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Gobierno Petro dice que no hay riesgo de apagón en Colombia pese a alertas de la industria

MinEnergía aseguró que el sistema eléctrico cuenta con suficiente generación y respaldo para garantizar el suministro.

Durante el Congreso de Minería y Energía, MEM 2025, que se realiza en Cartagena, la viceministra de Energía, Karen Schutt, descartó que exista riesgo de apagón en Colombia, pese a las advertencias de algunos gremios y expertos del sector sobre una posible escasez de energía ante los efectos climáticos y el retraso en proyectos de generación.

“La palabra apagón, esa palabra no existe. Contamos hoy con una hidrología bastante positiva. Los embalses tienen un aporte importante y la generación térmica tiene garantizado su combustible, tanto en gas como en líquidos y carbón” dijo Schutt.

La funcionaria añadió que el parque de generación del país es robusto y que el sistema cuenta con la infraestructura necesaria para movilizar energía desde las zonas con mayor disponibilidad hacia las de mayor demanda.

“Tenemos un parque de generación lo suficientemente sólido, un aporte hidrológico alto, y redes de transmisión que permiten trasladar energía del centro del país a la Costa Caribe. Además, contamos con una planta de regasificación que garantiza suministro adicional de combustible”, precisó.

Schutt insiste en que el sistema eléctrico es sólido

Las declaraciones de Schutt se producen en medio de la preocupación de algunos sectores de la industria energética por el posible impacto del fenómeno de El Niño y el retraso en la entrada de nuevas plantas de generación, en especial las renovables.

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Gobierno implementa novedosa movida financiera para pago anticipado de subsidios de energía

Karen Schutt, viceministra de Energía, anunció que ya hubo giros para la Empresa de Energía de Putumayo y Air-e, y se alistan pagos para Afinia.

El Gobierno Nacional implementó por primera vez un mecanismo financiero innovador para garantizar la liquidez de las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica, que implicará el pago anticipado de subsidios de energía.

Así lo anunció este jueves Karen Schutt, viceministra de Energía, durante el Congreso MEM 2025 que se realiza en Cartagena.

«En el marco de las medidas integrales que el gobierno nacional está adoptando para garantizar la confiabilidad, la continuidad del servicio, el insumo y el flujo de ingresos que reciben las distribuidoras, comercializadoras de energía eléctrica o las llamadas electrificadoras es muy importante los subsidios que reciben por parte del presupuesto general de la Nación«, señaló la viceministra.

Schutt explicó el contexto que llevó a esta decisión: «Mientras el Ministerio de Hacienda está reorganizando las finanzas y ha habido cierto grado de demora en el giro oportuno de los subsidios, hay medidas habilitantes y que estamos por primera vez utilizando de manera vanguardista y es el Decreto 399 del 2020«.

Cesión de derechos: clave para el pago anticipado de subsidios de energía

La funcionaria detalló el mecanismo: «Allí se dice que el Gobierno Nacional puede utilizar instrumentos por parte de la banca, es decir, Findeter o la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN)”.

Y añadió: “Con la FDN instrumentalizamos por primera vez un mecanismo que se llama cesión de derechos de subsidios. Es un producto financiero, no es un crédito ni tampoco afecta a los estados financieros de las electrificadoras«.

Lo anterior implica, por ejemplo, que las electrificadoras podrán solicitarle a la financiera que le anticipe los subsidios que el Gobierno Nacional pagará posteriormente y que corresponde a los beneficios que reciben los estratos 1, 2 y 3.

Oficinas de la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN)

La viceministra aclaró las condiciones: «Evidentemente, hay una tasa compensada, pero en la medida en que el Gobierno gire en el término de menos de un año, dichos recursos serán descontados que se había liquidado en materia de intereses».

Schutt también confirmó que ya se han hecho dos operaciones de este tipo para para el pago anticipado de subsidios de energía: una a la Empresa de Energía de Putumayo, con $800 millones, y otra para Air-e por unos $60.000 millones. Además, se alistan otros $100.000 millones para Afinia, filial de EPM en el Caribe.

