El tic-tac de la crisis energética: Retrasos y deudas amenazan el sistema eléctrico

Colombia al borde del apagón: Subsidios impagos y falta de capacidad llevan al país a un riesgo energético extremo. Contralor exige acciones urgentes ante una crisis energética «de grandes proporciones».

Colombia se encuentra al borde de una «crisis energética de grandes proporciones». La advertencia fue lanzada por el Contralor General de la República, Carlos Hernán Rodríguez Becerra.

Durante su intervención en el 12° Foro de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg) en Barranquilla, el funcionario instó al Gobierno nacional a tomar acciones inmediatas para evitar una situación que, según sus palabras, amenaza la estabilidad del sector, la economía del país y la calidad de vida de millones de colombianos. El reloj avanza mientras la Nación enfrenta una peligrosa combinación de deudas masivas, déficit de generación y graves retrasos en la infraestructura de transmisión.

El Contralor Rodríguez Becerra detalló una situación crítica marcada por varios factores. Uno de los más apremiantes es la deuda acumulada por subsidios tarifarios, que supera los $5 billones y amenaza directamente la sostenibilidad financiera del sector.

De hecho, la deuda del Gobierno con las empresas de energía y gas por subsidios y opción tarifaria alcanzaba los $7,6 billones a enero de 2025. Aunque el Ministerio de Minas y Energía reportó un pago de $2,5 billones en mayo de 2025 para cubrir obligaciones del año anterior, los pasivos continúan creciendo sin un respaldo presupuestal claro, lo que compromete la liquidez de las compañías prestadoras.

Esta situación no solo exige una reforma en la gestión de subsidios, incluyendo la medición de impacto y la actualización de fórmulas tarifarias, sino que también pone en riesgo el acceso al servicio para la población más vulnerable.

Además de la crisis de pagos, el país enfrenta un déficit preocupante en la capacidad de generación eléctrica. A pesar de la subasta de cargo por confiabilidad realizada el 15 de febrero de 2024, donde se adjudicaron 4.489 megavatios, en su mayoría de fuentes solares, aún no existe suficiente capacidad firme para suplir la creciente demanda que ya supera el 7% de incremento anual. La capacidad de generación efectiva es de apenas 15 GWh/día, un volumen insuficiente para las necesidades actuales.

Retrasos en transmisión

La infraestructura de transmisión también presenta un panorama desolador. De los 16 proyectos registrados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 14 presentan retrasos, con un promedio de 30,7 meses. A esto se suma el envejecimiento de las líneas existentes, ya que el 75% de las líneas de 500 y 230 kilovatios superan los 35 años de operación, incrementando la vulnerabilidad del sistema ante posibles fallas.

El jefe del ente de control enfatizó que estos retrasos afectan directamente la seguridad energética del país y requieren señales regulatorias claras, así como una coordinación interinstitucional para garantizar la reposición de activos críticos.

La Contraloría también puso el foco en la crítica situación de Air-e S.A., empresa que presta el servicio de energía en Atlántico, La Guajira y parte del Magdalena, y que se encuentra bajo intervención de la Superintendencia de Servicios Públicos desde 2024.

La compañía registra deudas cercanas a los $900.000 millones de pesos con proveedores de energía, mientras que el Fondo Empresarial, encargado de respaldar a las empresas intervenidas, enfrenta una fuerte presión financiera con solo $167.000 millones de saldo disponible frente a obligaciones por $324.000 millones.

Ante este panorama, el Contralor Rodríguez Becerra fue enfático: «La sostenibilidad y seguridad energética del país no pueden estar a merced de decisiones tardías ni de vacíos en la gestión». Hizo un llamado a la implementación de una institucionalidad sólida y coordinada que involucre a los ministerios de Energía, Ambiente y Hacienda, con el objetivo de evitar los choques que actualmente retrasan proyectos estratégicos, como las conexiones desde Chivor hacia Bogotá o el licenciamiento de proyectos gasíferos en La Guajira.

La Contraloría ha priorizado esta alerta en su agenda de vigilancia preventiva y, concomitante, adelanta un seguimiento de los montos y trámites de las deudas públicas, y estructurando un tablero de control en tiempo real para monitorear mensualmente las apropiaciones y pagos.

El proyecto de presupuesto para 2026 contempla un aumento significativo en los recursos asignados al Ministerio de Energía, lo que genera la expectativa de que los subsidios previstos sean cubiertos adecuadamente. Sin embargo, el mensaje del Contralor es claro: «Colombia necesita una planeación rigurosa y una ejecución oportuna de los recursos públicos para garantizar que la energía llegue con calidad, eficiencia y a precios justos a todos los ciudadanos».

El futuro energético del país, y con ello el bienestar de su población y el desarrollo económico, pende de un hilo, esperando una respuesta contundente y eficaz del Gobierno.

