En su informe de perspectiva de mercado, el pronóstico considera varios factores geopolíticos y económicos, incluidas las posibles conversaciones de paz entre Rusia y Estados Unidos sobre el conflicto de Ucrania, los aranceles en curso y las sanciones contra Irán.

Las perspectivas de Wood Mackenzie prevén que la demanda mundial de petróleo aumentará en 1,2 millones de barriles por día (b/d) en 2025, mientras que se espera que la producción de los países no pertenecientes a la OPEP crezca en 1,5 millones de barriles por día.

Este crecimiento de la oferta, que supera la demanda, crea desafíos para la OPEP+ (la OPEP más diez países no pertenecientes a la Organización) a la hora de gestionar el equilibrio del mercado.

Al respecto, Ann-Louise Hittle, vicepresidenta de investigación de aceites en Wood Mackenzie, comentó sobre el pronóstico que «nuestras perspectivas para 2025 reflejan una compleja interacción de factores que afectan al mercado petrolero”.

Para Hittle, el sólido crecimiento de la producción de los países no pertenecientes a la OPEP significa que la OPEP+ se enfrenta al desafío de gestionar cuidadosamente la oferta para mantener la estabilidad del mercado.

“La trayectoria de precios proyectada, que disminuye de promedios trimestrales de 77,00 dólares por barril en el primer trimestre a 70,00 dólares por barril en el cuarto trimestre de 2025, subraya el delicado equilibrio entre la dinámica de la oferta y la demanda», agregó.

El análisis supone que la OPEP+ seguirá su plan actual de aliviar la restricción de producción de 2,2 millones de barriles de petróleo por día entre abril de 2025 y septiembre de 2026, dependiendo de las condiciones del mercado.

Así las cosas, se espera que el crecimiento de la demanda regional esté liderado por Asia Pacífico, con China y la India como impulsores clave.

El pronóstico de Wood Mackenzie considera varias incertidumbres, incluido el posible levantamiento de las sanciones estadounidenses contra Rusia, el impacto de los aranceles existentes en el crecimiento del PIB mundial y los efectos de las sanciones en la producción de petróleo de Irán.

En cuanto a la demanda, la suave recuperación prevista de la producción industrial mundial contribuye a sustentar las ganancias proyectadas para este año.

Desde el punto de vista regional, la demanda de Asia Pacífico crece 0,6 millones de barriles de petróleo por día (b/d) en 2025. China e India en conjunto impulsan 0,4 millones de b/d de ese crecimiento.

Se prevé que la demanda de los países no pertenecientes a la OCDE aumente 1,2 millones de b/d, en comparación con una contracción de poco más de 80.000 b/d en los países de la OCDE.

Cabe resaltar que, de las diez regiones del país, la que tuvo mayor consumo de energía fue Caribe con 1.925,57 GWh, seguida por Centro con 1.608,89 GWh y por Oriente con 956,53 GWh.

Dentro de las actividades económicas de mayor participación de demanda de energía en el mercado no regulado para enero de 2025 respecto a enero de 2024, se destacan:

• Industrias manufactureras con 806,90 GWh
• Explotación de minas y canteras con 676,53 GWh

Esto rubros representan un 38,22 % y 32,05 % de la demanda no regulada, respectivamente.

Discriminado por tipo de consumidor, respecto al mismo mes de 2024, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un decrecimiento de 0,87 %, equivalente a 40,07 GWh y, por su parte, en el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) se presentó una baja 0,09 %, equivalente a 0,50 GWh.

Demanda de energía en Colombia por regiones en enero de 2025

De acuerdo con el más reciente balance de XM, el compendio entre Tolima, Huila y Caquetá (THC) es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en enero de 2025.

Esta región, según las cifras oficiales de XM, tuvo un aumento de 0,61 %. Y estuvo seguida por Centro con 0,32 %, Caribe con 0,28 %.

