Suministro y precios del gas en Colombia

​​Planta de regasificación de la Sociedad Portuaria El Cayao, en Cartagena.

El Gobierno del Cambio garantizó que existe suficiente suministro de gas natural para la generación de energía eléctrica en la región Caribe colombiana mientras se adelanta el mantenimiento de la planta de regasificación de la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec), en Cartagena, entre el 10 y el 14 de octubre.

Así las cosas, se descarta cualquier posibilidad de racionamiento de energía y gas durante el fin de semana para los usuarios de los departamentos de Atlántico, Bolívar, Magdalena, Cesar y La Guajira.

“Para que no haya desinformación, queremos aclarar: aquí no hay racionamiento, esto es un procedimiento preventivo y programado desde hace seis meses, donde sale a mantenimiento una planta de regasificación. Identificamos que la otra fuente de suministro, además del gas importado, es el suministro de gas natural nacional de Colombia”, explicó la ministra (e) de Minas y Energía, Karen Schutt.

Los precios

El presidente Petro desde su cuenta de X también desmintió cualquier racionamiento: “Mentiroso. El que deje de funcionar el Spec, por su mantenimiento que dura 4 días, y sea difícil reemplazarlo, es por haber dejado a un monopolio privado inconstitucional con la importación de gas durante años, sin una queja suya, senador”, dijo, en respuesta al legislador Efraín Cepeda.

“Nosotros ordenamos quebrar ese monopolio, pero funcionarios de Ecopetrol en el gas están saboteando este propósito. Es a través del alto precio del gas importado, tres veces más que el que venden otros países, que se elevan las tarifas de energía eléctrica, para toda Colombia y especialmente para el Caribe”, agregó en su mensaje.

Hay suficiente gas

“Lo más importante es aclarar que el abastecimiento está asegurado. Después de una negociación, Ecopetrol logró venderle todo el gas que se requiere para que las térmicas puedan garantizar seguridad energética este fin de semana en el mantenimiento preventivo y programado de la planta de regasificación”, añadió la ministra (e) Karen Schutt.

La funcionaria explicó que el mantenimiento de Spec estaba programado hace seis meses, y desde entonces se vienen coordinando las acciones para evitar cualquier contingencia. Y recordó que una circular del ministerio de Minas y Energía insta a todos los productores de gas a asignar las cantidades de gas disponibles que tienen de todas sus fuentes de producción, para liberarlo y venderlo al sector de generación térmica.

Las plantas de TermoCandelaria, Tebsa, TermoFlores, TermoNorte, TermoGuajira, Proeléctrica y otras centrales estarán disponibles para respaldar la demanda energética de la costa Caribe, añadió.

“La buena noticia es que sí contamos con el gas suficiente para que haya generación de seguridad en la región Caribe, específicamente en los departamentos de Atlántico, Bolívar, Magdalena, Cesar y La Guajira, a través de un esfuerzo articulado del Gobierno nacional, liderado por el Ministerio de Minas y Energía, con los miembros de la Comisión Asesora de Seguimiento Energético del Mercado”, sostuvo la ministra Schutt.

Un equipo técnico de esa cartera realizará el monitoreo del sistema eléctrico desde la sede de XM, en Medellín, mientras se realiza el mantenimiento de Spec, y realizará visitas a las plantas termoeléctricas en Barranquilla y a la planta de regasificación en Cartagena.

Gobierno habilita la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado: un hito para la energía limpia en Colombia

El ministro de Minas, Edwin Palma, y la ministra de Ambient​​e, Irene Vélez, presentaron
los alcances de la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar).

El Gobierno del presidente Gustavo Petro le dio un nuevo impulso a la Transición Energética Justa, uno de los pilares del Plan Nacional de Desarrollo 2022 – 2026 'Colombia Potencia Mundial de la Vida', con la expedición del Decreto 1033 del 30 de septiembre de 2025 que permite la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar) para proyectos de energía solar con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW).

“La firma de este Decreto permitirá acelerar la penetración de energías limpias tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas. Este es un avance decisivo para cumplir nuestras metas climáticas, proteger la diversidad y fortalecer la articulación con las comunidades locales en los territorios donde se desarrollan estos proyectos", aseguró Irene Vélez Torres, Ministra (e) de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Directora General de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales - Anla.

Además, dijo la funcionaria, el sector privado venía pidiendo al Gobierno nacional señales claras de la normatividad para el desarrollo de las energías limpias en Colombia. “Con este Decreto lo estamos haciendo desde el licenciamiento ambiental para que sea estratégico y facilite la Transición Energética Justa, que es un compromiso del Gobierno del Cambio", sostuvo.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que este instrumento se alinea con la otra estrategia, el Programa 6GW Plus, que busca integrar más de seis gigavatios de capacidad renovable al Sistema Interconectado Nacional, y consolidar proyectos que fortalezcan la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo territorial.

“Con LASolar damos señales regulatorias claras y estables para el desarrollo de la energía limpia en Colombia. Este decreto no solo acelera la transición energética, sino que también impulsa programas como Comunidades Energéticas y Colombia Solar, que son banderas del presidente Gustavo Petro y del Gobierno del Cambio. La meta de 6 GW la vamos a alcanzar, y con este paso avanzamos con decisión hacia una Transición Energética Justa con el ingreso de más energía y contribuir a la lucha contra el cambio climático".

Los ministros de Ambiente y Energía explicaron que el licenciamiento inicia desde la fase de planeación, cuando la Anla verifica el cumplimiento de los criterios de diseño optimizado y, en un plazo máximo de 15 días, emite Términos de Referencia Específicos para cada proyecto, ajustados a la sensibilidad del territorio y a las obras previstas. Este esquema, permite reducir hasta en dos terceras partes los tiempos de un trámite ambiental regular.

Además, la licencia incorpora, por primera vez, la obligación de implementar una Estrategia de Gestión Social, que promueva el respeto por los territorios, la cultura y los derechos humanos. Se incentiva también la creación de comunidades energéticas y proyectos productivos locales como medidas de compensación del medio biótico, fortaleciendo la participación de la sociedad en la transición energética.

Con LASolar, el Gobierno del Cambio consolida la articulación entre el Ministerio de Ambiente, el Ministerio de Minas y Energía y la Anla en torno a una agenda que acelera la Transición Energética Justa y fortalece la confianza ciudadana en las instituciones.

