Golpe al robo de gas natural en Cesar

En un procedimiento de inspección que contó con el acompañamiento de la Policía Nacional en Aguachica, San Alberto y Pailitas en el departamento del Cesar, se dio un golpe a los comercios que robaban gas natural.

El operativo dio como resultado el hallazgo de cuatro conexiones ilegales y la obtención de material probatorio, el cual se puso a disposición de las autoridades competentes con el fin de adelantar las acciones judiciales en contra de los usuarios y propietarios de los inmuebles que se apoderaban del gas natural.

De esta manera, se imputarán los delitos correspondientes, con penas de prisión de hasta 12 años, así como la eventual extinción del dominio de los comercios e inmuebles involucrados y que los propietarios respondan por el pago del gas natural que consumieron de manera ilegal.

Según Gas Natural del Cesar (Gasnacer), se evidenció en esos municipios que los comercios en los cuales se identificó el hurto de gas, se dedican a realizar actividades relacionadas, principalmente, con la fabricación de productos lácteos, entre ellos “Lácteos el Agrado” y “Lácteos Corzo”, así como un restaurante en el municipio de San Alberto de nombre “Nano´s”.

El hurto de gas natural es realizado por organizaciones criminales quienes ofrecen prácticas ilegales a industrias, comercios y residencias, exponiendo a las familias y a la comunidad en general a un peligro inminente, ya que estas bandas manipulan e intervienen las redes e instalaciones de gas natural sin cumplir con protocolos mínimos de seguridad.

Por ello, las autoridades y la empresa distribuidora hacen un llamado a no caer en este tipo de delitos, que genera riesgos a la comunidad.

La Empresa invita a que las personas que tengan información sobre este tipo de delitos denuncien ante la Fiscalía, la Policía y directamente en Vanti, de manera anónima, a través de la línea 6013078121, opción 6; o a través de Tú línea Ética Vanti en el teléfono 01800-5189587 o en el correo electrónico tulineaeticavanti@canalconfidencial.com.

Enel Colombia avanza en transición y modernización de la red

Enel Colombia inició 2026 consolidando hitos que aportan a la transición energética y fortalecen la infraestructura eléctrica del país.

Durante el primer trimestre del año, la compañía puso en operación uno de los parques solares más grandes de Colombia y avanzó significativamente en la puesta en marcha de un nuevo proyecto de generación renovable.

Además, adelantó modernizaciones y trabajos de fortalecimiento de la red en más de 15 municipios de Cundinamarca, con el objetivo de robustecer la infraestructura, mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y asegurar la confiabilidad del servicio.

Estos avances operativos estuvieron acompañados por inversiones de 346.187 millones de pesos, dirigidas a mejorar la confiabilidad del sistema, fortalecer la resiliencia de la infraestructura eléctrica y asegurar un suministro cada vez más eficiente y sostenible para los clientes, especialmente ante escenarios de variabilidad climática, como la actual ola invernal y eventuales periodos de sequía.

En un entorno de mercado caracterizado por una alta hidrología, Enel Colombia alcanzó un margen de contribución de 2,26 billones de pesos, manteniéndose estable frente al mismo período de 2025.

Al cierre del trimestre la compañía registró un EBITDA consolidado de 1,91 billones de pesos y una utilidad neta de 863.447 millones, en un contexto de menores precios de energía y mayores presiones tributarias frente al año anterior.

Generación: energía solar a gran escala

En el negocio de generación, Enel Colombia siguió fortaleciendo su apuesta por una matriz energética más limpia, diversificada y de gran escala. Durante el primer trimestre del año entró en operación comercial de Guayepo III, ubicado en el municipio de Ponedera, con una capacidad de 180 MWac (267 MWp) y 457.764 paneles solares, capaz de generar alrededor de 531 GWh al año, energía suficiente para atender las necesidades de cerca de 873.000 personas.

A este hito se sumó el avance del Parque Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, que inició la producción de energía, en una fase previa a la entrada en operación comercial, tras inyectar su primer kilovatio hora al Sistema Interconectado Nacional.

Este proyecto cuenta con una capacidad de 180 MWac (256 MWp), incorpora 403.920 paneles solares y generará cerca de 525 GWh al año, equivalentes al consumo de más de 737.000 personas. Además, ha generado más de 1.300 empleos, en su mayoría locales.

En conjunto, estos desarrollos, acompañados de iniciativas de manejo y protección ambiental, consolidan al departamento del Atlántico como uno de los principales clústeres solares del país.

Sumados a Guayepo I y II, los proyectos de Enel Colombia en la región alcanzan una capacidad instalada cercana a 730 MWac (985 MWp), reforzando el posicionamiento de la compañía en generación solar y su contribución a la diversificación de la matriz energética nacional.

Gracias a estos hitos, al 31 de marzo de 2026, la compañía se consolidó como el segundo mayor generador de energía del país por capacidad instalada neta, con una participación del 19,6 % en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), equivalente a 4.189 MW, respaldados por un portafolio diversificado de generación hidráulica, térmica y solar.

