La USO propone implementar fracking para garantizar oferta de petróleo y gas; el sindicato rechazó la venta del Permian

La organización también se opuso a supuestos retrasos de otorgamiento de licencias ambientales de la ANLA.

La Unión Sindical Obrera (USO) expresó que Colombia debe desarrollar pilotos experimentales de fracking. Estos deberían contar con la “más alta veeduría”, pero también abrir posibilidades para el desarrollo de yacimientos no convencionales. Lo anterior lo pusieron sobre la mesa como una medida efectiva a corto plazo para aumentar las reservas de petróleo y de gas.

La organización afirmó que esto traería grandes beneficios a Colombia para su abastecimiento energético y la generación de recursos para el Estado, con lo cual se ayudaría a aliviar la presión fiscal que atraviesa el Gobierno y también la necesidad de reformas tributarias que incrementen el recaudo.

La USO expresó que Colombia tiene reservas de petróleo de 7,2 años y de 5,9 años para el gas, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Este fue uno de los argumentos que utilizó con la finalidad de que se reactive de manera urgente la actividad exploratoria y de producción de hidrocarburos, con el propósito de incrementar las reservas de estos energéticos.

La venta del Permian

A pesar de las declaraciones del presidente de Colombia, Gustavo Petro, Ecopetrol ha sido enfática en manifestar que no hay estudios ni planes sobre la venta del activo Permian, localizado en EE. UU., y que extrae crudo y gas a través de fracking. Este negocio, que la estatal energética tiene junto con OXY, es uno de los más rentables de la compañía. Con base en los resultados financieros del tercer trimestre de 2025 de Ecopetrol, el activo representó 14 % de la producción de todo el grupo.

Sectores industrial y comercial son los grandes sacrificados con el impuesto al carbono de la reforma tributaria

Algunos de los principales gremios del sector energético manifestaron su inconformidad con la reforma tributaria que sigue viva en el Congreso.

La reforma tributaria sigue su trámite en el Congreso de Colombia. El proyecto va por $16,3 billones, con la finalidad de que el Presupuesto de 2026 quede en $546,9 billones. Algunos de los principales gremios energéticos del país señalaron que uno de los puntos con mayor impacto es el impuesto al carbono.

La Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones de Colombia (Andesco) expresó que los tributos propuestos afectarían el bolsillo de la población, particularmente para el sector industrial y comercial si se aplica el impuesto al carbono.

El gremio hizo referencia a que esta medida sería la más lesiva. Este tributo propone un alza de $42.609 por tonelada de carbono equivalente en 2026 (la actual es de $27.399).

El impuesto aplicado al carbón se haría de forma gradual, y en 2029 se aplicaría de manera plena, así lo explicó Clara Inés Ramírez, exsubdirectora de fiscalización internacional de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN).

GeoPark reportó alzas en reservas de petróleo por inversión en Argentina; cuencas en Colombia siguen en el portafolio

Felipe Bayón, presidente de la compañía, manifestó que se está viendo el resultado de la inversión en Vaca Muerta (Argentina)

Tras una evaluación de reservas por DeGolyer y MacNaughton, GeoPark indicó que sus reservas probadas y probables aumentaron 38 % en su variación interanual. Lo anterior sería consecuencia de la incorporación de 36,7 millones de barriles de petróleo de Argentina, lo que tuvo como efecto que la tasa de reemplazo de estas reservas llegara a 430 %.

La organización expresó que, la adquisición de los bloques no convencionales Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en Vaca Muerta (Argentina) transformó su perfil de reservas de petróleo, representando 30 % de reservas para 2025.

Manifestó que las adicionales netas que llegaron de estas adquisiciones, y tras contabilizar la venta de activos, contribuyeron con 31,2 millones de barriles a las reservas probadas y probables. Luego señaló que sus reservas probadas certificadas totalizaron 69 millones de barriles de petróleo y que sus reservas probadas y probables llegaron a 121 millones de barriles de petróleo, las cifras más altas desde 2022.