Entre tanto, las regiones que mostraron una caída fueron: Antioquia con -0,84 %; Caquetá, Quindío y Risaralda (CQR) con -1,68 %; Sur con -1,86 %; Valle con -2,33 %; Oriente con -2,36 %; Guaviare con -4,32 %.

La región que presentó el menor crecimiento en su consumo de energía, en enero de 2025, fue Chocó con -4,53 %.

La empresa anunció que su presupuesto de capital para 2025 se encuentra entre US$143 millones y US$160 millones. Se prevé que las ventas contractuales promedio realizadas de gas y petróleo para 2025, incluyendo tiempos de inactividad, oscilarán entre 146 y 159 millones de pies cúbicos equivalentes por día (“MMcfepd”).

Los contratos en firme take-or-pay para 2025 promedian 111 MMcfpd, netos del tiempo de inactividad contractual.

De otro lado, la compañía espera que el precio promedio de venta en boca de pozo (incluidos los volúmenes take-or-pay y los interrumpibles), neto de costos de transporte, oscile entre $7.33/Mcf y $7.65/Mcf en promedio.

Plan corporativo 2025

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, anunció que en 2025 la corporación se enfocará en mantener y aumentar la base de reservas y producción en activos principales en la cuenca del valle inferior del Magdalena, maximizando el uso de la infraestructura de transporte existente.

Asimismo, indicó que el segundo enfoque será explorar oportunidades de gas con mayor impacto en las cuencas del valle inferior y medio del Magdalena.

La tercera acción será sentar las bases para iniciar operaciones en Bolivia en 2026. Canacol está a la espera de la ratificación y formalización por parte del Congreso de Bolívia de tres contratos de exploración: Arenales, Ovai y Florida Este y un contrato de redesarrollo de campo (Tita) para establecer la fecha de entrada en vigencia de los cuatro contratos.

Actualmente, se encuentran preparando la solicitud del permiso ambiental para Tita, junto con la formulación de planes de desarrollo, con el objetivo de iniciar las actividades de reactivación del campo en 2026.

Algunos proyectos de Canacol

Por último, mencionó: “Para 2025, estamos enfocados en optimizar nuestra producción e incrementar reservas mediante la perforación de hasta 11 pozos exploratorios y 3 pozos de desarrollo, la instalación de nueva infraestructura de compresión y procesamiento según sea necesario, y la realización de trabajos de reacondicionamiento en pozos productores en nuestros principales campos de gas. Estas actividades de desarrollo y exploración están diseñadas para respaldar nuestra sólida generación de Ebitda y capitalizar la dinámica favorable del mercado de gas en 2025”.

Los pozos de desarrollo incluyen: Clarinete-11, Siku-2 y Lulo-3, todos los cuales ya han sido perforados y están en producción. El plan de perforación exploratoria incluye 10 pozos exploratorios de gas en la cuenca del valle inferior del Magdalena (“VIM”) y un pozo exploratorio de gas y condensado en la cuenca del valle medio del Magdalena (“VMM”).

Entre los pozos exploratorios más destacados en el VIM se encuentra la continuación de operaciones en Natilla-2 ST2, donde se encontró una sección bruta de aproximadamente 550 pies TVD de areniscas y lutitas interestratificadas dentro de la Formación Porquero, con buena calidad de reservorio según lo indicado por los registros sónicos y de resistividad obtenidos durante la perforación.

Otros pozos exploratorios destacados incluyen Ramsay-1, que apunta a una gran estructura cerrada en cuatro direcciones, dentro del reservorio de areniscas CDO, ubicado cerca del campo Nelson, y que planeamos perforar en el segundo trimestre.

También destaca un grupo de tres pozos exploratorios (Zamia, Borbón y Monstera), dirigidos a tres prospectos distintos dentro del reservorio CDO, ubicados cerca de nuestro campo de gas Níspero, con la perforación del primero prevista para inicios del segundo trimestre.

Mientras que un descubrimiento en Natilla requerirá aproximadamente 9 meses para entrar en producción debido a la necesidad de construir una línea de flujo de 15 kilómetros, los pozos Ramsay, Zamia, Borbón y Monstera pueden ponerse en producción rápidamente si tienen éxito, dada su proximidad a las líneas de flujo existentes.

