Distribución de energía: en riesgo por apagón físico y financiero

Las deudas asfixian al sector eléctrico colombiano. Además, existe un riesgo físico de racionamiento por la estrechez entre la oferta y la demanda. Si no se toman medidas urgentes, ‘apague y vámonos’.

Desde 1992, hace más de 30 años, Colombia no experimentaba una situación tan crítica en el sector eléctrico. Pero esta vez, además del riesgo físico, pues no entran nuevos proyectos con la celeridad requerida, existe el riesgo financiero, que llevaría a la quiebra a varias empresas distribuidoras y comercializadoras.

Este fue el oscuro panorama que presentó José Camilo Manzur, presidente de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), en la apertura de la XXI Jornada de Distribución de Energía Eléctrica, que se realizó en Bogotá el pasado 26 de noviembre.

Las cifras son dicientes: las deudas con las distribuidoras de energía ascienden a la fecha a 6,1 billones de pesos, el equivalente a dos años de ingresos brutos para la mayoría de empresas, pero para las más pequeñas equivale a ingresos de cuatro años, poniendo en riesgo su viabilidad financiera.

A noviembre de 2025 se le debían $2,4 billones por concepto de la opción tarifaria, pago al que se había comprometido el presidente Gustavo Petro, pero finalmente les hizo conejo; por concepto de subsidios, el saldo es de $2,3 billones, y cada mes aumenta en $250 mil millones; y por concepto de deuda de las entidades oficiales, $1,4 billones.

Esto sin contar, recalcó Manzur, las deudas de usuarios particulares, que ascienden a $10 billones, de los cuales $8 billones están concentrados en la región Caribe, el eslabón más débil por donde se puede romper el sistema en una eventual crisis en cadena.

Como si fuera poco, “a esta situación se suma, por un lado, la propuesta de remuneración de la comercialización, que sería muy crítica, y, por otro, el Decreto 572 de 2025 que anticipa el cobro del impuesto de retefuente, cuyo impacto es significativo en las empresas, sobre todo en aquellas que no generan utilidades, como es el caso de Afinia, a la cual se le duplicaría la retención sin tener utilidades”, señaló Manzur.

Con relación a los subsidios, el dirigente gremial dijo que es importante mencionar que, debido a que el comportamiento del costo unitario en los últimos meses ha sido menor al esperado por efectos del propio mercado (precio de bolsa y recuperación de la opción tarifaria), el monto de los requerimientos mensuales pasó de 300.000 millones de pesos a 250.000 millones por mes; sin embargo, el déficit estimado a 31 de diciembre de 2025 es cercano a los 2,2 billones de pesos.

“Ahora bien, sobre el valor apropiado en el Presupuesto General de la Nación para 2026, se consideran el valor del déficit de 2025 y los valores estimados de subsidios hasta mediados de agosto, por lo que el déficit a 31 de diciembre de 2026 estaría cercano a 1,5 billones de pesos”, aclaró.

“Es urgente que se realicen pagos durante los siguientes meses, porque de nada serviría tener apropiaciones para 2026, cuando en este año se podrían afectar seriamente varias empresas, quedando expuestas a una intervención, como es el caso de Air-e”, resaltó.

Riesgo físico

Si, al igual que hizo con el sector salud, el gobierno asfixia económicamente al sector energético, también se suma otro problema que puede ser peor: la falta de capacidad de potencia para atender la demanda.

En este sentido, las cifras también preocupan: la demanda viene creciendo más que la oferta a un ritmo del 5% en la costa Caribe y al 2,4% en el resto del país, con el agravante que de los proyectos esperados solo entran el 25%. Los retrasos en obras de generación y transmisión varían entre cinco y diez años.

Asocodis también mencionó los riesgos de seguridad inversionista, la interinidad en que el gobierno ha mantenido a la CREG y el déficit de gas natural para atender a las térmicas en caso de un verano fuerte o de un Fenómeno de El Niño, que entidades internacionales ya están alertando se podría producir el próximo año.

 Si todos esos factores confluyen, la inoperancia y el ataque del gobierno al sector energético, le dejarán al próximo mandatario una herencia que el país no ha vivido hace más de 30 años: el apagón.

Cambio en la Presidencia de Fedebiocombustibles

La Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles) informó que Carolina Rojas Hayes finalizará su gestión como Presidente Ejecutiva el 20 de diciembre de 2025.

Tras decisión de la Junta Directiva, Carlos Alberto Mateus Hoyos asumirá la Presidencia Ejecutiva de Fedebiocombustibles a partir del 21 de diciembre de 2025.