AGREMGAS advierte que propuesta regulatoria pondría en riesgo el servicio de GLP por redes

AGREMGAS solicita a la CREG y al Gobierno Nacional una revisión técnica para garantizar un esquema tarifario justo, sostenible y acorde a la realidad operativa del servicio.

La Asociación Gremial Colombiana de Comercializadores de Gas (AGREMGAS), advierte sobre el riesgo que implica para la sostenibilidad y la continuidad del servicio de Gas Licuado de Petróleo (GLP) por redes el Proyecto de Resolución CREG 702-011 de 2024, actualmente en etapa de análisis por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

El proyecto, publicado para consulta pública el 17 de octubre de 2024 por un periodo de 90 días, busca establecer las nuevas fórmulas tarifarias para los comercializadores minoristas que prestan el servicio de GLP distribuido por redes a usuarios regulados.

Como parte del proceso, la CREG adelantó audiencias públicas en Ibagué (8 de abril de 2025), Bogotá (9 de abril) y Bucaramanga (25 de abril), en las que se socializó la propuesta y se recibieron observaciones de los agentes y usuarios.

El GLP por redes es un servicio que garantiza suministro continuo y seguro de energía mediante infraestructura de tuberías, involucrando costos integrales que incluyen la compra del producto, su transporte, distribución y comercialización.

Sin embargo, la propuesta regulatoria plantea limitar el valor del transporte reconocido en la tarifa al mismo costo de las empresas que distribuyen en cilindros, sin reconocer las diferencias técnicas, logísticas y económicas entre ambos modelos.

Las empresas de GLP por redes y las de cilindros, en su mayoría, son distintas, y muchas operadoras de redes dependen de las distribuidoras de cilindros como proveedoras. Además, deben asumir gastos adicionales asociados a la operación y mantenimiento de redes, la continuidad del servicio 24/7 y el cumplimiento de estrictos estándares de seguridad.

De no ajustarse, la medida podría impedir que se reconozca la totalidad de los costos reales, generando desfinanciamiento y poniendo en riesgo la seguridad energética de varias comunidades.

Sara Vélez,directora Ejecutiva de AGREMGAS, manifestó: “El GLP por redes es un servicio público esencial, especialmente en zonas donde no hay alternativas energéticas viables. Cualquier regulación que no contemple la cadena completa de valor amenaza la viabilidad de las empresas y la calidad del servicio que reciben los usuarios. Solicitamos a la CREG una revisión técnica que garantice un esquema tarifario justo y sostenible”.

En Colombia, el servicio de GLP por redes abastece actualmente a cerca de 300.000 usuarios en más de 350 municipios. La mayoría son hogares de estratos 1 y 2, que destinan el gas principalmente a la preparación de alimentos.

A este sistema también están conectados establecimientos comerciales como tiendas, restaurantes y pequeños negocios, así como algunos usuarios industriales, especialmente en municipios sin cobertura de gas natural.

La modalidad por redes ofrece un suministro continuo y seguro, equiparable al del gas natural por tubería, beneficiando tanto a familias como a actividades productivas.

Finalmente, AGREMGAS hace un llamado al Gobierno Nacional y a la CREG para que, antes de aprobar la versión definitiva de la resolución, consideren las particularidades operativas y los costos reales de este modelo, de modo que se preserve la viabilidad empresarial, la continuidad del servicio y la seguridad energética de los colombianos.

Enel Colombia inició la construcción de las líneas de alta tensión La Guaca–Colegio

La obra beneficiará directamente a más de 73.000 habitantes de La Mesa, Tena y El Colegio, y en general al departamento de Cundinamarca.

Enel Colombia empezó la construcción de las Líneas de Alta Tensión La Guaca – Colegio 1 y 2, obras que garantizarán la prestación del servicio en los municipios de La Mesa, Tena y El Colegio, en Cundinamarca, permitiendo la conexión de un nuevo proyecto de energía renovable no convencional al sistema eléctrico.

La primera línea de alta tensión a 115 kV reemplazará la línea existente de transmisión La Guaca – Colegio 1 construida en 1966, que ya ha alcanzado su capacidad máxima.

Igualmente, el proyecto contempla la construcción y puesta en servicio de una nueva línea denominada La Guaca – Colegio 2, para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico de la zona ante fuertes cambios climáticos que puedan afectar el suministro eléctrico. Ésta última tendrá una longitud de 4,2 km y contará con un diseño de doble circuito que permitirá atender de la creciente demanda energética de la región. Se prevé que entre en operación a finales de 2025.

Además de asegurar un suministro de energía más confiable para los habitantes y sectores productivos de la zona, este proyecto posibilitará la conexión del parque solar Barzalosa, con capacidad de 100 MW, ubicado en los municipios de Nariño y Girardot, desarrollado por un tercero.