Los cinco pozos exploratorios restantes apuntan a estructuras más pequeñas cercanas a la infraestructura existente, lo que permitirá una rápida comercialización en caso de éxito.

Guía corporativa de 2025

Es importante destacar, que esta importante vía férrea contará con una extensión de 23,9 kilómetros y 16 estaciones estratégicamente distribuidas en nueve localidades, lo que optimizará considerablemente los tiempos de desplazamiento en la ciudad para quienes hacen estos desplazamientos de manera diaria.

Entre las ventajas principales que tendrá la primera línea del metro de Bogotá está la reducción del tiempo de viaje entre el Portal Américas y la estación de la Calle 72, un trayecto que tomará únicamente 27 minutos, disminuyendo a un tercio la duración actual de este recorrido, sumado al tiempo de más que se pueden gastar por todas las obras que se están ejecutando en la ciudad.

Además de su impacto en la movilidad, el Metro de Bogotá tendrá un efecto positivo en la transformación urbana. Se estima que el proyecto permitirá la renovación de más de 1,4 millones de metros cuadrados de espacio público, lo que generará un entorno más moderno y funcional para los habitantes de la capital.

Avance en la construcción del viaducto del Metro de Bogotá

El alcalde de Bogotá, Carlos Fernando Galán, ha resaltado el significativo progreso de la obra, que actualmente supera el 46 % de ejecución. Las labores de construcción se realizan de manera ininterrumpida, con jornadas de trabajo las 24 horas del día, con el objetivo de cumplir los plazos establecidos.

En un reciente anuncio a través de su cuenta en la red social X, el mandatario compartió una actualización sobre el avance del viaducto del Metro, destacando que ya se han construido tres kilómetros de estructura. Estas obras son fundamentales, ya que sobre estos pilotes se desplazarán los vagones del sistema de transporte.

Aunque aún quedan detalles por definir y retos por superar, la construcción del Metro de Bogotá avanza con paso firme, consolidándose como una solución de movilidad sostenible y un motor de desarrollo urbano para la ciudad, esperando, que, al terminar el mes de febrero, esta importante obra tenga un avance de construcción del 50 %.

Así lo reveló en exclusiva a Valora Analitik el director de Infraestructura de la entidad, Ferney Camacho, tras su participación en un evento de la Cámara Colombiana de la Infraestructura (CCI).

El directivo le dijo a este medio que hay un compromiso del Gobierno Nacional de girar cerca de $483.000 millones, pero no se han podido entregar por la situación presupuestal del país.

Lo anterior ha generado un aplazamiento de estos giros, aunque detalló que próximamente quedarán listos para el megaproyecto de la capital paisa.

“Nosotros desde el Ministerio de Transporte ya dimos el aval técnico para que desde Ministerio de Hacienda se haga esa transferencia de recursos”, dijo Camacho.

Y añadió: “En este momento, es una responsabilidad del sector de Hacienda”, con lo cual próximamente habrá aval total para girar millonarios recursos para el metro de la 80 de Medellín.

Lo que falta de los millonarios recursos para el metro de la 80 de Medellín

De acuerdo con el director de Infraestructura del MinTransporte, desde el año pasado existen algunas cuentas por pagar y, por Ley de Presupuesto, el MinHacienda tiene hasta el 31 de diciembre para ponerse al día.

En este caso, se trata de tres desembolsos que suman los $483.000 millones pendientes de 2024, pero que “por una situación de estrés presupuestal” no se han podido desembolsar.

Eso sí, fue enfático en que “hay un compromiso que ha manifestado el Ministerio de Hacienda para que, durante este trimestre, se puedan empezar a hacer los giros”.

El funcionario cerró diciendo que, en ningún caso, se trata de algún tema de que no se quieran entregar los recursos, sino que la demora se ha dado por “estrechez fiscal y programación de pagos”.

