Categoría: Industria

El crecimiento de la inteligencia artificial eleva la criticidad de los centros de datos. Hoy las fallas ya no son aisladas, sino sistémicas.

El avance de la inteligencia artificial (IA) lleva a los centros de datos a un nivel de exigencia sin precedentes. El entrenamiento de modelos, el procesamiento masivo de información y las cargas de inferencia en tiempo real demandan mayor capacidad de cómputo y energía. En este escenario, la resiliencia de la infraestructura digital ya no se define solo por el uptime, sino por la capacidad de anticipar y gestionar riesgos en sistemas cada vez más interconectados.

Los incidentes no siempre se originan en la caída de un componente específico, sino en la interacción entre sistemas energéticos, infraestructura TI y plataformas de enfriamiento. Luis Santamaría, Cloud and Service Provider Segment Leader de Schneider Electric, explica que esta interdependencia obliga a replantear la gestión de estas infraestructuras.

“Los centros de datos han evolucionado hacia sistemas altamente interdependientes. Un evento en energía puede afectar el enfriamiento, y un problema térmico puede impactar directamente en la capacidad de procesamiento”, señala.

Actualmente existen cerca de 10.000 centros de datos en 164 países, según datos del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), aunque su distribución es desigual. América Latina y el Caribe concentran apenas el 4,8% de esta infraestructura, lo que evidencia la brecha tecnológica y el potencial de crecimiento regional.

De fallas aisladas a fallas sistémicas

Uno de los principales cambios en la industria es el paso de incidentes puntuales a fallas sistémicas, donde distintos subsistemas interactúan y generan efectos en cadena. Por ejemplo, un aumento repentino en la carga de procesamiento puede elevar la temperatura del hardware. El sistema de enfriamiento responde con mayor actividad, por lo que una gestión y mantenimiento optimizada mejorará su rendimiento energético, permitiendo una operación más eficiente y resiliente.

Si la gestión energética no está alineada con la operación, el equilibrio del sistema puede verse comprometido. “Hoy vemos más riesgo sistémico: no falla un componente, sino la interacción entre los sistemas. Energía, cooling, TI y automatización están tan interconectados que cualquier desajuste puede escalar rápidamente en un problema operativo”, advierte Santamaría.

Durante años, la continuidad operativa se basó en la redundancia: duplicar sistemas críticos o instalar generadores de respaldo. Estas medidas siguen siendo importantes, pero ya no son suficientes. Los centros de datos modernos generan grandes volúmenes de información sobre consumo energético, temperatura y comportamiento de las cargas de trabajo. Analizar esos datos permite anticipar riesgos y mejorar la toma de decisiones.

Sin embargo, Santamaría señala que el uso de esta información aún es limitado. “Si somos honestos como industria, todavía hay mucho uso reactivo en los datos. Tenemos sensores y monitoreo en tiempo real muy potentes, pero en muchos casos se utilizan solo para ver alarmas y no para anticipar decisiones”, afirma.

Datos para anticipar riesgos

El desafío consiste en usar esos datos para anticipar escenarios operativos. Este cambio ocurre en un contexto de fuerte expansión del sector. El informe Latin America Data Center Market Landscape 2024 proyecta que los centros de datos de colocation y edge crecerán más de 25% anual en la región hasta 2026, impulsados por servicios cloud, analítica avanzada e IA.

La resiliencia de los centros de datos adquiere mayor relevancia por su rol en la economía digital. Estas infraestructuras sostienen servicios financieros, comercio electrónico, telecomunicaciones, sistemas de salud, entre otras industrias. Al mismo tiempo, la IA impulsa nuevas inversiones en infraestructura tecnológica. Países como China han anunciado más de US$ 70 000 millones destinados al desarrollo de centros de datos, mientras grandes empresas tecnológicas construyen instalaciones cada vez más potentes para operar modelos de IA a escala global.

Este crecimiento exige modernizar sistemas de energía, enfriamiento, conectividad y monitoreo. “La resiliencia ya no solo se define como uptime, sino como capacidad de adaptación: entender cómo responde el sistema completo ante nuevos escenarios y tomar decisiones antes de que el incidente ocurra”, concluye Santamaría.

En un contexto de crecimiento acelerado de la IA y de mayor dependencia de la infraestructura digital, los centros de datos enfrentan un reto claro: pasar de reaccionar ante fallas a anticiparlas. La resiliencia del futuro no dependerá solo de tener más respaldo técnico, sino de comprender cómo interactúan los sistemas que sostienen la operación digital.