“Esto va a permitir que las electrificadoras tengan liquidez ante esta la estrechez financiera debido a ciertos gastos en los cuales están incurriendo”, dijo la viceministra de Energía.

Y cerró diciendo que se viene una anunció de este programa, para lo cual también se analizarán estrategias financieras con entidades como Findeter y con la aplicación del programa Colombia Solar.

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Inmensos recursos gasíferos de América Latina ofrecen ventaja en el proceso de descarbonización mundial

  • La crisis climática y la fragmentación y volatilidad geopolítica parecen desafiar la importancia de los hidrocarburos.
  • El gas natural tiene relativamente bajo costo, está siempre disponible, es seguro, sus tecnologías están plenamente probadas, tiene infraestructura.
  • China, además de invertir sostenidamente en energías limpias, también lo hace en fuentes como el carbón.

 

La geopolítica afecta a los hidrocarburos como el viento a la velocidad de navegación, pero es innegable que estos han motorizado los inéditos crecimientos tecnológicos, económicos y de calidad de vida de los últimos 100 años, rememora Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), en el XI INGEPET 2025, organizado por Perupetro.

 

“Hoy, la crisis climática y la fragmentación y volatilidad geopolítica parecen desafiar su importancia”, reflexiona. “Los países no productores parecen tener la oportunidad de dejar de delegar su seguridad energética a terceros, liberarse de importar un commodity de precios volátiles y riesgos geopolíticos, y reemplazarlo con energías renovables domésticas y bajo precios regulados”.

 

Hay una lucha entre potencias (EE UU y China) por la supremacía y control de la cadena de valor de la energía pero tenemos una situación local ventajosa: inmensos recursos gasíferos entre  Argentina, Venezuela, Perú, Guyana, Surinam, Colombia. Para Garibaldi, en este nuevo contexto mundial, ofrecen una “victoria rápida” en el proceso de descarbonización, porque por unidad de energía emite 25% menos que la gasolina y 50% menos que el carbón.

 

“Tiene relativamente bajo costo, está siempre disponible, es seguro, sus tecnologías están plenamente probadas, tiene infraestructura”, manifiesta Garibaldi.  “Su producción no es vulnerable al cambio climático”. Y añade el experto: “Cuando no hay lluvia, viento o sol, siempre está el gas”.

Neutralidad tecnológica

Descarbonización, acceso y autonomía. Estos son los tres vértices de la transición energética para Antonio López, gerente sénior de Transición Energética y Cambio Climático en Repsol. El ejecutivo asevera que Europa ha puesto el foco en la descarbonización y, admite, en ese campo, han logrado obtener resultados al reducir significativamente las emisiones del continente pero con un costo con la creación de un entorno regulatorio “basado en ideología”.

 

“Europa ha abandonado la neutralidad tecnológica, y parece que también ha abandonado la eficiencia en costes”, refirió López. Europa, dadas las nuevas condiciones, dijo, ha perdido competitividad mundial.

Con respecto al acceso, López es categórico: allí Europa no lo ha hecho del todo bien. Con relación a la autonomía, cierta parte de Europa depende y mucho del gas natural de otras regiones, y ahora último, de Canadá y Estados Unidos, tras la guerra entre Rusia y Ucrania. “Ahora también vamos a prohibir el motor a combustión a partir de 2035 para favorecer el coste eléctrico”, recalca. “Así que fenomenal, tenemos una dependencia más de China”.

López sostiene que la neutralidad tecnológica es vital y no solo el apoyo debe ir en la dirección de los autos eléctricos, por ejemplo. Repsol, además de ser un productor de petróleo y gas, busca convertirse también en un importante productor de energía solar y eólica. Anhelan ser neutrales en carbono al 2050.

