Publicados documentos de 4 diferentes Distritos Mineros Especiales creados para la diversificación productiva
Minero y metalúrgica, Ambiental, Energético
El Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026: Colombia, Potencia Mundial de la Vida, establece como ejes estratégicos el ordenamiento del territorio alrededor del agua, la transformación de las estructuras productivas hacia economías limpias, y la sostenibilidad basada en la equidad e inclusión. En este marco, la minería es reconocida como una actividad clave para el desarrollo nacional, especialmente si se articula con procesos de transición energética, reindustrialización y diversificación productiva. Bajo estos lineamientos, se promueven los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, concebidos como instrumentos de planificación socioambiental y articulación institucional que buscan no solo el desarrollo económico, sino también el fortalecimiento de la asociatividad minera, la creación de nuevas alternativas productivas, la reconversión laboral, la industrialización con minerales estratégicos, y la solución concertada de conflictos socioambientales. Estas zonas mineras también tienen como objetivo garantizar la soberanía alimentaria y el reconocimiento de comunidades étnicas en el marco de un desarrollo sostenible.
La Ley 2294 de 2023 y su reglamentación en el Decreto 0977 de 2024, establecen los principios que deben guiar la creación de estos distritos, entre ellos, la restauración ecológica, la participación efectiva de las comunidades, la coordinación institucional y el tránsito hacia economías sostenibles. En ese sentido, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lidera el diagnóstico de los municipios potenciales incluidos en dichos distritos, a partir de criterios territoriales, sociales, ambientales, culturales y mineros. El estudio contempla una delimitación inicial del área, seguida de un análisis de brechas conforme a los principios definidos por la ley. Además, se realiza una caracterización detallada de los territorios, evaluando aspectos como conflictividad territorial, degradación ambiental, tradición minera, titulación, formalización y características energéticas. Esta evaluación integral permitirá una planeación más precisa y una implementación eficaz de políticas públicas en los territorios impactados por la minería, con una perspectiva de inclusión, sostenibilidad y justicia social.
- Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva del Occidente de Caldas
- Diagnóstico Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva del Nordeste Antioqueño
- Diagnóstico del Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva del Noroccidente Nariñense
- Diagnóstico Distrito Minero Especial para la Diversificación Productiva de Atrato
Normativa
CREG responde inquietudes del sector sobre nueva regulación comercial del gas natural en taller de divulgación
Minería, Petróleo y Gas, Infraestructura y Servicios Públicos
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) llevó a cabo un Taller de Divulgación sobre la Resolución CREG 102 015 de 2025, la cual regula aspectos comerciales clave del suministro de gas natural en el Mercado Mayorista. Este taller tuvo como objetivo principal socializar los cambios normativos introducidos por la resolución, los cuales impactan de manera directa el funcionamiento del mercado. Durante la jornada, se abordaron temas cruciales como la asignación de capacidad, los mecanismos de contratación entre agentes, la gestión de la oferta y la demanda, y las nuevas responsabilidades de los participantes del mercado. Además, se dio espacio para resolver inquietudes previamente formuladas por los actores del sector, tal como se estipuló en la Circular CREG No. 139 de 2025.
En el anexo de la Circular No. 147 de 2025, se incluyen todas las respuestas a las preguntas recibidas tanto antes como durante el evento, brindando claridad normativa a los agentes del mercado de gas natural y terceros interesados. Estas respuestas están enmarcadas en lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y el Código de Procedimiento Administrativo, lo cual otorga validez y formalidad a las aclaraciones dadas por la entidad. Con esta acción, la CREG reafirma su compromiso con la transparencia regulatoria, la participación activa de los agentes del mercado y la garantía de condiciones claras para la operación del sector gasífero en Colombia.