Con más de una década de trayectoria en la Federación, Mateus ha liderado procesos técnicos, regulatorios, de articulación gremial y de relaciones internacionales.

“Asumo esta responsabilidad con compromiso y entusiasmo. Continuaré trabajando de manera cercana con el Gobierno, los productores y las regiones para fortalecer el papel de los biocombustibles en el desarrollo sostenible del país”, señaló Mateus Hoyos.

Durante su periodo, Carolina Rojas lideró avances clave para el sector: niveles históricos de producción y aportes de los biocombustibles, el impulso del SAF como combustible alternativo de aviación en el país y un fortalecimiento de la industria.

Estos resultados se lograron gracias a un diálogo técnico permanente con el Gobierno, que permitió consolidar políticas y proyectos estratégicos para la movilidad sostenible.

“Agradezco a la Junta Directiva, al equipo de Fedebiocombustibles y a los aliados y autoridades que nos acompañaron en un diálogo franco y constructivo. Me llevo un profundo orgullo por lo que alcanzamos juntos y la certeza de que el sector tiene un futuro extraordinario”, afirmó Rojas Hayes.

Una startup colombiana está revolucionando la operación de pozos petroleros

Su historia es la de una empresa que empezó con ocho personas y hoy está ayudando a transformar una de las actividades más críticas del sector petrolero. Nació hace cuatro años en Colombia y ya llegó a Ecuador y Argentina.

En los campos petroleros, donde cada minuto cuesta y cada error puede tener consecuencias millonarias, una nueva generación de ingenieros y programadores colombianos está cambiando las reglas del juego. Su bandera es la digitalización, su lenguaje es la data y su herramienta, la inteligencia artificial. Al frente de esta revolución está Claudette Saab, CEO de SkanHawk, una startup nacida hace apenas cuatro años y que ya empieza a dejar huella en la industria del petróleo y el gas de Latinoamérica.

“El 6 de noviembre de 2021 empezamos ocho personas, hoy somos 32, un crecimiento exponencial”, cuenta Saab. “En este tiempo ya tenemos 35 taladros de workover monitoreados en Colombia, 5 en Argentina y 2 en Ecuador”.

Pero detrás de esas cifras hay una historia de visión y persistencia: la de un grupo de empresarios que decidió digitalizar una de las operaciones más complejas y costosas del sector petrolero —el reacondicionamiento de pozos— y hacerlo con tecnología 100% colombiana.

La revolución invisible del workover

Hasta hace poco, buena parte del control operativo en los taladros de workover era manual. Los reportes se hacían por observación, los registros se escribían a mano y las decisiones dependían de la experiencia de los operarios. “Era una operación remota y análoga”, recuerda Saab. “Nosotros lo que hicimos fue poner sensores a todos los equipos y asegurar que la data y la analítica sea en tiempo real, íntegra y veraz”.

La tecnología de SkanHawk combina sensores de alta precisión, cámaras con inteligencia artificial y detectores ambientales que miden desde la velocidad del viento, la probabilidad de tormentas hasta la presencia de gases peligrosos como H₂S o LEL. Todo ese flujo de datos viaja a un sistema propio, diseñado y programado en Colombia, donde los algoritmos y modelos de IA transforman las cifrss en información para la toma de decisiones.

El resultado es un tablero de control en tiempo real: el maquinista ve las variables en una pantalla en el taladro, los supervisores monitorean desde el campamento, y los ejecutivos pueden seguir la operación desde sus oficinas centrales —en Bogotá o en cualquier parte del mundo— a través de una app móvil, por alertas vía WhatsApp o correo electrónico.

“Esto no existía antes”, explica Saab. “Por primera vez, los responsables del pozo pueden ver en simultáneo lo que está ocurriendo, tomar decisiones rápidas, prevenir fallas antes de que ocurran y actuar de inmediato ante alertas”.

Cuatro servicios, una misma promesa: eficiencia y seguridad

La oferta de SkanHawk se articula con cuatro servicios principales —SkanRig, SkanView, SkanMonitor y Supervisión Virtual— más un servicio transversal: un sistema de analítica avanzada que procesa toda la información capturada para entregar a las empresas diagnósticos, causas raíz y planes de acción.

En total, los sensores miden más de 40 variables, desde el torque en la mesa de operaciones y la velocidad de las maniobras hasta la calidad de las conexiones y el comportamiento ambiental. “La clave está en detectar ineficiencias y tiempos invisibles que se pierden sin que nadie los note”, dice Saab. “Si logramos reducirlos, la operación se vuelve mucho más eficiente”.