La unidad tiene una capacidad operativa de 1.000 toneladas diarias. Es la primera planta de este tipo que funciona en el país.

La Refinería de Cartagena marca un nuevo hito para el Grupo Ecopetrol, con la entrada en operación de la primera planta de peletizado húmedo de azufre del país, que fortalece la eficiencia de la refinería, la sostenibilidad ambiental y la diversificación de nuevos negocios.

Esta nueva unidad de proceso permite transformar el azufre líquido, que se genera como subproducto de la operación de refinación, en pellets o bolitas de azufre sólido, lo que facilita una operación más limpia, segura y ambientalmente responsable, al tiempo que incrementa la flexibilidad en la disposición del azufre producido en la Refinería y su entrega al mercado.

La planta cuenta con una capacidad operativa de 1.000 toneladas diarias de azufre sólido. De este volumen, se proyecta la exportación directa, por parte de Ecopetrol, de 600 toneladas mensuales. El resto de la producción se destinará al mercado colombiano para el desarrollo de productos agrícolas, farmacéuticos, químicos e industriales.

“Es una oportunidad para generar una nueva línea de negocio para el segmento de refinación, con el que se puede cubrir el 70% del mercado nacional y exportar los excedentes; son productos de calidad internacional, lo que abre mercados tan exigentes como el europeo. Es un hito importante para Ecopetrol”, dijo el presidente (e) de Ecopetrol, Juan Carlos Hurtado.

Actualmente, la refinería de Cartagena produce azufre líquido que se distribuye en el mercado nacional a un grupo reducido de clientes. Con la transformación del producto en pellets o azufre sólido, la compañía amplía su capacidad logística e incrementa el cubrimiento del mercado nacional y su abanico de posibilidades a nuevos mercados internacionales.

Frente a la alta probabilidad de un nuevo fenómeno de El Niño para finales de 2026, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) y la Federación Nacional de Productores de Carbón (Fenalcarbón) reiteran la importancia estratégica del carbón y la complementariedad de fuentes para garantizar la seguridad energética del país.

Ante un panorama retador para el sector eléctrico colombiano por la posible ocurrencia de un nuevo Fenómeno de El Niño, la estrechez en la oferta de gas natural y la situación financiera de algunos agentes de la cadena, la generación térmica a partir de carbón se ofrece como un respaldo confiable, disponible y continuo que asegura el suministro de energía eléctrica.

“El parque termoeléctrico del país que utiliza carbón ha demostrado su capacidad para responder de manera oportuna y eficiente en momentos de estrés del sistema eléctrico, llegando a aportar hasta el 18% de la generación diaria de electricidad en el fenómeno de El Niño 2023-2024”, señaló Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG.

Afirmó también que, con cerca de 1.653 MW de capacidad instalada, con lo que podrían atenderse las necesidades de electricidad de Antioquia, se generaron hasta 37 GWh-día de energía durante dicha coyuntura y se alcanzaron consumos máximos de carbón por cerca de 18.000 toneladas diarias.

“El carbón es una pieza fundamental en la formación de precios en el mercado eléctrico mayorista, dado que constituye una señal de referencia para el mercado de contratos de mediano y corto plazo de energía eléctrica”, agregó Castañeda.

Adicionalmente, ANDEG y Fenalcarbón destacan que Colombia posee las reservas de carbón más grandes de América Latina, siendo un recurso disponible a bajo costo.

“La actividad carbonífera genera más de 650.000 empleos directos e indirectos en toda la cadena de valor, impulsando el desarrollo de proveedores locales y contribuyendo significativamente a los ingresos fiscales de municipios y departamentos”, destacó Carlos Cante, presidente de Fenalcarbón.

En regiones como Boyacá, Cundinamarca, Norte de Santander, Santander y Córdoba, la minería de carbón, en especial la pequeña y mediana, cumple un papel esencial en la estabilidad social y económica regional, además de aportar más del 80% de las regalías mineras del país.

En este sentido, los gremios hacen un llamado a reconocer la relevancia del carbón dentro de una política energética equilibrada que promueva la complementariedad de fuentes y asegure condiciones adecuadas para la continuidad de la operación térmica.

“Aprovechar de manera estratégica el carbón es fundamental para garantizar energía suficiente, confiable y asequible para todos los colombianos”, concluyeron los gremios.

La Asamblea General de Asoenergía, en su sesión ordinaria del 20 de marzo de 2026, eligió a su nueva Directora Ejecutiva, Silvana Habib Daza, en reemplazo de Sandra Fonseca Arenas, quien se desempeñó en el cargo hasta diciembre de 2025.