“Este decreto se convierte en un hito que demuestra que Colombia avanza con decisión hacia un modelo energético sostenible, competitivo y comprometido con la vida y los territorios", señalan los dos Ministerios.

Presidente Petro anunció que, para proteger precios, no habrá monopolio en importación del gas natural

El presidente Gu​stavo Petro cuestionó el monopolio en la importación de gas natural.

Así lo reveló el mandatario a través de su cuenta personal de X, donde dijo que esta decisión se basa en lo que establece la Constitución Nacional, por lo que aseguró: “Habrá gas importado por Ecopetrol más barato que el que importaban antes y en competencia".

El jefe de Estado recordó que la “importación de gas natural ha existido hace años y desde anteriores gobiernos", y denunció que “solo hay un punto privado a donde llevan el gas importado y el dueño es el dueño de un diario".

“Creo que han cobrado por ese gas, más que el precio internacional del momento, cómo sucede en todo monopolio privado", dijo al reiterar que “los monopolios privados se prohibieron hace años en la constitución".

Recordó que “el precio de ese gas ha determinado tarifas de energía eléctrica por la fórmula saqueadora que estableció la CREG hace años, remedando el feudalismo en el mercado de la generación eléctrica colombiana y así le han cobrado la energía a todas las empresas y a todos los hogares colombianos".

“Cambié la fórmula de la CREG para bajar todas las tarifas eléctricas, pero solo operará en 2027; si es que no eligen un amigo del dueño del punto de importación del gas", anotó el mandatario.

Ecopetrol comercializará gas del campo Floreña a partir de 2026 para el abastecimiento interno

Este es el campo Floreña, de Ecopetrol, en el ​departamento de Casanare.

El Grupo Ecopetrol anunció que pondrá en el mercado nacional entre 12 Gbtud y 26 Gbtud (Gigas de Unidad Térmica Británica Diaria, por sus siglas en inglés) para el abastecimiento nacional, del gas que se produce en el campo Floreña, departamento del Casanare, durante los años 2026, 2027 y 2028.

En ese lapso, informó la compañía, se ofrecerán bloques anuales de largo plazo de la siguiente manera: 25 Gbtud para 2026; 12 Gbtud para 2027, y otros 12 Gbtud para 2028, lo que permitirá ampliar la cobertura de la demanda actual.

Según el cronograma establecido por la compañía, las solicitudes de compra podrán realizarse entre el 16 y 17 de septiembre entrantes, la asignación se realizará entre el 18 y el 24 de este mes, y el cierre y registro de contratos se realizará del 29 de septiembre al 3 de octubre próximos.

En junio pasado, el Grupo Ecopetrol puso en proceso de comercialización 132 Gbtud de gas de los campos de Cusiana y Cupiagua e importado, a empresas distribuidoras y comercializadoras que operan en el mercado colombiano.

El gas proveniente de dichos campos nacionales se prioriza en su asignación, conforme a la normativa definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Además, la empresa informó que asignó a 18 agentes un total de 60 Gbtud de gas importado que ingresará al país por la costa Pacífica colombiana entre el segundo y tercer trimestre de 2026, para cubrir otros sectores de la cadena de suministro de gas natural. 

​Medidas adic​​ionales

Para contribuir a atender la demanda del sector energético, Ecopetrol diseñó una estrategia y ha maximizado las eficiencias en su consumo de gas. A junio de 2025 logró una reducción aproximada de 8% en sus autoconsumos de este combustible.

Así mismo, la compañía informó que en el Piedemonte Llanero se perforan los pozos Floreña N18, Andina Este y FRUp16, con los cuales se busca aumentar las reservas y la producción de gas, y están en etapa de planeación cinco pozos adicionales en la región, que se perforarían entre 2025 y 2026.

También, en el Valle Medio del Magdalena se están madurando proyectos de intervención en pozos existentes, con el objetivo de reactivar pozos previamente cerrados y habilitar nuevas zonas productoras con gas asociado al crudo.

Respecto de la posibilidad de importación de gas, la compañía avanza en los estudios técnicos para aprovechar sus activos y facilidades en el desarrollo de proyectos de regasificación en La Guajira o en Coveñas (Sucre).

De forma paralela se adelantan conversaciones con el mercado global de Unidades de Regasificación de Almacenamiento Flotante (FSRUs, por sus siglas en inglés) y sistemas de fondeo, para conocer tiempos de construcción y disponibilidad de dichos equipos.

Con estas medidas, Ecopetrol ratifica su compromiso con el abastecimiento de gas natural para contribuir al suministro del sector energético en los próximos años y mitigar el impacto en los precios para los consumidores.

Finalizó el proceso de delimitación del Cerro El Burro en Marmato, Caldas

ANM.- El grupo interinstitucional conformado por funcionarios de la Agencia Nacional de Minería (ANM) y el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC), finalizó la fase de recolección de información geográfica que permitirá definir con precisión el límite que divide la parte alta y baja del Cerro El Burro, en Marmato, Caldas.

Por más de dos semanas, el equipo recorrió el territorio fijando pilotes y mojones en la zona. Estos son instrumentos de medición que permiten establecer vértices geográficos y coordenadas precisas. Para el caso de Marmato, estos límites son fundamentales para definir la línea divisoria entre la parte alta del Cerro El Burro y la parte baja.

La colaboración activa de la comunidad fue decisiva para llevar a cabo este ejercicio que busca dar los pasos necesarios para avanzar en los procesos de formalización por cotas en el territorio.

La parte alta del Cerro El Burro ha sido explotada por mineros tradicionales y ancestrales, algunos de los cuales, han manifestado su intención de formalizarse. Recordemos que buena parte de la minería informal que opera en Marmato lo ha hecho entre 11 y 20 años, lo que indica que esta práctica no es reciente ni transitoria.

Esta delimitación del territorio define en particular los límites de la cota baja del contrato CHG-081, que son a su vez, los límites de la cota alta del contrato 01489-M. Este proceso es decisivo para beneficiar a cerca de 7 núcleos mineros que operan en la parte alta del cerro. Entre ellos, se encuentran los núcleos de Cien Pesos, Cascabel, El Manzano, Cumba, San Pedro-Santa Inés, San Juan y otras Unidades de Producción Minera.

¿Qué sigue?

