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.

Ecopetrol añadirá millones de barriles a sus reservas proyectando incrementar la producción diaria con aproximadamente 7,000 barriles de petróleo

Finalizando diciembre de 2024 Ecopetrol concluyó exitosamente la negociación con Repsol para adquirir el 45% restante de su participación en el bloque CPO-09, ubicado en el departamento del Meta. Con esta transacción, Ecopetrol se convierte en el propietario del 100% de este activo estratégico en el Piedemonte Llanero.

Este bloque está localizado en los municipios de Villavicencio, Acacías, Guamal, Castilla La Nueva, San Martín, Lejanías, El Dorado, El Castillo y Granada. La transacción se realizó bajo el derecho de preferencia otorgado a Ecopetrol en el marco del contrato de operación conjunta (JOA – Joint Operating Agreement) y es resultado de la transacción previamente anunciada entre Repsol y Geopark el 29 de noviembre.

Con esta adquisición, Ecopetrol añadirá cerca de 41 millones de barriles a sus reservas y proyecta un incremento en su producción diaria de aproximadamente 7,000 barriles de petróleo. Esta operación refuerza la posición de Ecopetrol en la explotación de la cuenca de los Llanos Orientales y consolida su presencia en la región.

Para completar esta transacción, será necesario llevar a cabo los trámites correspondientes ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Superintendencia de Industria y Comercio, los cuales se adelantarán en los próximos días.

Destacando la importancia de los hidrocarburos como un recurso clave para la sostenibilidad energética, Ecopetrol también avanza rápidamente hacia la transición energética.

Pozo Sirius-2 aumentará en 200% las reservas actuales de gas natural en el país, confirman Ecopetrol y Petrobras

​Pozo Sirius-2, offshore en el mar Caribe colombiano, el mayor descubrimiento
de gas en la historia de Colombia.​​

El Grupo Ecopetrol y Petrobras International Braspetro B.V. – Sucursal Colombia informaron que la perforación de Sirius-2 (antes Uchuva) comenzó el 19 de junio de 2024, pozo que está localizado dentro del área del Bloque GUA-OFF-0, a 77 kilómetros de Santa Marta, con profundidad de lámina de agua de 830 metros.

De acuerdo con Ecopetrol y Petrobras, las actividades de evaluación de los resultados de la perforación del pozo Sirius-2 confirman que los volúmenes de gas in place son mayores a 6 terapiés cúbicos de gas natural, con lo cual las reservas del recurso podrían aumentar en 200% al pasar de los 2,3 terapiés, según ha dicho la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

El consorcio integrado por Ecopetrol (55,56% de participación) y Petrobras International Braspetro como Operador (44,44%), iniciará las actividades de adquisición de datos meteoceánicos como parte del Proyecto de Desarrollo de Producción de este descubrimiento.

“Estos datos, junto con información ambiental del fondo marino, información de batimetría, de geotecnia y geofísica, son fundamentales para la instalación de la línea de flujo para el transporte del gas natural desde el yacimiento hasta la unidad de tratamiento de gas en tierra, así como para la instalación de los sistemas de producción en el suelo marino”, informó el consorcio en un comunicado.

La inversión del consorcio será de US$4.100 millones, de los cuales US$1.200 millones serán para la fase de exploración entre 2025 y 2029 en el contrato GuaOff-0, y US$2.900 millones para la fase de desarrollo de producción.

Mientras tanto, la expectativa de inicio para la producción del combustible será de tres años, luego de recibir todas las licencias ambientales.

El consorcio también estima que la producción, a través de cuatro pozos productores en un innovador diseño ‘subsea to shore’, es de alrededor de 470 millones de pies³/día durante 10 años.

Este descubrimiento de gran potencial volumétrico de gas natural, da paso al inicio de las gestiones socioambientales y de licenciamiento necesarias para transportar el gas a los centros de consumo, en el marco de una transición energética justa.

“Estamos anunciando la confirmación de más de 6 terapiés cúbicos de reservas de gas”, aseguró Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.

