Demanda mundial de petróleo no crecerá en 2026, según nuevo reporte de la Agencia Internacional de Energía

A pesar de las sanciones contra países petroleros como Venezuela y China, las proyecciones del mercado mantienen sus cifras en verde.

Previsiones de la Agencia Internacional de Energía (AIE) señalaron que la demanda mundial de petróleo aumentará en 860.000 barriles diarios. Lo anterior se daría como consecuencia de una mejora de las condiciones económicas y comerciales.

El diésel y el keroseno para la aviación representarán la mitad de las ganancias al cierre de 2025, mientras que el fuelóleo cede terreno en la generación de electricidad frente al gas y otros tipos de fuentes, como la generación solar.

Demanda de petróleo. Imagen: tomada de Freepik (www.freepik.es).

Cabe destacar que otros datos para 2025 revelaron que el suministro de petróleo disminuyó 610.000 barriles diarios en noviembre de 2025, lo que amplió el descenso récord de septiembre, que llegó 1,5 millones de barriles al día. La OPEP+ (Organización de Países Exportadores de Petróleo) representó más de tres cuartas partes del descenso, liderado por Rusia y Venezuela a causa de las sanciones.

El crudo del Mar del Norte disminuyó US$1 por barril frente al mes anterior (octubre), lo que significó la quinta baja mensual consecutiva, y una racha bajista de 11 años. Estos precios que se ubican en mínimos históricos mantuvieron el barril en US$63, a pesar del endurecimiento de las sanciones a países petroleros y los robustos márgenes del diésel, expresó la AIE.

MinMinas Edwin Palma reveló sus cartas para controlar los precios y la “especulación” en el gas

El ministro abordó los puntos para el «control de precios»; sin embargo, expertos señalan que aún falta ver cómo se materializaría cada uno de ellos.

Edwin Palma, titular de la cartera energética en Colombia, expresó que se reuniría con productores, distribuidores y las superintendencias de Industria y Comercio y de Servicios Públicos con el fin de revisar las cifras de la industria gasífera. Tras el encuentro, la entidad manifestó que se socializaron 20 medidas para garantizar la seguridad energética, y según dijo, asegurar “precios justos”.

Entre las más destacadas se encuentra expedir un decreto para frenar “prácticas especulativas” en el mercado del gas. Esto se haría limitando la intermediación y las reventas en el mercado secundario. También se implementaría una regulación transitoria del costo del gas mientras se materializan los proyectos de importación, así como otras medidas para el gas proveniente de refinerías.Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma. Imagen: Presidencia

El segundo punto sería expedir resoluciones para optimizar las plantas de regasificación, de modo que utilicen toda su capacidad para recibir el gas importado y entregarlo a las redes de transporte de Colombia.

A la vez, se adelantaría un proceso de coordinación entre la Superintendencia de Industria y Comercio y la de Servicios Públicos para evitar “abusos en los precio». Además, habría seguimiento a los contratos de comercialización de gas importado a largo plazo, que suelen ofrecer mejores condiciones dentro de la cadena de suministro.

Gran Tierra Energy espera perforar hasta 10 pozos en desarrollo para 2026; implementará plan de ahorros

La organización agregó que concentrará esfuerzos en ahorro, pago de deuda y obtención de flujo de caja para los próximos años.

Gran Tierra Energy anunció los planes para 2026, en los cuales indicó que el cierre de adquisición de los campos Perico y Espejo en Ecuador, más el hallazgo de Iguana, fortalece su portafolio en ese país. La compañía espera perforar entre ocho y 10 pozos en desarrollo para 2026. Cuatro de ellos serían en el yacimiento petrolífero de Cohembi, ubicado en el Putumayo, Colombia. También perforaría cinco pozos en South Simonette (Canadá).

A lo anterior sumó que espera una producción total de entre 48.000 y 49.000 barriles diarios. Sin embargo, las previsiones para 2026 indican que habría bajas en este rubro, con una proyección de hasta 47.000 barriles diarios.

Pero la compañía manifestó que tiene una buena posición en generación de flujo de caja y una «ejecución disciplinada». También proyectó para 2026 un precio del Brent entre US$55 y US$75 por barril, y una cifra de Ebitda que estaría ubicada en sus proyecciones más ajustadas entre US$220 millones y US$270 millones, junto con un flujo de caja que se ubicaría también en las proyecciones más ajustadas entre US$130 millones y US$170 millones.

Luego reveló que la producción en Canadá está compuesta de gas natural (47%), petróleo (21%) y líquidos derivados del gas natural (32%). Indicó que para 2027 espera tener un flujo de caja libre de entre US$75 millones y US$150 millones, con un precio Brent de US$70 por barril. Asimismo, expresó que el programa base para 2026 se centrará en proyectos de desarrollo para una rápida amortización, con la finalidad de dejar flujo de caja libre.