“La construcción de las Líneas de Alta Tensión La Guaca – Colegio 1 y 2 son una muestra de nuestra visión a largo plazo para modernizar la infraestructura eléctrica de Cundinamarca, conectando territorios con energía más limpia y resiliente. En Enel Colombia trabajamos para brindar un servicio seguro, innovador, sostenible y de calidad, alineado con los retos del cambio climático y el desarrollo regional”, afirmó Adrián Albarracín, subgerente de la Operación Regional y Metropolitana de Enel Colombia.

Iniciativas para una transición energética

En paralelo con las actividades técnicas, Enel Colombia desarrolla iniciativas con las comunidades del área de influencia. Entre ellas se destaca la siembra de 2.200 árboles en el Agroparque Sabio Mutis, en el municipio de Tena, en colaboración con estudiantes universitarios y autoridades locales, como parte de las medidas de compensación ambiental del proyecto.

Asimismo, se realizaron jornadas de capacitación ambiental, seguridad y gestión social en seis veredas de la zona de influencia, incluyendo actividades lúdicas, educativas y de siembra de árboles, fortaleciendo el vínculo con la comunidad y promoviendo el cuidado del entorno.

Con estas acciones, Enel Colombia reafirma su compromiso con la transición energética, integrando el desarrollo de infraestructura con el bienestar de las comunidades y el respeto por el medio ambiente.

Obras por Impuestos: ¿cómo avanzar más?

Aunque la mitad de los municipios objetivo aún no ha ejecutado ningún proyecto, la violencia y la desigualdad social no se limitan a los territorios definidos en 2016. Hay centenares de municipios de categorías 3 a 6 que podrían beneficiarse del buen uso de este instrumento.

Por: FRANK PEARL*

El mecanismo de ‘Obras por Impuestos’ fue creado por el Artículo 238 de la Ley 1819 de 2016 y reglamentado posteriormente, para que los contribuyentes de renta (personas jurídicas) con ingresos brutos superiores a 33.610 UVT puedan invertir hasta el 50% de su impuesto en proyectos de bienes públicos con alto impacto económico y social en las zonas más afectadas por el conflicto.

Se definió a 170 municipios PDET (Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial) y 344 ZOMAC (Zonas Más Afectadas por el Conflicto Armado), y a los municipios amazónicos con población inferior a los 85 mil habitantes, como únicos receptores potenciales de estos proyectos. Por su parte, el Ministerio de Hacienda define el cupo total disponible para cada vigencia presupuestal.

Existen 11 líneas de inversión: energía, infraestructura (transporte, cultural, productiva rural y deportiva), educación, salud, seguridad alimentaria, adaptación al cambio climático, agua y saneamiento básico, y tecnología de comunicaciones. Los recursos pueden ejecutarse por dos vías: fiducia o convenio.

El mecanismo, concebido dentro del marco de la Reforma Rural Integral (que nunca llegó al Congreso), ha funcionado, pero resulta insuficiente y está subutilizado. Aunque permite transferir capacidades del sector privado para obtener beneficios públicos, algunas alcaldías y gobernaciones prefieren manejar los recursos directamente por razones políticas y, en algunos casos, las obras no se hacen por falta de capacidad o voluntad.

El cupo aprobado ha aumentado de $250 mil millones en 2018 a $1,1 billones en 2025. Aun así, representa solo una quinta parte del 1% del Presupuesto General de la Nación (PGN) una cifra insignificante frente al tamaño de la economía.

Según la Agencia de Renovación del Territorio, entre 2018 y 2024, 210 empresas ejecutaron 410 proyectos por más de $2,9 billones en 264 municipios: $2,03 billones en municipios PDET y $932 mil millones en ZOMAC. Por tipo de mecanismo: $1,4 billones vía fiducia y $ 593 mil millones por convenio. Hay proyectos en infraestructura de transporte por más de $600 mil millones, y el sector de hidrocarburos (Ecopetrol y las operadoras privadas) lidera la ejecución con el 51% del total.

La situación precaria de la ruralidad en Colombia es una oportunidad para fortalecer este instrumento y complementarlo con otros elementos de política pública que impulsen la competitividad y la formalización de las economías regionales.

Un proyecto de ley en este sentido podría reunir mayorías en el Congreso si incluye:

1) Convertir el mecanismo en permanente, incentivando la planeación más allá de los ciclos electorales y dentro de agendas regionales de largo plazo. Esto es lo indispensable.

2) Aumentar el cupo fiscal de manera significativa, gradual y sostenida. Perú, por ejemplo, destina el 1,75% de su PGN, ocho veces más que en Colombia en proporción.

3) Permitir que las 11 líneas de inversión se financien indistintamente por fiducia o convenio. La fiducia ha sido más confiable para muchas empresas, y su uso más amplio facilitaría una ejecución más eficiente. Además, mediante una adecuada coordinación entre el sector empresarial y el Estado, se fomentaría una visión integrada de desarrollo territorial, y Colombia podría definir una mejor agenda de competitividad regional y financiar parcialmente las iniciativas surgidas del Sistema Nacional de Competitividad.