La información recogida en campo fue entregada a la subdirección de Cartografía y Geodesia del IGAC para su análisis y control de calidad. Una vez validados estos datos, serán la materia prima para diseñar el Modelo de Elevación Digital del Terreno (MDT). Dicho modelo es una representación del mapa de Marmato, en tercera dimensión con datos reales, actuales y precisos de las coordenadas del terreno.

Esta información es fundamental para delimitar el territorio con miras a la formalización por cotas y para integrar los datos al catastro minero.

Decreto de formalización por cotas es decisivo

Actualmente, la ley minera no contempla la formalización por cotas. Es por esto por lo que, junto con el Ministerio de Minas y Energía, se está trabajando en un proyecto de decreto que facilitará la formalización minera por cotas para el municipio de Marmato.

Una vez esté en firme dicho decreto y, teniendo en cuenta la información cartográfica del terreno que ya está disponible en el IGAC, será posible avanzar en los procesos para formalizar de la actividad minera en la zona.

Ecopetrol obtuvo utilidad neta de $4,9 billones en primer semestre de 2025

Ricardo Roa Barragán, presidente del Grupo Ecopetrol.

El Grupo Ecopetrol reportó una utilidad neta de $1,8 billones durante el segundo trimestre de 2025, cifra sustentada en los buenos avances operativos pero impactada por fenómenos como la caída en el precio del crudo en -22%, la inflación y nuevos impuestos. Sin factores externos, la utilidad habría sido de $3,2 billones.

De acuerdo con Ricardo Roa Barragán, presidente de la compañía, la utilidad neta en el primer semestre del año totalizó $4,9 billones, es decir, 79% de la afectación explicada por factores externos y el remanente por eventos de entorno local.

Además, se realizó el pago de $8,8 billones en dividendos, alcanzando un retorno de 10%, uno de los más altos entre los emisores en Colombia.

El informe señala que el Ebitda (utilidad antes de impuestos) fue de 38% en el trimestre, y de 40% en el primer semestre, niveles superiores al promedio de otras compañías del sector.

La empresa también reportó que a junio de 2025 el flujo de caja se ubicó en $13,1 billones, con una disponibilidad libre positiva de $3,1 billones

Roa Barragán explicó que en el primer semestre se alcanzó la mayor producción en ese periodo desde 2015, con 751 mil barriles/día equivalentes, y 755 mil barriles/día en el segundo trimestre, impulsada por los pozos Caño Sur, CPO-09 y la operación en Permian.

De otro lado, los volúmenes transportados llegaron a un millón 88 mil barriles/día, mientras la carga en las refinerías llegó a 405 mil barriles/día.

Avances en transición energética

El presidente de Ecopetrol mencionó cuáles han sido los principales avances del Grupo en el periodo de análisis:

- Energía renovable: adquisición del 100% del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) en La Guajira.

- Gas importado: primera comercialización de gas importado de largo plazo en Colombia (60 Gbtud), mediante contratos de 4 y 5 años.

- Inversiones por US$2.852 millones en el primer semestre de 2025; el 86% de estos recursos se destinó a proyectos de crecimiento y generación de valor futuro.

- La distribución geográfica fue 62% en Colombia, 17% en Brasil, 15% en Estados Unidos y 6% en otras regiones.

- El 59% de las inversiones se enfocó en seguridad energética y generación de caja, mientras que el restante se dirigió a iniciativas de transición energética.

- Plan de eficiencias: se generaron beneficios por $2,2 billones (27% más frente al plan), principalmente en Opex (costos de producción) e ingresos.

- Se logró un avance del 80% en el plan de reducción de costos y gastos, con efectos positivos en Ebitda, flujo de caja, deuda y Capex (activos y equipos de largo plazo).

- En hidrocarburos se optimizaron $1,5 billones, con mejoras en costos de levantamiento, energía y perforación.

- Se invirtieron $180 mil millones en el portafolio de Desarrollo Territorial Sostenible.

Avances en sostenibilidad

Según el informe, Ecopetrol continúa liderando en sosTECnibilidad, con los siguientes logros:

- Se espera superar la meta de 900 Mw de capacidad instalada en energías renovables.

- Se logró una reducción de 242 mil toneladas de CO₂e, superando en 132% la meta de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

- Se reutilizaron 44 millones de metros cúbicos de agua, equivalentes al 82% del agua utilizada en las operaciones del trimestre.

- Durante el trimestre se culminaron seis iniciativas de Obras por Impuestos, con una inversión de $43 mil millones. Además, se destinaron $180 mil millones al Portafolio de Desarrollo Territorial Sostenible, y se conectaron cerca de 20 mil nuevas familias de estratos 1 y 2 al servicio de gas domiciliario.

Los resultados del segundo trimestre y primer semestre de 2025 reflejan el compromiso del Grupo Ecopetrol con el fortalecimiento de sus operaciones, la expansión del portafolio de exploración y la optimización de inversiones. A pesar de los desafíos del entorno, la compañía ha logrado mitigar sus efectos mediante eficiencias y flexibilidad operativa, asegurando una operación sostenible en el largo plazo.

Fin del paro de pequeños mineros en Boyacá tras acuerdo de transición energética.

​​​En la ciudad de Paipa se reunieron los voceros del Gobierno con las
autoridades de Boyacá y los líderes del paro minero.

​​​El anuncio lo hizo el presidente Petro a través de su cuenta oficial en la red social X: “Levantado el paro minero en Boyacá. Acordamos la transición energética para la pequeña minería del carbón en Boyacá", escribió el mandatario.

En la tarde de este jueves, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea, informó en esa misma red social del encuentro con varios sectores del sector minero para buscar soluciones al paro de pequeños mineros: “Me encuentro en Paipa reunido con diversos sectores; con congresistas de la región, el gobernador de Boyacá, gremios, empresarios y mineros para escuchar, proponer y actuar".

En esa reunión también participó el gobernador de Boyacá, Carlos Amaya, y delegados departamentales, gremiales, y voceros de la pequeña minería.

En la mañana de este jueves ya se había alcanzado un acuerdo previo para que los manifestantes levantaran de manera escalonada el bloqueo en las vías de Boyacá, mientras se alcanzaba un acuerdo definitivo, que se logró esta noche, después de los actos conmemorativos del 7 de Agosto que lideró el presidente Gustavo Petro en Leticia, Amazonas.

En el municipio de San Pablo de Borbur sesionó la mesa de diálogo, previo un encuentro en la ciudad de Tunja, donde se definió que el levantamiento final de la protesta estará sujeto al cumplimiento de los diez acuerdos pactados.