Distribución: una red más robusta y resiliente

Durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en el fortalecimiento y modernización de la red de distribución en la región Bogotá–Cundinamarca, con acciones orientadas a mejorar la confiabilidad, flexibilidad y resiliencia del servicio.

Enel Colombia intensificó las acciones de mantenimiento preventivo sobre la red para reducir riesgos operativos y proteger la continuidad del servicio en medio de la temporada de lluvias.

La compañía realizó la gestión forestal de más de 100.000 árboles durante el primer trimestre de 2026, con una inversión estimada de 18.000 millones de pesos, en una estrategia orientada a fortalecer la resiliencia de la infraestructura frente a eventos climáticos.

Adicionalmente, durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en la ejecución del plan Enel Corazón con más de 30 intervenciones en más de 15 municipios de Cundinamarca, donde un amplio grupo de trabajadores, entre personal operativo, técnico y forestal desplegó labores de mantenimiento, modernización de redes y poda preventiva, fortaleciendo la infraestructura eléctrica y contribuyendo a mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio para miles de usuarios del departamento.

De otro lado, la tarifa de energía percibida por los usuarios regulados correspondiente a marzo de 2026 evidencia una reducción de 33,8 $/kWh (-3,9%), con respecto al mismo mes del año anterior. Esta variación se explica principalmente por la caída en la componente de generación de 44,3 $/kWh (-13,1%), resultado del efecto combinado de menor precio en bolsa por mayor nivel de aportes hídricos y la actualización de precios de los contratos de compra de energía.

Finalmente, en el municipio de El Calvario, Meta, la compañía entregó infraestructura eléctrica que permitió llevar el servicio a 26 familias rurales que no contaban con acceso a energía, complementando este avance con iniciativas de acompañamiento social para promover un acceso efectivo y seguro.

GLP y solar, alternativas al gas natural en Colombia

La pérdida de la autosuficiencia en gas natural está llevando a las industrias a migrar a otros energéticos, donde el GLP se destaca como la principal alternativa.

La escasez de gas natural en Colombia, desde diciembre de 2024, ha golpeado con más fuerza al sector industrial, que vio cómo la molécula duplicó su precio de un día para otro, lo que obligó a los empresarios ha buscar otras fuentes de energía, especialmente soluciones solares para suplir su consumo eléctrico y el gas licuado del petróleo (GLP) para la operación productiva.

Y en ambas alternativas, la compañía Colgas tiene soluciones. A través de su división Colgas Energía ya ha instalado 18 mega vatios (MW) en solar con un portafolio adicional para desarrollar otros 30 MW en los próximos tres años. Didier Builes, presidente de Colgas, señala que entre las empresas donde han instalado soluciones solares están Ladrillera Santafé, Tiendas Ara y algunos colegios.

La hora del GLP

El GLP es otro energético que atraviesa una coyuntura especial en Colombia. Ecopetrol ha venido reduciendo sustancialmente su oferta al mercado nacional y hoy atiende solo la mitad de la demanda, al tiempo que una parte de la industria está remplazando el gas natural por GLP, por lo que los propaneros vienen aumentando su capacidad de importación.

En el caso de Colgas, la empresa más grande de GLP del país, con el 35% de participación en el mercado, ya importa a través del puerto de Okianus en Cartagena, el 60% del producto que comercializa, unas 30 mil toneladas mensuales.

“Somos el líder del mercado y ahora estamos ayudando a las industrias que no tienen gas natural con GLP, que es el combustible llamado a reemplazarlo, para que no se apague la industria. Lo bueno del GLP es que es mucho más fácil de implementar, es más portable y tiene una capacidad calorífica mayor. Entonces es un aliado estratégico para la industria en este momento”, dice Builes.

En términos de precios, el GLP también es competitivo. Mientras para los industriales el precio del millón de BTU (MBTU) de gas natural pasó de 10 a 20 dólares, el del GLP oscila entre 16 y 18 dólares.

No obstante, los dos gases no tienen posibilidades frente al carbón, pues el MBTU de este energético ronda los 3 dólares, por lo que el temor es que algunas industrias regresen a este tipo de combustible más contaminante.

“Es una decisión de cada compañía, de cada empresa, si quiere ser más limpia en términos energéticos, pero obviamente con carbón no podríamos competir”, dice Builes.

Otro sector que se viene atendiendo con GLP es el domiciliario a través de redes. En este momento Colgas tiene 25 mil hogares conectados al GLP en diferentes municipios de los departamentos de Norte de Santander, Santander, Cundinamarca y Antioquia.

“El GLP ha sido un sustituto fundamental para dar continuidad a la mayoría de las industrias en todo el país. Seguimos entregando una energía versátil, limpia y segura, no solamente industrias, sino a millones de hogares, comercios y también estamos hoy movilizando el país con alrededor de 5.000 vehículos que ruedan con AutoGLP”, concluye Builes.

