permitan restablecer la movilidad, proteger la actividad económica y garantizar las condiciones necesarias para que la región continúe generando bienestar y oportunidades para sus habitantes.

Según Fedesarrollo, un racionamiento eléctrico similar al de los años 90 le costaría al país 1,5 puntos porcentuales del PIB (Producto Interno Bruto).

El Consejo Gremial Nacional hizo un llamado urgente al Gobierno Nacional, al Ministerio de Minas y Energía y a la CREG para actuar de manera inmediata frente al riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica y gas natural, por cuenta de falta de una gestión adecuada y a tiempo.

Las advertencias por parte de los gremios del sector se han dado de manera insistente desde hace más de dos años cuando el panorama de oferta de energía firme frente a la demanda ya mostraba un déficit para el año 2026, según las proyecciones de entidades oficiales.

Además, desde diciembre de 2024 el país perdió la autosuficiencia en gas natural, y hoy se importa no solo este energético para atender otros sectores diferentes al térmico, sino también se trae del exterior GLP, gasolina y diésel.

Las alertas del más reciente Boletín Energético de XM (22 de mayo de 2026) muestran un escenario preocupante, ante la alta probabilidad de que el Fenómeno de El Niño sea fuerte, en momentos en los que los embalses están por debajo de lo esperado, se presenta un crecimiento histórico de la demanda, existe un déficit de energía firme, se confirman retrasos en nuevos proyectos y el sector vive una crisis de liquidez que ya supera los $2,6 billones en deudas de Air- e, mayoritariamente con las generadoras térmicas.

En su boletín, XM advirtió que, si se presenta una sequía severa, los embalses podrían llegar a niveles nunca antes registrados lo que requeriría de manera prolongada de la generación térmica, poniendo en riesgo el suministro de energía eléctrica del país.

El operador del mercado asegura que el nivel agregado de los embalses debe ser superior al 80% desde agosto de 2026, pero el 27 de mayo se encontraba en 67,46%, es decir, muy por debajo del nivel que sugiere XM para enfrentar la sequía.

Por su parte, el Ideam y el Ministerio de Ambiente alertaron sobre una alta probabilidad de llegada del fenómeno de El Niño durante el segundo semestre de 2026.

Según las proyecciones de la NOAA, existe un 82% de probabilidad de que las condiciones comiencen a consolidarse entre mayo y julio, aumentando progresivamente hasta alcanzar el 98% a partir de agosto-octubre. Además, se prevé que el fenómeno tenga una intensidad fuerte o muy fuerte hacia el último trimestre del año.

El sistema también enfrenta una presión mayor por el aumento acelerado del consumo de energía, el cual aumentó en un 6,7% en abril de 2026 y en un 8,57% en lo corrido de mayo de 2026 frente a los mismos meses de 2025, consumos que superan los escenarios de demanda media proyectados por la UPME.

Además, desde hace varios años se vienen presentando rezagos en la entrada en operación de los proyectos de generación de energía por cuenta de atrasos en los procesos de licenciamiento ambiental, consultas previas, inseguridad en los territorios, entre otros.

Este año el país espera incorporar 4.475 MW en cantidad de energía al sistema, pero hasta ahora solo han ingresado 294 MW, es decir, el 6,6% de lo esperado.

Asimismo, el balance entre energía firme y demanda proyectada ya es negativo: -4,4% para 2026-2027.

Por otro lado, la deuda de $2,6 billones de Air-e con generadores y transmisores, de los cuales más de $1,5 billones se les debe a las generadoras térmicas por energía que ya se entregó, genera una falta de liquidez que afecta directamente la capacidad de las plantas térmicas para asegurar combustibles como gas, carbón y líquidos, fundamentales para respaldar el sistema durante períodos de sequía.

Especialmente, el gas natural importado debe pagarse previamente, y a través de estas empresas se está asegurando la importación de más del 25% del gas natural que requiere el país para atender tanto la generación térmica como el abastecimiento de gas a usuarios residenciales, industriales y comerciales. Por lo tanto, la falta de pago de la deuda pone en riesgo la prestación del servicio de gas natural en el país.