El impacto es tangible. Según la compañía, los sistemas de SkanHawk han permitido aumentar la eficiencia operativa hasta en un 22%, una mejora que, en una industria que se paga por horas, representa ahorros millonarios.

Pero la eficiencia no es el único beneficio. Las cámaras con inteligencia artificial también elevan los estándares de seguridad industrial, identificando en tiempo real si un trabajador no lleva completos sus elementos de protección o si una persona ajena ingresa a la zona de trabajo. “Estamos hablando de que en campo se maneja un nivel de riesgo 5, donde cualquier error puede ser fatal”, subraya Saab.

Innovar también es proteger vidas y el planeta

En la competitiva industria de los hidrocarburos, SkanHawk aporta una mirada distinta: la tecnología como aliada del medio ambiente y la seguridad. “Reducir los tiempos de operación no solo baja costos, también disminuye las emisiones de carbono”, explica. Cada hora menos de intervención significa menos combustión de diésel, menos transporte y menos huella ambiental.

Y los resultados hablan por sí solos. En una variable crítica como el torque —que puede causar accidentes o daños irreparables en el pozo, si se aplica mal—, uno de los clientes pasó de un 67% de cumplimiento correcto a un 98% en apenas año y medio. “Eso significa menos inspecciones, menos reparaciones y menos riesgo de perder un pozo completo”, destaca Saab.

Pocos hubieran apostado que un desarrollo de hardware y software 100% colombiano podría competir en un sector dominado por multinacionales, pero SkanHawk lo logró. Aunque algunas piezas del hardware son importadas, el ensamble, los códigos, la inteligencia artificial y los algoritmos son diseñados por ingenieros locales.

Esa apuesta por la autonomía tecnológica se traduce en proyección. “En 2025, nuestro objetivo fue crecer en Colombia y poner un pie afuera. Ya lo hicimos: estamos en Argentina y Ecuador”, cuenta Saab. “Ahora queremos dar el salto a Estados Unidos y México, dos mercados más grandes y con enormes oportunidades”.

La transformación de una industria

Para Saab, lo que SkanHawk está haciendo va más allá de la digitalización. Es una transformación de la forma de operar, una reinvención del trabajo en campo donde la información reemplaza la intuición y la prevención sustituye la reacción.

“Esta tecnología cambia la manera de hacer las cosas: las hace más productivas, más seguras y más sostenibles”, asegura, y agrega: “El que no la use se va a quedar atrás. Esto es tecnología de punta aplicada, en una industria donde la innovación avanza a pasos de gigante”.

Ciberseguridad: ¿Cómo está Sudamérica ante amenazas digitales?

En el Mes de la Ciberseguridad, Schneider Electric advierte que el subcontinente enfrenta un escenario desafiante que requiere infraestructuras más inteligentes, automatizadas y resilientes.

En Sudamérica, la aceleración digital impulsada por la adopción de la nube, el crecimiento de los centros de datos y la explosión de la inteligencia artificial están transformando la forma en que operan empresas e instituciones.

Sin embargo, este desarrollo viene acompañado de nuevos riesgos: mayor exposición a ciberataques, sobrecargas energéticas, interrupciones operativas y vulnerabilidades invisibles dentro de la infraestructura crítica.

Frente a este panorama, es fundamental que las organizaciones refuercen su estrategia de ciberresiliencia desde la infraestructura física hasta el software que sostiene sus operaciones.

A continuación, tres recomendaciones clave para fortalecer la continuidad, seguridad y eficiencia en centros de datos y servicios en la nube:

  1. Priorizar el monitoreo inteligente para anticipar fallas

La visibilidad en tiempo real es el primer paso para fortalecer la ciberseguridad. Muchas interrupciones no se originan en ciberataques, sino en fallas internas no detectadas a tiempo.

Según el Uptime Institute (2024), el 70 % de las interrupciones graves en centros de datos están relacionadas con errores de monitoreo o gestión. Esto evidencia que la falta de control y supervisión sigue siendo un eslabón débil.

En este contexto, herramientas de gestión basadas en analítica avanzada y software inteligente permiten identificar anomalías, redistribuir cargas y actuar de manera predictiva.

Estas herramientas supervisan equipos críticos como UPS, PDUs, sistemas de enfriamiento y otros dispositivos esenciales para la continuidad operativa, integrando análisis predictivo que utiliza datos y algoritmos para anticipar fallos antes de que ocurran.