Gran Tierra Energy espera perforar hasta 10 pozos en desarrollo para 2026; implementará plan de ahorros

Planes de ahorro para tener más caja

Gran Tierra mencionó que está racionalizando actividades operativas con la finalidad de reducir costos. Lo anterior lo calificó como un enfoque disciplinado, en el que se propende a que, a través de pequeños cambios operativos, haya ahorros significativos. Aseguró que recompró US$20 millones de sus bonos de 2029, lo que redujo la amortización de 2026 a US$180 millones y bajó el saldo pendiente a US$718 millones.Gran Tierra Energy espera perforar hasta 10 pozos en desarrollo para 2026; implementará plan de ahorros

Dijo que tiene la intención de hacer frente a la amortización prevista de US$180 millones relacionada con bonos de 2029, basándose en la generación de flujo de caja prevista por la empresa para 2026, su «disciplinado programa de capital» y un enfoque continuo en la eficiencia operativa.

Otros objetivos son que su deuda neta con relación al Ebitda sea menor en 1,5 veces en 2028 e inferior a 1,0 veces a finales de 2029. Además señaló que en Ecuador el pozo Conejo A-2 sigue con una producción de poco más de 1.530 barriles de petróleo diarios.

CREG confirma que interconexión eléctrica Colombia – Panamá tendrá avances en 2026; actualizará régimen de protección a usuarios

Los comisionados revelaron las decisiones en materia regulatoria para la importación de gas y el mercado eléctrico.

Antonio Jiménez, director de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), manifestó que para el primer semestre de 2026 habría avances en las conversaciones para la interconexión eléctrica Colombia – Panamá.

A todo lo anterior, la comisionada experta Fanny Guerrero señaló que el organismo está adelantando la actualización del régimen de protección para los usuarios, que no se revisa desde 1997.

Según dijo, lo que se pretende es que las regulaciones y la misma Comisión tengan más cercanía con los usuarios, y que existan normativas acordes con los mecanismos de comunicación actuales de los servicios públicos, como la utilización de Internet.

Los comisionados también señalaron que ven con buenos ojos el proyecto de regasificación en Ballena (La Guajira), que sería desarrollado por la Transportadora de Gas Internacional (TGI), filial del Grupo Energía Bogotá (GEB). Para la entidad, esto ayudaría al abastecimiento del mercado colombiano.

CREG alista medidas para mejorar eficiencia y estabilidad del mercado mayorista de contratos de energía

“Lo que buscamos desde la Comisión son tarifas eficientes y no cargar mayores valores relacionados con el costo de importación”, expresó el comisionado del organismo, William Mercado.

Proyecto de ley del gobierno que impacta a la CREG

Frente al proyecto de ley del Gobierno Nacional que busca modificar la conformación de la Comisión, manifestaron que su función es brindar bases técnicas que vayan en sintonía con la política pública en materia energética.

Antonio Jiménez, director del organismo, dijo que esta es una iniciativa del Ministerio de Minas y Energía, y que estarán atentos a los avances del proyecto en el Congreso, pero aclaró que los comisionados actuales fueron nombrados con los mecanismos vigentes. Añadió que su carácter es meramente técnico y que será competencia del Congreso y del Gobierno concretar o no la medida.Gobierno Petro radica mega reforma al sector energético y servicios públicos: estos son los detalles

Jiménez también señaló que, en caso de que el proyecto avance, los nuevos comisionados deberán cumplir con criterios mínimos, con el fin de participar en las discusiones técnicas necesarias para la toma de decisiones en materia regulatoria.

Importaciones de gas a largo plazo

De otro lado, la entidad señaló que ya está en vigencia el mecanismo que permite la importación de gas natural mediante contratos a largo plazo. Según lo mencionaron los comisionados, esta medida permite la contratación entre tres a cinco años.

Frente a la resolución que está en etapa de comentarios y que busca que más empresas puedan comprar en el mercado mayorista, el organismo confirmó que el mecanismo continúa en esa fase de comentarios, pero que avanzará en las actividades necesarias para que pueda entrar en vigencia lo más pronto posible.

 

Añadió que la medida de la Bolsa Mercantil es privada, pero que la Comisión desea adelantar regulaciones para que existan mecanismos públicos de contratación, y que a partir de ellos se contrate la mayor parte de la energía eléctrica.

GeoPark dijo que, si Parex está realmente interesada en la compañía, debe pensar en una oferta con doble dígito

Para la organización, presidida por Felipe Bayón, una transacción de US$9 por acción subvalora los activos de la empresa.