Geopolítica

Manuel Heredia, senior researcher del Asia Pacific Energy Research Center, tiene la sospecha de que la transición energética está siendo llevada acaso “a la fuerza”. El especialista sostuvo que China, además de invertir sostenidamente en energías limpias, también lo hace en fuentes como el carbón, consecuencia de mantenerse en la élite de las naciones innovadoras y, al mismo tiempo, priorizando su seguridad energética. “Hay siempre otros factores, inclusive geopolíticos, que deben considerarse” en la elaboración de una estrategia a largo plazo en materia de energía, dijo Heredia. “Hay una carrera por el liderazgo y no existe una sola aproximación”.

Imparable

José Meza, director general de la Dirección General de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas (Minem), recuerda que el poder adquisitivo de las familias es un ingrediente importante que debe ser tenido en cuenta en la elaboración de planes a largo plazo dado que la tarifa de electricidad está bastante vinculada al precio de la energía. “El proceso en sí es bastante interactivo. Se basa en la socialización”. A entender de Meza, la transición energética es un suceso mundial imparable que “se va a dar”. Muchas grandes corporaciones lo entienden así, y están migrando hacia las nuevas tecnologías a una velocidad considerable.

Captura y costo

La transición energética no es lo que pensábamos hace cinco años. David Ramos, director de negocio de la Unidad Golfo de América de Repsol, proyecta que “no vamos a transicionar rápidamente”, sin embargo, indica que el cambio climático es un asunto serio. La industria de los hidrocarburos, dijo, se descarboniza no desde ayer. Un ejemplo del que tira es una operación offshore en Tenerife, que desde 1996 captura el CO2. “Tres millones de toneladas de CO2 han sido capturadas y encerradas en ese campo”, reitera. “Eso es un ejemplo de cómo la industria del día a día sí se está descarbonizando”.

 

Por tanto, la captura de CO2 existe hace mucho, “es un término antiguo, un equilibrio entre los costes, cuánto cuesta capturar el CO2 dependiendo de qué proceso industrial estemos hablando”, recalca Ramos. “Pero, sobre todo, cómo lo vas a pagar”. Otro factor está vinculado a los países y sus autoridades: ¿qué hacen estas para incentivar la descarbonización con tecnologías de captura?

Uno y otro 

César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES SINAC), resaltó que cualquier sistema eléctrico tiene contingencias permanentemente puesto que “no hay sistema eléctrico perfecto ni en Suiza, ni en España, ni en Perú”. Con todo, Butrón señala que las renovables han ido poco a poco reemplazando a las convencionales, “pero las han reemplazado sin aportar dos características fundamentales: inercia y frecuencia”. Desde el punto de vista de la electricidad, para el presidente del COES SINAC, la manera de aumentarla, y garantizar en cierta medida su confiabilidad y continuidad, es con una combinación de tecnologías convencionales y nuevas.

Sobre INGEPET

El XI INGEPET 2025 es un evento declarado de “Interés Nacional” y es organizado por Perupetro, con el respaldo técnico y económico de las principales empresas operadoras como son  Pluspetrol, UNNA, Repsol, OIG, PetroTal y TGP.

Esta nueva edición titulada “Impulsando la industria de hidrocarburos: Desafíos y Oportunidades”, se realizará del 28 al 31 de octubre en el hotel Westin de San Isidro y cuenta con un programa que incluye más de 150 presentaciones técnicas y foros especializados.

https://ingepet.pe/

 

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Estos son los estados en donde más ha crecido la industria mexicana en 2025

Durante el segundo trimestre de 2025, las actividades secundarias —que incluyen manufactura, construcción, minería y generación de energía— mostraron un desempeño positivo en varios estados del país. De acuerdo con el Indicador Trimestral de la Actividad Económica Estatal (ITAEE) publicado por el INEGI, Baja California Sur, Hidalgo y Nuevo León registraron los incrementos más altos en su actividad industrial, con variaciones anuales de 14.6%, 7.9% y 6.1%, respectivamente.