Además, centralizan la gestión de múltiples sitios en una sola plataforma y envía alertas inteligentes en tiempo real sobre eventos que puedan comprometer la disponibilidad, permitiendo actuar con rapidez y precisión.

En el caso de EcoStruxure IT, aunque no es un firewall ni un antivirus, la plataforma aporta de forma indirecta, pero decisiva, a la ciberseguridad. Protege la infraestructura física evitando que fallos de energía o refrigeración generen vulnerabilidades, incorpora acceso seguro mediante cifrado y autenticación robusta, reduce riesgos operativos al prevenir interrupciones y facilita el cumplimiento de estándares de seguridad y continuidad.

2. Adoptar automatización para una respuesta inmediata

En centros de datos modernos, reaccionar manualmente ya no es suficiente. La complejidad de las cargas de trabajo, sumada al crecimiento de la IA, requiere sistemas capaces de actuar en segundos.

Gartner estima que para 2026, el 75 % de las organizaciones habrá implementado automatizaciones en sus operaciones digitales para reforzar la resiliencia y la seguridad.

La automatización permite que la infraestructura responda de forma autónoma ante fallas eléctricas, cambios térmicos, anomalías en la red o comportamientos sospechosos. Esto garantiza que los servicios críticos se mantengan disponibles incluso ante incidentes imprevistos.

En la nube, donde una interrupción puede afectar a millones de usuarios, una reacción automatizada es la mejor defensa frente a amenazas simultáneas.

3. Blindar la infraestructura física

Mientras las organizaciones incrementan sus inversiones en ciberseguridad digital, muchas olvidan que también pueden enfrentar problemas en la infraestructura física.

Equipos como UPS, sistemas de refrigeración, sensores IoT o redes OT son puntos de entrada críticos. Según IBM Security (2024), el77 % de las vulnerabilidades en infraestructura crítica involucra activos físicos o híbridos (IT/OT).

“Sudamérica está entrando en una nueva etapa digital, marcada por la IA, la demanda energética y la interconexión masiva. Para aprovechar estas oportunidades sin comprometer la estabilidad operativa, es necesario fortalecer la ciberresiliencia de los centros de datos y de la nube. El monitoreo inteligente, la eficiencia energética, la automatización avanzada y la protección del hardware conforman la hoja de ruta para enfrentar los riesgos emergentes”, afirma Juan Mejía, gerente Senior de Ventas de Software de Schneider Electric.

La ciberseguridad debe extenderse más allá del software tradicional. Una infraestructura física comprometida puede generar desde apagones digitales hasta bloqueos de servicios cloud, afectando la continuidad operativa.

Estudian modelo para que América Latina pase del carbón a la energía nuclear

Un estudio reciente desarrollado por investigadores de las Universidades de Antioquia y Nacional de Colombia, la Red Nuclear Colombiana y la Escuela Latinoamericana de Administración y Emprendimiento analiza la viabilidad económica de convertir plantas de carbón en instalaciones nucleares a pequeña escala.

La investigación, liderada por José Alejandro Barrera Giraldo, David Galeano, Daniel Morales y Alfredo Trespalacios, analiza la posibilidad de aplicar el modelo conocido como Coal-to-Nuclear (C2N), que propone reutilizar parte de la infraestructura existente en termoeléctricas de carbón para instalar reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés).

El análisis incorpora ocho países de la región: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, República Dominicana, Guatemala, Honduras y México.

El documento señala que varios países latinoamericanos enfrentan un aumento sostenido en la demanda de electricidad y una disminución progresiva del uso del carbón. Sin embargo, el cierre de estas plantas implica retos económicos y laborales. Este escenario abre la discusión sobre tecnologías capaces de sustituir generación firme y reducir emisiones.

La transición C2N ha sido estudiada en otros continentes y cuenta con proyectos piloto en Estados Unidos, Europa del Este y Asia. Los investigadores desarrollaron un modelo propio para estimar costos en el contexto latinoamericano, con particular atención a los riesgos financieros que caracterizan a cada país.

Metodología aplicada

Los autores proponen un modelo híbrido, determinístico y estocástico, basado en el cálculo del Costo Nivelado de Energía (LCOE). La metodología incorpora un factor de “reutilización” que estima el ahorro obtenido al mantener sistemas de transmisión, terrenos, accesos y parte de las obras civiles existentes en las plantas de carbón.

El estudio utilizó datos técnicos de 41 unidades termoeléctricas a carbón y aplicó simulaciones Monte Carlo para incluir variabilidad en costos de inversión, operación, combustible y tiempo de construcción.
Las estimaciones muestran un rango de LCOE entre 83,31 y 107,92 USD/MWh, según país y condiciones de las plantas. Colombia, Chile y México presentan los valores más bajos dentro del rango analizado.