La Asamblea General de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), nombró a Silvana Habib Daza como nueva Directora Ejecutiva, en reemplazo de Sandra Stella Fonseca Arenas, quien se desempeñó en el cargo hasta diciembre del 2025 y estuvo en este rol por más de cinco años.

Silvana Habib es abogada en Ciencias Políticas de la Universidad Santo Tomás, cuenta con una especialización en Gestión Pública de la Universidad de los Andes y una maestría en Derecho de la Empresa y Negocios Internacionales de la Universidad Católica de Ávila en España.

Ha tenido una amplia trayectoria en el sector privado y público, donde ha sido asesora del Ministerio de Justicia y del Derecho y asesora de Presidencia de la República, donde participó en la creación del sistema de gestión especial de los Proyectos de Interés Nacional y Estratégicos (PINES); también asumió durante cinco años la presidencia de la Agencia Nacional de Minería, donde lideró el proceso de transformación y modernización institucional.

También fue vicepresidente de Operaciones y Sostenibilidad de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), y su último cargo fue en Colombia Natural Resources, como vicepresidente Legal de Asuntos Corporativos de este grupo empresarial dedicado a la minería y al desarrollo de infraestructura portuaria y ferroviaria.

“Asumo la dirección con la convicción de que Colombia necesita hoy un sector energético sólido, confiable y con reglas claras que permitan garantizar su sostenibilidad en el tiempo. Desde el gremio, impulsaremos una agenda basada en criterios técnicos y en la realidad del país, enfocada en la seguridad energética, la sostenibilidad financiera del sistema y una transición energética viable. Seguiremos fortaleciendo la interlocución con el Gobierno y los diferentes actores, de una manera informada, respetuosa y constructiva, que ayude a la estabilidad y confianza del sector y al bienestar de los usuarios,” comentó Habib.

Si votan afirmativamente, el 30 de abril quedaría aprobada la venta de activos de exploración y producción de petróleo y gas de Frontera en Colombia.

Frontera Energy Corporation, con sede en Canadá, anunció que presentó su circular informativa en relación con la próxima reunión especial de Frontera de los titulares de las acciones comunes que se celebrará el 30 de abril de 2026, el mismo día y antes de la Asamblea General.

La Junta Extraordinaria se celebra para que los Accionistas consideren y voten una resolución especial que aprueba un plan de acuerdo en virtud del cual Parex Resources, a través de su filial Parex AcquisitionCo Inc, adquirirá todos los negocios upstream colombianos de Frontera, que consisten en todos los activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia, su planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa y su plantación de aceite de palma, por un precio de compra de US$500 millones pagaderos al cierre, más un pago contingente adicional de US$25 millones pagadero al lograr hitos de desarrollo específicos dentro de un período de hasta 12 meses.

La Junta Extraordinaria también se celebra para que los Accionistas consideren y voten una resolución especial para aprobar una reducción de la cuenta de capital de las Acciones por un importe total de hasta 647 millones de dólares canadienses (equivalente a aproximadamente 470 millones de dólares estadounidenses), con el fin de efectuar una posible distribución a los Accionistas a través de una devolución de capital relacionada con los ingresos netos en efectivo del Acuerdo con Parex.

Acerca de Frontera

Frontera Energy Corporation es una empresa pública canadiense dedicada a la exploración, desarrollo, producción, transporte, almacenamiento y venta de petróleo y gas natural en Sudamérica.

La compañía posee participaciones en 17 bloques de exploración y producción en Colombia (los activos que vendería a Parex), servicios de transporte por oleoducto y una terminal marítima multipropósito en Colombia (Puerto Bahía), además de otros activos fuera de Colombia, incluyendo su participación en Guyana.

Mientras el mundo demanda más hidrocarburos por los conflictos en Europa y Medio Oriente, Colombia sigue marchitando su industria, dependiendo cada vez más de las importaciones.

Ante la negativa del gobierno de firmar nuevos contratos de exploración y producción y ante el agotamiento de los campos, Colombia ve cómo año a año la producción de hidrocarburos viene cayendo de forma sostenida.

En efecto, febrero de 2026 cerró con una producción fiscalizada de gas de 1.162 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), el nivel más bajo registrado desde 2012.