Si bien la subasta del Cargo por Confiabilidad realizada el pasado 22 de mayo envió una señal positiva para la seguridad energética del país, la energía adjudicada es para 2029 y no estará disponible este año para enfrentar la sequía del Fenómeno de El Niño.

Por todo lo anterior, el Consejo Gremial Nacional hace un llamado urgente a:

1. Pagar de inmediato las deudas pendientes con el sector, especialmente con las generadoras térmicas.
2. Garantizar el suministro de combustibles para la generación eléctrica.
3. Viabilizar los proyectos de generación y transmisión que hoy siguen retrasados.
4. Impulsar de manera urgente una campaña nacional contundente y con incentivos económicos, enfocada al ahorro y uso eficiente de agua y energía.

“El margen de maniobra se está reduciendo rápidamente. La seguridad energética del país no puede seguir aplazándose”, concluye el Consejo Gremial.

Mientras ANDEG considera que la reciente subasta de Cargo por Confiabilidad es insuficiente para la seguridad energética del país, analistas del sector advierten que persisten dudas sobre la suficiencia de la nueva capacidad, la estabilidad regulatoria y la viabilidad de los proyectos adjudicados.

La reciente subasta de Cargo por Confiabilidad volvió a poner sobre la mesa uno de los principales debates del sector energético colombiano: cómo garantizar energía firme para atender el crecimiento de la demanda en medio de señales regulatorias cambiantes, retrasos en proyectos y riesgos climáticos asociados al fenómeno de El Niño.

La subasta realizada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), adjudicó en teoría 4.069,7 MW de nueva capacidad neta para entrar en operación a partir de diciembre de 2029.

Según la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), el resultado constituye un avance para fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional, especialmente por la incorporación de 2.276,8 MW térmicos que servirían como respaldo durante periodos de baja hidrología, aunque de esta capacidad se comprometieron solamente 270 megavatios.

Sin embargo, el propio gremio advirtió que la subasta no resuelve completamente las necesidades futuras del sistema y que serán necesarios nuevos procesos de expansión para cubrir el crecimiento de la demanda en los próximos años, pues del 6% de déficit estimado para 2029, la nueva subasta cubrirá 2%, dejando un hueco de 4%.

El temor a un déficit de energía firme

Desde hace varios años distintos agentes vienen alertando sobre el riesgo de insuficiencia energética hacia el final de la década. Consultores y expertos han dicho que las señales regulatorias y los aplazamientos de las subastas generan incertidumbre entre inversionistas y desarrolladores.

Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, sostiene que modificar cronogramas o aplazar convocatorias afecta el cierre financiero de los proyectos y deteriora la confianza del mercado.

Se refiere, por un lado, a que faltando un día para la entrega de ofertas, la CREG acogió la solicitud de un agente para postergar la entrega de garantías, que ya no será a los 15 días de la subasta sino hasta el 6 de agosto, un día antes de la terminación del actual gobierno.

Para Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG, a eso hay que agregarle que la CREG no ha revelado quién fue el solicitante que pidió esa prorroga. Se especula que pudo ser la única térmica que se presentó: Termoinduenergy-Nencol 5, lo que agregaría más opacidad e incertidumbre al proceso.

Y es que cabe recordar que al frente de este proyecto está Jorge Manuel Urbano del Cristo Castellanos Gómez, conocido en los círculos empresariales de la Costa como George Castellanos, y quien participó en dos subastas anteriores. En una le ejecutaron las garantías por no desarrollar el proyecto, y en la segunda vendió el proyecto a un tercero. La pregunta que cabe es: ¿Por qué la CREG aceptó a Castellanos con los antecedentes que tiene?

Las firmas ganadoras ahora son Nodo Energético del Norte de Colombia SA ESP (Nencol), y Termoinduenergy Corporation SAS, en las que figura Castellanos como representante legal. Según el diario El Tiempo, Nencol fue constituida en febrero de 2016. Su actividad registrada es la generación y comercialización de energía eléctrica y reporta 67 millones de pesos en activos, lo que deja dudas sobre la capacidad real de ese proyecto para entrar en operación en los plazos establecidos.