La organización reportó un índice de vida de 7,2 años para las reservas probadas y de 12,7 años para sus reservas probadas y probables. La tasa de reemplazo de todos estos segmentos, más las reservas posibles, superó 100 %, lo que para la compañía es una muestra de su capacidad de reposición en producción con la finalidad de garantizar el valor de sus activos a largo plazo.

Felipe Bayón, presidente de GeoPark, destacó la cuenca Llanos y el bloque CPO-5 en Colombia. Imagen: Valora Analitik

La empresa controla la operación de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en octubre de 2025. El primero produce 1.870 barriles de petróleo por día en seis pozos. La compañía afirmó que implementó un plan para mejorar la productividad, el cual incluye la instalación de bombas en tres pozos.

Luego mencionó que presentó su bloque Puesto Silva Este para la certificación de reservas, lo que tuvo como consecuencia la reclasificación de 3,4 millones de barriles de petróleo como reservas probadas y probables, y 24 millones de barriles de petróleo en reservas probadas, probables y posibles, que se espera vayan madurando con el tiempo.

Vaca Muerta se convirtió en un activo importante, allí se avanza en el desarrollo con un programa de perforación para la segunda mitad de 2026, con la finalidad de aumentar la producción y alcanzar la meta de 20.000 barriles de petróleo por día para 2028.

Bayón ha destacado la técnica del fracking en Vaca Muerta para incrementar la eficiencia en la producción. Imagen: Cumbre del Petróleo, Gas y Energía

Reservas en Colombia

La organización señaló que, si se excluye el efecto de sus ventas, las reservas probadas y probables en Colombia crecieron en 2,6 millones de barriles, impulsadas por las revisiones de los bloques CPO-5 y Llanos 123. A lo que añadió que el alza también se debe a la incorporación de otros descubrimientos en los campos Toritos y Currucutú, así como a iniciativas de recobro mejorado en el campo Bisbita, en Llanos 123.

En el bloque CPO, el alza de reservas fue respaldada por un mejor desempeño del campo Índico, mientras que Llanos 34 sigue contribuyendo a los volúmenes de reservas probadas y probables certificadas.

Felipe Bayón, presidente de la organización, afirmó que se están viendo los resultados de la inversión en Vaca Muerta, mientras se continúa con los bloques en Colombia en las cuencas de Llanos y el bloque CPO-5.

Riesgos de que Ecopetrol integre la Lista Clinton están si negocia con el gobierno venezolano; la venta del Permian no está a la vista

Para expertos del sector, las declaraciones de Petro son contrarias a las señales que ha dado la Junta Directiva de Ecopetrol sobre este activo.

El presidente de Colombia, Gustavo Petro, mencionó en un conversatorio de la Unión Sindical Obrera (USO) que debe venderse el activo del Permian de Ecopetrol. El jefe de Estado señaló que, si la compañía es incluida en la Lista Clinton, su socio en el Permian, OXY, podría quedarse con el campo, que está ubicado en EE. UU. y que explota crudo y gas con la técnica del fracking.

Pero Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), afirmó que Ecopetrol no se vería involucrada en un problema con la Lista Clinton, resaltando que la Junta Directiva ha sido “responsable”.

Manifestó que si la estatal energética llega a hacer un negocio con el gobierno venezolano, como la compra que se estaba planeando con Monómeros, o si se relaciona con una empresa como Petróleos de Venezuela (Pdvsa), inmediatamente sería incluida en la Lista Clinton.

“No veo a Ecopetrol sacrificándose a ella misma. Esta es una compañía listada en la bolsa de Nueva York. En ese sentido, tiene que cuidarse mucho, y no creo que vaya a tomar una decisión para perjudicarse haciendo un negocio que no le conviene”, agregó.

Meta y Casanare jalonaron producción petrolera de Colombia en septiembre; explotación de gas cayó

Dentro de los principales destinos de exportación de crudo, las ventas al exterior hacia Panamá aumentaron 77,5 % en su variación interanual.