Cox compra Iberdrola México por USD 4.000 millones

La operación refuerza el posicionamiento de Cox como utility integrada, con mayor escala, visibilidad de resultados y capacidad de generación de caja.

Cox, utility global integrada de agua y energía, completó la adquisición de Iberdrola México, culminando una operación estratégica y transformacional que supone un hito en la evolución del Grupo, además de acelerar su crecimiento en un mercado clave.

La transacción se ejecutó en línea con lo anunciado al mercado en julio de 2025, reflejando la capacidad de Cox para abordar operaciones de esta escala.

Con esta adquisición, valorada en 4.000 millones de dólares, Cox incorpora una plataforma de activos de alta calidad, con un sólido historial operativo, una base de clientes de primer nivel y una elevada estabilidad de ingresos, ya que una gran parte de la actividad estará respaldada por ingresos recurrentes. Se trata de negocios consolidados y con capacidad de generación de caja elevada.

La operación refuerza la presencia de Cox en México, un mercado prioritario para la compañía, en el que lleva más de diez años operando, y consolida su modelo de integración vertical combinando generación, comercialización y capacidades industriales bajo una misma plataforma.

La operación es consistente con la estrategia anunciada por el Grupo de focalizar su crecimiento en un número limitado de regiones prioritarias, reforzando muy especialmente su presencia en América, donde México constituye uno de los ejes centrales del plan 2026‑2028.

Perímetro de la transacción

En términos de negocio el perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de más de 2.600 MW, una cartera de proyectos de generación de 12.000 MW y la mayor suministradora privada de México, que cuenta con más del 25% de cuota de mercado, 20 TWh de comercialización y más de 500 grandes clientes con la máxima calificación crediticia. Está posición sitúa a Cox como líder destacado de suministro de energía en México.

Enrique Riquelme, presidente Ejecutivo de Cox: “El cierre de esta operación marca un paso decisivo en la evolución de Cox. Incorporamos una plataforma de gran calidad en un mercado que conocemos bien, y lo hacemos manteniendo el foco en la disciplina, la integración y la creación de valor a largo plazo. Esta adquisición refuerza nuestro perfil como utility integrada y nos sitúa en una posición de mayor escala y solidez para afrontar la siguiente etapa de crecimiento del Grupo”.

Así mismo, para el presidente del grupo: “Esta operación se enmarca en la visión de la presidenta Claudia Sheinbaum y de su Gobierno de convertir la energía y el agua en políticas de Estado al servicio de un desarrollo inclusivo y sostenible para todos los mexicanos. Con una plataforma integrada que combina generación eléctrica eficiente y soluciones avanzadas de gestión del agua, Cox se alinea plenamente con las prioridades del Gobierno mexicano, orientadas a reforzar la seguridad energética, la soberanía hídrica y la inversión de largo plazo en infraestructura estratégica bajo un marco regulatorio claro y justo, con planificación nacional y capaz de atraer inversión internacional.”

La adquisición consolida a Latinoamérica como el principal foco geográfico del grupo y posiciona a México como un hub estratégico para su crecimiento y expansión en la región, apoyado en una demanda energética sostenida, una sólida estabilidad macroeconómica y un elevado potencial para el desarrollo de infraestructuras.

México refuerza así su peso dentro del perímetro de Cox, tanto por la relevancia de los activos incorporados como por la complementariedad estratégica con la actividad que el Grupo ya desarrolla en el país.

La compañía mantendrá al equipo directivo de Iberdrola México e integrará la totalidad de su plantilla, compuesta por más de 800 profesionales.

En el marco de esta operación, Cox contó con el respaldo de inversores internacionales como Allianz Global Investors, Grammrcy y GMO; asesorado y financiado por Citi, Barclays, BBVA, CIFI, Deutsche Bank, Goldman Sachs, Scotiabank, Santander y Milbank; así como apoyado legalmente por DLA Piper, Juan Aznar de la Haza, Paul Weiss, PwC y Chevez.

Sobre Cox

Cox es una utility global integrada de agua y energía, con sede en España, que desarrolla soluciones sostenibles en mercados de alto crecimiento. Su modelo combina activos concesionales de largo plazo con capacidades industriales propias, posicionándola como una plataforma única capaz de desarrollar, construir y operar infraestructuras críticas.

La compañía, líder en el sector de agua y actor relevante en la generación y transmisión de energía renovable, tiene presencia en América, Europa, Oriente Medio y África.

Chernobyl: de catástrofe nuclear a laboratorio energético

Cuatro décadas después del peor accidente nuclear de la historia, Chernobyl es más que un símbolo de desastre: es un territorio donde convergen memoria, innovación energética, tensiones geopolíticas y una lección global sobre seguridad nuclear que aún está en construcción.

El 26 de abril de 1986, una prueba mal ejecutada en el reactor número 4 de la central de Chernobyl (Ucrania) desató una cadena de fallas técnicas y humanas que terminaría en una explosión e incendio de la planta de generación, liberando grandes cantidades de radiación a la atmósfera.