El acuerdo definitivo y sus alcances serán divulgados por el Ministerio del Interior este viernes.

Rescatan a mineros que quedaron atrapados en mina de oro

Los 18 mineros que habían quedado atrapados ayer jueves (17.07.2025) en una mina de oro explotada ilegalmente en el noroeste de Colombia fueron rescatados este viernes por las autoridades en una operación que duró más de doce horas.

La Agencia Nacional de Minería (ANM) celebró "el exitoso rescate de los 18 mineros que habían quedado atrapados" por un derrumbe en la mina 'El Miñón', ubicada en una zona rural entre los municipios de Remedios y Segovia, en el departamento de Antioquia.

"La operación de rescate, que se extendió por más de 12 horas, contó con la participación de más de 50 personas, lideradas por el equipo de Seguridad y Salvamento Minero de la ANM, en coordinación con las autoridades locales y organismos de socorro", agregó la Agencia en un comunicado.

El accidente había sido provocado por "fallas geomecánicas en una bocamina asociada a actividades de extracción ilícita de oro", según la ANM. En ese sentido, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, manifestó que "es crucial que las actividades mineras se realicen con los más altos niveles de seguridad y cuidado".

Primeros hallazgos de hidrógeno natural libre.

El mapa representa las áreas de estudio de la Agencia Natural de Hidrocarburos.​

Colombia se convirtió en uno de los pocos países del mundo en confirmar la presencia de hidrógeno natural libre en el subsuelo, gracias a los recientes hallazgos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en los pozos estratigráficos Macanal-1X, Fómeque-1X y San Rafael-1X/2X, perforados en las cuencas de la Cordillera Oriental y Sinú - San Jacinto.

Los estudios de la entidad, claves para la transición energética del país, demuestran:

- Pozo Macanal-1X: se registraron concentraciones importantes de hidrógeno libre, con un pico máximo de 36.110 ppm (partes por millón) a 600 pies, todos asociados a niveles con alta materia orgánica. Estas cifras indican un entorno geológico activo y favorable para la generación natural de hidrógeno.

- Pozo Fómeque-1X: se detectó hidrógeno libre en contacto con lutitas carbonosas altamente maduras térmicamente, lo que sugiere un potencial generador natural bajo condiciones específicas de presión, temperatura y mineralogía.

- Pozo San Rafael-1X y 2X: se identificaron manifestaciones de hidrógeno en niveles de cherts y lutitas carbonosas, un hecho inédito en la Cuenca Sinú - San Jacinto. La asociación de hidrógeno con impregnaciones de aceite y gases húmedos refuerza la hipótesis de un sistema petrolífero mixto.

- En los pozos Une-1X, Fomeque-1X y Macanal-1X se obtuvieron importantes resultados desde el punto de vista geológico y de prospectividad para gas natural y/o hidrógeno natural.

La Vicepresidencia Técnica de la ANH consideró que estos resultados son de los primeros registros documentados de hidrógeno blanco en América Latina, lo que pone a Colombia a la vanguardia en la producción de energías limpias en el mundo.

“Este hallazgo inaugura una nueva etapa en la exploración energética del país. El hidrógeno natural, por su origen geológico y baja huella ambiental, representa una oportunidad única para diversificar la matriz energética y avanzar hacia una economía descarbonizada”, aseguró el presidente de la ANH, Orlando Velandia Sepúlveda.

La importancia del hidrógeno blanco

Según la ANH, el hidrógeno blanco, también conocido como hidrógeno geológico natural, es un tipo de hidrógeno molecular que se genera de forma espontánea en el interior de la Tierra mediante procesos geológicos naturales como la oxidación de minerales ultramáficos, la radiólisis del agua o la descomposición térmica de materia orgánica profunda.

A diferencia del hidrógeno gris, azul o verde —que requieren procesos industriales intensivos— el hidrógeno blanco no necesita intervención humana para su generación, ni deja huella de carbono en su origen, lo que lo convierte en una fuente de energía limpia, continua y de bajo impacto ambiental.

“Este avance posiciona a Colombia como pionera en América Latina en la exploración de este nuevo vector energético, alineado con los principios de soberanía energética, descarbonización y aprovechamiento responsable del subsuelo”, destaca la ANH.

Dice la entidad que, a nivel mundial, el campo de Bourakébougou, ubicado en Mali (África), es el único sistema natural de hidrógeno en producción activa a nivel comercial, con más de 20 pozos de recarga natural continua.

Este caso demuestra el potencial económico y social del hidrógeno natural: una fuente energética renovable, de baja huella de carbono, y con capacidad para transformar la vida de comunidades remotas donde haya presencia del recurso, y sin requerir infraestructura compleja.

La ANH anunció que continuará liderando investigaciones y estudios orientados a la caracterización integral del recurso, su dinámica geológica, y la evaluación de su viabilidad técnica y económica, en articulación con el sector científico, tecnológico y académico.

Gobierno ordenó a la comercializadora de gas Vanti ajustar tarifas y devolver cobros indebidos a los usuarios en el centro del país.

En una decisión sin precedentes, el Gobierno nacional, a través de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, ordenó a la comercializadora Vanti S.A. – ESP ajustar sus tarifas de gas natural y devolver los cobros indebidos realizados a los usuarios desde diciembre de 2024.

Es la primera vez que la entidad de vigilancia y control adopta una medida de esta naturaleza para proteger los derechos de los usuarios y ordena la adopción de normas corporativas para evitar que se repitan cobros indebidos.

La medida, formalizada en la Resolución No. 20251000201245 del 6 de mayo de 2025, impone a la empresa un Programa de Gestión con tres órdenes clave: recalcular tarifas, reintegrar el 100 % de los cobros indebidos y adoptar nuevas reglas de gobierno corporativo para garantizar que Vanti S.A. no vuelva a incurrir en cobros indebidos.

La Superintendencia detectó que Vanti aplicó incrementos injustificados del 4,95 % en enero y del 35,5 % en febrero, a pesar de contar con gas natural nacional suficiente para abastecer la demanda residencial.

Según el organismo de control, la empresa simuló una menor disponibilidad de gas para justificar la importación, la cual tiene un costo superior, y con ello elevar artificialmente los precios que pagan más de 2,5 millones de hogares en Bogotá y Cundinamarca.

