Según el gremio, en el caso del carbón térmico los precios se estabilizaron alrededor de los US$80 por tonelada en 2024, con una caída en los precios FOB de un poco más de 30 % comparada con 2023.

Sin embargo, Fenalcarbón destacó que la situación de precios, más los bloqueos permanentes a las operaciones mineras en el norte de Colombia -como ha ocurrido recientemente en La Guajira y los atentados en contra de la infraestructura férrea de Cerrejón-, no han impactado el nivel de los volúmenes de exportación de carbón de Colombia.

De hecho, en línea con los datos que expone la agremiación, las ventas externas de este producto que muestran un crecimiento cercano a 10 % para el período comprendido entre enero y noviembre de 2024, cifras que van de la mano de una demanda internacional creciente.

En el caso del carbón metalúrgico, Fenalcarbón recordó que los precios también han caído como consecuencia de los excesos de inventario de productos de aceros chinos.

Pero también aseguró que los volúmenes exportados se han mantenido alrededor de 1.7 millones de toneladas, el promedio de los últimos cinco años.

Sobre los datos más recientes del Indicador de Seguimiento a la Economía (ISE), la Federación manifestó que el descenso que se observa del 1,38 % para el sector primario obedece a que la actividad petrolera y minera en general se ha contraído en Colombia.

A nivel trimestral, el crecimiento de demanda experimentó una disminución progresiva a lo largo de los cuatro trimestres de 2024, siendo el cuarto trimestre el que experimentó el menor crecimiento, el cual tuvo una tasa de incremento de 0,1 %, alcanzando un consumo total de 20.532 GWh.

Según XM, esta caída en las tasas de crecimiento se relaciona con el debilitamiento del Fenómeno de El Niño a partir el primer trimestre de 2024 y su efecto en las condiciones climáticas, en particular la temperatura media en el territorio nacional.

Es relevante señalar que, aunque 2024 contó con un día adicional en comparación con 2023, la tasa de crecimiento anual de 2024 fue un 2,13 % inferior a la presentada en 2023. Esto debido a la presencia en gran parte del año 2023 del fenómeno de El Niño, unido a registros históricos de altas temperaturas en el país en ese año.

Por otro lado, marzo de 2024 se destacó como el mes con el mayor consumo de energía, registrando un total de 7,047 GWh, lo que representó un crecimiento de 7,7 % respecto al mismo mes del año anterior, impulsado por las condiciones climáticas predominantes, propias del fin de estación de verano bajo la influencia del Fenómeno El Niño.

Cabe resaltar que, aunque las diez regiones del país tuvieron un crecimiento en su demanda, las tres que tuvieron mayor aumento en el consumo de energía fueron:

• Caribe con un consumo de 22.944,88 GWh-año
• Centro con 19.242,57 GWh-año
• Antioquia con 11.188,23 GWh-año

En el mercado regulado se registró un crecimiento sostenido durante todo el año, alcanzando su punto máximo en marzo con un incremento de 12,2 %. Mientras en diciembre de 2024, hubo una disminución de 0,6 % en comparación con el mismo mes de 2023. Este descenso se explicó por la reducción en el consumo energético debido a las lluvias y ciclones de 2024.

Ahora bien, en el mercado no regulado se registró una disminución total de 1,83 % en 2024. A lo largo del año, se observó un decrecimiento mensual constante en comparación con los mismos meses del año anterior.

Este descenso se atribuye principalmente a una reducción en las actividades económicas que representan una participación de 87,1 % de la demanda no regulada en 2024, lo que afectó sectores como industrias manufactureras, que experimentaron una caída de 1,67 % en su consumo energético en relación con 2023.

En el sector de industria y comercio (mercado no regulado) se registró una disminución de 1,83 % en 2024, siendo notable la contracción en la actividad de:

• Industrias manufactureras con una caída de 1,67 % en relación con el año anterior (2023)
• A esta disminución se suma el decrecimiento de 0,16 % en el sector de «explotación de minas y canteras»
• El sector de «construcción, alojamiento, información y comunicaciones» experimentó un crecimiento positivo de 3,56 % en el mismo período

De acuerdo con XM, estas tres actividades concentraron el 76,37 % de la demanda de energía del mercado no regulado nacional.