Más allá del accidente en sí, lo que convirtió a Chernobyl en un punto de inflexión histórico fue la suma de factores: un diseño inestable del reactor, errores operativos y una cultura institucional marcada por el secretismo. Ese cóctel reveló una verdad incómoda: el problema no era solo tecnológico, sino sistémico.

Chernobyl redefinió por completo la forma en que el mundo entiende la energía nuclear. Antes de 1986, la seguridad se concebía principalmente como una cuestión técnica. Después, pasó a ser un sistema integral que incluye diseño, protocolos, supervisión y cooperación internacional.

El cambio fue profundo. Surgieron mecanismos globales de notificación de accidentes, se fortalecieron organismos internacionales y se consolidó el concepto de “defensa en profundidad”: múltiples barreras físicas y organizativas para evitar fallos catastróficos.

En otras palabras, la seguridad dejó de ser una característica del reactor para convertirse en una cultura.

Una zona congelada… que en realidad evoluciona

Cuatro décadas después, la Zona de Exclusión ya no es un espacio estático. Es un territorio en disputa entre la memoria del desastre, la recuperación ambiental y las tensiones geopolíticas actuales.

Tras la invasión rusa de Ucrania en 2022, el área ha sido militarizada y sigue presentando riesgos por minas y daños a infraestructuras críticas. Incluso el Nuevo Confinamiento Seguro —la gigantesca estructura diseñada para aislar el reactor— ha sufrido impactos que comprometen su eficacia a largo plazo.

Lejos de ser un museo, Chernobyl es hoy un espacio frágil, donde el pasado nuclear y los conflictos contemporáneos se entrelazan.

El paisaje de Chernobyl es también un archivo físico del colapso soviético. Estructuras como el radar Duga-1 —conocido como el “bosque de hierro”— o la ciudad fantasma de Prípiat evocan un tiempo detenido, donde la modernidad industrial quedó suspendida en cuestión de horas.

Ese entorno no solo conserva ruinas: conserva narrativas. Representa el fracaso de una promesa tecnológica que aspiraba a dominar la energía, pero subestimó sus propios riesgos.

La paradoja ecológica: cuando la ausencia humana regenera la vida

Uno de los aspectos más sorprendentes de Chernobyl es su transformación en un refugio de biodiversidad. En ausencia de actividad humana, especies como lobos, bisontes, linces y caballos de Przewalski han prosperado en la zona.

Investigaciones científicas sugieren que, pese a la radiación, los ecosistemas han encontrado formas de adaptarse, e incluso prosperar en algunos casos. Una conclusión puede ser que el impacto humano sobre la naturaleza es, a largo plazo, más destructivo que ciertos niveles de contaminación nuclear. En ese sentido, Chernobyl funciona como un experimento involuntario sobre los límites de la resiliencia ecológica.

De símbolo del desastre a laboratorio energético

Paradójicamente, el lugar que encarnó el peor accidente nuclear del mundo comienza a convertirse en un espacio para la transición energética.

En los últimos años se han instalado plantas solares dentro de la Zona de Exclusión, financiadas en parte por iniciativas internacionales. Una de ellas, con tecnología española, opera a escasos metros del reactor accidentado. Es la evidencia que donde antes hubo contaminación radiactiva, hoy se produce energía limpia.

Sin embargo, esta transformación no está exenta de tensiones. La coexistencia entre infraestructura nuclear dañada, riesgos militares y proyectos renovables plantea preguntas sobre la viabilidad y el sentido de reconvertir territorios marcados por la catástrofe.

Pero Chernobyl no es solo pasado. Es un recordatorio activo de que la seguridad energética nunca es sufuciente.

A pesar de los avances tecnológicos y regulatorios, incidentes recientes —como los daños al sarcófago protector— demuestran que incluso las soluciones más sofisticadas pueden verse comprometidas por factores externos, como los conflictos armados.

Esto introduce una nueva variable en el debate energético global: la vulnerabilidad de las infraestructuras críticas en contextos geopolíticos inestables.

Cuarenta años después, Chernobyl sigue siendo una advertencia, pero también un espejo. Advierte sobre los riesgos de la complacencia tecnológica y la opacidad institucional. Y al mismo tiempo, refleja la capacidad humana de adaptación, innovación y aprendizaje.

Hoy, entre ruinas oxidadas, fauna salvaje y paneles solares, Chernobyl encarna una contradicción: es simultáneamente el símbolo del fracaso energético del siglo XX y un esperanzador laboratorio del XXI.

Una falsa disyuntiva

Colombia debería imitar a Brasil, que ha creado un Fondo para financiar la transición energética, el cual se nutre de las utilidades que le reporta su industria petrolera.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

La convocatoria impulsada por la ministra encargada de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible Irene Vélez, bajo el sugestivo lema de “la transición más allá de los combustibles fósiles”, plantea una discusión necesaria, pero mal encuadrada.