Con las simulaciones, el rango se amplía a 71,47–169 USD/MWh, reflejando incertidumbres propias de los proyectos nucleares y de las economías de los países evaluados.

El estudio concluye que las diferencias entre naciones se explican, principalmente, por dos factores:

  • Prima de riesgo país, que impacta el costo del capital.
  • Edad y estado de las plantas de carbón, que determina su valor residual y el nivel de obras aprovechables.

México, Colombia y Chile se ubican como los países con resultados más favorables en la relación entre costos y riesgo. República Dominicana, Honduras y Argentina registran valores más altos debido a sus condiciones financieras y fiscales.

El análisis planta por planta identifica que las unidades con edades intermedias muestran mejores indicadores para una eventual conversión. Las plantas más nuevas requieren inversiones mayores por su alto valor residual, mientras que las de mayor antigüedad podrían enfrentar costos elevados asociados a reparaciones y remodelaciones antes de su reconversión.

Implicaciones para la política energética

Los investigadores plantean que las conversiones C2N en América Latina pueden complementar la expansión de energías renovables y ayudar a mantener la estabilidad del sistema eléctrico, dado que los SMR operan con altos factores de capacidad.

Pero señalan que la viabilidad de esta transición depende de condiciones de financiamiento, estabilidad regulatoria e instrumentos que reduzcan riesgos para los inversionistas. Asimismo, el estudio destaca la necesidad de cooperación internacional y marcos institucionales que permitan desarrollar proyectos nucleares en países sin trayectoria previa.

Además, sugiere avanzar en estudios nacionales detallados que incorporen costos locales, topografía, disponibilidad hídrica y parámetros regulatorios específicos. También recomienda evaluar la integración de la nuclear con sistemas renovables variables para determinar configuraciones óptimas dentro de cada matriz energética.

El estudio concluye que la transición del carbón hacia la energía nuclear mediante SMR representa una opción económicamente viable para Latinoamérica en escenarios determinados y bajo ciertas condiciones financieras. Su éxito depende de políticas públicas orientadas a la reducción de riesgo, marcos regulatorios consistentes y estrategias de inversión de largo plazo.

Retos del crecimiento del GLP serán analizados en el 8° Congreso GASNOVA

Bogotá será sede del 8° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA, bajo el lema “GLP, energía en crecimiento”.

El 19 y 20 de agosto del 2026, el Club El Nogal de la capital colombiana reunirá a los actores más importantes del Gas LP en Colombia y Latinoamérica, durante la 8ª versión del Congreso Internacional del GLP, organizado por la Asociación Colombiana del GLP (GASNOVA), gremio que agrupa a las empresas que representan el 77% del mercado del GLP en cilindros en el país, y el 42% en redes de distribución.

El evento tendrá como eje temático “GLP, energía en crecimiento”, para analizar la actual coyuntura del energético, cuyo auge y crecimiento plantea retos importantes hacia el futuro.

“Nuestra industria tiene un gran potencial de crecimiento a nivel internacional y eso implica grandes retos que debemos buscar cómo atender”, manifestó Alejandro Martínez, presidente de GASNOVA.

El Congreso GASNOVA albergó en la edición 2025 un total de 422 asistentes, de 10 países (Estados Unidos, Francia, Brasil, México, Argentina, Perú, Chile, Ecuador, Paraguay y Colombia), de los cuales el 63% fueron de cargos directivos (directores, gerentes, presidentes y jefes). El 75% de los asistentes estableció vínculos comerciales durante el evento. 

Lanzan medidas para incentivar carga de vehículos eléctricos en Colombia

Exención de impuestos, contratación en mercado no regulado y reducción de la contribución del 20% hacen más rentable desarrollar infraestructura de movilidad eléctrica en Colombia.

El Ministerio de Minas y Energía anunció un paquete de incentivos destinados a acelerar el desarrollo de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en Colombia.

Las medidas buscan dinamizar la movilidad sostenible, atraer inversión y disminuir los costos de operación para los prestadores del servicio de carga en todo el país.

Gracias a la actualización normativa, los operadores podrán contratar energía en el mercado no regulado sin límites de potencia ni consumo mensual, lo que ofrece mayor flexibilidad y mejores condiciones de negociación.

Adicionalmente, la energía destinada a la carga de vehículos eléctricos estará exenta del 20% de la contribución, lo que reduce costos directos para quienes desarrollan esta infraestructura.