Parex anunció que suspendió las conversaciones para adquirir Geopark debido a desacuerdos en el monto de la transacción. La propuesta inicial era adquirir todas las acciones por un valor de US$9 cada una. Sin embargo, GeoPark manifestó en varias ocasiones que ese precio no representa sus activos e inversiones, como sus pozos en Vaca Muerta, Argentina.

GeoPark enfatizó que una oferta de US$9 por acción “subvalora” a la compañía y agregó que cualquier interacción que pretenda la compra debe partir desde una oferta de “dos dígitos”.

La empresa, presidida por el también expresidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, recalcó que está abierta a negociaciones, dado que su objetivo es maximizar el valor para los accionistas. Además señaló que entregó información técnica, financiera y confidencial para que Parex contara con todos los insumos necesarios para elaborar su propuesta.

Entre la información compartida está su informe de reservas certificado 2025, el cual registró un aumento interanual de 38 % en las reservas probadas y probables. También destacó que la tasa de reposición, tanto de reservas probadas como probables, superó 100 %, lo que evidencia su capacidad para reemplazar totalmente la producción y sostenerse en el largo plazo.

Impuesto al carbono y sobretasa de renta: puntos de los que se salvó el sector energético tras caída de la tributaria

Con la caída de la reforma tributaria que iba por $16,3 billones, uno de los ganadores es el sector minero-energético.

La reforma tributaria del Gobierno Nacional, que en su momento el ministro de Hacienda, Germán Ávila, puso sobre la mesa bajo el nombre de ‘Pacto Fiscal’, terminó hundiéndose en las comisiones económicas del Congreso. El proyecto iba por $16,3 billones, siendo una de las iniciativas más ambiciosas del Ejecutivo. Ahora el Presupuesto para 2026 deberá ajustarse a $530,6 billones.

Para varios analistas en materia fiscal, uno de los sectores que se beneficiaron con la caída del proyecto fue la industria energética. Para ellos, había impuestos con un componente altamente lesivo para el desarrollo del sector. Por ejemplo, el impuesto al carbono, que terminaba ocasionando alzas en el gas y la electricidad, y la sobretasa al impuesto de renta, además de otros tributos para vehículos híbridos ligeros con un IVA de 19 %.

Otro de los puntos de los que se salvó la industria energética fue el impuesto especial a la extracción de hidrocarburos, medida equivalente a 1 % sobre el valor FOB (free on board) en exportaciones y sobre el valor de facturas para ventas nacionales.

“La reforma tributaria lo que traía era la sepultura del sector de hidrocarburos y de las actividades extractivas, porque tienen una tarifa de 40 %, pero lo que querían en esta reforma era elevarla hasta 50 %. Esto lo que buscaba era desestimular el sector, acabarlo. Porque además de renta, hay otros impuestos que ellos tienen que pagar: impuestos ambientales y regalías. Eso les daría un margen de utilidades casi de 0 %, porque todo se iría en impuestos en Colombia”, mencionó el exdirector de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), Lisandro Junco.

Canacol logró acuerdo con bonistas y levantó recursos nuevos; podría iniciar proceso de venta

Canacol anunció en las últimas semanas que inició un proceso de reorganización en Canadá y EE. UU.

La canadiense Canacol Energy Ltd. anunció que la suscripción de un acuerdo con un grupo ad hoc de tenedores de los bonos senior no garantizados en medio de su proceso de reorganización.

De acuerdo con el reporte de la empresa, el acuerdo se logró con el compromiso de pagar un cupón de 5,75 % y un vencimiento en el año 2028 para un financiamiento deudor en posesión (“Financiamiento DIP”).

Ese financiamiento nuevo está compuesto por un préstamo a plazo de nuevos recursos, con desembolso diferido, por US$45 millones con capacidad para obtener compromisos adicionales para emitir hasta US$22 millones en cartas de crédito para renovar y/o reemplazar ciertas cartas de crédito existentes.

Walsh de la IATA: Avance en SAF es decepcionante, elevará costos y retrasará metas ambientales de aerolíneas

La IATA advirtió que la industria aérea no podrá cumplir metas ambientales por lentitud en la producción del combustible sostenible SAF.

Willie Walsh, director general de la Asociación Internacional de Transporte Aéreo (IATA, por su sigla en inglés), advirtió este martes desde Ginebra, Suiza, que la industria aérea no podrá cumplir sus metas ambientales debido a la lentitud en el avance de la producción del combustible sostenible para aviación (SAF).

Los avances en temas como la producción de SAF “son decepcionantes” para lo que será, además, su aporte para cumplir la meta de lograr ser carbono neutro en el 2050 de parte del sector aeronáutico.

