Gobierno pidió a Ecopetrol autorizar proyecto de gas en La Guajira y ANH implementó control digital de producción energética

El Ministerio de Minas y Energía solicitó a Ecopetrol permitir la ejecución del proyecto de importación de gas propuesto por Transportadora de Gas Internacional (TGI) en La Guajira, mientras la petrolera adelanta la contratación de una terminal similar en Coveñas.

La petición busca ampliar la capacidad de abastecimiento energético del país, tras el reciente mantenimiento de la planta SPEC de Cartagena, que redujo temporalmente la disponibilidad de gas y obligó a Ecopetrol a priorizar el suministro al mercado.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, explicó durante el Congreso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en Cartagena que ambos proyectos podrían ejecutarse de manera complementaria. “No me puedo meter en las decisiones de Ecopetrol, pero espero que también se le dé vía libre a las solicitudes de TGI para adaptar el proyecto por Ballena y podamos avanzar con los dos proyectos”, señaló.

El plan de importación a través de Coveñas permitiría una capacidad aproximada de 200 millones de pies cúbicos diarios, mientras que la terminal en Ballena, La Guajira, podría recibir hasta 400 millones de pies cúbicos diarios, una cifra similar a la capacidad actual de la planta SPEC.

Ambas iniciativas forman parte de la estrategia de seguridad energética impulsada por el Gobierno, que busca diversificar las fuentes de suministro ante la disminución de la producción interna de gas natural.

En paralelo, la ANH expidió una nueva resolución que obliga a las empresas del sector petrolero y gasífero a instalar sistemas de medición en línea y monitoreo permanente en todos los campos de producción del país. Con esta medida, el Gobierno pretende fortalecer la fiscalización estatal y garantizar que la información sobre volúmenes extraídos, transportados y comercializados sea precisa y verificable en tiempo real.

Hasta ahora, los datos de producción eran reportados de forma manual o periódica. Con el nuevo modelo, las empresas tendrán que implementar tecnología de telemetría, sensórica industrial e Internet de las Cosas (IoT) para transmitir variables como presión, temperatura, caudal y composición de los fluidos hacia una plataforma nacional de monitoreo administrada por la ANH.

La regulación establece un cronograma gradual para la adopción de estos sistemas, comenzando con los campos que superen los 9.000 barriles diarios, los cuales tendrán plazo hasta mayo de 2026. Los de menor producción deberán cumplir entre septiembre y diciembre del mismo año.

Según la ANH, esta modernización permitirá mejorar la trazabilidad del recurso, optimizar la detección de fugas o inconsistencias y garantizar una liquidación más exacta de regalías. Los operadores podrán elegir libremente los equipos y proveedores, siempre que cumplan con estándares internacionales de medición y ciberseguridad.

El proyecto de “Fiscalización Inteligente” que acompaña esta iniciativa forma parte del plan de modernización tecnológica del sector energético, con apoyo del Sistema General de Regalías. Con su implementación, Colombia busca adoptar un modelo de supervisión similar al de países como Noruega, Canadá y Brasil, donde la medición en tiempo real es un requisito obligatorio para toda la industria extractiva.