Finalmente, es necesario debatir la ampliación del mecanismo a municipios no PDET y ZOMAC, pero igualmente con profundas problemáticas sociales.

Aunque la mitad de los municipios objetivo aún no ha ejecutado ningún proyecto, la violencia y la desigualdad social no se limitan a los territorios definidos en 2016. Hay centenares de municipios de categorías 3 a 6 que podrían beneficiarse del buen uso de este instrumento. El 86% de los municipios colombianos son de categoría 6, lo que evidencia el rezago territorial y la oportunidad de ampliar el alcance de Obras por Impuestos. Soluciones sí hay.

*Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas.

¡S.O.S. por Air-e!

Air-e sigue sin con qué pagarles a sus proveedores y es la única empresa comercializadora que a estas alturas no ha contratado todavía la compra de energía para 2026.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Según la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), el nombramiento del agente interventor Nelson Javier Vásquez Torres “no ha venido acompañado de un plan claro y estructural que permita resolver una problemática que continúa agravándose y que pone en riesgo la sostenibilidad financiera de los generadores de energía, en especial del sector térmico, fundamental para el respaldo del sistema eléctrico nacional en momentos de baja hidrología”.

Por su parte, en un pronunciamiento conjunto por parte del Procurador General de la Nación Gregorio Eljah y el Contralor General de la República Carlos Hernán Rodríguez, alertaron al Gobierno sobre el riesgo de un apagón financiero de las empresas comercializadoras de energía por cuenta de la deuda de la opción tarifaria, la deuda oficial por prestación del servicio y la morosidad por parte de la Nación en el reintegro del valor de los subsidios del consumo de energía de los estratos 1, 2 y 3, que sumados bordean $10 billones. Y lo más grave es que el apagón financiero puede derivar en un efecto dominó que puede comprometer la prestación del servicio de energía.

El Contralor Rodríguez fue enfático y reiterativo al plantear al Gobierno Nacional “la necesidad de tomar las acciones necesarias para prevenir un posible racionamiento de energía” al tiempo que “la estabilidad del sistema eléctrico es un asunto prioritario para la Nación”.

Tanto la Procuraduría como la Contraloría coinciden en que la delicada situación financiera que afronta la empresa Air-e y que llevó a su intervención no es un caso aislado, es sólo la punta del iceberg, pues las demás empresas comercializadoras afrontan una situación similar.

Y, como lo afirma el Procurador Eljah, “se interviene cuando no está funcionando algo para salvarla, para sacarla adelante, y eso es lo que buscamos entre todos. La intervención de Air-e supera ya los dos años y no ha revertido la situación crítica.La falta de recursos y la continuidad de problemas financieros ponen en duda la efectividad de la medida”. 

Y va más lejos al advertir que “la intervención es una decisión extrema, no puede ser la regla general y tiene un objetivo, además de unas causales, y el objetivo es la recuperación cuanto antes de la capacidad de funcionamiento de la empresa o entidad intervenida. No puede suceder que las intervenciones lleven a la liquidación de las empresas porque ese es el mayor contrasentidoy esa es la mayor contradicción con lo que ordena la Constitución”, destacó Eljach en el periódico regional El Heraldo.

Hasta el propio ministro de Minas y Energía Edwin Palma puso el grito en el cielo y en una Carta abierta dirigida al Superintendente de Servicios Públicos le manifestó que “urge, por lo tanto, no solo la inyección de capital que permita cumplir con los compromisos adquiridos con las generadoras y demás actores del sistema, sino que la Superintendencia defina, a la mayor brevedad, una solución de fondo que garantice la prestación eficiente y continua del servicio de energía eléctrica.” Señaló, además, que“el Estado no puede permitir que se consumeun riesgo sistémico”.

Mientras tanto, por fin, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios rompió su largo silencio ante tales requerimientos y a través de un comunicado que hizo público el pasado 28 de julio dice que le “ha solicitado a la empresa comercializadora Air-e”, por ella intervenida, “el desarrollo de procedimientos internos transparentes para la contratación y el funcionamiento empresarial”.

Ello en respuesta a los cuestionamientos que han trascendido a través de los medios y de los cuales ha sido objeto la administración de la empresa a cargo del agente interventor Nelson Javier Vásquez Torres.

También se afirma que Air-e “se compromete a desarrollar, en el corto plazo acciones concretas, que incluyen la optimización del proceso de compra de energía para 2026, la implementación de un robusto plan de mantenimiento, refuerzo y expansión de las redes y la ejecución del plan de inversión de obras a nivel del sistema de transmisión regional para garantizar la prestación del servicio de manera confiable”.