A estas medidas se suma el acceso a los beneficios contemplados en las Leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021, que incluyen exención de aranceles, exención de IVA, depreciación acelerada y descuentos en el impuesto de renta, de acuerdo con el procedimiento establecido por la Resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética 736 de 2025.

“Este paquete de incentivos convierte a Colombia en uno de los países con mejores condiciones para invertir en infraestructura de carga. Estamos eliminando barreras y creando un entorno que estimula la innovación y la movilidad limpia”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea.

ASOCODIS celebra su XXI Jornada de Distribución de Energía Eléctrica

El 26 de noviembre se abre el espacio de discusión más importante para el sector de distribución de energía eléctrica en Colombia, con la edición número 21 de la Jornada de Distribución de Energía Eléctrica.

Con el lema “Somos La Energía Que Conecta y Transforma Regiones”, el sector retomará la discusión sobre el presente y futuro de la energía eléctrica, con el propósito de fomentar un diálogo franco, técnico y constructivo que se traduzca en soluciones frente a los retos actuales y aportar a las bases de una distribución eléctrica más confiable, sostenible y equitativa en todas las regiones de Colombia.

Durante la Jornada se analizará el estado actual del segmento de distribución y comercialización eléctrica, los principales retos regulatorios y financieros de las empresas, las perspectivas de la transición energética justa en las regiones, los avances en la calidad del servicio y la adopción de nuevas tecnologías para un rol más activo de los usuarios.

Esta edición reunirá a expertos y actores del sector: empresas distribuidoras y comercializadoras, entidades del Gobierno Nacional, reguladores, Congreso de la República, academia, gremios, usuarios y organismos de control, entre otros. El encuentro se da en un momento de particular relevancia para el sector, marcado por una serie de desafíos e incertidumbre.

“Las empresas del sector han tenido en los últimos tiempos dificultades especialmente en el frente financiero, con deudas billonarias, sin cuyo pago puede ponerse en riesgo el servicio futuro a los usuarios, su calidad y la solidaridad que se traduce en energía subsidiada a más de 13 millones de hogares”, explicó José Camilo Manzur, presidente de ASOCODIS, gremio que representa a las 21 empresas que llevan el servicio a cerca de 17 millones de hogares, empresas e industrias.

La conversación se dará en torno a iniciativas legislativas que podrían modificar el marco regulatorio e institucional del sector; y también, sobre decisiones en fase de discusión en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que impactarían negativamente la remuneración de la actividad de comercialización, “en medio de una crítica situación de liquidez que enfrentan las empresas distribuidoras y comercializadoras debido a los altos niveles de mora en el pago de deudas relacionadas especialmente con subsidios y consumos de entidades oficiales”, remarcó Manzur.

Por último, y como es tradicional, ASOCODIS entregará el Premio ÁMBAR a los mejores trabajos para innovar y modernizar el sector eléctrico, ideas que se convertirán en grandes soluciones. La cita es este miércoles 26, a las 7:30 A.M, en el Club El Nogal de Bogotá.

Cómo aprovechar las megatendencias de la IA en 2026

La inteligencia artificial dejará de ser una promesa para convertirse en el motor de competitividad en 2026. Las empresas que integren sus megatendencias —desde la automatización hasta la sostenibilidad inteligente— estarán mejor preparadas para liderar un mercado impulsado por datos, energía e inteligencia.

La inteligencia artificial (IA) ya no es exclusiva de las grandes tecnológicas. Su expansión hacia sectores como la industria, la energía, la banca o la salud marcará el ritmo de la transformación digital en los próximos años.

De acuerdo con IDC,el 80 % de las organizaciones de América Latina planea invertir en IA generativa y automatización avanzada para 2026, y se prevé que esta tecnología aporte más de 1,3 billones de dólares al PIB global para finales de la década (McKinsey Global Institute, 2025).

El crecimiento acelerado de los centros de datos en América Latina refleja la transformación digital de la región. De acuerdo con el informe Latin America Data Center Market Landscape 2024 de DCD, el número de instalaciones decolocation y edge aumentará más del 25 % anual hasta 2026 en Latam, impulsado por la demanda de servicios cloud, IA y analítica avanzada. Este contexto posiciona a la región como un punto estratégico para el despliegue de infraestructura digital sostenible y de alto rendimiento.

Esta aceleración obliga a las empresas a pasar de la experimentación a la integración. La IA ya no se limita a optimizar procesos: predice comportamientos, automatiza decisiones y redefine la experiencia del cliente.