¿ Quién y porqué importa gas?

​​​El gas disponible para 2025 es 112,1 GBTUD, de los cuales 72 GBTUD corresponden
a producción nacional.​

El Ministerio de Minas y Energía investigará “las razones por las que, contando con disponibilidad de gas natural de producción nacional, agentes del sector han optado por gas importado y por qué algunos productores no cerraron contratación”.

El Ministerio informó que la disponibilidad de gas natural en el país es suficiente para atender la demanda interna, de acuerdo con lo reportado por el Gestor del Mercado.

La cartera anunció que las reglas vigentes permiten la actualización y el registro de nuevos contratos para cubrir las necesidades adicionales.

El MinMinas reportó que, según el Gestor del Mercado de Gas Natural, el gas disponible en el mercado primario para 2025 es 112,1 GBTUD, de los cuales 72 GBTUD corresponden a gas natural de producción nacional.

Frente a esta anomalía, el Ministerio de Minas y Energía iniciará varias acciones:

1. Investigación de procesos de contratación. Iniciar, junto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, una inspección exhaustiva de las declaraciones de gas disponible para determinar las razones detrás de la decisión de algunos agentes del sector de priorizar el gas importado pese a la disponibilidad de gas nacional; y la falta de contratos que incluyan mayores volúmenes de gas producido localmente.

2. Revisión de precios y condiciones de mercado. Se ha solicitado a los agentes competentes un análisis detallado sobre los precios y las condiciones en que se realizaron las transacciones durante el último proceso de comercialización, así como sobre los factores que llevaron a la subutilización de la producción nacional.

3. Actualización normativa. El Ministerio realizará ajustes en la normativa vigente para garantizar un funcionamiento más eficiente, transparente y competitivo del mercado de gas natural, con el objetivo de maximizar el uso de los recursos nacionales disponibles.

4. Claridad en el balance actual del mercado. El Ministerio de Minas y Energía reafirma su compromiso de informar oportunamente a la opinión pública los resultados de estas investigaciones y de las medidas normativas que se implementen. Estas acciones buscan fortalecer la confianza en el mercado de gas y promover el uso prioritario de los recursos energéticos nacionales en beneficio de todos los colombianos.

Ecopetrol construirá planta de hidrógeno verde más grande de Latinoamérica: producirá 800 toneladas anuales

Foto de referencia del electrolizador que se construirá en la Refinería de Cartagena.
Foto - Ecopetrol​

El proyecto, que comenzó a construirse en la Refinería de Cartagena con una inversión de US$28,5 millones, tendrá un electrolizador de 5 megavatios, que lo convierten en la planta de hidrógeno verde más grande América Latina.

El proyecto incluye trabajos de diseño, construcción de facilidades, puesta en servicio, operación y mantenimiento de los equipos requeridos para producir hidrógeno verde con una pureza de 99,97%, mediante un convenio de Ciencia y Tecnología suscrito entre Ecopetrol S.A. y Refinería de Cartagena S.A.S.

Se estima que a partir de la puesta en operación de la planta en el primer semestre de 2026, Ecopetrol comenzará a hidrotratar los combustibles, es decir, usará una mezcla del 1% de hidrógeno.

La planta

La planta de hidrógeno verde en la Refinería de Cartagena será la más grande a nivel continental en la producción de hidrógeno de bajas emisiones a partir de 2026, según el ranking mundial de proyectos de hidrógeno de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés).

Además, consolida a la empresa como líder en el desarrollo del energético en Colombia, por contar con la mayor capacidad instalada de electrolizadores, gracias a tres pilotos de electrólisis que implementa desde 2022.

Ecopetrol informó que el complejo operará con energía renovable proveniente de la Granja Solar de la Refinería de Cartagena, que tiene una capacidad de 22 megavatios. El hidrógeno verde generado se integrará a la capacidad actual de la refinería para hidrotratar los combustibles, lo que reducirá hasta 7.700 toneladas de CO2 equivalente por año, similar a las emisiones que generan 1.650 vehículos al año.