La demanda sigue siendo alta para el SAF, pero el ejecutivo advierte que no se ven avances en la oferta de refinerías lo cual sigue presionando a la industria desde el lado financiero.

Las aerolíneas, dijo, están dispuestas a comprar mayores cantidades de SAF, pero no logran conseguirlo pese a que se han hecho compromisos de mejorar el acceso y los precios.

Utilidad de Ecopetrol se desplomaría al cierre de 2025 por caída del Brent y del dólar

Para los analistas, también está presente el plan de inversión de la compañía, señalando que, además del Brent, hace falta una política energética.

Uno de los indicadores que Ecopetrol debe tener en cuenta es el precio internacional del petróleo, con el cual la empresa asegura parte de sus ingresos. Para 2026, datos de la Agencia de Información de Energía de EE. UU. de septiembre de 2025 pronosticaron bajas en el precio del crudo, llegando a rozar US$50 por barril.

Si bien las proyecciones siguen apuntando a un Brent a la baja, actualmente las previsiones son menos pesimistas. Aunque la caída en el precio sí podría verse reflejada en el cuarto trimestre de 2025, lapso en el cual Ecopetrol podría tener los peores resultados financieros de los últimos cinco años a causa de la disminución del precio del crudo, que está en US$63,87 por barril frente a US$68,17 o US$74,89 en anteriores trimestres.

Sergio Cabrales, experto en energía y profesor de la Universidad de los Andes, adicionó a todas estas cifras que la apreciación del peso colombiano, con una tasa representativa del mercado (TRM) que se ubica en cerca de $3.823 por dólar, frente a una que rondaba entre $4.180 y $4.190 en los trimestres previos, también sería un factor que contribuiría a las bajas para los últimos tres meses de 2025. Él se atrevió a pronosticar que las utilidades trimestrales podrían llegar a $1,4 billones.

En el tercer trimestre, la estatal energética reportó utilidades de $2,56 billones. Si los pronósticos del académico se cumplen, Ecopetrol reportaría bajas de un billón de pesos. También expresó que esta cifra llevaría a que la utilidad anual se ubique en $8,9 billones frente a $14,9 billones de 2024, lo que a su vez significa una caída interanual de poco más de 36 % en el rubro de las utilidades.

MINEM trabaja en propuestas normativas para poner en valor recursos prospectivos en petróleo y gas natural

Viceministra de Hidrocarburos, Iris Cárdenas, participó en evento Perú Energía Norte, realizado en Piura
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) está trabajando en el desarrollo de iniciativas y mecanismos que contribuyan a fortalecer el sector Hidrocarburos, poniendo en valor los recursos prospectivos que tiene nuestro país en materia de petróleo y gas natural.

Así lo anunció la viceministra de Hidrocarburos, Iris Cárdenas Pino, durante su conferencia «Barreras administrativas-legales para el avance del sector Hidrocarburos y avances del nuevo marco normativo de la Ley Orgánica de Hidrocarburos», que brindó en el marco del Perú Energía Norte, realizado en Piura.

Cárdenas indicó que el MINEM está en proceso de elaboración de un nuevo reglamento para calificar a los inversionistas que buscan participar en proyectos de hidrocarburos, para alentar la participación de empresas con responsabilidad socio ambiental y reconocida solvencia financiera.
Asimismo, está planteando la simplificación de procedimientos de evaluación de impacto ambiental a través del mecanismo denominado IGASPE, y para ello viene realizando las coordinaciones intersectoriales que permitan lograr la simplificación administrativa y un trámite único que viabilice el desarrollo de proyectos de exploración en hidrocarburos.
La viceministra también indicó que es necesario el fortalecimiento institucional de Perupetro y la implementación de proyectos de infraestructura de transporte de gas natural, tanto en el norte como el sur del Perú.
«En el caso de asociaciones público privadas, hemos firmado un convenio con Proinversión para desarrollar ductos de transporte para Cusco, Puno, Moquegua, Tacna y otras regiones, así como para fortalecer la seguridad energética», subrayó.
Cárdenas resaltó el alto potencial en reservas de gas natural que tiene el Perú, y que permitirían incrementar el índice de autonomía por más de 30 años; y agregó que, en petróleo, los recursos prospectivos superan los 30 mil millones de barriles, principalmente en las cuencas del Marañón y del Ucayali.
Añadió que, en 2024, el MINEM publicó el marco legal para promover inversiones en petroquímica, a fin de dar valor agregado al gas natural y generar proyectos para la producción de fertilizantes y úrea, que contribuyan a la seguridad alimentaria del país y a dinamizar las actividades productivas.