 

Guanajuato, Michoacán y Tamaulipas mantienen ritmo de expansión

El informe señala que otras entidades con crecimiento destacado fueron Tamaulipas (5.8%), Michoacán (5.0%), Nayarit (5.0%), Ciudad de México (4.4%), Guanajuato (3.8%), San Luis Potosí (3.3%) y Chiapas (3.2%). Estos resultados reflejan la expansión de la actividad industrial estatal en distintas regiones del país, impulsada por la recuperación de la producción y la diversificación de sectores manufactureros.

En conjunto, los avances observados en estos estados contribuyeron al crecimiento general de las actividades secundarias a nivel nacional, que mantienen una tendencia positiva durante la primera mitad del año.

Por el contrario, el documento del INEGI reporta que Quintana Roo (-45.7%), Campeche (-16.9%), Durango (-15.7%) y Tabasco (-12.1%) presentaron los descensos más pronunciados, principalmente por la contracción de sus sectores extractivos y de construcción.

El ITAEE permite analizar el desempeño económico de cada entidad y su aportación al crecimiento nacional. Según el reporte, Hidalgo, Guanajuato y Nuevo León también se ubicaron entre las economías con mayor incremento anual en la actividad total, confirmando su papel relevante dentro del desarrollo industrial del país.

El informe señala que el indicador incorpora información de sectores agropecuarios, industriales, comerciales y de servicios, y se publica de forma trimestral con cifras ajustadas por estacionalidad.

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Agnico Eagle alcanza resultados financieros récord impulsados por el alza del oro

Agnico Eagle Mines Limited reportó sólidos resultados financieros y operativos correspondientes al tercer trimestre de 2025, alcanzando cifras récord en ingresos y flujo de efectivo gracias al repunte en los precios del oro y a una gestión operativa eficiente.

 

La compañía produjo 866,936 onzas de oro pagadero durante el trimestre, con costos de producción de US$963 por onza y costos sostenidos totales (AISC) de US$1,373 por onza. Las minas Meadowbank y LaRonde lideraron el desempeño, permitiendo cumplir con el 77% de la meta anual de producción en los primeros nueve meses del año.

 

El precio promedio del oro se ubicó en US$3,476 por onza, muy por encima de las previsiones iniciales de la empresa. Este repunte generó mayores márgenes, aunque también incrementó los costos de regalías, vinculados directamente al valor del metal.

 

Agnico Eagle reportó ingresos netos trimestrales de US$1,055 millones, equivalentes a US$2.10 por acción, y un ingreso neto ajustado récord de US$1,085 millones. El flujo de caja libre ascendió a US$1,190 millones, impulsando una posición financiera más sólida con US$2,355 millones en efectivo y la reducción de su deuda a largo plazo en US$400 millones.

 

El director ejecutivo, Ammar Al-Joundi, destacó que la compañía mantiene su enfoque disciplinado en costos y capital, asegurando la ejecución de cinco proyectos clave en desarrollo y retornos atractivos para los accionistas mediante dividendos y recompra de acciones.

Agnico Eagle reiteró sus previsiones para 2025, con una producción estimada entre 3.3 y 3.5 millones de onzas de oro, y costos totales en efectivo entre US$915 y US$965 por onza, confirmando su solidez en un entorno de precios elevados y fortalecimiento financiero sostenido.

 

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Biministro García valoró aprobación ambiental de planta de combustibles carbono neutral en Magallanes

El proyecto, propiedad de la empresa HIF Global, implica una inversión de US$ 830 millones, y la creación de alrededor de 1.100 empleos directos en sus etapas de construcción y operación.

En el marco de su visita a la Región de Magallanes, el biministro de Energía y Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, valoró la aprobación por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental de Magallanes (Coeva) de la planta de combustibles carbono neutral Cabo Negro, propiedad de la empresa HIF Global.

La autoridad destacó que “esta es una grandísima noticia económica para Chile y Magallanes, que permite la expansión muy significativa de una empresa que ya está produciendo combustibles limpios, y que ya está exportando al resto del mundo desde Magallanes, con trabajadores magallánicos, que dan cuenta de la capacidad que tiene esta región”.