Gobierno exige certificado antidrogas a distribuidores de combustibles en zonas con cultivos ilícitos
Minería, Petróleo y Gas
La Circular Conjunta 40008 de 2025 emitida por los Ministerios de Minas y Energía, Justicia y Defensa Nacional, establece la obligación para todos los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo que operan en los 10 departamentos más afectados por cultivos ilícitos, de contar con el Certificado de Carencia de Informes por Tráfico de Estupefacientes (CCITE). Este requisito es parte de los controles para evitar el envío de sustancias químicas a la producción de drogas ilícitas, en cumplimiento del Decreto 1073 de 2015, la Resolución 0001 de 2015 del Consejo Nacional de Estupefacientes y otras normativas nacionales e internacionales. El certificado, expedido por el Ministerio de Justicia, debe ser renovado anualmente y remitido al Ministerio de Minas para su inclusión en el Sistema de Información de Combustibles (SICOM). La medida aplica para agentes en Antioquia, Bolívar, Caquetá, Cauca, Chocó, Córdoba, Guaviare, Nariño, Norte de Santander y Putumayo.
El procedimiento definido exige que tanto personas naturales como jurídicas con CCITE vigente lo remitan dentro de tres días hábiles al Ministerio de Minas, y quienes no lo tengan deben iniciar el trámite ante el Ministerio de Justicia y presentar constancia del formulario SICOQ. Nuevos solicitantes deberán radicar la solicitud de CCITE dentro de los ocho días siguientes a la obtención del código SICOM. El certificado tiene una vigencia de un año, y su ausencia o vencimiento imposibilita legalmente la operación de los distribuidores en estos departamentos, bajo riesgo de sanciones administrativas y judiciales. Además, el Ministerio de Defensa y la Policía Nacional ejercerán vigilancia sobre el uso de sustancias químicas, y la Dirección de Investigación Criminal e INTERPOL serán responsables de verificar antecedentes judiciales. En conjunto, la circular refuerza el control estatal sobre la cadena de distribución de combustibles en regiones sensibles, contribuyendo a la lucha contra el narcotráfico y la legalidad en el sector.
Doctrina
Análisis del Costo Unitario Variable del Servicio de Gas y actualización regulatoria
Minería, Petróleo y Gas, Infraestructura y Servicios Públicos
El Boletín Tarifario presenta un análisis detallado sobre el Costo Unitario Variable (CUv) del servicio de gas combustible por redes de tubería, destacando sus componentes principales: Suministro (G), Transporte (T) y Distribución (D). Estos costos deben ser considerados por los prestadores del servicio para calcular las tarifas aplicables a los usuarios, en conformidad con la normatividad vigente. El boletín incluye una revisión de los factores macroeconómicos, como el Índice de Precios al Consumidor (IPC), Índice de Precios al Productor (IPP) y la Tasa Representativa del Mercado (TRM), que afectan el costo del servicio. Además, se incorpora el precio internacional del propano y butano, impactando directamente el componente de Suministro (G). También se ofrece una actualización normativa en la que se mencionan las nuevas resoluciones regulatorias y la estructura y evolución del CUv por zonas y departamentos.
La información presentada en el boletín está basada en los informes de los prestadores del servicio en el Sistema Único de Información (SUI), conforme a los lineamientos establecidos en la Resolución SSPD 20221000665435. La resolución desarrolló nuevas exigencias para las empresas comercializadoras y distribuidoras de gas, que deben reportar la información tarifaria correspondiente. A pesar de que 75 empresas prestadoras están habilitadas para utilizar el formato GRT1, 20 de ellas no reportaron la información requerida, lo que está siendo atendido por la SSPD. El boletín está dividido en diez secciones y cinco anexos que incluyen información sobre la distribución geográfica de los prestadores, el comportamiento tarifario por zonas, y los subsidios y contribuciones en la prestación del servicio.