No porque la transición energética carezca de urgencia —todo lo contrario—, sino porque se presenta como una disyuntiva excluyente: o fósiles o futuro. Y la realidad, terca como siempre, se mueve en zonas grises y tiene sus viceversas.

El mundo atraviesa por un punto de inflexión en la manera de entender e interpretar la transición energética. Lo que durante años se concibió como una ruta lineal hacia la descarbonización, hoy se redefine bajo el peso de nuevas realidades geopolíticas, económicas y tecnológicas. La transición energética ya no es únicamente una carrera por reducir emisiones, sino un delicado equilibrio entre sostenibilidad, seguridad y soberanía energética.

La disrupción causada por eventos como la invasión a Ucrania puso en evidencia la vulnerabilidad de los sistemas energéticos altamente dependientes de fuentes externas. Europa, por ejemplo, comprendió que la dependencia del gas ruso no solo era un problema ambiental, sino un riesgo estratégico. A partir de entonces, el abastecimiento seguro de energía dejó de ser un asunto técnico para convertirse en una prioridad de Estado.

En este nuevo contexto, la seguridad energética —entendida como la garantía de suministro continuo, confiable y a precios razonables— ha recobrado centralidad. Países que antes apostaban por el desmonte acelerado de los combustibles fósiles ahora revisan sus cronogramas, reactivan proyectos de exploración o prolongan la vida útil de sus activos energéticos tradicionales. No se trata de un retroceso, sino de una adaptación pragmática frente a un entorno incierto.

Al mismo tiempo, la soberanía energética ha ganado protagonismo. Las naciones buscan reducir su exposición a mercados volátiles y a decisiones externas, fortaleciendo su capacidad interna de generación. Esto incluye desde el impulso a las energías renovables hasta el aprovechamiento de recursos propios, sean estos hidrocarburos, potencial hidroeléctrico o minerales estratégicos para la transición.

Ese viraje no implica abandonar los compromisos climáticos, sino reconocer que su cumplimiento depende de sistemas energéticos resilientes. Los principios hay que modularlos con el pragmatismo. Sin seguridad ni soberanía, la transición pierde viabilidad política y social. La verdadera transformación energética será aquella que logre armonizar estos tres pilares: sostenibilidad ambiental, seguridad del suministro y autonomía estratégica.

En suma, el mundo no está renunciando a la transición energética; la está madurando. La está llevando del terreno de las aspiraciones al de las realidades, donde las decisiones no solo se miden en toneladas de CO₂ evitadas, sino en su capacidad de sostener economías, garantizar bienestar y preservar la estabilidad de las naciones.

Colombia no enfrenta una elección binaria, sino un desafío de sincronización. Pretender un salto abrupto hacia una economía post-fósil, sin las condiciones técnicas, fiscales y sociales adecuadas, equivale a desmontar el puente antes de haber cruzado el río. La transición energética no es un acto de fe; es un proceso de ingeniería económica, institucional y tecnológica que exige tiempos, inversiones y, sobre todo, realismo.

El país sigue dependiendo de los hidrocarburos no solo como fuente de energía, sino como columna vertebral de sus finanzas públicas y su balanza externa. El petróleo y el gas aportan una fracción significativa de las exportaciones, de los ingresos fiscales y de la estabilidad macroeconómica. Desconocer esta realidad en nombre de un horizonte deseable, pero aún distante, puede resultar más costoso que virtuoso.

La verdadera discusión no es si Colombia debe ir más allá de los combustibles fósiles —eso es inevitable—, sino cómo y a qué ritmo hacerlo sin sacrificar crecimiento, empleo y estabilidad.

La electrificación del transporte, la expansión de las energías renovables, el fortalecimiento de las redes de transmisión y la promoción de la eficiencia energética son piezas claves, pero requieren financiamiento, planeación y continuidad en las políticas públicas.

Contrariamente a lo planteado por el presidente Gustavo Petro en los prolegómenos de tan publicitado como cuestionado evento, pensando con el deseo, en el sentido que “el petróleo y el gas ya no se van a vender en el mundo” y por lo tanto hay que abandonarlo cuanto antes, porque, según él, además “si exportamos petróleo, gas y carbón matamos a la humanidad”, el mundo sigue consumiéndolos y la demanda tanto por petróleo como de carbón viene de récord en récord.

Las cifras no mienten. En el caso del petróleo la demanda, por primera vez superó la barrera de los 100 millones de barriles/día y el año anterior registró los 104 millones, otro tanto ocurre con el carbón, cuya demanda pasó de los 8.700 millones de toneladas en 2023 a 8.845 millones de toneladas en 2025.

Por lo demás, Colombia depende del petróleo y del carbón, ya que son los dos principales renglones de exportación y como tales los mayores generadores de divisas, y son, además, las dos principales fuentes de ingreso tanto para la Nación, que recauda el impuesto de renta y recibe de manos de ECOPETROL ingentes recursos por concepto de dividendos, como de las entidades territoriales, que tienen en el Sistema General de Regalías (SGR) su principal fuente de financiación de proyectos y programas de inversión.