En septiembre de 2025, la producción promedio de petróleo fiscalizado en Colombia llegó a 552.600 barriles diarios, lo que significó un incremento de 0,1 % frente a agosto de 2024 y un alza de 0,2 % respecto a agosto de 2025.

Este incremento mensual se explicó, según lo señaló la Cámara de Petróleo, Gas y Energía, Campetrol, por el desempeño de Meta y Casanare. En esta última zona, la producción pasó de 106.300 barriles diarios a 107.200 barriles. Añadió que en este departamento se destacó el campo Namero, ubicado en Tauramena, con una producción de 1.200 barriles diarios.

El gremio indicó que la producción promedio de petróleo fiscalizado fue de 747.800 barriles diarios entre enero y septiembre de 2025, lo que equivale a una variación de -3,8% frente al mismo lapso de 2024.

Luego indicó que campos como Caño Sur, Akacías, Índico y Pendare más Pendare Norte ganaron relevancia por sus contribuciones a la producción de petróleo. En conjunto aportaron 78.900 barriles diarios en 2023, mientras que en 2025 la producción fue de 112.100 barriles diarios.

Ferias en Perú generan un impacto económico superior a los US$ 5,600 millones al año

 

  • Jorge León Benavides asume el liderazgo de la Asociación de Ferias del Perú (AFEP).

Los encuentros empresariales, académicos, tecnológicos, entre otros, se han convertido en puntos de comercialización, negocios y entretenimiento al público interesado en alguno de estos temas. En Perú, esta industria genera un impacto económico superior a US$ 5.607 millones al año, equivalentes al 3 % del PBI nacional. El 2026 promete superar la cifra.

La Asociación de Ferias del Perú (AFEP), recientemente liderada por el presidente ejecutivo del Grupo Digamma, Jorge León Benavides, agregó que también se promueven alrededor de 30 mil empleos directos.

Asimismo, indicó que cada año, los eventos del sector atraen un aproximado a 1,8 millones de visitantes, entre ellos un 11 % de participantes extranjeros, y convocan a representantes de 52 países que promueven oportunidades de negocio, intercambio tecnológico y expansión comercial.

El impacto económico también se refleja en el gasto turístico y corporativo. Los empresarios extranjeros destinan en promedio US$ 2 000 por feria, principalmente en alojamiento y alimentación, mientras que los visitantes nacionales gastan entre US$ 100 y US$ 600. A nivel empresarial, la inversión promedio para participar con un stand ronda los US$ 10 000, dependiendo del tipo de feria especializada.

Bajo el liderazgo de Jorge León Benavides, quien también es representante de Expomina 2026, la AFEP evidencia una apuesta clara por la reactivación económica a través de las ferias, entendidas no solo como vitrinas comerciales, sino como plataformas de desarrollo y transformación productiva. Acompañan esta nueva gestión Manuel Centeno Martino, Antonio Olazo Ramos, Alfredo De las Casas Cáceres, Luisa Mesones Torres y Justo Zaragoza Caldas, conformando un equipo que refuerza el compromiso por fortalecer la industria ferial del país.

Cabe precisar que la elección de León Benavides llega en un momento clave para el país, en medio de un proceso de cambio de gestión nacional y con la necesidad de recuperar la confianza empresarial, atraer inversiones y dinamizar los sectores productivos. En este contexto, la industria ferial se posiciona como un ejemplo concreto de cómo se puede invertir en el Perú con resultados tangibles en generación de empleo, turismo e innovación.

 

Kaeser compresores: La transición a equipos eléctricos es clave para la descarbonización de la industria

La firma alemana insta a las empresas a priorizar la electrificación sobre el combustible para reducir las emisiones de GEI

y lograr una eficiencia energética real.

Ante el urgente desafío del cambio climático y el incremento de gases de efecto invernadero (GEI), la empresa alemana Kaeser Compresores hizo un llamado al sector industrial a reflexionar profundamente sobre la eficiencia de su matriz energética. La compañía destacó que, si bien la optimización del combustible es un paso, la verdadera sostenibilidad se alcanza mediante la transición a tecnologías eléctricas de cero emisiones locales.