El biministro agregó que “lo que hoy se está produciendo se va a multiplicar muchas veces, convirtiendo a Chile en un centro crucial para la producción de energías limpias para el mundo, y así contribuir a frenar el cambio climático y crear una nueva industria de gran magnitud para el país”.

En esta línea, García subrayó la importancia que tiene este proyecto para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde en nuestro país. “Hoy día nosotros importamos casi todos nuestros recursos energéticos, esta industria no solo nos va a permitir contar con productos nacionales, sino que con una nueva riqueza para exportar. Hoy, de alguna manera, nace la posibilidad real de crear una industria de tamaño mundial en Magallanes para todo Chile”.

La planta, ubicada en el sector de Cabo Negro, en la comuna de Punta Arenas, y considerado el primer gran proyecto vinculado al desarrollo del hidrógeno verde en la zona, implica la construcción y operación de una planta química de e-Combustibles para la producción de e-Metanol, e-Gasolina y e-GL, utilizando energía del parque eólico Faro del Sur.

El proyecto estima producir 173.600 toneladas anuales de e-Metanol y 70.000 toneladas de e-Gasolina, con una inversión en fase de construcción de US$ 830 millones, y un impacto de alrededor de 600 empleos en su etapa de construcción y 500 empleos en la etapa de operación.

Cabe mencionar que la aprobación por parte de Coeva llega luego de que el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Magallanes publicara el Informe Consolidado de Evaluación (ICE) con recomendación de aprobación para la iniciativa, dado que el proyecto subsanó los errores, omisiones e inexactitudes planteados en las etapas previas, y cumple con la normativa de carácter ambiental aplicable.

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Perú: Plantean establecer un sistema nacional de trazabilidad para evitar el procesamiento de oro ilícito

La iniciativa busca evitar que las plantas procesadoras se conviertan en un eslabón débil en la lucha contra la minería ilegal, de aprobarse el proyecto que busca ampliar la vigencia del Reinfo hasta el 2026.

Se debe establecer un sistema nacional de trazabilidad del oro, que garantice la certificación del producto desde su extracción hasta su comercialización, así lo planteó el presidente de Compañías de Minas Buenaventura, Roque Benavides.

La importancia radica en que, según cifras del Ministerio de Energía y Minas, la mayor parte de la actividad minera formal está vinculada al oro. A agosto de este año, de 514 titulares mineros que reportaron operaciones en general, 273 empresas realizan actividades relacionadas al oro, cifra superior a las 56 compañías vinculadas al cobre, y en menor medida al zinc, plata, plomo, hierro, molibdeno, etc. Esto sumado a la cotización internacional del oro que rompió la barrera de los US$4,000 por onza pronosticados recién para el cierre de este año.

Origen dudoso y debilitamiento

Para el empresario es necesario fortalecer la trazabilidad de la producción aurífera nacional en las plantas procesadoras, pues existe el riesgo que con el Registro Integral de Formalización Minera (Reinfo) sumado al vacío normativo existente algunas plantas en el país se hayan convertido en un canal para legalizar ese mineral de origen ilícito.

“En el mundo ya no se compra oro sin trazabilidad. A las empresas formales nos exigen todo tipo de certificaciones, mientras los informales pasan desapercibidos”, comentó el ejecutivo en el diario Gestión.

Ese temor latente sobre las plantas de procesamiento constituye un eslabón débil en la lucha contra la minería ilegal, pues su debilitamiento se concretaría si la Comisión de Energía y Minas del Congreso aprueba el proyecto de ley que busca ampliar la vigencia del Reinfo hasta el 2026.

Cabe precisar que otra advertencia que trae consigo la extensión del Reinfo es que se dejaría sin efecto la exclusión de más de 50.000 mineros que no cumplieron con los requisitos para su formalización, pues ello abriría nuevamente la puerta a las casi 6.000 plantas de beneficio que les prestaban servicio en instalaciones sin mayor control y sin determinar si el oro acopiado tenía procedencia formal o ilegal.