Lo que temen los expertos es que finalmente ese proyecto no entre en operación, pero si haya contribuido a distorsionar el proceso y a presionar a la baja el precio de remuneración. Para este proyecto el precio adjudicado fue de 16,4 USD/MWh, cuando en la actualidad es de 19 USD/MWh y, trayéndolo a valor presente, para 2029 debería rondar los 21 dólares.

La discusión también se centra en la calidad de la energía firme adjudicada. Aunque la transición energética impulsa el ingreso de proyectos solares y eólicos, varios analistas insisten en que las tecnologías renovables todavía requieren respaldo térmico para garantizar suministro continuo durante eventos climáticos extremos. ANDEG advierte que el sistema necesitará una generación térmica superior a 100 GWh-día en escenarios de sequía prolongada.

Más capacidad no significa menos incertidumbre

Aunque la subasta fue presentada oficialmente como una señal positiva para la expansión energética, varias voces del sector consideran que persisten problemas estructurales.

Las críticas apuntan a tres factores principales: dificultades ambientales y sociales para desarrollar proyectos, altos costos de garantías financieras y cambios regulatorios frecuentes.

Algunas especialistas consideran que nuevas convocatorias no garantizan por sí mismas la confiabilidad del sistema si no se solucionan obstáculos asociados al licenciamiento, conexión y construcción de infraestructura.

De hecho, Castañeda resaltó que para cuando el proyecto Termoinduenergy-Nencol 5 entre en operación se requieren tres líneas de transmisión de 500 kilo voltios, algo que no se ve en el país desde hace décadas.

También existen cuestionamientos sobre la ausencia de estudios públicos que expliquen con claridad la necesidad exacta de nueva energía firme y los criterios técnicos utilizados para definir la demanda objetivo de la subasta.

Estas observaciones coinciden con parte de las preocupaciones expresadas por ANDEG en torno a la necesidad de fortalecer la institucionalidad y recuperar estabilidad regulatoria para atraer inversión de largo plazo.

Según el gremio, en los próximo diez años el sector eléctrico colombiano requiere inversiones del orden de 66 billones de pesos, de los cuales solo en generación se requieren $34 billones.

El peso de Air-e y el fenómeno de El Niño

Otro elemento que aumenta la presión sobre el sistema es la situación financiera de Air-e.

ANDEG alertó que las deudas acumuladas de la compañía con generadores y agentes del mercado superan los 2,3 billones de pesos posteriores a la intervención estatal y que las plantas térmicas concentran cerca de 1,5 billones de pesos de esa cartera.

Para el gremio, esa situación compromete la capacidad financiera de las empresas para asegurar combustibles y mantener disponible el parque térmico en un escenario climático crítico, pues solo el valor de los combustibles para operar un mes representa 1,5 billones de pesos.

El problema adquiere mayor relevancia ante las alertas internacionales sobre un posible fenómeno de El Niño durante el segundo semestre de 2026. Las probabilidades de ocurrencia superarían el 82 % en julio.

El debate de fondo: transición energética y confiabilidad

La discusión sobre la subasta refleja una tensión más amplia dentro del modelo energético colombiano. Por un lado, el país busca acelerar la incorporación de fuentes renovables para avanzar en la transición energética. Por otro, el sistema todavía depende de generación térmica e hidráulica para responder ante variaciones climáticas y aumentos de demanda.

El mecanismo de Cargo por Confiabilidad nació precisamente para asegurar energía firme en escenarios críticos. La regulación vigente establece que los generadores reciben remuneración a cambio de garantizar disponibilidad cuando el sistema lo requiera.

Sin embargo, la discusión ya no se limita a cuántos megavatios se adjudican. El foco ahora está en si el país cuenta con reglas estables, capacidad de transmisión, licencias ambientales ágiles y respaldo financiero suficiente para que los proyectos realmente entren en operación.

La conclusión compartida por buena parte del sector es que Colombia necesita nuevas inversiones y mayor expansión energética. La diferencia aparece en la forma de lograrlo y en la confianza que hoy ofrece el marco regulatorio para atraer capital de largo plazo, pues, como dice Castañeda, con la reciente subasta “nos quedamos con el pecado y sin el género”.