En términos interanuales, esto representa una variación de -10,2% (-132,2 MPCD) frente a febrero de 2025, cuando se reportaron 1.294 MPCD. La contracción se concentró principalmente en cuatro departamentos. Casanare, que registró una reducción de 50,5 MPCD (-6,1%), seguido por Sucre, con 42,5 MPCD (-43,0%). Por su parte, Boyacá y Atlántico registraron caídas de 12,7 MPCD (-30,1%) y 8,8 MPCD (-59,1%), respectivamente, señala el más reciente informe de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol).

En línea con lo anterior, el gas comercializado promedió 695 MPCD en febrero de 2026. Esto es una reducción de -15,7% (-129 MPCD) frente a febrero de 2025, cuando alcanzó 824 MPCD.

Cabe señala que en diciembre de 2024 Colombia perdió la autosuficiencia en gas natural y desde entonces ha venido importando buena parte de la molécula para atender el mercado regulado y no regulado.

En febrero de 2026 las importaciones promedio de gas natural fueron de 193 MPCD, equivalentes al 21,7% del gas comercializado en el país, para una disponibilidad total de gas de 888 MPCD.

Así, entre enero y febrero de 2026, el promedio diario de importaciones de gas fue de 183,2 MPCD, lo que representa un incremento anual de 13,3% (+21,4 MPCD).

Petróleo también a la baja

En febrero de 2026, la producción promedio diaria de petróleo fiscalizado en Colombia fue 735 mil barriles por día (KBPD), lo que representa una disminución del 2,7% frente a febrero de 2025 (20,7 KBPD menos).

Según la ANH, la variación mensual se explicó por factores operativos y de entorno, asociados al relacionamiento con comunidades y a la gestión de activos (condiciones propias de la madurez de los campos, incluyendo la declinación natural).

Inversión Extranjera Directa

Según el Banco de la República, en 2025 la Inversión Extranjera Directa (IED) en Colombia se ubicó en 11.469 millones de dólares (MUSD), lo que representa una disminución del 16,2% frente a 2024 (-2.215 MUSD). Esta reducción se explicó por la contracción de la IED dirigida a sectores diferentes al petrolero, que totalizó 8.971 MUSD y fue 22,8% inferior a la de 2024 (-2.647 MUSD).

Por su parte, la IED destinada al sector petrolero alcanzó 2.498 MUSD (21,8% del total), equivalente a un incremento del 20,9% frente a 2024 (+432 MUSD), cuando registró 2.066 MUSD.

De acuerdo con las proyecciones de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), la inversión total en E&P habría crecido 8% en 2025, al alcanzar 4.680 MUSD, es decir, 350 MUSD más que los 4.330 MUSD de 2024. Estas cifras no son directamente comparables con la IED del Banco de la República, que registra únicamente inversión proveniente del exterior; sin embargo, ambas lecturas son consistentes al mostrar un aumento.

Según la ACP, el crecimiento estaría explicado por la inversión destinada a producción (desarrollo de campos existentes), que habría aumentado 15% hasta 3.940 MUSD, mientras que la inversión en exploración se habría contraído 18% y se habría ubicado en 740 MUSD; de este monto, cerca del 80% correspondería a compromisos contractuales, más que a inversión voluntaria.

A medida que la demanda de servicios digitales continúa creciendo en América Latina, la región avanza hacia un modelo de infraestructura donde la eficiencia energética, la resiliencia y la sostenibilidad se convierten en factores clave.

En un panorama de acelerada transformación digital en la región, el desarrollo de infraestructura de centros de datos se consolida como un habilitador clave para sectores como banca, retail, salud, educación y servicios digitales.

En ese contexto, proyectos como el Data Center de Gtd Perú en Lurín reflejan cómo América Latina avanza hacia modelos de infraestructura más eficientes, resilientes y sostenibles.

Con una inversión inicial de USD 13 millones, la primera etapa del proyecto contempla 2 MW de potencia operativa y forma parte de un plan de expansión modular que, a lo largo de cuatro fases, permitirá alcanzar una capacidad total de 20 MW en una infraestructura que superará los 10.000 m².

Este tipo de desarrollos responde a la creciente demanda de servicios digitales en la región y a la necesidad de contar con plataformas robustas para soportar nuevas cargas de trabajo, incluyendo inteligencia artificial y servicios en la nube.

Este proyecto representa un hito no solo por su infraestructura de última generación, sino por su enfoque en sostenibilidad. La instalación integra soluciones de extremo a extremo de Schneider Electric, incluyendo tecnologías de media y baja tensión, distribución eléctrica, sistemas UPS, racks y climatización de alta disponibilidad.