Un estudio del Climate and Development Knowledge Network (CDKN) ya había señalado a la industria peruana como una de las que aumentó sus emisiones de GEI. En este contexto, los sistemas de aire comprimido, como grandes consumidores de energía, juegan un rol decisivo.

“Nuestro rol es optimizar la eficiencia energética total de las estaciones de aire comprimido”, destacó Marco Vásquez, gerente general de Kaeser Compresores Perú. “Sin embargo, debemos ser claros: la sostenibilidad real y la ‘neutralidad climática’ no se logran simplemente usando combustible de forma más eficiente. El salto cuántico se da al reemplazar los equipos de combustión por equipos eléctricos”.

Vásquez explicó que, si bien la compañía ha desarrollado líneas de productos muy eficientes, la estrategia de descarbonización debe priorizar la electrificación.

“Un equipo que quema diésel, por muy avanzado que sea, genera emisiones de CO₂ en el lugar de operación. Por eso, nuestra principal recomendación para la industria es migrar a compresores eléctricos, que Kaeser ya tiene disponibles como el M50E,  M255E ”, añadió Vásquez. “Estos equipos, alimentados por una matriz energética cada vez más limpia, ofrecen cero emisiones en el punto de uso, una eficiencia energética superior, menor ruido y costos de mantenimiento significativamente más bajos”.

El rol de los equipos portátiles en la transición

La compañía reconoce que ciertos sectores, como la minería o construcción en ubicaciones remotas sin acceso a la red, aún dependen de equipos portátiles a combustible.

“Para esos escenarios específicos, nuestra línea MOBILAIR (con modelos como el M50, M70, M100 o M235) está diseñada para ofrecer la máxima eficiencia de combustible del mercado, minimizando el impacto donde la electricidad no es una opción”, aclaró el gerente. “Sin embargo, estos deben verse como una solución de transición o para aplicaciones muy puntuales. La meta de la industria debe ser electrificar todas las operaciones posibles”.

Kaeser Compresores ofrece un portafolio completo de compresores eléctricos estacionarios, sopladores y secadores diseñados para maximizar el ahorro energético.

“En Kaeser creemos que la sostenibilidad se logra con tecnología avanzada y una gestión inteligente del aire. Cada kilovatio ahorrado representa menos emisiones y mayor competitividad”, puntualizó Vásquez. “Nuestra misión es acompañar a las industrias peruanas en la transición de equipos a combustible hacia soluciones eléctricas, para construir una matriz energética verdaderamente limpia, confiable y eficiente”.

Acerca de Kaeser Compresores Kaeser Compresores es uno de los líderes mundiales en la fabricación de compresores y sistemas de aire comprimido. Con presencia en más de 100 países y más de 8,000 empleados, la compañía se enfoca en la innovación, calidad y eficiencia energética.

Perú: La Regulación del Cierre de Minas y los Pasivos Ambientales, Eje del Recién Inaugurado PACMIN 2025

El Colegio de Ingenieros del Perú inauguró el II Simposio Internacional de Pasivos Ambientales Mineros y Cierre de Minas – PACMIN 2025, evento que se desarrolla del 18 al 20 de noviembre en su sede institucional de San Isidro. La ceremonia contó con un auditorio lleno y la participación de autoridades del sector público, privado y académico.

La apertura estuvo a cargo de Walter Sánchez, Director General de Promoción y Sostenibilidad Minera del MINEM, quien resaltó la importancia de convertir los pasivos ambientales en oportunidades para el desarrollo sostenible de los territorios.

Durante la jornada inicial se realizó un Panel de Alto Nivel Gubernamental e Institucional, con representantes del MINEM, INGEMMET, UNMSM y el CIP, donde se abordó el rol del cierre de minas y la gestión de pasivos como motores de valor social, económico y ambiental.

El programa incluyó conferencias magistrales de especialistas nacionales e internacionales sobre los principales desafíos de los PAM, nuevas propuestas para el cierre de minas y enfoques innovadores en rehabilitación minera.