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Parex lanzó oferta para comprar a su colega petrolera GeoPark: no hubo negocio y conversaciones siguen

Tras el rechazo de la propuesta por parte de la junta Directiva de GeoPark, Parex anunció la adquisición de una participación en GeoPark.

La petrolera canadiense Parex Resources Inc. presentó una propuesta a la Junta Directiva de GeoPark para adquirir todas sus acciones ordinarias en circulación por US$9,00 por acción en efectivo.

Sin embargo, tras el rechazo de la propuesta por parte de la junta Directiva de GeoPark, Parex anunció la adquisición de una participación del 11,8 % en GeoPark.

La propuesta representa:

– Una prima del 44 % sobre el precio de las acciones de GeoPark en el momento de la propuesta

– Una prima del 51 % sobre el precio de las acciones de GeoPark al 21 de octubre de 2025, el día de negociación inmediatamente anterior al momento en que Parex adquirió una participación superior al 5 % en GeoPark

– Una prima del 38 % sobre el precio promedio ponderado por volumen de 90 días de GeoPark al 28 de octubre de 2025

–Un valor total para GeoPark de aproximadamente US$940 millones, incluyendo deuda neta, que a precios actuales excede significativamente el valor de las reservas probadas más probables de GeoPark en Colombia según su divulgación de reservas de cierre de 2024.

Geopark

Parex dijo en un comunicado que considera que la propuesta de prima totalmente en efectivo entrega un valor inmediato, convincente y cierto a los accionistas de GeoPark, y les permite evitar los riesgos significativos asociados con la inversión argentina recientemente anunciada por GeoPark.

A pesar de esto, la Junta Directiva de GeoPark se ha negado a negociar con Parex respecto a su propuesta, y «no ha ofrecido una explicación convincente de por qué se niega a explorar una oportunidad para que sus accionistas reciban efectivo por sus acciones con una prima significativa».

Parex adquiere participación en Geopark

Como indicación de la seriedad del interés de la compañía en esta transacción, Parex dijo que adquirió una participación del 11,8 % en GeoPark, lo que le permite convocar una reunión especial de accionistas de GeoPark.

Parex permanece lista y dispuesta a participar con GeoPark para finalizar una transacción como se describe en la propuesta, dijo la primera en el comunicado al mercado.

Imad Mohsen, presidente y director ejecutivo de Parex, declaró: «Nuestra propuesta entregaría valor inmediato y convincente a los accionistas de GeoPark. Al rechazar la propuesta, la junta directiva de GeoPark negó a sus accionistas la oportunidad de recibir efectivo por sus acciones con una prima significativa.

En cambio, GeoPark procedió con una adquisición en Argentina, que conlleva gastos significativos, altos niveles de deuda y riesgo de ejecución. Dada la naturaleza inherentemente de bajo riesgo de nuestra propuesta totalmente en efectivo, creemos que los accionistas de GeoPark deben conocer la prima que se les ofrece y tener la oportunidad de revisar nuestra propuesta».

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Colombia podría tener altas tarifas de energía en 2026 y volatilidad entre 2027 y 2029, advierte experto

Miguel Ángel Castellanos, presidente del Comité Asesor de Comercialización, alertó sobre desafíos en cobertura energética.

El sector energético colombiano enfrenta incertidumbre en materia tarifaria para los próximos años y podría generar altas tarifas de energía en 2026, según advirtió Miguel Ángel Castellanos, presidente del Comité Asesor de Comercialización (CAC).

Durante su intervención en el Congreso MEM, que se desarrolla esta semana en Cartagena, afirmó: “Los modelos de proyección indican que el 2026 será un año con precios altos de energía, lo que incrementa el riesgo para los compradores y tensiona los márgenes en los mercados minoristas”.

Y añadió que 2027 y 2028 “aparecen como años de elevada incertidumbre, dada la vulnerabilidad hidrológica esperada, las condiciones de la entrada de nuevos proyectos y los posibles cambios regulatorios”.