Soluciones que permiten reducir hasta en 30 % la necesidad de refrigeración, prolongar la vida útil de los equipos y disminuir significativamente la huella de carbono, generando eficiencias operativas y ambientales.

Estas capacidades fueron clave para que el proyecto obtuviera la certificación Tier III en diseño y construcción, uno de los estándares más exigentes de la industria, que garantiza alta disponibilidad y resiliencia operativa para entornos críticos en múltiples sectores económicos.

“En operaciones para la alta disponibilidad es fundamental contar con soluciones confiables y escalables sin descuidar el medio ambiente. Schneider Electric nos ha permitido alcanzar un alto estándar tecnológico con una visión sostenible a largo plazo”, comentóMario Piana, gerente de Operaciones de Gtd Perú.

Por su parte, Luis Santamaría, líder del área de Cloud & Service Providers en Schneider Electric, destacó: “Contar con un portafolio integral en un data center de referencia en la región nos permite asegurar continuidad operativa, eficiencia energética, sostenibilidad y escalabilidad. Este tipo de proyectos demuestra cómo Latinoamérica está avanzando hacia una infraestructura digital más robusta y preparada para los desafíos actuales”.

Soluciones de extremo a extremo

Para fortalecer la seguridad y el monitoreo en tiempo real del data center, se incorporó EcoStruxure Data Center Expert, un software que permite supervisión centralizada, generación de reportes, notificaciones ante fallas y procesos de escalamiento automatizados, facilitando la toma de decisiones y garantizando la continuidad operativa.

En términos de eficiencia energética, el proyecto responde a uno de los principales desafíos de la industria: el consumo de energía en sistemas de climatización, que puede representar cerca del 40% del total en un centro de datos. Gracias al diseño de sistemas de enfriamiento de alta capacidad, se logró un 28% más de eficiencia en la misma área, optimizando el uso de recursos y reduciendo costos operativos.

Asimismo, se integró el sistema UPS trifásico Galaxy VXL, diseñado para entornos críticos, que alcanza niveles de eficiencia energética de hasta el 99%. Esta tecnología no solo minimiza el consumo eléctrico y las emisiones de carbono, sino que también permite el reemplazo de módulos sin interrumpir la operación, garantizando continuidad y seguridad en entornos de alta exigencia.

Proyectos como este reflejan cómo los centros de datos están evolucionando para responder a las nuevas necesidades del mercado, posicionando a Latinoamérica como un actor relevante en la transformación digital global.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó por primera vez compensadores síncronos en Colombia. Los equipos serán instalados por Enlaza, filial del Grupo Energía Bogotá.
El 26 de marzo de 2026, la UPME adjudicó a Enlaza, filial de transmisión del Grupo Energía Bogotá (GEB), el proyecto Upme 03-2024, que contempla la instalación de Compensadores Síncronos en las subestaciones de Maicao 110 kV y Santa Marta 110 kV.
El proyecto tiene prevista su entrada en operación el 31 de diciembre de 2028 y hace parte del Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2022 – 2036 elaborado por la UPME y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, con el objetivo de reforzar el Sistema Interconectado Nacional (SIN), para mantener el equilibrio y la estabilidad de la red ante la entrada de más generación solar y eólica en el norte del país.
Serán los primeros equipos de este tipo en Colombia, lo que constituye un hito que marca el liderazgo del Grupo Energía Bogotá en materia de transición energética en el país. “Este proyecto convierte a Colombia en el tercer país de América Latina en implementar compensadores síncronos, después de Brasil y Chile, incorporando infraestructura clave para modernizar su sistema eléctrico, de este modo el Grupo será el pionero en la implementación de esta tecnología clave para facilitar la integración de energías limpias en el país”, dijo Fredy Zuleta, gerente General de Enlaza.
Con el proyecto Compensadores Síncronos en Santa Marta y Maicao, el GEB se consolida en el segundo lugar del negocio de transmisión de energía eléctrica en Colombia: actualmente cuenta con 2.519 kilómetros de líneas en operación y construye 1.734 kilómetros en sus proyectos en expansión.

Un condensador síncrono es un dispositivo que regula la tensión de red de forma continua sin transitorios. Genera o consume potencia reactiva para mantener la tensión deseada. Contribuye a la capacidad de cortocircuito de la red y puede soportar caídas de tensión prolongadas.

Prevén pérdida de producción de 18,6 millones de barriles de condensados (alrededor del 24% de las exportaciones de Qatar) y de 1,281 millones de toneladas de gas natural licuado (aproximadamente el 13% de las exportaciones del país).