Además, la transición energética demanda recursos que sólo ellos pueden proporcionar. Colombia debería imitar a Brasil, que ha creado un Fondo para financiar la transición energética, el cual se nutre de las utilidades que le reporta su industria petrolera.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

Superservicios multa a Enel por distorsiones en formación de precio

De acuerdo con la entidad de vigilancia, la empresa incumplió las reglas del Mercado de Energía Mayorista al presentar ofertas de precios elevadas, forzando la entrada de plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda.

Tras un proceso administrativo de investigación, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) sancionó a la empresa de energía Enel Colombia por $2.847 millones por irregularidades detectadas en las ofertas de precio de bolsa, afectando el costo del servicio para el usuario final.

De acuerdo con la Superservicios, durante el proceso de control se puedo evidenciar que la conducta de Enel Colombia tuvo tres efectos concretos sobre el sistema:

  1. Betania, el embalse operado por Enel, quedó fuera del despacho económico, aunque estaba lleno y tenía capacidad para generar.
  2. Entraron plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda que Betania podría haber atendido.
  3. Como consecuencia, el precio de bolsa de energía subió artificialmente. Las simulaciones realizadas por XM, el operador del sistema a solicitud de la Superservicios, confirmaron que, si la Central Hidroeléctrica Betania hubiera ofertado a un precio acorde con sus condiciones reales de operación, el precio de bolsa habría sido inferior en todos los períodos analizados.

De acuerdo con la investigación, la Superintendecia determinó que la Central Hidroeléctrica Betania incurrió en conductas que distorsionaron el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en tres aspectos:

Desconexión de la realidad operativa: Se evidenció que la empresa presentó ofertas de precios elevadas que no guardaban relación con los costos variables (costo de oportunidad) de dicho recurso hídrico. Para el periodo evaluado, la planta operaba con niveles de embalse cercanos a su cota máxima y se encontraba realizando vertimientos, condición que, bajo los principios de eficiencia económica, debió traducirse en precios de oferta significativamente inferiores a los registrados para priorizar el despacho de energía más económica, en lugar de los precios ofertados, equiparables a los de las plantas térmicas en ese momento.

Alteración del orden de mérito: Al ofertar precios que no reflejaban sus costos variables, la planta Betania fue desplazada del despacho nacional por unidades de generación de mayor costo. Esta conducta impidió que el mercado operara bajo el principio de «menor costo de prestación del servicio», forzando la entrada de plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda.

Distorsión del precio de bolsa: La investigación técnica confirmó que este comportamiento generó una señal de precio artificial en el Mercado de Energía Mayorista. A través de simulaciones, la Superservicios comprobó que el precio de bolsa real fue superior al precio que se habría formado en un escenario de competencia eficiente, impactando los costos sistémicos de la energía.

“Esta actuación administrativa no busca limitar la autonomía empresarial, sino garantizar que los precios reflejen las condiciones reales de escasez o abundancia de los recursos”, expresó el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón.

Además, hizo un llamado a todos los agentes generadores para que fortalezcan sus protocolos de cumplimiento regulatorio y adopten prácticas de oferta basadas en criterios técnicos verificables. Los generadores deben estructurar sus ofertas con base en los costos reales de operación, especialmente el valor del agua cuando el embalse está lleno. Usar precios que no reflejan esa realidad, distorsiona el mercado y eleva los costos del servicio.

“Los usuarios siempre están en el centro de nuestra gestión, tal y como lo ha solicitado el presidente de la República, Gustavo Petro. Estamos fortaleciendo nuestras funciones de inspección, vigilancia y control a las empresas prestadoras para garantizar que no se generen costos ineficientes a los usuarios”, concluyó Durán.

Respuesta de Enel

Frente a la sanción impuesta por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Enel emitió un comunicado, en el que expresa:

“Esta decisión de la Superservicios se da en el marco de una investigación relacionada con la oferta de energía en bolsa presentada por la Central Hidroeléctrica Betania entre el 17 y el 22 de octubre de 2022 y no tiene ninguna relación con la tarifa reflejada en la factura del mes de marzo de 2026.

“La Compañía atendió de manera oportuna todos los requerimientos de la autoridad y reafirma que en sus decisiones de operación aplica la regulación vigente y cumple con las reglas establecidas para la actividad de generación, buscando siempre una operación confiable, económica y segura.

“Enel reitera que es respetuosa de las decisiones de las autoridades y que, como siempre lo hace, continuará actuando con transparencia, en el marco de la normativa vigente.”

Colombia necesita 6.000 MW adicionales de energía en los próximos años

En la apertura del Encuentro y Feria Renovables Latam, expertos advirtieron que el país necesitará al menos 6.000 MW adicionales para evitar un mayor déficit que ya se evidencia desde 2026, en medio de cuellos de botella en redes, inversión y regulación.