La planta tendrá una capacidad instalada 100 veces superior a la que actualmente tiene en operación el Grupo Ecopetrol. Adicionalmente, incorporará conocimiento técnico, financiero, comercial y de negocio del Plan Estratégico de Hidrógeno y apalancará los proyectos de hidrógeno verde a mayor escala en el marco de la Estrategia 2040.

Precisamente, el Grupo Ecopetrol anunció que la Junta Directiva aprobó el Presup​uesto Anual de Inversiones para 2025 por un monto entre 24 y 28 billones de pesos, para fortalecer la transición energética.

De acuerdo con el Grupo Ecopetrol, la línea de negocio de hidrógeno de bajas emisiones tiene una expectativa de generar entre US$400 y US$485 millones de Ebitda promedio/año al 2040. En Colombia, se estima que la demanda de hidrógeno podría alcanzar 1,3 millones de toneladas al año para el 2040, impulsada principalmente por las aplicaciones de movilidad y uso industrial.

La Estrategia 2040 de Ecopetrol ‘Energía que transforma’ establece para ese año la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno de bajo carbono (40% verde, 30% azul, 30% blanco) del que 60% será para consumo interno y 40% para exportación.

El proyecto fijó metas como la instalación de 1 a 3 Gigavatios de capacidad de electrolizadores, la producción de 50 mil toneladas de hidrógeno azul y una flota entre 2.500 y 3.500 vehículos ligeros y pesados con celdas de hidrógeno.

“Esta es una gran noticia para el país: Ecopetrol entró a la era moderna en producción de combustibles limpios. Producir 800 toneladas de hidrógeno verde a un costo competitivo con la tecnología de punta de nuestra refinería es posible gracias a que ya habíamos anunciado la puesta en funcionamiento de nuestra granja solar en Cartagena”, aseguró Ricardo Roa Barragán, presidente de Ecopetrol.

Con Tasa de Seguridad, quieren incrementar tarifas de energía en Antioquia

Comunicado a la opinión pública

Medellín, 19 de noviembre de 2024.- ACOPI Antioquia, el gremio de las micro, pequeñas y medianas empresas del departamento, se pronuncia ante la opinión pública por el proyecto de ordenanza 59 de 2024, presentado por la Gobernación de Antioquia, que propone un nuevo cobro a los sectores residencial, comercial, industrial y oficial en la tarifa de consumo de la energía eléctrica.

Este aporte, que vemos como gravamen, denominado Tasa especial de seguridad y convivencia, resultaría lesivo a las iniciativas de reactivación económica y reindustrialización y a los intereses propios de las empresas del sector que promueve y defiende ACOPI.

El proyecto de ordenanza “POR MEDIO DEL CUAL SE IMPONE LA TASA ESPECIAL DE SEGURIDAD Y CONVIVIENCIA CIUDADANA”, fue radicado ante la Asamblea de Antioquia el pasado martes, 12 de noviembre.

Esta iniciativa gubernamental impacta, con una tasa especial de seguridad y convivencia ciudadana, a “toda persona natural o jurídica que sea suscriptor del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el Departamento de Antioquia”.

Incluye, de acuerdo con el texto del proyecto de ordenanza, los usos residencial -estratos 4, 5 y 6-, industrial, comercial y oficial. El artículo 6 del proyecto radicado ante la Asamblea plantea la tarifa de la siguiente manera:

Tomado fiel copia del proyecto de ordenanza radicado en la Asamblea de Antioquia.

Según esta tabla de liquidación, una residencia en estrato 4, 5 o 6, que en muchas ocasiones alberga unidades productivas, pagaría, por un consumo de 150 kWh al mes (que es un consumo muy básico para persona o familia), $12.000 más. En ese valor se incrementaría el pago mensual por consumo de energía eléctrica

Ahora, si el ejercicio se hace para el sector industrial, este pagaría, por cada kWh consumido, $61,18 (la tasa especial de seguridad para el sector industrial sería de 0,0013 UVT por kWh consumido. La UVT está, en 2024, en $47.065).