El organismo de vigilancia y control explicó que tras la revisión de la facturación y de la información comercial reportada por la comercializadora encontró que existía vigente con Ecopetrol un contrato de suministro de gas nacional, por tanto “Vanti S.A. disponía de suficiente gas, pero decidió reportar de forma irregular una disponibilidad menor e insuficiente, con el propósito de justificar la importación de gas con destino a la demanda residencial. Dado que el gas importado tiene un precio mayor, este hecho le sirvió de argumento para incrementar las tarifas a las familias y demás personas naturales".

Agrega la decisión de la Superservicios que “esta conducta viola la regulación tarifaria del servicio público de gas combustible por redes establecida en la Resolución CREG 137/13 y constituye un incumplimiento de la obligación de prestar de forma eficiente el servicio público domiciliario a más de 2,5 millones de usuarios en Bogotá y Cundinamarca".

“Es la primera vez que esta Superintendencia impone un Programa de Gestión, figura vigente desde el año 2015 que está en armonía con la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142/94, art. 79) y que se toma sin perjuicio de las sanciones administrativas y consecuencias penales a que haya lugar", señala la información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Por esta razón, en la Resolución mencionada se ordena iniciar el proceso sancionatorio y remitir copias a los entes de control, a la Superintendencia de Industria y Comercio, y a la Fiscalía General de la Nación.

“De acuerdo con los lineamientos del Presidente de la República, el principal interés de esta medida es garantizar a la ciudadanía la prestación de los servicios públicos como un derecho", destaca la entidad de vigilancia y control.

Con nuevos proyectos de generación, la CREG garantiza suministro de energía para los próximos años en Colombia

​Con la subasta de generación, la CREG garantizó el suministro de energía para los próximos años en el país.

Tras el cierre de las tres subastas que convocó mediante la Resolución 101 062 de 2024 la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se confirmó que en el país se garantiza el suministro de energía dentro de los márgenes proyectados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para los periodos 2025-2026; 2026-2027, y 2027-2028.

En este sentido, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, salió al paso de versiones que apuntan a un apagón en el país y dijo que “alrededor de la seguridad energética, creo que lo que ha sucedido en Europa, lo que ha sucedido también en nuestro continente, nos debe llamar a tener escenarios de conversación permanente para que nosotros tengamos seguridad energética y estamos comprometidos en nuestro gobierno con ello”.

“Por eso, las subastas de expansión, las subastas de reconfiguración que nos permiten cerrar la brecha entre oferta y demanda y garantizar energía para el país”, anotó.

Por su parte, el director Ejecutivo de la CREG, Antonio Jiménez Rivera, explicó que “de acuerdo con el operador del mercado de energía, XM S.A. E.S.P., en las tres subastas de compra, realizadas los días 21 y 29 de abril y 8 de mayo, se asignaron 7,6 GWh/día, 6,4 GWh/día y 7,5 GWh/día, para los periodos previamente mencionados, en donde se recibieron más de 20 ofertas válidas para cada periodo convocado, lo que permitió tener resultados más eficientes”.

Según se informó, se viabilizaron tres nuevos proyectos de generación, ubicados en Tolima, Sucre y Norte de Santander. Con esto se tendrían cerca de 4.700 megavatios renovables no convencionales nuevos a finales de 2027, lo que representa cerca de una quinta parte del parque de generación de energía actual del país.

El ministro Palma resaltó la “gran apuesta que hemos denominado recientemente el programa o la estrategia 6 gigas plus, porque queremos, ojalá, poder superar esa meta que triplicó la del Plan Nacional de Desarrollo y que nos propuso el mismo presidente Gustavo Petro”, al hacer referencia a la incorporación de estos tres proyectos fotovoltaicos al sistema.

De acuerdo con la CREG, a través de las subastas de reconfiguración de compra, que iniciaron en noviembre del año pasado, se busca cerrar brechas entre la proyección de demanda y la energía firme en el sistema. Para que se lograran resultados más eficientes, este ejercicio permitió la participación de plantas existentes, en construcción y nuevas con cualquier tecnología de generación.

“Es importante recordar que los tres procesos de subasta de reconfiguración de compra administrados por XM fueron auditados por una firma independiente para garantizar la aplicación de toda la regulación vigente durante cada parte del proceso y dar transparencia y tranquilidad a los usuarios y a todos los participantes”, añadió Jiménez Rivera.

A estos esfuerzos, se suma la adjudicación de compromisos para la expansión que se hizo en febrero de 2024, por aproximadamente 4.450 megavatios (MW) principalmente con recursos renovables no convencionales, con el compromiso de entrada en operación a finales del año 2027.

Adicional, en marzo de 2025 se anunció la propuesta de adelantar una nueva subasta de expansión, para promover la entrada de nuevos proyectos al sistema durante el periodo 2029-2030 y, en adelante, para que el país cuente con energía incluso en escenarios adversos como el Fenómeno de El Niño.

Conocer sobre el Hidrógeno Blanco y la propuesta del gobierno nacional

El Ministerio d​e Minas reglamentará la producción de hidrógeno blanco en el país.

El Gobierno nacional continúa avanzando hacia la Transición Energética Justa, uno de los pilares del Plan Nacional de Desarrollo 2022 – 2026 'Colombia Potencia Mundial de la Vida'. Con ese propósito, el Ministerio de Minas y Energía proyecta regular la asignación de áreas de exploración de hidrógeno blanco en el país.

Para ello, la cartera puso a consideración de los actores del sector, las comunidades y la ciudadanía en general el proyecto de Resolución “Por la cual se establecen los mecanismos de asignación de áreas, se definen los requisitos y condiciones para la implementación de proyectos para los estudios de evaluación y exploración, y explotación del hidrógeno blanco y otros gases o sustancias asociadas".

El anuncio fue hecho durante el Cuarto Congreso Internacional de Hidrógeno, organizado por la Asociación de Hidrógeno de Colombia y el Consejo Mundial de Energía - WEC Colombia, en el que se pidió a los interesados participar con sus comentarios hasta el próximo 17 de abril de 2025.

En el evento se analizaron los principales desafíos y oportunidades del ecosistema del hidrógeno en el país, entre ellos: cooperación entre academia, industria y sector público; mecanismos de financiamiento y estrategias para incentivar la demanda local de hidrógeno y sus derivados; temas de infraestructura para el transporte y almacenamiento de hidrógeno.