Análisis y actualización de tarifas de Gas Licuado del Petróleo (GLP) para el cuarto trimestre de 2024
Minería, Petróleo y Gas, Infraestructura y Servicios Públicos
El Boletín Tarifario de Gas Licuado del Petróleo (GLP) se enfoca en la distribución y comercialización minorista de este servicio a través de cilindros ya granel, proporcionando información detallada sobre los costos y tarifas aplicadas. Para la elaboración de este boletín, se utilizaron datos reportados por los prestadores del servicio durante el cuarto trimestre de 2024, siguiendo las disposiciones de la Circular Conjunta CREG-SSPD No. 002 de 2016. La información fue procesada a través de una consulta estructurada SQL en la base de datos del Sistema Único de Información (SUI), y se incluye un análisis de los componentes tarifarios, como Suministro, Transporte, Distribución y Comercialización Minorista. Además, se presentan variables macroeconómicas que impactan las tarifas, como el Índice de Precios al Consumidor (IPC), el Índice de Precios al Productor (IPP), la Tasa Representativa del Mercado (TRM) y los precios internacionales del propano y butano, que afectan el precio final del GLP.
El boletín también abarca el comportamiento de los componentes tarifarios y los precios del GLP comercializados en cilindros y tanques estacionarios, segmentados por zonas y departamentos en el país. Se analizan las variaciones de precios durante el periodo de análisis y se detallan los valores máximos y mínimos de los costos tanto por cilindro como por kilogramo de gas. El documento incluye un capítulo que presenta el índice de precios del GLP, calculado mediante el índice Laspeyres, con base en la variación de precios desde el primer trimestre de 2024, que sirvió como línea base para este análisis. Todo el proceso de análisis y presentación de la información tiene como fin ofrecer un panorama claro sobre la evolución y el comportamiento de las tarifas de GLP en el país, permitiendo a los interesados conocer cómo se estructuran y ajustan los precios del servicio según los diferentes componentes tarifarios y condiciones macroeconómicas.
Proyectos
Formatos para informes de exploración y producción de hidrocarburos con nuevas exigencias técnicas y plazos de implementación en comentarios
Minería, Petróleo y Gas
El proyecto de resolución tiene como finalidad actualizar los formatos utilizados para los informes mensuales de producción, permisos, y demás informes asociados a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos que deben presentar las compañías operadoras ante el Ente de Fiscalización. Esta medida busca modernizar y estandarizar la información operativa y productiva que se reporta oficialmente, garantizando mayor claridad, control y trazabilidad sobre las operaciones que se desarrollan tanto en territorio continental como en zonas costa afuera. La normativa aplica a todas las personas jurídicas y figuras asociativas dedicadas a este tipo de actividades dentro del territorio nacional. Se establecieron dos categorías de formatos: las Formas Operacionales (numeradas a partir del 101) y las Formas de Producción (numeradas a partir del 201), cada una con propósitos específicos como permisos para perforación, informes sobre pruebas de presión, abandono de pozos, inyección de fluidos, producción mensual por pozo, balance de gas, fugas, mantenimiento de presión, y otras variables técnicas fundamentales para el monitoreo eficiente de la industria de los hidrocarburos.
Además, se define un período de transición para facilitar la implementación progresiva de los nuevos formatos. Las formas actualmente en trámite continuarán su curso conforme a lo dispuesto por la Resolución 40537 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, pero cualquier modificación o actualización posterior deberá sujetarse a los lineamientos de esta nueva resolución. Se concede a las compañías operadoras un plazo hasta el 1 de julio de 2025 para adecuar sus sistemas informáticos internos y garantizar la correcta implementación de los nuevos formatos. Esta actualización normativa tiene como objetivo mejorar los mecanismos de seguimiento y control de la actividad petrolera nacional, promoviendo un reporte más preciso, estructurado y coherente de la información técnica y operativa relacionada con la exploración y producción de hidrocarburos, así como fomentar una fiscalización más eficiente y alineada con los estándares actuales del sector.