Entonces, si el consumo de la empresa es de 100 kWh (muy bajo para una unidad productiva), su aporte sería de $6.118. Si es de 200 kWh, $12.236. Por 300 kWh, $18.354 y por 500 kWh, sería de $30.590. Y de ahí, en adelante.

Por supuesto, ACOPI Antioquia apoya las medidas y estrategias que redunden y beneficien la seguridad y la convivencia ciudadana. Ellas son base y soporte de la estabilidad social para el desarrollo de las capacidades productivas, los emprendimientos y el avance y la consolidación empresarial.

Sin embargo, en esta oportunidad, se trata de una iniciativa no consultada, no conversada y no acordada con los empresarios, los gremios y el sector productivo de la región. Además, como lo expresamos, consideramos que esta tasa especial de seguridad y convivencia ciudadana afecta la reactivación económica, la reindustrialización y el paquete de costos de nuestros micro, pequeños y medianos empresarios, al imponer un costo adicional por los consumos de energía eléctrica en los sectores comercial e industrial.

Incluso, que la tasa sea cobrada al sector residencial, en los estratos 4, 5 y 6, afecta muchas de las unidades productivas que representamos, porque muchos de nuestros emprendedores y empresarios utilizan sus residencias para procesos productivos. Máxime, luego de la pandemia de 2020, de la cual aún no nos reponemos.

ACOPI Antioquia invita a la Gobernación de Antioquia y a la Asamblea Departamental, donde debe cursar trámite el proyecto de ordenanza, a revisar con los gremios, los empresarios y el sector productivo esta iniciativa, en busca de no definir, aprobar e imponer más cargas a las ya cuantiosas obligaciones económicas de los empresarios, lo que se traduce en destrucción del tejido empresarial de la región e inviabilidad de las iniciativas productivas.

Ecopetrol: utilidad neta de $11 billones y reducción en 253 mil toneladas de gas efecto invernadero

De acuerdo con Ricardo Roa Barragán, presidente de Ecopetrol, la producción diaria de crudo llegó en los nueve primeros meses del año a 752 mil barriles diarios de crudo. “Suceda lo que suceda, digan lo que digan, la tendencia es al alza. Estamos alcanzando al cierre de los estos nueve meses la producción más alta de los últimos nueve años", aseguró el directivo al revelar el informe de Ecopetrol correspondiente al tercer trimestre de 2024.

Roa Barragán agregó que en transporte de crudos Ecopetrol alcanzó en este lapso más de un 1,126.000 barriles/día. “Es la mejor movilidad de moléculas de crudo y gas equivalente en los últimos cinco años", destacó, y dijo que las dos refinerías de la empresa (Cartagena y Barrancabermeja) vienen cargando 418 mil barriles/día, “la cifra más alta de la historia de la compañía, esto nos lleva a una menor importación de combustibles".

Frente a los resultados financieros en el tercer trimestre de este año, el presidente de Ecopetrol dijo que “son sólidos, estables y sostenibles".

Explicó que estos resultados se dan al margen de la volatilidad en el precio internacional del Brent, de referencia para Colombia. En 2022, dijo Roa, el precio del barril Brent estaba en 102 dólares y la Tasa Representativa del Mercado a $4.200. Hoy, esos indicadores en 70 dólares el Brent y en $3.978 la TRM.

“Frente a esa referencia, la producción que tenemos y los resultados nos permiten asegurar, sin duda alguna, que estamos por alcanzar al cierre de 2024 el tercer mejor año de Ecopetrol", aseguró.

De esta manera, la utilidad neta y real de la compañía fue de $11 billones en el tercer trimestre del año, “pero si se tienen en cuenta esos indicadores de referencia la utilidad neta habría sido de $16 billones", señaló.

Más aún, el presidente del Grupo Ecopetrol aseguró que “con estos resultados estamos asegurando que no hay riesgo financiero para la compañía, por lo menos, hasta 2029".