Demanda de energía en Colombia por regiones

En 2024, XM observó un crecimiento positivo de todas las regiones de Colombia. Entre ellas, se destaca una desaceleración en el crecimiento de Caribe, Centro y Oriente en comparación con 2023.

Este comportamiento se explica por la mayor duración del Fenómeno de El Niño en 2023 (nueve meses) frente al de 2024 (cuatro meses). A pesar de la desaceleración en las regiones más representativas que abarcan el 65,9 % de la demanda nacional de energía, las regiones Caribe, Oriente y Centro superaron en 1.283 GWh-año el consumo registrado el año anterior.

El mayor incremento en la demanda en 2024 se observó en las regiones Tolima, Huila y Caquetá (THC) y Guaviare, con alzas de 5,15 % y 10.19%, respectivamente.

Le siguieron las regiones Caribe y Chocó, con tasas de crecimiento de 3,18 % y 3,90 %, respectivamente.

En contraste, las regiones Sur y Oriente registraron los menores crecimientos, con incrementos de 0,18 % y 0,82 %, respectivamente.

“Esto refleja el dinamismo que ha tenido la empresa en proyectos de producción, exploración y refinación”, indicó la compañía.

Por mano de obra no calificada se generaron 54.920 oportunidades de trabajo, el 100 % para personal local; en mano de obra calificada hubo 32.763 vinculaciones, el 72 % para habitantes de las zonas de operación, lo que significa que el 89 % del total de las contrataciones de 2024 correspondieron a mano de obra local.

¿Cuál fue el comportamiento por regiones de Ecopetrol en materia de empleo?

• La Regional Central, conformada por los departamentos de Santander, Norte de Santander, Antioquia, Boyacá, Cundinamarca, Bolívar y Cesar, registró el mayor número de vinculaciones, con un total de 14.771 trabajos generados, que equivalen al 32 % del total
• La Regional Andina Oriente, con actividades en Puerto Gaitán (Meta), Huila, y Putumayo, tuvo 11.007 vinculaciones (24 %)
• La Regional Orinoquía, que comprende una amplia zona del departamento del Meta, generó a través de sus contratistas 11.093 empleos (24 %)
• La Regional Caribe, con operaciones en Bolívar, Sucre, Magdalena y La Guajira, reportó 2.724 contrataciones (6 %)
• La Regional Piedemonte, en Casanare y Arauca, tuvo 3.707 contrataciones (8 %). • En Bogotá se generaron 2.793 vinculaciones (6 %)

Solo en diciembre de 2024, la cifra de vinculaciones se ubicó como la más alta de cierre los últimos 13 años, con un total de 46.095 oportunidades laborales a través de firmas aliadas, lo que significó un incremento de 1.163 vinculaciones más que al cierre de 2023.

“Estas cifras reflejan el dinamismo de la empresa y su contribución como una de las principales fuentes de empleo del país. Miles de colombianos aportan con su labor al crecimiento del negocio tradicional, la generación de ingresos para la nación y a impulsar la transición energética”, afirmó Aldemar Mejía, gerente de Abastecimiento.

“El compromiso de Ecopetrol con la diversidad se refleja en la generación de oportunidades laborales inclusivas para 17.165 mujeres, 1.937 personas con primer empleo, 1.476 personas que se identifican con una etnia, 600 víctimas del conflicto armado y 154 personas en condición de discapacidad”, destacó la compañía en un comunicado.

En un primer informe Valora Analitik expuso parte de los puntos más relevantes para el sector este año, según la perspectiva de S&P Global Commodity Insights que puede leerlo haciendo clic aquí. Ahora se destacarán puntos clave como las decisiones de la OPEP+, combustibles, carbón y la COP29.Según S&P Global Commodity Insights, los conflictos en Ucrania y Gaza siguen sin resolverse y tienen el potencial de alterar significativamente los mercados energéticos. Asimismo, la polarización y la rivalidad geopolítica entre China y Occidente se están volviendo más pronunciadas.

Entre tanto, China está aprovechando su posición de liderazgo en tecnología limpia para una mayor influencia global, mientras que Estados Unidos y Europa aumentan los aranceles para proteger la industria nacional.