Por lo anterior, el presidente del CAC anotó que esta realidad le exige al sector y al país “estar más preparados que nunca, anticiparnos y fortalecer las herramientas gestión del riesgo”.

¿Por qué Colombia podría tener altas tarifas de energía en 2026?

Ahora bien, en una declaración posterior a medios, Castellanos dijo que, para el 2026, buena parte de la energía está respaldada por contratos a precios fijos.

«Afortunadamente, la semana pasada hubo dos convocatorias de compra de energía, una de Afinia y otra de Air-e, que fue un volumen de energía alto que se contrató y con eso logramos una cobertura aproximadamente del 75% para el año 2026″, indicó.

Conesto presente, el experto anotó que también se debe mantener el ojo puesto en el mediano plazo, sobre todo en el periodo 2026 – 2029.

«Ojalá me equivoque, (pero) normalmente después de un Fenómeno de La Niña, como ha ocurrido este año, viene un Niño, es decir, que puede haber baja hidrología. ¿Cuándo esperamos que ocurra eso? En el 2027, 2028 o 2029 puede venir baja hidrología y eso hace que los precios de la energía crezcan«, explicó.

A pesar de lo anterior, Castellanos explicó que desde el Gobierno se está impulsando una alta contratación, de tal forma que los generadores participen mucho más en las convocatorias de compra de energía y así darles estabilidad a las tarifas de energía.

Sumado a lo anterior, dijo que Colombia se ha venido preparando para tener nuevas fuentes de energía, incluyendo las renovables: “Hay mucho auge en la generación de fuentes no convencionales de energía”.

En este sentido, señaló que «esto hace que tengamos muchas más fuentes de energía y que probablemente no lleguemos a un desabastecimiento como el que ocurrió en el año 1992. Eso sería catastrófico«.

Finalmente, Castellanos hizo un llamado a incrementar la inversión, para lo cual será clave que el Ejecutivo entregue nuevas garantías: «El Gobierno debe impulsar mucho más la instalación de plantas de generación y para esto se necesita incentivar la inversión, que vengan inversionistas y que construyan plantas de generación, no solo fotovoltaicas, sino de generación hidráulica, e incluso pensar en plantas de generación a carbón».

 

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Nueva vía rápida Juan Pablo II avanza con tres modernos viaductos en el sur de la ciudad

El Proyecto Nueva Vía Rápida Juan Pablo II continúa avanzando a paso firme. Con un 40 % de progreso físico, la obra —que se ejecuta bajo la modalidad fast track— marca un hito en la modernización del transporte urbano en Lima sur.

Actualmente, se realizan trabajos de encofrado de vigas y diafragmas en los tres viaductos principales, además de la construcción de accesos, rampas y la pavimentación de vías auxiliares. Estas acciones forman parte del plan integral de mejoramiento de 4.96 kilómetros de la avenida Juan Pablo II, una de las principales arterias que conecta los distritos de San Juan de Miraflores y Villa María del Triunfo.

El componente más destacado de esta megaobra es la construcción de tres pasos a desnivel elevados (viaductos) en las intersecciones con las avenidas San Juan, José Carlos Mariátegui y Villa María, que incorporarán tecnología de última generación para optimizar el flujo vehicular y reducir significativamente los tiempos de viaje.

Además, el proyecto contempla la ampliación de la calzada a tres carriles por sentido, la implementación de una ciclovía moderna, la rehabilitación de veredas, la colocación de pavimento adoquinado, así como la instalación de señalización horizontal y vertical, la reubicación de 20 semáforos y el tratamiento paisajístico de áreas verdes.

Con esta intervención, la Municipalidad Metropolitana de Lima reafirma su compromiso de impulsar obras de alto impacto, orientadas a mejorar la movilidad, fortalecer la infraestructura vial y promover un transporte sostenible, seguro y moderno para los vecinos del sur de la ciudad.