Las ​inversiones

Roa Barragán añadió que entre enero y septiembre de 2024 la inversión en hidrocarburos para actividades de exploración y negocios aumentó en 18%, y destacó la caída en 65% de la deuda del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) que ya no es de $58 billones sino de $8 billones al cierre de 2024.

Por otro lado, dijo que la meta de inversión era de entre $5,6 billones de dólares y $6,5 billones de dólares de inversión. “Vamos por el 8% de esa inversión, y en actividad exploratoria vamos en 275 millones de dólares, 18% más que en el mismo lapso del año pasado".

También destacó la estabilidad de exploración, pues dijo que a los 88 contratos firmados que siguen vigentes se suman los 16 pozos que serán perforados este año (uno más que los 15 proyectados), de los cuales “en cinco hemos tenido resultados exitosos".

Y frente al suministro de gas, el presidente de Ecopetrol aseguró que los hallazgos en Sirius y en Komodo –que muy pronto reanudará actividades- “son los mayores de la historia".

Lo social

Las tres líneas de acción del Grupo Ecopetrol en temas de sosTECnibilidad (acciones ambientales, sociales, y tecnología e innovación), por primera vez fueron medidas en su aporte al balance de utilidades de la compañía y representó, con corte al tercer trimestre de 2024 un total de $90 mil millones.

Durante la presentación del Informe Financiero y Operativo de la compañía del tercer trimestre de este año, su presidente, Ricardo Roa Barragán, explicó que en lo ambiental la operación ha permitido reducir en 253 mil toneladas de CO2 equivalente, conocido también como gas efecto invernadero.

“Esto representa un avance de 97% frente a la meta para este año, vamos en 2,29 Petajulios* de ahorro, y desde 2018 un acumulado de 14,24 Petajulios. En este periodo incorporamos nuestra Granja Solar La Cira Infanta (zona rural de Barrancabermeja, Santander), que produce 56 megavatios para apoyar las necesidades de abastecimiento eléctrico en esa zona", explicó Roa Barragán.

En acciones sociales, que permite administrar recursos de la nación a través del programa Obras por Impuestos, que corresponden a la construcción de vías terciarias, comunidades energéticas, dotación de escuelas y puestos de salud, infraestructura rural, conectividad en los colegios las escuelas más apartados.

“Son $342 mil millones en contribución social; un aspecto a destacar es que van 38 mil estudiantes beneficiados con programas de desarrollo en aulas escolares a través de Obras por Impuestos que transforman vidas y comunidades en los territorios donde actuamos", señaló el directivo.

La tercera línea de acción de la sosTECnibilidad del Grupo Ecopetrol es el componente de tecnología e innovación, donde la prioridad es el programa de Gas Social.

La apuesta, dice el presidente de Ecopetrol, es llegar a 300 mil conexiones de gas a 2040. Al tercer trimestre de 2024 van 47 mil conexiones.

“Son más de $340 mil millones que hemos ejecutado este año, la expectativa al cierre del año 2024 es llegar a $560 mil millones, y estamos próximos a lanzar otros 19 proyectos de comunidades energéticas para ejecutar en lo que resta del año con inversiones de $163 mil millones", aseguró.

En esta tercera línea de acción, el Grupo Ecopetrol inauguró en este periodo el quinto Centro de Innovación Tecnológico Econova, y la implementación de más de 100 soluciones digitales que promueven la eficiencia energética y descarbonización en los proyectos de la compañía estatal.

“Esta es la primera vez que se nos mide el aporte de la sostenibilidad a la utilidad del Grupo Ecopetrol, donde estamos contribuyendo con $90 mil milloncitos a la utilidad neta, producto de estas actividades y estos licenciamientos", concluyó Roa Barragán.

(Con información del Grupo Ecopetrol)

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Julio = En términos físicos, levantar una manzana un metro requiere 1 julio de energía.