Juan Camilo Zapata, líder del Grupo Hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía presentó los avances normativos que refuerzan el compromiso del Gobierno Nacional con una Transición Energética Justa y sostenible.

“Estamos avanzando en la identificación de los agentes de la cadena de valor del hidrógeno y en la regulación necesaria para su implementación", dijo.

El potencial de hidrógeno bla​​nco

En el evento fue presentado el potencial de Colombia en la producción de hidrógeno, debido a su riqueza en recursos renovables y a una infraestructura hidroeléctrica consolidada, así como los avances normativos (Decreto 1597 de 2024 y CONPES de Hidrógeno) que facilitarán una mayor integración de esta tecnología en sectores estratégicos como la energía, el transporte y la industria.

El hidrógeno blanco –también llamado hidrógeno geológico, y considerado Fuente No Convencional de Energía Renovable (FNCER)- es considerado como “el hidrógeno que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y que se encuentra en su forma natural como gas libre en diferentes ambientes geológicos ya sea en capas de la corteza continental, en la corteza oceánica, en gases volcánicos, y en sistemas hidrotermales, como en géiseres, y se considera FNCER".

Técnicamente, según la cartera de Minas y Energía, este tipo de hidrógeno puede presentarse en la naturaleza de diferentes maneras, ya sea como gas libre, inclusión en roca o disuelto en aguas subterráneas, todo dependerá de las condiciones de la superficie o de los sistemas subterráneos en los que se encuentre.

Se trata de un energético de importancia estratégica en el plano internacional, pues presenta varias ventajas: producción más económica y ambientalmente sostenible, es fuente de suministro ilimitado y una huella de carbono que oscila entre negativa y cero.

Un aspecto que destaca el proyecto de Resolución, que tiene siete títulos y 54 artículos, es la participación de las comunidades en las áreas de influencia de los proyectos de evaluación, exploración y explotación de Hidrógeno Blanco.

“Estas podrán abastecerse directamente del hidrógeno extraído y transformarlo en energía o derivados para su uso industrial, o en proyectos productivos regionales, conforme a lo dispuesto en los Términos de Referencia", señala el documento.

Un gran objetivo. Disponer de SAF y desarrollar el LBCC

En la refinería de Barrancabermeja, el Grupo Ecopetrol desarrollará el proyecto Línea Base de Calidad de Combustibles (LBCC), aprobado por la junta directiva de la estatal petrolera que permitirá la producción de gasolina con calidad de talla mundial, que permitirá mejorar el aire que respiran los colombianos y avanzar en la transición energética.

Demás, la ejecución del proyecto LBCC le permitirá a Ecopetrol cumplir con la regulación.

La inversión en esta iniciativa será de US$ 1.200 millones en los próximos dos años, en cumplimiento de la Resolución 40444 de 2023 de los Ministerios de Minas y Energía y de Ambiente y Desarrollo Sostenible a través de la cual se estableció una senda de mejoramiento de la calidad del diésel y de la gasolina para aportar a la protección del ambiente y la salud de los colombianos.

La Empresa ha venido desarrollando programas de mejora a la calidad de los combustibles desde los años 90 que se han intensificado en los últimos años, a tal punto que ya cuenta con diésel con los mejores estándares internacionales.

La meta de la compañía para 2030 es que la gasolina llegue a 10 partes por millón de azufre (ppm) y tenga un mayor octanaje, lo que facilitará a su vez el ingreso al mercado nacional de parque automotor de última tecnología y en consecuencia lograr la reducción de emisiones al ambiente.

Ecopetrol informó que, según los cálculos técnicos, con este proyecto se podrían reducir las emisiones de CO2 (generadoras del cambio climático) en aproximadamente 4,5 millones toneladas al año, lo que equivale a sembrar cerca de 207 millones de árboles anualmente, y a disminuir en 5,3 % las emisiones de CO2 equivalente del país.

Igualmente, el proyecto LBCC permitirá reducir la emisión de otros contaminantes como el óxido nitroso (NOx), el óxido de azufre (SOx) y el monóxido de carbono (CO) en unas 90 mil toneladas al año; esto equivale al 2,7 % de las emisiones de estos agentes, cuya reducción es fundamental para mejorar la calidad del aire y la salud de los colombianos.

El proyecto LBCC se desarrollará en la Refinería de Barrancabermeja durante los próximos años y además viabilizará la producción de hidrogeno de bajas emisiones y de combustible sostenible de aviación (SAF).

“Este es un gran proyecto con el que la Refinería continuará siendo la más sostenible de América Latina. Se habilitan los procesos y la transformación de los mismos para mayor autonomía de su producción, para generar gasolinas más limpias, menos pesadas y para la descarbonización que hace parte de la transición energética", afirmó el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa Barragan.

La compañía estatal confirmó que, por su nivel de inversión y complejidad técnica, operativa y logística, el proyecto de Línea Base traerá crecimiento económico y generación de empleo calificado y no calificado para la región y el país.

Ecopetrol y Petrobras concluyen con éxito pruebas de actividad de gas offshore en Sirius-2

​Panorámica de Sirius-2 offshore en el Mar Caribe colombiano. 

El Grupo Ecopetrol y la compañía brasileña Petrobras International Braspetro B.V – sucursal Colombia, informaron del resultado exitoso de nuevas pruebas de formación en el pozo Sirius-2 para comprobar sus reservas.

Sirius-2 está ubicado en el offshore colombiano, a 31 km de la costa, y con una profundidad de 804 metros de lámina de agua, lo que marca un hito en la exploración de gas en aguas profundas del país.

“La prueba de formación, que es un proceso regular en los proyectos, evaluó un intervalo de aproximadamente 100 metros de yacimiento, en el que se comprobó buena productividad. En ella se recolectaron muestras que luego serán caracterizadas mediante análisis de laboratorio", explicó el Grupo Ecopetrol.

Según la petrolera estatal, el resultado preliminar refuerza el potencial volumétrico del gas en la región. Al respecto, Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aseguró que “las pruebas en el yacimiento demostraron el potencial volumétrico de nuestro offshore, y serán analizadas en laboratorios para avanzar a las siguientes fases del proyecto".

A través de la asociación se continuará evaluando los resultados obtenidos de la perforación de los pozos Sirius-1 y Sirius-2, de acuerdo con la planificación y previsiones contractuales con la ANH.