Con un llamado a acelerar decisiones estructurales para garantizar la seguridad energética del país, se instaló en Barranquilla el 9° Encuentro y Feria Renovables Latam, el principal espacio del sector en la región que reúne a líderes, empresas, inversionistas y autoridades del sector.

El evento se da en un momento clave: Colombia necesitará al menos 6.000 MW adicionales en los próximos cinco años para evitar un déficit energético que ya se aprecia en 2026, en un contexto donde el crecimiento de las energías renovables avanza, pero no al ritmo que exige la demanda.

Actualmente, el país suma más de 3.000 MW en operación o en pruebas de energía renovable y cerca de 1.200 MW en generación distribuida, con un portafolio en desarrollo que supera los 5.800 MW. Sin embargo, gran parte de estos proyectos enfrenta barreras que retrasan su ejecución.

El principal desafío es estructural: la expansión de las redes de transmisión, identificada como el cuello de botella que definirá el éxito o fracaso de la transición energética. Sin esta infraestructura, la energía no puede integrarse a gran escala ni garantizar confiabilidad en el suministro.

Para Alexandra Hernández, presidente Ejecutiva de SER Colombia “Colombia ya demostró que la transición energética es posible, pero ahora el desafío es acelerar. Si no resolvemos los cuellos de botella regulatorios, financieros y de infraestructura, el ritmo no será suficiente para garantizar seguridad energética y competitividad en los próximos años”.

El impacto de lograrlo es significativo: de destrabarse los proyectos, el país podría incorporar hasta 9.500 MW adicionales, generar ahorros en tarifas de hasta 7 billones de pesos y reducir emisiones de forma sustancial.

Por su parte, Ana Cristina Rendón, gerente de FISE, señaló que “hoy la transformación del sector dejó de ser una aspiración para convertirse en una realidad que exige decisiones oportunas, inversión, innovación y, sobre todo, articulación entre todos los actores. Las energías renovables son fundamentales para la confiabilidad, competitividad y diversificación del sistema, y espacios como este permiten conectar la oferta con la demanda y traducir esas conversaciones en proyectos concretos y oportunidades de negocio”.

A nivel global, el panorama añade presión. Factores como la volatilidad en precios de combustibles, la concentración de minerales críticos y el crecimiento acelerado de la demanda, impulsado por tecnologías como la inteligencia artificial y los centros de datos, están redefiniendo las prioridades del sector energético.

“Durante años la transición energética se abordó principalmente como una agenda ambiental, pero hoy el mundo tiene su mirada puesta en la seguridad energética. El reto no es escoger una tecnología sobre otra, sino integrarlas: todas suman y deben trabajar de manera complementaria para garantizar confiabilidad y competitividad. Este Encuentro de Renovables responde precisamente a ese momento, aportando soluciones concretas para el país y la región”, afirmó Daniel Díaz, director Ejecutivo del Consejo Mundial de Energía, WEC Colombia.

En Colombia, la transición ya tiene resultados visibles

La capacidad instalada de energías renovables no convencionales ha crecido de manera exponencial en los últimos años, consolidando un cambio estructural en la matriz energética del país.

“Hoy contamos con más de 4 gigavatios instalados en fuentes no convencionales, lo que refleja un crecimiento significativo. Estas son cifras tangibles que evidencian cómo se ha multiplicado la capacidad instalada en los últimos años y cómo la transición energética ya es una realidad que exige mantener el impulso para seguir superando los retos del sector”, afirmó Víctor José Paternina, viceministro de Energía.

En un contexto de alta presión sobre la demanda energética, el mensaje central del encuentro es claro: la transición no depende de una sola fuente, sino de la capacidad de integrar todas las tecnologías disponibles para garantizar energía suficiente, confiable y competitiva para el país.

Acuerdo por el uso legal de los servicios públicos en Bogotá

El Distrito Capital, la EAAB, Enel Colombia y Vanti firmaron un memorando para analizar, diagnosticar y definir acciones conjuntas frente al uso irregular de los servicios públicos en asentamientos de origen informal en Bogotá.

La Secretaría Distrital del Hábitat y las empresas de servicios públicos: Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB), Enel Colombia y Vanti suscribieron un Memorando de Entendimiento para fortalecer el trabajo conjunto frente al uso irregular de los servicios públicos en asentamientos humanos de origen informal de la ciudad.

El acuerdo se desarrolla en el marco de la alianza “Unidos por la Legalidad”, una iniciativa liderada por las empresas prestadoras de servicios públicos que busca promover el uso responsable del agua, la energía y el gas.

Para ello, se analizan las condiciones de prestación de los servicios en asentamientos legalizados, en proceso de legalización y en zonas ubicadas en áreas de riesgo no mitigable o sobre la estructura ecológica principal, con el fin de contar con una visión integral que permita actuar de manera oportuna, proteger a las comunidades y al entorno ambiental, prevenir el fraude y salvaguardar la infraestructura de los servicios públicos.