No obstante, el agente interventor de Air-e no puede cumplir este compromiso si la superintendencia no se compromete y cumple con su obligación de solventarla, darle liquidez y caja. Hasta ahora el saliente superintendente Yanod Márquez se ha limitado a decir que el fondo empresarial que administra, que es el llamado a hacerlo está desfinanciado.

Según el ex superintendente Márquez, “en relación con la intervención de Air-e, se informa que el Fondo Empresarial destinado a estas acciones contaba, a marzo de 2025, con $416.500 millones, pero que actualmente solo dispone de $167.000 millones, mientras enfrenta deudas por $234.000 millones asociadas a ocho empresas intervenidas y pasivos por $2,2 billones correspondientes a tres empresas en liquidación, incluida Electricaribe”.

Y mientras tanto Air-e sigue sin con qué pagarles a sus proveedores y es la única empresa comercializadora que a estas alturas no ha contratado todavía la compra de energía para 2026, poniendo en riesgo “la prestación del servicio de manera confiable” a sus 1,3 millones de usuarios regulados y 692 no regulados de los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira.

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

Seguridad energética, tema clave en el Foro de ANDEG

El sistema eléctrico colombiano atraviesa por un momento crítico. El 12° Foro Energético de ANDEG será un espacio propicio para escuchar, debatir y proponer iniciativas para avanzar hacia un sector energético resiliente y sostenible.

El Foro Energético de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), en su décima segunda versión, tendrá como eje transversal la institucionalidad y las señales de inversión para garantizar la seguridad energética, abordando desde distintas perspectivas el abastecimiento confiable de la demanda y el desarrollo económico del país.

El Foro se enfocará en cinco ejes temáticos: garantías para la inversión en el sector energético; mercado, complementariedad y seguridad energética; retos de financiación, inversión y competitividad; instituciones y señales de política energética; y estrategias y tecnologías para la sostenibilidad del sector.

“La agenda del 12° Foro ANDEG resalta la importancia de integrar aspectos técnicos, institucionales y de política pública para el desarrollo del sector energético. Será un espacio para generar ideas claras sobre cómo potenciar el futuro energético y tecnológico de Colombia, con señales que hagan atractiva la inversión y aporten al desarrollo del país”, afirmó Alejandro Castañeda, presidente Ejecutivo de ANDEG.

Durante dos días, se reunirán voceros de alto nivel institucional como el Consejo de Estado, la Contraloría General de la República, la Procuraduría General de la Nación, el Congreso de la República, el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la CREG.

También, participarán referentes del sector financiero como BTG Pactual, Corficolombiana y CIBC, y otros actores clave como el Consejo Privado de Competitividad y ANIF, así como el centro de análisis Raddar, para abordar la coyuntura macroeconómica, el clima de inversión y la competitividad nacional.

Uno de los momentos destacados será el diálogo con precandidatos presidenciales sobre institucionalidad, prospectiva país y crecimiento económico.

Por su parte, la agenda técnica incluirá a líderes internacionales como EPRI, NERC, General Electric, Emerson, Siemens Energy y Wartsila, para analizar los desafíos de un suministro eléctrico confiable en medio del crecimiento de la demanda y el despliegue de tecnologías como la inteligencia artificial.

Energías renovables en Perú: Una ventana de oportunidades

Perú tiene los recursos, los proyectos y, ahora, el marco legal. El próximo paso es transformar este potencial en energía limpia, segura y accesible para todos los peruanos.

Perú se encuentra en un punto de inflexión trascendental para su sector energético. Con la reciente aprobación en diciembre de 2024 de la Ley N° 32249, que reforma la Ley 28832, el país se posiciona para un despegue sin precedentes en el ámbito de las energías renovables.

La nueva normativa ha generado enorme expectativa, prometiendo no solo modernizar la matriz eléctrica peruana, sino también atraer inversiones por un estimado de 14.000 millones de dólares en proyectos de generación limpia, según proyecciones del propio ministro de Energía y Minas, Jorge Montero: “Estamos ante la consolidación de un nuevo mercado que abre significativas oportunidades para el desarrollo de negocios y la creación de alianzas estratégicas.”

Un marco regulatorio transformador

La Ley N° 32249, cuya aplicación plena iniciará el 1° de enero de 2026, introduce cambios revolucionarios. Uno de los más significativos es la habilitación de contratos privados (PPA) entre generadores y usuarios libres sin la obligación de contar con respaldo de potencia firme.

Anteriormente, esta exigencia era una barrera crucial para fuentes intermitentes como la solar fotovoltaica y la eólica, que tenían un reconocimiento de potencia firme igual a cero, limitando su participación.

Ahora, se facilita el acceso a financiamiento para las renovables intermitentes y se expande el universo de vendedores de energía. Margarett Matos, senior Associate Lawyer en Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, señala que este régimen de compras separadas es «autoaplicativo» y ya está vigente desde fines de 2024, anticipando la llegada de nuevos contratos PPA de energía.