La elección de Donald Trump como presidente agrega más incertidumbre a la geopolítica y plantea interrogantes sobre la participación de Estados Unidos en el ya debilitado Acuerdo de París y el proceso de la Conferencia de las Partes (COP) de la ONU, así como sobre la política exterior y los objetivos energéticos del país norteamericano.

5 puntos clave para el sector minero-energético global en 2025

• El pico de la gasolina se enfrenta a la nueva capacidad de refinación: 

Se espera que la demanda mundial de gasolina alcance su pico en 2025, cuando la adopción de vehículos eléctricos y las ganancias de eficiencia de los vehículos de gasolina finalmente se pongan al día con el crecimiento de la demanda impulsado por la economía y la población, especialmente en las naciones en desarrollo.

En contradicción con este pico de demanda, están las notables adiciones de capacidad de refinación -incluida la refinería de Dangote- de alto rendimiento de gasolina, en Nigeria, que se proyecta que esté en pleno funcionamiento en 2025.

Se espera que la refinería de Dangote, la más grande de África, cambie los flujos comerciales de gasolina a medida que se sume a las adiciones de capacidad en México y Oriente Medio.

S&P Global Commodity Insights prevé que el desequilibrio presione los márgenes y dé como resultado una racionalización acelerada de la capacidad de refinación, especialmente en el este de EE. UU. y Europa, pero también en China y otros mercados.

Estas dinámicas podrían afectar los mercados de crudo y la lista de crudo de las refinerías cerradas, que bien podría ser más pesada que la ingesta de crudo esperada en Dangote.

Hasta ahora, el crudo de Dangote ha provenido de EE. UU. y Nigeria, pero la planta solo está a tasas de capacidad de aproximadamente la mitad.

Los márgenes de refinación podrían entrar en un período de ciclo descendente y el retorno a los márgenes de mitad de ciclo dependerá predominantemente de la tasa de cierres de refinerías, a diferencia de la tasa de crecimiento de la demanda, que podría haberse esperado en ciclos de recuperación anteriores.

• La OPEP+ entre la espada y la pared:

La OPEP+ lleva varios años en una posición difícil para lograr sus objetivos de precios moderadamente altos y mayores volúmenes de producción.

Debido al fuerte crecimiento de la producción de petróleo en las Américas (principalmente Estados Unidos, pero también Canadá, Guyana y Brasil) y la desaceleración del crecimiento de la demanda de petróleo, la OPEP+ (o un subconjunto de sus miembros) ha reducido el suministro de petróleo cuatro veces desde 2022, solo para ver cómo los precios siguen debilitándose en general.

Vale recordar que, a principios de junio de 2024, la OPEP+ decidió iniciar un proceso de un año de duración de aumento gradual de la producción que comenzaría en octubre, intentando recuperar la oferta sin desinflar demasiado los precios, un tema que llamamos «enhebrar la aguja».

Sin embargo, el grupo ha declarado constantemente que estos planes están sujetos a cambios, en particular si las condiciones del mercado no apoyan tal medida.

En septiembre, el Comité Ministerial Conjunto de Monitoreo de la OPEP ajustó el cronograma, retrasando el aumento a diciembre. A principios de noviembre, la OPEP+ decidió posponer nuevamente el aumento de la producción hasta enero de 2025.

Y, el 5 de diciembre, la Organización volvió a posponer la eliminación de los recortes de producción, esta vez por tres meses más.

“En nuestra opinión, a la OPEP+ le resultará difícil aumentar la oferta en 2025 sin afectar considerablemente a los precios, ya que se espera que el crecimiento de la producción fuera de la OPEP sea mayor que el crecimiento de la demanda mundial total de petróleo”, prevé S&P Global Commodity Insights.

• La próxima ola de exportaciones de GNL podría sacudir el barco del mercado interno de gas de EE. UU.:

El mercado mundial del gas natural licuado (GNL) está preparado para un cambio significativo en 2025 después de dos años de crecimiento relativamente limitado, ya que el comercio total creció solo diez millones de toneladas métricas (3 %) en relación con los niveles de 2022 para 2024.

La próxima gran ola de suministro comienza en 2025 y se iniciará a partir de la nueva capacidad de licuefacción que entre en funcionamiento en América del Norte.

De los 27 millones de toneladas métricas de nuevo suministro esperados en 2025, casi el 90 % se espera que provenga de América del Norte. Según declaraciones públicas, se prevé que instalaciones como Corpus Christi Stage 3, Plaquemines LNG, LNG Canada y Costa Azul LNG aumenten su producción a lo largo de 2025.