La entidad recordó que, según la prospectividad informada por Petrobras y Ecopetrol en 2024, de aproximadamente 2,3 veces las reservas probadas, “plantea que el país cuenta con el gas suficiente para su soberanía energética".

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Por su parte, Ecopetrol reiteró su “compromiso con la incorporación del gas natural que el país necesita para contribuir con la seguridad energética y apalancar la transición energética. Los hechos que se consideren relevantes sobre los resultados de la prueba serán divulgados oportunamente".

A su turno, la ANH anunció su acompañamiento a todo el proceso de consulta previa, licenciamiento y desarrollo de infraestructura “para garantizar que el país disponga de este hidrocarburo en los tiempos más óptimos posibles".

Petrobras actúa como operador del consorcio Sirius-2 con 44,4 % de participación, mientras Ecopetrol tiene 55,5 % de participación en el proyecto.

Sirius-2 se constituye en un importante paso hacia la Transición Energética Justa, haciendo más eficiente la gestión de los hidrocarburos, a partir de los contratos vigentes, concluyó la ANH.

Utilidad de $ 14,9 billones y récord en producción de 746 mil barriles/día de crudo, logros de Ecopetrol en 2024

​Ricardo Roa Barragán, presidente del Grupo Ecopetrol. 

El Grupo Ecopetrol presentó “un sólido desempeño operativo y financiero" al cierre de 2024, con el cumplimiento de varias de las principales metas fijadas por la compañía.

Al presentar el balance del año pasado, el presidente de la compañía, Ricardo Roa Barragán, informó que la utilidad de la estatal petrolera el año pasado fue de $ 14,9 billones, cifra inferior en $ 4,1 billones frente a 2023 cuando fueron $ 19 billones. Y para el cuarto trimestre de 2024, la utilidad del Grupo Ecopetrol fue $ 3,9 billones, inferior en $ 0,3 billones frente al mismo periodo de 2023.

Estos resultados, dijo el directivo, se explican por factores externos como los precios internacionales de hidrocarburos, el tipo de cambio y la inflación, que impactaron los resultados del Grupo Ecopetrol.

“Sin estos factores externos, que no son controlables por la compañía, la utilidad neta del Grupo Empresarial Ecopetrol habría cerrado en $ 21 billones, reflejando un incremento del 10 % frente a 2023. Y las del cuarto trimestre habrían cerrado en $ 4,8 billones, con un incremento de 13 % frente a 2023", explicó Roa Barragán.

Agregó que el año pasado fueron transferidos a los accionistas de Ecopetrol $ 42 billones de pesos.

P​roducción​ histórica

En producción, en 2024 Ecopetrol alcanzó la cifra más alta de los últimos nueve años, con 746 mil barriles/día, esto es, 9.200 barriles diarios más que en 2023, mientras el volumen de hidrocarburos movilizado por los sistemas de transporte fue de 1'119.000 barriles/día, es decir, 5.800 barriles/día más que en 2023, y se refinaron 414 mil barriles/día, o sea, 5.800 barriles/día menos que en 2023.

Las inver​​siones

Las inversiones de la Compañía sumaron US$ 6.119 millones al cierre del año pasado, cifra acorde con la meta proyectada: 68 % en hidrocarburos, 13 % en energías para la transición, y 19 % en transmisión y vías.

Además, se lograron eficiencias por $5,3 billones, cifra superior en 40% a la meta para el año.

Ingresos p​​​or ventas

Al cierre de 2024 este indicador llegó a $ 133,3 billones, con disminución de 6,8 % (US$ 9,8 billones menos que en 2023) explicado, principalmente, por menor promedio ponderado del precio del Brent, referencia para Colombia, y el efecto cambiario negativo.

Las ventas internacionales representaron 57 % del total de la empresa (6,6 % más que en 2023), mientras las ventas en Colombia fueron 43 % del total (-2,2 % frente a 2023).

Otros​​ logros

El presidente del Grupo Ecopetrol destacó otros logros alcanzados por la empresa durante 2024, entre ellos:

- Reposición de reservas de 104 %, incorporando 260 millones de barriles de petróleo equivalente.

- Adquisición del campo CPO-09 a Repsol, ahora Ecopetrol es dueña del 100 % de ese activo que añadió 32 millones de barriles a las reservas.

- Reservas probadas para 7,6 años, de los cuales 7,8 años corresponden a líquidos y 6,7 años a gas.

- Se extendió el Joint Venture en Permian (Estados Unidos).

- En energías para la transición, Ecopetrol logró una optimización energética de 4,17 Petajulios con un impacto en 349.735 toneladas de CO2 y un ahorro $128 mil millones en gastos operativos.

- Aprobación de la fase III del proyecto Coral, con capacidad para producir hasta 880 toneladas/día de hidrógeno verde en la Refinería de Cartagena.

- En Transmisión y Vías, ISA ganó la primera licitación del Plan Misión Transmisión de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para garantizar y asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico de la costa Caribe colombiana.

“Para 2025 nos posicionaremos para continuar generando valor y rentabilidad a nuestros accionistas bajo estrictos criterios de disciplina de capital, enfocados en eficiencias y fortaleciendo nuestro negocio tradicional para potenciar las energías para la transición. Todo ello en el marco de un Gobierno Corporativo sólido y bajo un esquema de institucionalidad robusto", concluyó el presidente de la estatal petrolera, Ricardo Roa Barragán.

Gas natural: ¿hay suficiente para estabilizar precios?

El Grupo Ecopetrol puso en venta el gas natural disponible para los próximos años que proviene de los campos Cusiana, Cupiagua y Cupiagua Sur, en el departamento de Casanare, para garantizar que los agentes del mercado tengan la suficiente cantidad del combustible para el abastecimiento de su demanda.

Con esta decisión, Ecopetrol busca enviar un mensaje de tranquilidad al mercado nacional del energético para que los distribuidores y agentes puedan asegurar las cantidades diarias que requieren para los próximos años a través de contratos que garantizan firmeza en el suministro.

Esta decisión responde a las medidas expedidas por el Gobierno nacional y el regulador relacionadas con la flexibilización en las reglas de comercialización de gas natural.

La petrolera estatal informó que la medida beneficia a toda la cadena, principalmente a los distribuidores que atienden la demanda esencial del sector residencial, el sistema nacional de transporte, los pequeños comercios y el gas natural vehicular.