Además de los contratos PPA, la Ley establece un nuevo régimen de licitaciones para abastecer al mercado regulado, inspirándose en el exitoso modelo chileno.

Estas licitaciones serán de cumplimiento obligatorio y se realizarán anualmente, priorizando la cobertura de demanda a través de contratos de largo plazo a partir del tercer año del horizonte de planificación.

Se han definido tres tipos de licitaciones (corto, mediano y largo plazo) con periodos de vigencia específicos, y se prioriza explícitamente el uso de tecnologías renovables. Brendan Oviedo, especialista en energías renovables, anticipa que el Reglamento de Contrataciones de Electricidad podría aprobarse en agosto de 2025, marcando el camino para la primera licitación nacional en Perú.

Otro pilar de la Ley 32249 es el impulso al almacenamiento con baterías (BESS) y los servicios complementarios. Se crea la figura del Proveedor de Servicios Complementarios y se ordena al Ministerio de Energía y Minas desarrollar una normativa específica. Esto es vital, ya que las baterías darán respaldo a las fuentes eólicas y solares, garantizando la estabilidad del sistema y permitiendo una matriz peruana confiable, especialmente frente a la variabilidad de las renovables y posibles desequilibrios en épocas de sequía que afectan a las hidroeléctricas.

Cabe destacar que el costo de las baterías de iones de litio ha disminuido un 20% desde 2023, alcanzando un mínimo histórico de 115 dólares por kilovatio-hora, lo que las hace aún más atractivas.

Panorama actual y potencial

A julio de 2024, el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú contaba con 14.130 MW de capacidad instalada. Aunque la matriz sigue dominada por la hidroeléctrica (51,8%) y la térmica (gas y diésel, 40%), las energías renovables no convencionales están en expansión, con la eólica aportando 7% (1.021,30 MW) y la solar 3% (481,80 MW) de la capacidad instalada. En 2024, la eólica representó el 5,9% y la solar el 2,2% de la generación total.

A pesar de un marco normativo que hasta hace poco era «poco atractivo», Perú ya cuenta con cerca de 2 GW de proyectos eólicos y solares operativos.

Empresas como Contour Global, Enel Green Power, ENGIE Energía Perú y Kallpa Generación han liderado esta expansión. En el primer semestre de 2024, cinco nuevas centrales (dos solares, dos eólicas y una térmica) sumaron 597 MW al SEIN, con una inversión combinada de 525 millones de dólares. Recientemente, Zelestra marcó un hito con la entrada en operación de San Martín (300 MWdc), la planta solar más grande construida en Perú, gracias a un contrato entre generadoras.

El potencial de las fuentes de energías renovables no convencionales en Perú es notablemente elevado. El Atlas de Energía Solar del Ministerio de Energía y Minas indica que la radiación varía entre 4,0 y más de 7,5 kWh/m²/día, con zonas costeras como Moquegua, Arequipa e Ica siendo «altamente atractivas».

En cuanto al potencial eólico, Perú tiene más de 20.493 MW de capacidad técnicamente aprovechable, con Ica (9.144 MW), Piura (7.554 MW) y Cajamarca (3.450 MW) a la cabeza.

La geotermia, aunque menos desarrollada, ofrece hasta 2.860 MW explotables, principalmente en el sur del país, complementando las fuentes intermitentes. Este notable potencial ya se traduce en un pipeline de más de 25 GW en proyectos eólicos y solares en desarrollo o con concesión definitiva.

Demanda reciente y el protagonismo minero

La demanda eléctrica en Perú ha mostrado un crecimiento sostenido post-pandemia, alcanzando récords en 2023 y 2024. Las proyecciones indican un crecimiento anual del 3% al 4% en la demanda máxima del SEIN, que superaría los 9,5 GW hacia finales de la década. Este crecimiento deberá ser cubierto en gran parte con fuentes renovables, alineado con los compromisos climáticos de Perú de reducir sus emisiones del sector energético en un 40% para 2030.

En este contexto, el sector minero peruano emerge como un actor protagónico, representando el 55,3% del consumo eléctrico del mercado libre. La creciente presión internacional por una «minería verde» ha llevado a empresas como Southern Peaks Mining y Anglo American (con Quellaveco, abastecida completamente con energía eólica de Punta Lomitas) a firmar PPAs renovables y buscar soluciones de autogeneración.

Con la sobreoferta eléctrica agotándose entre 2025 y 2026, la expansión minera impulsará aún más la necesidad de nueva capacidad de generación limpia, creando grandes oportunidades para proyectos eólicos y solares a través de PPAs de largo plazo.

Oportunidades en sistemas aislados y electrificación rural

La Ley 32249 también aborda los Sistemas Eléctricos Aislados (SEA), principalmente en zonas remotas de la Amazonía y los Andes, donde el suministro es costoso y limitado por el uso de combustibles fósiles.