De acuerdo con S&P Global Commodity Insights, el repunte de las exportaciones ejercerá una presión significativa sobre el mercado interno de gas natural de EE. UU., ya que la demanda de gas de alimentación aumenta más rápido de lo que la producción puede responder.

“Es probable que esto haga que los inventarios vuelvan a un déficit relativo en comparación con los niveles promedio de cinco años durante la mayor parte del año y ejerza presión al alza sobre los precios en efectivo en todo el país, aunque se esperan precios más altos especialmente en la Costa del Golfo de los EE. UU.”, explicó la entidad.

Así las cosas, se espera que la demanda de gas de alimentación crezca en 5,2 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) (casi 39 %) desde octubre de 2024 hasta diciembre de 2025, lo que ejercerá una presión particular sobre el mercado interno de EE. UU. de cara al invierno de 2025-2026.

S&P Global Commodity Insights visualiza que Henry Hub promedie más de US$4,00 por millón de unidades térmicas británicas métricas (MMBtu) en 2025 después de dos años con un promedio inferior a US$3,00 / MMBtu. Sin embargo, no se espera que el impacto del aumento del GNL ejerza presión a la baja sobre los precios mundiales del gas hasta 2026.

• ¿Comenzará finalmente a disminuir el consumo de carbón en 2025? Tal vez, pero probablemente no:

A pesar de que las instalaciones de energías renovables alcanzan constantemente nuevos niveles récord, la demanda mundial de carbón ha seguido creciendo, alcanzando récords tanto en 2023 como en 2024.

Incluso en China, donde las instalaciones eólicas y solares han sido de ~300 GW tanto en 2023 como en 2024, la generación a carbón ha alcanzado nuevos máximos históricos en ambos años.

El fuerte crecimiento de la carga eléctrica, ayudado por la rápida expansión de la demanda de energía para centros de datos y carga de vehículos eléctricos, ha superado el tremendo crecimiento de las energías renovables, lo que aumenta la demanda de combustibles fósiles.

En 2025, S&P Global Commodity Insights espera que las instalaciones renovables chinas se desaceleren ligeramente, pero se mantengan muy por encima de los 250 GW, y la generación a carbón en China volverá a ser mayor año tras año y alcanzará un récord.

“En otras economías en desarrollo, la demanda de carbón seguirá aumentando en 2025, pero más notablemente en la India, donde el crecimiento de la oferta de energías renovables se ve eclipsado por el crecimiento de la demanda de electricidad”, señaló el informe de S&P.

Y añadió que “a pesar de más de una década de caídas constantes, se espera que la demanda de carbón en los EE. UU. se recupere significativamente en 2025. El aumento de las exportaciones estadounidenses de GNL afectará la oferta interna de gas natural y hará subir los precios, lo que debería impulsar el cambio del gas al carbón”.

Como China representa casi el 60 % del consumo mundial de carbón, si la demanda de carbón en China realmente vuelve a crecer, la demanda en las naciones en desarrollo sigue su trayectoria ascendente y la demanda en los EE. UU. se recupera temporalmente, es muy probable que la demanda mundial de carbón vuelva a marcar un otro récord, incluso si la demanda en Europa y otras economías desarrolladas se contrae en 2025.

• La COP regresa a Brasil, pero ¿puede la CMNUCC recuperar impulso?:

En noviembre de 2025, las negociaciones de la Conferencia de las Partes (COP) sobre cambio climático volverán a Brasil por primera vez desde que se estableció la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (Cmnucc) en la Cumbre de la Tierra de Río en 1992.

En las 29 COP anuales posteriores, la Cmnucc ha producido el Protocolo de Kioto (1997) y el Acuerdo de París (2015), mucho más ampliamente adoptado.

Pero el proceso ha tenido algunos tropiezos, en particular en la ronda de negociaciones de la COP21 de 2009 en Copenhague y, más recientemente, en la COP29 en Bakú en noviembre de 2024, cuyo resultado pone en duda la viabilidad actual de todo el proceso de la COP.

En este difícil contexto, los negociadores de la COP30 tendrán la tarea de fortalecer los compromisos de emisiones conocidos como «Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional».