“Ecopetrol se encuentra comprometida con el abastecimiento de gas natural en el país, para asegurar el suministro estable en los próximos tres años. De esta manera, reafirmamos nuestro compromiso con la seguridad energética y el cumplimiento de nuestras obligaciones con nuestros clientes", aseguró David Riaño, vicepresidente Ejecutivo de Energías para la Transición.

Los agentes interesados en participar en este proceso de comercialización de gas natural deben manifestar su interés antes del 14 de marzo de 2025 en la página oficial de Ecopetrol (www.ecopetrol.com.co, sección grupos de interés, en la pestaña clientes/proveedores de negocio, Información Comercial Gas Natural), de acuerdo con las condiciones establecidas.

Ecopetrol informó también que, en las próximas semanas, una vez el regulador expida nuevas disposiciones, ofrecerá al mercado cantidades adicionales de gas respaldadas con gas nacional o importado.

Ecopetrol ahora es titular del 100 % del Bloque CPO-09, un activo estratégico en el Piedemonte Llanero

Adicionalmente el Grupo Ecopetrol continúa consolidando su operación en el Piedemonte Llanero. La compañía estatal informó que concluyó exitosamente el proceso de compra del 45 % de las acciones que tenía Repsol Colombia Oil & Gas Limited en el Bloque CPO-09, en los Llanos Orientales.

El cierre de esta transacción contó con el aval de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC).

De esta manera, el Grupo Ecopetrol quedó con el 100 % de la propiedad de Bloque CPO-09, que refuerza su operación en la exploración y producción de hidrocarburos en esa cuenca.

La transacción se realizó por un valor de 452 millones de dólares, con lo cual la Empresa se convirtió en titular de la totalidad de este activo estratégico en el Piedemonte Llanero.

Ecopetrol también informó que la Superintendencia de Industria y Comercio manifestó que “la operación no genera una restricción indebida de la competencia por lo que no amerita objeción ni condicionamiento”.

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

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

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

De esta forma, el Grupo Ecopetrol reafirma su compromiso con el futuro energético del país, destacando la importancia de los hidrocarburos como un recurso clave para la sostenibilidad energética, mientras avanza sólidamente hacia una transición energética justa y responsable.

'Las tarifas de energía que hoy nos cobran en Colombia son ilegales', aseguró el presidente Petro

Barranquilla, 30 de enero de 2025.- “Hoy puedo decir con toda propiedad que las tarifas de energía eléctrica que en este momento se están cobrando a cada familia y a cada empresa de Colombia son ilegales”, afirmó el presidente Gustavo Petro, durante la ‘Movilización por la Democracia Energética’ en Barranquilla.

El mandatario explicó que la fórmula que se ha venido aplicando para fijar las tarifas de la energía viene desde hace 30 años, pues es aprobada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), “una instancia de comisionados y comisionadas que nombra el presidente, pero que vienen de las generadoras privadas”.

Esa fórmula, dijo, “es una manera que ha estado amañada a los grandes intereses de quienes viven y amasan enormes fortunas anuales de la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica en Colombia”.

Y es tan compleja, añadió, que es para que el pueblo no la entienda. “La hacen difícil para que el pueblo del común no logre entender por qué la energía en la costa Caribe, la tierra del sol, termina siendo dos o tres veces más cara que en Bogotá o en Cali, por qué siendo Colombia un país con tanta agua, con tanto sol, paga las tarifas eléctricas más caras de América”, aseguró.

Según el mandatario, la Constitución establece que la energía debe reflejar el costo de producción y una ganancia normal, “pero están ganando una renta que puede ser 10 y 15 veces más que una ganancia normal en Colombia, porque la fórmula de sus matemáticas así lo garantiza”.

Incluso, sostuvo que en los últimos cinco años, cada colombiano y cada empresa, pequeña o grande, ha pagado hasta diez veces más de lo debido, rompiendo la Constitución y la ley.

“Nos han estafado, esa es la palabra, la estafa son miles de millones de dólares cada año, son billones de pesos que nos han robado”, señaló.

La ‘fórmula mágica’

El jefe de Estado aseguró que en Colombia solo hay seis generadoras y dos de transmisión que son públicas, además de las empresas distribuidoras y comercializadoras.

En esa cadena, dijo, un kilovatio de energía eléctrica que debería costar entre $ 100 y $ 120, termina costando, a veces, más de $ 1.300: “ni la cocaína tiene esa rentabilidad en Colombia”, afirmó.

Y eso se debe a que “la CREG hizo la fórmula con el único objetivo de estafar al usuario que tendría una tarifa más baja, para llenar los bolsillos de los seis grandes generadores de energía eléctrica de Colombia”.

Las medidas

Con ese panorama, el mandatario invitó a defender la nueva fórmula que diseñó el Gobierno nacional desde y que fue aprobada el 18 de diciembre pasado, pues dijo que las otras alternativas no han funcionado.

Se refirió a la suspensión del decreto presidencial que buscaba bajar las tarifas de energía; a las trabas que ha tenido el Gobierno para nombrar comisionados en la CREG y al lobby que han ejercido las empresas del sector.

A esto agregó el presidente Petro que los comisionados de la empresa XM, operadora del mercado de energía, se eligen entre ellos mismos. “¿Entonces, a quién obedecen? ¿A quién pertenecen? ¿Dónde está el servicio público? ¿Dónde están las facultades de control, de regulación y vigilancia que la Constitución le da al presidente de la República?”, se preguntó.

Y se respondió: “Quien aplica la fórmula de la CREG es XM. Entonces, resulta que su junta directiva no la elige nadie del pueblo, nadie del Congreso, nadie del poder judicial, nadie del poder legislativo, sino que se eligen entre ellos”.

Por eso, el jefe de Estado le dijo al Superintendente de Servicios Públicos: “Usted es delegado de las funciones constitucionales del presidente de la República, usted debe utilizar las competencias presidenciales para que XM aplique la fórmula expedida por la CREG y no la vieja”.

Al ministro de Minas y Energía, el mandatario le pidió que “negocie, siéntese a negociar con ellos (los generadores), pero que no me digan que solo van a aplicar la nueva fórmula en el año 2028. Si quieren mantenernos en este feudalismo, que es inconstitucional e ilegal, usted tiene un decreto en sus manos”.

Y al pueblo barranquillero le pidió “no perder el impulso. Hay que seguir adelante. Que sean 500 mil personas, un millón de personas en toda Colombia que salgan a las calles. Hay que volver esta realidad una factura”, sostuvo.