La nueva normativa faculta al MINEM a encargar al COES la coordinación de la operación de estos sistemas, permitiendo priorizar la energía más barata y optimizar recursos. Esto abre oportunidades para energías renovables distribuidas, microrredes solares con baterías y programas de electrificación rural.

Un futuro de inversión y competencia

Perú está en una coyuntura única. La Ley 32249 corrige distorsiones históricas, habilita nuevos mecanismos contractuales y un régimen de licitaciones, y se complementa con un vasto potencial y una demanda creciente.

Si se implementa adecuadamente, se espera una etapa de inversiones masivas en renovables, mayor competencia en precios y una reducción sostenida en las tarifas eléctricas, un cambio bienvenido en un país con costos regulados históricamente altos en Sudamérica.

El desafío reside ahora en la ejecución, que requerirá voluntad política, una planificación ordenada de redes por parte del COES y OSINERGMIN, y una estrecha articulación con sectores clave como la minería.

Perú tiene los recursos, los proyectos y, ahora, el marco legal. El próximo paso es transformar este potencial en energía limpia, segura y accesible para todos los peruanos.

Eventos como el Future Energy Summit Perú (FES Perú) el próximo 29 de septiembre en Lima, serán plataformas cruciales para alinear agendas y catalizar estas inversiones.

América Latina requiere US$ 7.700 millones para avanzar en cocción limpia

Para lograr que el 95% de la población tenga acceso a cocción limpia en 2035, será necesario dotar a unos 50 millones de personas de tecnologías modernas, incluyendo cocinas eléctricas, de gas o mejoradas a base de leña.

América Latina y el Caribe deberían reemplazar para 2035 alrededor de 62 millones de toneladas anuales de leña utilizada en las cocinas residenciales. Las alternativas son electricidad, gas licuado (GLP), gas natural y biogás.

Este ambicioso objetivo demandará inversiones cercanas a los US$ 7.700 millones, según se detalla en la Nota Técnica N° 11 publicada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) bajo el título «Panorama sobre Cocción Limpia en América Latina y el Caribe».

El informe indica que actualmente la leña representa el 31% del consumo energético residencial en la región y que para lograr que el 95% de la población tenga acceso a cocción limpia en 2035, será necesario dotar a unos 50 millones de personas de tecnologías modernas, incluyendo cocinas eléctricas, de gas o mejoradas a base de leña.

Este escenario proyectado implica sustituir parcialmente la madera con unos 1.700 millones metros cúbicos provenientes del gas natural, además se necesitarán alrededor de 46 millones barriles de GLP y 11 TWh de electricidad.

Las inversiones deberán focalizarse en aumentar capacidades eléctricas, modernizar redes de distribución, así como fomentar, tanto producción local, como la importación de combustibles necesarios.

El reemplazo parcial de leña por energías modernas, combinado con la adopción de cocinas eficientes, podría generar un ahorro energético del 33% en 2035 respecto a la tendencia actual, con beneficios directos en salud pública, reducción de la deforestación y, por ende, avance en el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

La OLADE enfatiza que el éxito del plan radica también en asegurar precios accesibles, especialmente para hogares vulnerables, ubicados mayoritariamente en zonas rurales donde tradicionalmente, cuando se obtiene el suministro, es a bajo costo para las familias. Además, la electrificación doméstica deberá ir acompañada de una expansión considerable de infraestructura dedicada.

Ecopetrol inició suministro de combustible marino con biodiésel

Ecopetrol avanza en la senda de los combustibles sostenibles, que inició con el desarrollo del jet y el diésel coprocesados con materias primas renovables, para contribuir a la reducción de la huella de carbono de sus productos.

Ecopetrol inició el despacho de combustible marino con una mezcla de 2% de biodiésel a distribuidores mayoristas de este sector de transporte en el Caribe colombiano.

Desde la Refinería de Cartagena la Empresa comenzó a entregar un promedio de 10 mil 500 barriles por día para abastecer la demanda de este producto en la zona. Esta mezcla con aceite vegetal contiene un aditivo que garantiza la calidad y el rendimiento en motores de embarcaciones marítimas o fluviales.

Con el 2% de biodiésel en el combustible marino, Ecopetrol promueve el uso de energías renovables y contribuye a la reducción de emisiones a la atmósfera en aproximadamente 27 mil toneladas de CO2e fósil por año, lo que equivale a evitar la deforestación de cerca de 153 hectáreas de bosque.

Colombia se suma así a las metas internacionales en reducción de huella de carbono planteadas por la Organización Marítima Internacional (IMO, por su sigla en inglés) para 2030 y 2050.

El diésel marino producido por Ecopetrol se destina a atender el 100% de la demanda del país y algunos volúmenes de mercado de naves en ruta internacional. Con el inicio del despacho de la nueva mezcla que incluye biodiésel en la zona Caribe y las entregas que se vienen haciendo en el Pacífico, todo el suministro nacional de combustible incluirá el componente renovable.