Sin embargo, la mayoría de las economías desarrolladas, incluido Estados Unidos, no cumplirán con sus actuales NDC para 2030.

Además, se espera que el presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump, basándose en su posicionamiento anterior, vuelva a retirar a su país del Acuerdo de París y las principales naciones de la OCDE también parecen distraídas por asuntos internos.

La fijación de objetivos para la COP30 no debe interpretarse principalmente como una guía para la trayectoria futura de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI), sino como un barómetro de la viabilidad de la Cmnucc y un indicador de la relevancia del cambio climático dentro del contexto más amplio y cambiante de la geopolítica global.

Se proyecta que las emisiones de GEI de China alcancen su punto máximo alrededor de 2025, por lo que una nueva y desafiante NDC (reducción de emisiones en términos absolutos) podría posicionar al país como un líder climático no solo para las economías emergentes, sino para todo el mundo, llenando un vacío dejado por un retroceso de Estados Unidos y una Unión Europea que lucha por cumplir incluso sus propias ambiciones.

Por el contrario, la falta de ambición en nuevos objetivos redoblará las dudas sobre la viabilidad del proceso de la COP y una vez más, como después de las negociaciones de Copenhague de 2009, relegará el clima a un lugar más bajo en la lista de prioridades estratégicas de los países.

Gary Guidry, presidente y director ejecutivo de Gran Tierra, destacó que en 2024 la empresa alcanzó una exitosa exploración de recursos y su expansión en Canadá, lo que permitió su ingreso a un nuevo mercado clave.

Para 2025, Guidry señaló que el presupuesto estará completamente financiado por el flujo de caja proyectado, lo que refleja la estabilidad financiera y el enfoque disciplinado de la compañía en la asignación de capital.

En su escenario base, Gran Tierra espera una producción promedio de 50.000 barriles de petróleo equivalente por día (BOEPD), un aumento del 44 % respecto a los 34.710 BOEPD obtenidos en 2024.

Procesos exploratorios y desarrollo en Colombia

Gran Tierra Energy INC. planea capitalizar su presencia en Colombia, Ecuador y Canadá mediante el aumento rentable de reservas y producción de petróleo y gas, acompañado de inversiones significativas en infraestructura y exploración de alto impacto.

En Colombia, la compañía tiene previsto perforar entre dos y cuatro pozos exploratorios en 2025, con una inversión aproximada de US$135 millones, que incluye proyectos clave en el bloque Suroriente.

Además, Gran Tierra planea perforar entre cinco y siete pozos de desarrollo en el campo Cohembi, ubicado en Putumayo, así como realizar mejoras en infraestructura y en la generación de energía a partir de gas. Estas inversiones buscan incrementar la producción y las reservas de manera sostenida.

El campo Cohembi seguirá optimizándose mediante expansiones en las instalaciones de inyección de agua y mejoras en infraestructura energética, con el objetivo de reducir costos y aumentar la recuperación de hidrocarburos.

Aproximadamente entre el 20 % y el 30 % del presupuesto de capital estará destinado a actividades de exploración.

Gran Tierra tiene planificada la perforación de entre seis y ocho pozos de exploración en Colombia y Ecuador, enfocándose en prospectos cercanos a campos existentes. Esta estrategia asegura ciclos cortos de desarrollo y acceso eficiente a la infraestructura de transporte.

La empresa alcanzó un récord de seguridad al registrar 27,8 millones de horas-hombre sin incidentes con tiempo perdido (LTI), posicionándose en el cuartil superior de desempeño en las Américas.

El presupuesto de capital para 2025 asciende a US$260 millones, completamente financiado por un flujo de caja proyectado de US$280 millones, basado en un precio promedio del petróleo Brent de US$75 por barril. Hasta el 50 % del flujo de caja libre será destinado a la recompra de acciones en su estrategia de generación de valor para sus accionistas.

De acuerdo con Bancolombia, para 2024, se espera que las reservas probadas de Ecopetrol disminuyan 4,6 %, dado un bajo impacto por efecto eficiencias, la disminución del precio SEC (rendimiento de los fondos de bonos que están bajo la jurisdicción de la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos) a US$79,1/bl -dólares por barril- y un aporte promedio del recobro mejorado, más descubrimientos y extensiones.