El PACMIN 2025 se consolida como el principal espacio de diálogo técnico y multisectorial sobre pasivos ambientales mineros, cierre de minas y rehabilitación de territorios. Durante los tres días se desarrollarán conferencias, paneles técnicos, mesas redondas y presentaciones de casos de éxito.

Enap aumenta en 55% sus utilidades y reduce en US$300 millones su deuda

La estatal obtuvo ganancias por US$506 millones, lo que se explica principalmente por mayor producción y venta de sus productos de más alto margen en Chile.

Enap dio a conocer sus resultados financieros consolidados de enero a septiembre de 2025, período en que alcanzó utilidades por US$506,2 millones, cifra que representa un incremento del 55% en relación con el mismo período del año anterior, en que sus ganancias llegaron a US$326,4 millones.

El EBITDA consolidado, en tanto, alcanzó los US$1.023,4 millones, 28,7% superior a los US$795,4 millones de igual lapso de 2024.

“Con estos resultados vamos a completar el quinto año consecutivo de utilidades, una racha que no es fruto del azar, sino que de buenas decisiones y mucho trabajo por parte de todo el equipo de esta empresa, tanto en Chile como en nuestras operaciones en Ecuador y Egipto. Sobre una historia de 80 años desde el descubrimiento de petróleo en nuestro país, estamos fortaleciendo nuestros estándares de desempeño. Hoy, Enap es un ejemplo de cómo las empresas del Estado sí pueden tener utilidades y una administración eficiente, competitiva y con altos estándares éticos”, destacó el gerente general de Enap, Julio Friedmann.

Entre los hitos relevantes de los primeros nueve meses del año destacan el cierre de la venta de la filial que Enap mantenía en Argentina, la creación de una nueva gerencia para desarrollar la logística como un negocio que impulse la eficiencia y rentabilidad de los activos, el lanzamiento del Diésel Renovable Enap dentro del plan de nuevos productos que aporten a la transición energética y la construcción de la primera planta del país dedicada exclusivamente a hidrógeno verde y que estará operando el próximo año.

En 2025 la estatal también completó más de US$600 millones de flujo neto de su operación en Egipto hacia Enap Chile, desde el inicio de las actividades en ese país en 1998. En Ecuador, en tanto, está completando el primer pozo exploratorio en una nueva zona de potencial crecimiento.

El plan de reducción de endeudamiento continuó su avance, registrándose en el período una disminución de las obligaciones financieras de US$300 millones, como resultado, entre otros factores, del prepago total con fondos propios de dos bonos locales en UF que vencieron durante el período.

Las razones de los resultados

Parte importante de estos resultados se explican por un aumento de 10% en la venta de producción propia valiosa, en comparación con los primeros nueve meses del año anterior; mayores márgenes internacionales de refinación durante el periodo; menores costos logísticos y menores costos financieros, fruto del avance del proceso de optimización y de reducción de deuda que ha llevado adelante la empresa estatal. A esto se suma una disminución de los costos de energía, producto de un precio más bajo del petróleo Brent en los mercados internacionales.

Estos resultados ocurren en un contexto internacional influido por factores económicos y geopolíticos, con precios del petróleo que han exhibido una volatilidad mayor a la habitual, moviéndose entre los US$60 y US$80 por barril.

Proyecto de gas Sirius avanza en licencias, pero expertos piden usar fracking mientras entra en operación

Gremios energéticos señalaron que las zonas susceptibles de materializar proyectos de fracking están en el Magdalena Medio.

El proyecto Sirius, yacimiento ubicado en el mar Caribe, que promete ser el regreso del autoabastecimiento de gas en Colombia, podría llevar 52 % de avance en consultas previas. Lo anterior fue revelado por Nelson Castañeda, presidente de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).

Por su parte, Alcindo Moritz, presidente de Petrobras, compañía brasileña socia de Ecopetrol en el proyecto, ha manifestado en múltiples ocasiones que, una vez entre el gas de este yacimiento, significaría la mitad de la producción de gas en Colombia, llegando a producir 470 millones de pies cúbicos en una década. A todo este panorama se añade que el yacimiento cuenta con una inversión de aproximadamente US$3.000 millones.