Enel dará energía al RegioTram de Occidente y al Metro de Bogotá

La Subestación Montevideo, ubicada en Puente Aranda, y la Subestación Porvenir, localizada en Bosa, serán las encargadas de suministrar la energía necesaria para la operación del RegioTram de Occidente y de Línea 1 del Metro de Bogotá.

Enel Colombia avanza en la construcción de dos subestaciones que suministrarán la energía necesaria para permitir la operación del RegioTram de Occidente, el primer tren del país 100% eléctrico; y de la Línea 1 del Metro de Bogotá.

La Subestación Montevideo, ubicada en la localidad de Puente Aranda, específicamente en el Patio Taller del RegioTram, será la infraestructura que habilitará la operación de los trenes que conectarán a los municipios de Funza, Mosquera, Madrid y Facatativá con la capital del país.

El objetivo principal del RegioTram es reducir en un 60% los tiempos de desplazamiento, beneficiando a más de 130.000 personas diariamente y a 43 millones de pasajeros al año.

De igual forma, esta Subestación beneficiará a 60.000 habitantes del área de influencia del proyecto y a alrededor de 20.000 usuarios directos de las localidades de Puente Aranda y Teusaquillo.

Con una inversión cercana a los 91.000 millones de pesos en infraestructura, Enel Colombia intervendrá y reforzará las estructuras existentes, con el fin de atender la creciente demanda energética en la región.

“El RegioTram de Occidente y la Línea 1 del Metro de Bogotá son dos de los proyectos de transporte masivo más relevantes e innovadores para el país, y en Enel Colombia nos enorgullece ser aliados estratégicos en su electrificación. Contribuir a su operación con soluciones sostenibles reafirma nuestro compromiso con la movilidad eléctrica y con el desarrollo de infraestructura que aporta a la eficiencia energética de Colombia. Estamos apostando por el fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica y así acompañar la transición energética del país”, afirmó Mónica Cataldo, gerente de Distribución de Enel Colombia.

La Subestación Montevideo, que estará lista finalizando 2025 y que será 100% digital y completamente telecontrolada, contará con dos transformadores de potencia de 40 millones de voltamperios (MVA) cada uno, dos líneas de transmisión de 115 kilovoltios (kV), que la conectará con las Subestaciones La Paz y Salitre; y una conexión al Patio Taller de RegioTram PK5.

A la fecha, en la Subestación, que presenta un avance de obra del 60%, se han adelantado las actividades de localización y replanteo para dar inicio al relleno y compactación del terreno, se tienen armados los aceros de las cimentaciones de los equipos de patio y próximamente se iniciará la construcción de la cimentación de la casa de control.

Por otro lado, la infraestructura que habilitará la operación de la Línea 1 del Metro de Bogotáserá la Subestación Porvenir, ubicada en el Patio Taller, en la localidad de Bosa; la cual servirá como punto de conexión para el suministro de energía requerido para el funcionamiento del Metro, uno de los proyectos de transporte masivo de mayor envergadura de la capital, pues permitirá movilizar a más de 72 mil pasajeros hora/sentido (más de un millón de pasajeros al día), beneficiando de manera directa a los habitantes de 78 barrios, en nueve localidades.

La inversión en esta Subestación será de alrededor de 60 mil millones de pesos y su construcción incluirá dos transformadores de potencia para una capacidad total de 80 MVA y nuevas líneas de transmisión asociadas a 115 kV, que se ubicarán en las localidades de Kennedy y Bosa, y partirá la línea existente Chicalá-Colegio, hasta la llegada de la nueva Subestación Porvenir.

“Actualmente, en la Subestación Porvenir trabajamos a muy buen ritmo, pues ya tenemos un avance de obra superior al 70%, por lo que esperamos que el proyecto culmine su construcción en el segundo semestre de 2025. Una vez la infraestructura esté lista servirá para alimentar los vagones del Metro y ofrecerle a la ciudad una obra de última generación que será fundamental para el suministro eléctrico confiable, sostenible y seguro”, resaltó Cataldo.

Durante la ejecución de estas dos subestaciones se vincularán a alrededor de 250 personas, que también aportarán con su trabajo a la construcción de una cultura entorno a la importancia de la transición energética y el medio ambiente.

Con la construcción de las subestaciones Montevideo y Porvenir, Enel Colombia no sólo electrifica dos de los proyectos de transporte más ambiciosos del país, sino que también reafirma su papel como aliado estratégico en la transición energética de Colombia.

Estas obras representan un paso firme hacia un sistema de movilidad más limpio, eficiente y sostenible, que beneficiará a millones de ciudadanos y marcará un antes y un después en la innovación de la infraestructura eléctrica del país.

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