Megatendencias de IA que marcarán el 2026

  1. IA generativa aplicada a los negocios

Según Gartner, más del 80 % de las empresas habrán utilizado interfaces de programación de aplicaciones de IA generativa (GenAI APIs) o implementado aplicaciones habilitadas por GenAI en entornos de producción para 2026, frente a menos del 5 % en 2023.

Esto implica que la IA ya no se limita a experimentos aislados, sino que pasará a formar parte del núcleo operativo de las organizaciones. Por ejemplo, en el sector financiero, los modelos generativos entrenados con datos propios permitirán diseñar productos personalizados, generar informes regulatorios automáticamente y optimizar la experiencia del cliente en tiempo real.

En manufactura, esta tecnología podrá simular procesos de producción, diseñar prototipos digitales y acelerar el time-to-market con menor coste y riesgo.

  • Automatización cognitiva y operaciones autónomas

Las organizaciones ya planean implementar tecnologías de automatización inteligente, integrando IA, machine learning y edge computing a lo largo de los próximos tres años.

En industrias críticas como energía, telecomunicaciones o centros de datos, donde la confiabilidad es clave, estos sistemas autónomos permiten reducir errores operativos, escalar frente a la demanda y mejorar la resiliencia general.

Por ejemplo, en centros de datos, la implementación de automatización cognitiva puede traducirse en detección temprana de fallos, optimización de la carga térmica y mantenimiento proactivo que evita interrupciones costosas.

  • Data centers sostenibles y neutros en carbono

La sostenibilidad se ha convertido en un eje estructural para el futuro de los centros de datos. Según el Uptime Institute (Global Data Center Survey, 2024), para 2026 el 90 % de las nuevas instalaciones integrarán estrategias de eficiencia energética y monitoreo de huella de carbono como parte de su diseño base.

Esta transformación no solo responde a la presión regulatoria y a los compromisos de descarbonización global, sino también a una nueva economía digital que exige infraestructura más eficiente y resiliente.

En América Latina, países como Chile, Colombia y Brasil avanzan en políticas de transición energética que incentivan la adopción de energías renovables, gestión inteligente de activos y certificaciones verdes, lo que acelera la inversión en data centers sostenibles.

“La inteligencia artificial ya no se mide solo por su capacidad de automatizar, sino por su impacto en la sostenibilidad, la seguridad y la eficiencia. En los próximos años, veremos cómo las empresas que integren IA con una visión ética y estratégica lograrán no solo operar mejor, sino anticipar el futuro. Esa será la verdadera ventaja competitiva en 2026”, afirma Luis Santamaría, líder del área Cloud & Service Providers en Schneider Electric.

  • Infraestructura híbrida y resiliencia distribuida

El auge de la inteligencia artificial, el edge computing y los modelos cloud está redefiniendo la forma en que las organizaciones construyen su infraestructura crítica.

De acuerdo con el informe IDC FutureScape: Worldwide Digital Infrastructure 2025 Predictions,anticipa una adopción acelerada de arquitecturas híbridas y edge computing, especialmente en países como Brasil, Chile, Colombia y México, por su alta demanda de servicios cloud y su expansión de conectividad regional (IDC Latin America Digital Infrastructure Trends, 2024).La resiliencia, por tanto, ya no depende solo de la redundancia, sino de la capacidad de anticipar, aislar y recuperar operaciones críticas en tiempo real.

Aprovechar estas megatendencias no significa adoptar tecnología por moda, sino construir una estrategia basada en datos, sostenibilidad y resiliencia. Las organizaciones que logren integrar plataformas inteligentes como soluciones de monitoreo energético, software predictivo o analítica avanzada, no solo reducirán costos, sino que también optimizarán sus operaciones con menor impacto ambiental.

El 2026 será el año en que la IA deje de ser un complemento y se convierta en el núcleo operativo de los negocios. Las empresas que hoy ya están recorriendo este camino, estarán listas para liderar la próxima era digital.

Del riesgo inmanente al riesgo inminente

La situación del sector energético colombiano tiende a gravarse, sin que se vislumbre una solución. El riesgo de un racionamiento en la prestación del servicio de energía sigue latente.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Yo distingo el riesgo inmanente del riesgo inminente. En cuanto al primero, al depender de una matriz eléctrica en donde la capacidad instalada hídrica supera el 60%, estamos expuestos a un riesgo de racionamiento cuando nos enfrentamos a una hidrología crítica a causa del Fenómeno de El Niño, tanto más en cuanto que de los 24 embalses que le sirven a la hidroeléctricas solo uno de ellos, el de El Peñol, con el que opera Guatapé, tiene una capacidad de regulación que supera el año, el resto de ellos es de solo 4 meses. Este riesgo es tanto mayor dada la circunstancia de que actualmente tenemos un déficit del 1,8% de la Oferta de Energía Firme (OEF), el cual puede superar el 3% para 2026.