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ANH establece directrices para la implementación de tecnologías de medición y monitoreo de hidrocarburos
Minería, Petróleo y Gas
El proyecto de resolución de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) tiene como objetivo establecer directrices claras para el uso de tecnologías de medición y monitoreo de los volúmenes de producción de hidrocarburos, con el fin de mejorar la fiscalización y garantizar la exactitud de los datos. Este marco normativo aboga por la implementación de sistemas de telemetría y soluciones basadas en la tecnología IIoT (Internet Industrial de las Cosas) para asegurar la transparencia y confiabilidad de la información. Las compañías operadoras de campos productores de crudo con una producción igual o superior a 2,000 barriles por día (BOPD) y las que explotan gas en modalidad comercial, deberán cumplir con la implementación de estos sistemas, utilizando sensores electrónicos para la captura y transmisión de datos en tiempo real. Además, se exigen medidas como la transmisión continua de datos, la seguridad en la transmisión y el almacenamiento adecuado de la información, lo que permitirá optimizar los procesos de fiscalización y asegurar la correcta medición de hidrocarburos y agua de producción en todo el territorio colombiano.
La resolución también define plazos específicos para la implementación de estas tecnologías, destacando que los operadores deben entregar un plan de implementación detallado a la ANH y asegurar que los equipos y sistemas sean calibrados adecuadamente. Se establece que, dentro de los primeros tres meses después de la entrega del plan, los operadores deben haber implementado la medición automatizada en los campos de crudo y gas. La resolución también subraya las obligaciones de los operadores en cuanto a la integridad metrológica de los sensores, la transmisión de datos en la nube con mecanismos de seguridad, y la utilización de redes de comunicación eficientes, como LoRaWAN o NB-IoT, en áreas con cobertura limitada. Asimismo, se hace hincapié en la importancia de cumplir con los estándares internacionales de seguridad en los sistemas de transmisión de datos, así como en la correcta gestión y monitoreo de la infraestructura tecnológica para garantizar la confiabilidad de la información fiscalizada por la ANH.
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Noticias
MinMinas anuncia contratos de importación de gas a largo plazo para reducir tarifas y beneficiario a los colombianos
Minería, Petróleo y Gas, Infraestructura y Servicios Públicos
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea, anunció en el Congreso de Naturgas 2025 la intención del Gobierno Nacional de implementar contratos de importación de gas natural a largo plazo, con el objetivo de reducir las tarifas y aliviar la carga económica de los colombianos. Palma Egea destacó que el gobierno, en colaboración con Naturgas y la CREG, está trabajando en la evaluación de diferentes alternativas y en los ajustes regulatorios necesarios para permitir la comercialización de gas importado durante períodos de 3 a 5 años. Esta medida busca generar un impacto directo en la reducción de los costos del gas para los usuarios, un tema prioritario para el ministro, quien aboga por una solución que beneficie tanto a las empresas como a los consumidores.
El ministro resaltó que los recientes aumentos en las tarifas del gas deben ser revertidos, buscando un equilibrio donde tanto las empresas como el país y los usuarios ganen. Esta postura está alineada con las directrices del presidente Gustavo Petro, quien ha promovido la importación de gas como una estrategia para aumentar la demanda interna y, con ello, generar precios más competitivos. Además, se están evaluando varias propuestas de infraestructura para la importación de gas, con Ecopetrol mostrando interés en tres proyectos: el de Coveñas con Cenit, el uso de la infraestructura existente en Ballenas, y el plan para el muelle de Buenaventura que comenzará en 2026. En este sentido, Palma subrayó la importancia de la articulación interinstitucional y reiteró la disposición del Ministerio para escuchar y considerar las propuestas de los gremios y empresas, con el fin de establecer tarifas más justas para los consumidores.
Tomado de MinEnergía (04/11/2025)
MinAmbiente informó que pueblos indígenas del Yuruparí avanzan en cumplimiento de la Sentencia T-106
Ambiente y Negocios Sostenibles, Minería, Petróleo y Gas
El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y las autoridades indígenas del Yuruparí anunciaron acciones conjuntas para implementar la Sentencia T-106 de 2025 de la Corte Constitucional, que protege derechos fundamentales colectivos de comunidades indígenas afectadas por la minería y la contaminación por mercurio en la Amazonía colombiana.