Hace apenas unos días, la Alcaldía de Medellín les pidió a la Contraloría y la Procuraduría una vigilancia especial, justamente por la falta del giro de los recursos de vigencias futuras por parte del Gobierno para el megaproyecto del metro de la 80.

Además, se detalló que para el 2025, los dineros que se deben girar desde el gobierno central ascienden a casi medio billón de pesos y la falta de recursos podría generar atrasos y sobrecostos.

“El incumplimiento pondría en riesgo la correcta utilización de los recursos públicos y podría constituir una vulneración al principio de planeación, eficiencia y transparencia en la gestión fiscal, establecido en el artículo 209 de la Constitución Política y en la Ley 610 de 2000”, dijo.

El metro de la 80 de Medellín será un metro ligero de 13,25 km, que unirá las líneas A y B del metro de Medellín. Puntualmente, llegará a las estaciones Aguacatala y Caribe.

Según datos oficiales, el proyecto requiere de inversiones por $3,67 billones, de los cuales $2,6 billones los debe poner la Nación, mientras que otros $1,1 billones son responsabilidad del municipio.

La decisión, según conoció Valora Analitik, determinó que el Establecimiento Público Ambiental (EPA) de Buenaventura no era el idóneo para aprobar el plan de manejo ambiental del proyecto, que se ha convertido en un caballito de batalla del presidente Gustavo Petro.

Así las cosas, los magistrados ratificaron la medida que ya había tomado, en diciembre, el Juzgado Segundo Administrativo Oral del Circuito Judicial de Buenaventura.

Según el auto del Tribunal, la medida decretada en primera instancia sí es procedente y, por ende, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) mantiene la competencia de todos los planes ambientales del muelle 13 de Buenaventura.

¿Por qué le dieron la razón al Gobierno sobre competencia ambiental del muelle 13 de Buenaventura?

El Grupo Portuario, operador de esta zona en el principal puerto de Colombia, pretendía tumbar la decisión tomada por el juzgado de Buenaventura. Con esto, la compañía del empresario Álvaro Rodríguez pretendía retomar sus actividades, en medio de las discusiones con el Gobierno por este contrato.

A pesar de lo anterior, los magistrados confirmaron que “la autoridad competente para tramitar las licencias ambientales o, como lo refiere el caso, el plan de manejo ambiental, es la ANLA”, cita el auto conocido por Valora Analitik.

Y agregaron que “la medida de suspensión impuesta por el juez a quo, si bien al parecer del recurrente resulta inútil por el término en que se proyecta iniciar la obra, para esta sala corresponde a una medida preventiva y anticipada”.

En este punto, recordó que el proyecto de Grupo Portuario incluía la intervención de una plataforma sobre el lecho marino, lo que podía “afectar el equilibrio ambiental por la dimensión de la obra a realizar, como bien señaló el juez de primera instancia”.

Así mismo, el auto expresa que la medida cautelar decretada sí “realizó un adecuado análisis de las normas que se invocaron como violadas y, adicional a ello, se consideró́ pertinente tener en cuenta las pruebas allegadas al proceso”.

Cabe recordar que este es uno de los requisitos clave para que la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI) confirmara la ampliación del contrato del muelle 13 de Buenaventura. El mismo que, hace un año, desencadenó una puja entre el Gobierno y Álvaro Rodríguez por una presunta pugna política en el caso.

Incluso, la pelea le habría costado el puesto a la exministra de Transporte, María Constanza García, quien habría salido del gabinete por diferencias con el presidente Petro acerca de esta terminal portuaria. En su reemplazo llegó María Fernanda Rojas con una postura más fuerte sobre este caso.

De otro lado, en días pasados, el Grupo Portuario perdió una tutela con la que pretendía tumbar la decisión de la ANLA, que, en su momento, suspendió las operaciones por afectaciones ambientales. A la fecha, esta medida se mantiene activa.

Lea aquí el auto completo de la Sala Segunda de Decisión del Tribunal Administrativo del Valle del Cauca sobre el Muelle 13.