A través de este memorando, las entidades acordaron mecanismos de coordinación para analizar la informalidad en los servicios públicos y desarrollar acciones conjuntas entre el Distrito y las empresas prestadoras.

Estas acciones permitirán mejorar el acceso a los servicios donde sea viable, reducir los riesgos y mitigar las pérdidas asociadas a las conexiones ilegales, fortaleciendo la sostenibilidad de los sistemas.

Como parte del acuerdo, se desarrollará un diagnóstico integral que permita identificar tipologías de uso irregular, condiciones sociales y territoriales, así como las limitaciones técnicas y jurídicas para la prestación de los servicios. Con base en ese análisis, se priorizarán asentamientos donde sea posible explorar alternativas de acceso, teniendo en cuenta criterios técnicos, sociales, ambientales y de ordenamiento territorial.

El memorando también contempla la evaluación de soluciones alternativas para garantizar el acceso a servicios públicos básicos en zonas urbanas de difícil gestión y áreas rurales, sin que ello implique procesos de legalización de asentamientos informales.

Con esta alianza, el Distrito y las empresas de servicios públicos reafirman su compromiso con la seguridad de las comunidades, el uso responsable de los recursos y una gestión coordinada de los servicios públicos en Bogotá.

Gas natural: Riesgos para la seguridad energética

En su Comentario Económico de abril, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (ANIF) analiza la coyuntura energética que atraviesa Colombia.

Por: ANIF

Colombia enfrenta un deterioro creciente de su seguridad energética, donde la menor disponibilidad de gas natural comienza a comprometer la confiabilidad del sistema eléctrico y la capacidad de respuesta ante choques climáticos.

El riesgo de desabastecimiento energético en el corto y mediano plazo se ha convertido en una posibilidad concreta en el país, impulsada por una combinación de factores internacionales y estructurales internos. Entre ellos se destacan las tensiones geopolíticas globales, las presiones inflacionarias, la disminución sostenida de las reservas nacionales de gas natural, el aumento de la dependencia de importaciones y la intensificación prevista del Fenómeno de El Niño en el país.

En el contexto internacional, el conflicto entre Estados Unidos e Irán ha reavivado el riesgo de un nuevo choque energético global con implicaciones sensibles para el mercado de gas natural.

Las eventuales disrupciones en el Estrecho de Ormuz —corredor estratégico por donde transita cerca del 20% del gas natural comercializado a nivel mundial— han generado choques que tienden a traducirse en mayores precios y volatilidad en el gas natural licuado (GNL).

Aunque Colombia no depende físicamente de este corredor, sí se ve afectada de manera indirecta a través del encarecimiento del GNL en los mercados internacionales, aumentando el costo de las importaciones. Esto resulta relevante si se tiene en cuenta que la participación de las importaciones de gas en el país pasó de menos del 3 % entre 2016 y 2023 a más del 23% en el primer trimestre de 2026.

Colombia se ha consolidado históricamente como un país con estabilidad en su abastecimiento energético, sin embargo, los indicadores recientes muestran un deterioro acelerado del balance entre oferta y demanda. Un estudio del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) advierte que el abastecimiento de gas natural entrará en una fase crítica a partir de 2026. Las probabilidades de déficit alcanzarían el 39% en 2026 y el 58% en 2027. Esta tendencia ya encuentra respaldo en los datos recientes: la producción nacional de gas cayó 17,1% en 2025, y en febrero de 2026 se registró uno de los niveles más bajos desde 2009.

Esta situación tiene implicaciones directas en un contexto en el que el sistema eléctrico en Colombia depende en gran medida de la generación hidroeléctrica. No obstante, cuando hay sequías, esa fuente pierde capacidad y el sistema recurre a las plantas térmicas, cuyo principal combustible es el gas natural. Así, la menor disponibilidad de este insumo, sumada a la necesidad de importar GNL en condiciones de alta volatilidad, incrementa los costos de generación y re- duce el margen de maniobra del sistema.

De acuerdo con cifras de XM, el país presentaría un déficit cercano al –2,3% en la energía que puede asegurar, reflejando una menor capacidad de respuesta ante escenarios críticos de demanda (ver gráfico). Este deterioro se ve agravado por el retraso en la entrada de nuevos proyectos de generación. En particular, frente a la energía esperada, solo se incorporó el 28% en 2022, mientras que, en 2026, en lo corrido del año apenas ha ingresado el 0,6% de la capacidad proyectada.

Ante el creciente riesgo de desabastecimiento en el corto plazo, se requieren medidas inmediatas como preservar los niveles de los embalses, garantizar la operación de las plantas térmicas, asegurar el suministro de gas y acelerar nuevos proyectos de generación.

De no adoptarse medidas oportunas, el país podría enfrentar un deterioro significativo del sistema energético, con efectos negativos en la economía y el bienestar de los hogares.

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