Durante la sesión de la Instancia de Coordinación del Macroterritorio de los Jaguares del Yuruparí, se reconoció esta sentencia como una herramienta clave para la defensa del territorio, la autodeterminación, la salud y los conocimientos ancestrales. El Gobierno se comprometió a acompañar a estas comunidades en la elaboración de un plan de acción territorial, ambiental e intercultural. El fallo es considerado un precedente fundamental para el reconocimiento de las Entidades Territoriales Indígenas. El trabajo conjunto con el Gobierno busca consolidar la autonomía indígena y responder a décadas de afectación ambiental en ríos clave como el Apaporis y el Caquetá, en un esfuerzo respaldado por la Fundación Gaia Amazonas y sectores del Congreso.
MinMinas propone pacto social en hidrocarburos para mejorar producción, empleo local y reducir conflictos sociales
Minería, Petróleo y Gas
En una sesión del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, propuso la creación de un pacto social en el sector de hidrocarburos para coordinar las acciones de instituciones públicas, empresas, gremios de la industria y organizaciones sociales y sindicales. Este pacto tendría como objetivo mejorar la producción de crudo y gas, abordar los conflictos sociales en las regiones afectadas por proyectos de exploración y producción, y garantizar que la industria contribuya a la transición energética y al desarrollo económico de los territorios. Palma también sugirió la actualización del Decreto 1668 de 2016, que regula la contratación de mano de obra local en las áreas de explotación de hidrocarburos, con el fin de reducir las tensiones sociales y fomentar la participación de las comunidades en los beneficios generados por la industria.
El ministro destacó la importancia de aumentar la producción nacional de crudo a 800.000 barriles por día y enfatizó la necesidad de fortalecer la articulación entre las instituciones del Estado para mejorar la eficacia en la gestión del sector. También propuso un enfoque más colaborativo en el diseño de proyectos que benefician a las comunidades locales, asegurando que los recursos generados por la industria no se concentren solo en los bancos, sino que se destinen al bienestar de las regiones. En su intervención, Palma hizo hincapié en la relevancia del proyecto Sirius en La Guajira, sugiriendo que debe ser considerado un asunto de interés nacional. El próximo Comité Interinstitucional se centrará en aumentar las reservas y atender la creciente demanda de gas natural en el país.
Tomado de MinMinas (04/07/2025)
MinEnergía y Gobernación de Nariño firman convenio para formalizar y fortalecer la minería en la región
Minería, Petróleo y Gas
Durante el encuentro 'Acordando y Haciendo: Avances del Proceso de Paz Territorial de Nariño', se firmó un convenio interadministrativo entre el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Minería y la Gobernación de Nariño con el objetivo de fortalecer los procesos de formalización y titulación minera, especialmente en pequeña y mediana escala. Este acuerdo busca consolidar una minería técnica, segura y rentable en el departamento, promoviendo la sostenibilidad y la comercialización justa de los minerales. A través de este convenio, se fomentará el uso de mecanismos como las Áreas Estratégicas Mineras (AEM) y las Áreas Estratégicas para la Formalización, con el fin de mejorar la productividad y asegurar la rentabilidad de explotación lasciones mineras, beneficiando tanto a las autoridades locales como a las comunidades mineras.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que este convenio permitirá promover encadenamientos productivos que aumentarán el valor agregado de los minerales extraídos en Nariño, contribuyendo al dinamismo económico de la región. Además, el acuerdo contempla el uso de instrumentos de ordenamiento territorial, coordinados con las autoridades ambientales, para garantizar la sostenibilidad de los proyectos mineros. Palma enfatizó la importancia de ofrecer asistencia técnica, capacitación y acompañamiento a las autoridades locales y comunidades étnicas y mineras tradicionales. El Ministerio comenzará a realizar encuentros y cumbres en los territorios de Nariño para facilitar el diálogo entre los mineros y las autoridades, impulsando el desarrollo y la gestión adecuada de la actividad minera en la región.
Tomado de MinEnergía (04/07/2025)