Petajulio = Unidad de energía equivalente a mil billones de julios

wikipedia.org.- El julio​ o joule​ (pronunciación en inglés: símbolo: J) es la unidad derivada del Sistema Internacional utilizada para medir energía, trabajo y calor.​ Como unidad de trabajo, el julio se define como la cantidad de trabajo realizado por una fuerza constante de un newton en un metro de longitud en la misma dirección de la fuerza.​

En esta definición, al ser tan específica, no se consideran tipos de resistencia como el roce del aire.

Su símbolo es J, con mayúscula y sin punto.

También es la energía disipada en forma de calor cuando una corriente eléctrica de un amperio pasa a través de una resistencia de un ohmio durante un segundo.

Puede utilizarse para medir calor, el cual es energía cinética (movimiento en forma de vibraciones) a escala atómica y molecular de un cuerpo.

Toma su nombre en honor del físico inglés James Prescott Joule (1818–1889)

 

En Colombia “está cubierto” el abastecimiento de gas en el corto y mediano plazo. Ministro Camacho.

​​Al PMUG asistieron, entre otros, el ministro de Minas y Energía (I),
Andrés Camacho; el presidente de Ecopetrol © y el presidente de la
ANH, Orlando Velandia. Foto: César Carrión - Presidencia

El Puesto de Mando Unificado de Gas (PMUG) se reunió en la Casa de Nariño para analizar la situación actual de suministro de energía en el país debido a la crisis climática, y decidió acelerar la transición energética de la estatal Ecopetrol para liberar grandes volúmenes del combustible que aseguren el abastecimiento del país en los próximos años.

Al término del encuentro, liderado por el presidente Gustavo Petro, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales, aseguró que luego de verificar las cifras “creemos que, con el proceso de aceleración de la transición en Ecopetrol, tenemos las condiciones para atender el mercado en 2025 – 2026”.

Explicó el ministro que el mayor consumidor de gas del país es Ecopetrol, y las medidas de transición de la estatal petrolera para sustituir parte de ese consumo “son importantes y nos pueden liberar volúmenes muy, muy importantes para el abastecimiento del país en los próximos años”.

De paso, el funcionario descartó un posible desabastecimiento de gas, como han advertido algunos gremios del sector. “No, evidentemente todos los escenarios nos muestran que podemos tener una estrechez, pero las medidas que estamos adoptando buscan, precisamente, garantizar que tengamos el abastecimiento cubierto”, aseguró.

El ministro agregó que “está cubierto” el abastecimiento de gas en el corto y mediano plazo. “En los próximos años avanzamos en el proceso de transición para ir sustituyendo el consumo en la industria, empezando por Ecopetrol, para garantizar el abastecimiento de gas del país”, dijo.

Igualmente, el ministro Camacho Morales sostuvo que no puede hablarse desde ahora de un incremento en el precio del gas natural, como advierten algunos gremios.

“Eso está por verse. Una cosa es que se produzca el gas y otra cosa es que se comercialice, y en la compra y venta del gas se producen a veces mensajes que generan alarma y que pueden llevar a incrementar los precios del gas que pueden favorecer a algunos en el mercado. Apenas estamos en el proceso de contratación; con Ecopetrol estamos trabajando para que se disponga de todos los volúmenes de gas necesarios, cuando ya se cierre el proceso de contratación veremos qué precios se tienen realmente”, insistió.

Incluso, se refirió al pozo off shore Sirius, en el Caribe colombiano, y dijo que, aunque el volumen de esa molécula “es importante para respaldar el proceso de transición”, el objetivo es “acelerar la transición energética porque, incluso, puede llegar el momento en el que no necesitemos consumir ese gas que está allí dispuesto”.

Al PMUG de este miércoles en la Casa de Nariño asistieron, además del presidente Petro y el ministro de Minas y Energía, Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol; Laura Sarabia, Directora del Departamento Administrativo de la Presidencia de la República; Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos; Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y Diego Andrés Lozano, Superintendente (e) de Industria y Comercio.