Hasta la fecha, se tiene previsto que el proceso de licenciamiento culmine en junio de 2026. Luego de que esto finalice, Petrobras radicará el estudio de impacto ambiental con la finalidad de que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgue el aval a la iniciativa.

Mientras Sirius avanza con las consultas previas, las dos compañías energéticas anunciaron su acuerdo de comercialización conjunta de este gas. En él, la primera fase tiene el objetivo de comercializar 249 millones de pies cúbicos diarios por seis años. Las organizaciones mencionaron que se están adelantando todas las gestiones para que la primera producción de gas de Sirius llegue en 2030.

Las compañías señalaron que culminarían con el proceso de comercialización conjunta con la firma de los contratos de la venta del gas, y esta podría darse, a más tardar, el 12 de diciembre de 2025.

La conexión al sistema de gasoductos

Ecopetrol dijo que, además de las temáticas relacionadas con el licenciamiento ambiental y con el acuerdo de comercialización, la puesta en operación de Sirius también incluye su conexión al sistema nacional de transporte de gas. En este punto señaló que se avanzará conforme a la normatividad colombiana y a la disponibilidad de la infraestructura que se requerirá para que el energético abastezca la demanda.

En el marco del Congreso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, celebrado en Cartagena a mediados de octubre de 2025, Moritz anunció que Sirius concluyó la mitad del proceso de licenciamiento ambiental. Pero también expresó que Colombia tiene áreas de oportunidad en temáticas relacionadas con la estabilidad jurídica.

Según él, en el proyecto ha habido desinformación sobre los procesos que involucran a las comunidades. Luego indicó que hay 120 de ellas que están involucradas en el proceso con la finalidad de que el plan pueda materializarse.

La técnica del fracking para recuperar el autoabastecimiento energético

Miembros del sector energético, como Felipe Bayón, presidente de Geopark y expresidente de Ecopetrol, pusieron sobre la mesa la aplicación de la técnica de fracking, es decir, esta técnica sería una medida de autoabastecimiento mientras se materializa el proyecto Sirius.

Frente a esto, Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas, manifestó que la técnica de los no convencionales “ha mejorado en los últimos 15 años en el mundo”.

“Colombia tiene yacimientos no convencionales de gas que pueden asegurar la autosuficiencia y además permitirle vender a otros países. Eso debemos hacerlo no solamente hasta que entre Sirius, sino a largo plazo. Países como Argentina están recuperando sus finanzas, su economía, y revitalizando la institucionalidad a partir de los productos de los no convencionales”, expresó.

Frank Pearl, presidente de ACP. Frente a la localización de las zonas susceptibles a aplicar esta técnica, manifestó que Colombia tiene reservas en el Magdalena Medio. Indicó que, en el caso del gas, estas reservas están cerca al sistema de transporte, lo que para él permitiría que las moléculas entren al mercado en año y medio o dos años.

Inversiones en exploración de hidrocarburos

“En 2024, la inversión en obligaciones de capital derivados de los contratos creció 14 %, pero la inversión en exploración cayó 8 %. Eso es una mala señal, porque de aquí a 2027 únicamente tenemos 70 pozos por explorar, y eso es insuficiente. Necesitamos más actividad exploratoria y más producción”, dijo Pearl.

Transición energética o adición energética

El líder gremial manifestó que la transición energética no puede “malinterpretarse”. Agregó el término “adición energética”, haciendo alusión a que los combustibles fósiles (petróleo y gas) sirven como complemento de las fuentes de energía con la finalidad de atender la demanda de energéticos.

“Lo que tenemos que hacer es aprovechar los recursos que tenemos de petróleo y gas, darle una prioridad a los proyectos costa afuera para que las consultas previas y los procesos de licenciamiento estén a tiempo, con la finalidad de que comiencen a abastecer la demanda nacional y que permitan exportar a otros mercados”.