En cuanto al riesgo inminente, gravitan sobre el sistema dos factores determinantes. El primero de ellos es el estrés del Sistema de Transmisión Nacional (STN), debido al déficit de la OEF con respecto a la demanda, que crece a un ritmo que duplica el crecimiento de la oferta. Según XM, que administra el mercado mayorista y opera el STN, en este momento la OEF está en 237.55 KWH y la demanda en 241.89 KWH, esto representa un déficit de -1,8%, el cual será mayor el año entrante, estimándose en -2,5%.

Ello obedece, a su vez, al ostensible atraso en la ejecución de importantes proyectos tanto de generación como de transmisión, empezando por Hidroituango, que ha debido entrar en operación en 2018, pero debido a una contingencia que se presentó de sus 8 unidades, con capacidad de 300 MW de potencia cada una, hasta la fecha solo han entrado 4. 

Debido también a los 2.400 MW de capacidad de generación de energía eólica que fueron asignados en las subastas entre 2019 y 2021, parques eólicos a instalarse en La Guajira que hasta la fecha a duras penas ha entrado uno de ISAGEN de solo 24 MW, el 10%, equivalente al piloto Jepírache que instaló EPM de Medellín en el Cabo de la Vela hace 21 años.

El otro factor que amenaza con un riesgo de racionamiento inminente es la crítica situación financiera que afrontan las empresas comercializadoras de energía, debido fundamentalmente a la deuda de los usuarios por concepto de la Opción Tarifaria, cuyo saldo a septiembre de 2025 era de $2,5 billones, de los cuales el presidente Petro se comprometió en mayo del año pasado a asumir la de los estratos 1, 2 y 3, que representa el 80% de la misma, pero hasta la fecha es una promesa incumplida. 

A ello se viene a sumar la deuda del Gobierno Nacional para cubrir los subsidios al consumo de los estratos 1, 2 y 3, que las empresas ya les descontaron y el Gobierno debe reintegrarles. Al corte de agosto la deuda ascendía a $2,4 billones. A ello se vienen a sumar deudas con las distribuidoras de gas natural de $760.000 millones y a las de GLP por $41.700 millones. Y lo más grave es que en el presupuesto de la actual vigencia solo se apropiaron los recursos para cubrir los subsidios del primer trimestre de este año. 

Es decir que la partida de subsidios para los tres restantes trimestres está desfinanciada. De tal modo que el faltante en el presupuesto de la actual vigencia asciende a $3,6 billones, de los cuales $2,7 billones corresponden a energía eléctrica. Entre tanto, para la vigencia de 2026, en el proyecto de presupuesto de $8.9 billones que se van a requerir el aforo es de sólo $7,5 billones.

Esta situación llevó a la intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos de la empresa Air-e, que les presta el servicio a los departamentos del Atlántico, Magdalena y La Guajira. La razón fue su insolvencia, iliquidez y falta de flujo de la caja, que la llevó a acumular deudas con sus proveedores por $1,9 billones, la cual quedó en suspenso su pago con la intervención y la contraída con posterioridad a esta ya asciende a los $1,7 billones, de los cuales $1,5 billones corresponden a la deuda contraída con las empresas generadoras por la energía que le han despachado. 

Entre tanto, la Superintendencia se ha cruzado de brazos, dice que el Fondo Empresarial que administra y que es la fuente de ingresos para las empresas intervenidas está también insolvente y por ello no le puede girar a Air-e ni un peso.

Tal situación llevó a los organismos de control (CGR y PGN) a pronunciarse alertando sobre el riesgo inminente de un apagón financiero de las empresas comercializadoras que puede dar lugar a un efecto dominó y conducir a una falla sistémica, que puede llegar a comprometer la prestación del servicio. 

La reticencia del Gobierno en girar lo que adeuda a las empresas comercializadoras y evitar el colapso de Air-e, a sabiendas del riesgo inminente de un racionamiento, lo lleva a uno a concluir que, imitando la política que tiene al sector salud en la UCI, estamos en presencia de una crisis inducida del sector eléctrico. La Superintendencia, con su inacción se ha convertido en parte del problema.

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

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