El Gobierno de Qatar declaró la cláusula de «fuerza mayor» en los contratos de la petrolera estatal QatarEnergy con varios países, entre ellos China, Corea del Sur, Italia y Bélgica, por el ataque iraní a la planta de Ras Lsffam que afectará a su capacidad de exportación a largo plazo.

El ministro de Energía de Qatar y presidente de Qatar Petroleum, Saad Sherida al-Kabi, aseguró que los ataques con misiles iraníes del pasado 18 y 19 de marzo causaron una pérdida estimada en 20.000 millones de dólares en ingresos anuales y han provocado daños que tardarán entre tres y cinco años en repararse.

«Los extensos daños a nuestras instalaciones de producción tardarán hasta cinco años en repararse y nos obligarán a declarar fuerza mayor a largo plazo», dijo el ministro.

En concreto, el directivo aseguró que esta medida afectará a los contratos de exportación de gas natural licuado con China, Corea del Sur, Italia y Bélgica.

Irán lanzó varias ráfagas de misiles en la noche del miércoles 18 de marzo y la madrugada del jueves 19 de marzo contra este complejo industrial portuario que alberga el centro de gas natural licuado más importante del mundo y sirve como base terrestre para la exportación de las producciones de gas.

En concreto, el ataque dañó las líneas de producción 4 y 6, que gestiona conjuntamente con ExxonMobil (que tiene el 34% y el 30%, respectivamente).

Además, también afectaron a la planta Pearl GTL (Gas-to-Liquids), una instalación gestionada por Shell que transforma el gas natural en combustibles de alta calidad de combustión más limpia y produce aceites base utilizados para fabricar aceites de motor y lubricantes de alta calidad, así como parafinas y ceras.

Respecto a esta última, el ministro detalló que «se está evaluando el daño causado a una de las dos unidades de la planta Pearl GTL, que se prevé que permanezca fuera de servicio durante al menos un año».

Pero ya prevén pérdida de producción de 18,6 millones de barriles de condensados (alrededor del 24% de las exportaciones de Qatar) y de 1,281 millones de toneladas de gas natural licuado (aproximadamente el 13% de las exportaciones del país).

Ante el incremento de lluvias y tormentas eléctricas, la infraestructura crítica del país enfrenta riesgos por humedad, descargas y fallas en la distribución.

Colombia inicia el año bajo condiciones climáticas marcadas por el ingreso recurrente de frentes fríos, que generan lluvias intensas, tormentas eléctricas y variaciones bruscas de temperatura en distintas regiones del país.

Este escenario impone desafíos críticos para la estabilidad de la infraestructura eléctrica nacional, ya que el aumento de precipitaciones y descargas atmosféricas eleva la probabilidad de sobrecargas, caídas de tensión y fallas en la distribución, poniendo en riesgo la continuidad operativa de empresas y servicios esenciales.

Ante este panorama, Schneider Electric sugiere que el país debe enfocarse en la resiliencia de su infraestructura física y digital. Con un margen de energía muy ajustado para este año, el reto es proteger la estabilidad de la red eléctrica para que las tormentas no se traduzcan en plantas con cierre en operaciones o pérdidas millonarias.

“Las altas humedades y las tormentas incrementan los eventos como caídas de tensión y fallas en equipos industriales. La digitalización es hoy la principal herramienta de prevención. Tecnologías de monitoreo en tiempo real permiten a las empresas detectar anomalías antes de que una sobrecarga se convierta en el cese de actividades«, explica Daniel Garrido, presidente del Clúster Andino en Schneider Electric. 

Riesgos operativos ante condiciones climáticas adversas

La manufactura, la minería y el comercio, que aportan el 24 % del PIB y generan el 30 % del empleo en Colombia, son especialmente vulnerables a cierres derivados por afectaciones climáticas. Estudios del Banco de Bogotá estiman que una interrupción de una hora podría costar entre $175 y $204 mil millones de pesos a la economía nacional.

El mensaje para los empresarios colombianos es claro: no se puede controlar el clima, pero sí se puede blindar el negocio para que la energía nunca falte. Innovación y estabilidad pueden coexistir si se adoptan tecnologías que optimicen el consumo y aumenten la resiliencia.

Tecnología para el bolsillo y el futuro

El auge de herramientas modernas, como la Inteligencia Artificial (IA) están duplicando la demanda energética de los centros de datos. Ante el riesgo de tormentas, Schneider propone el uso de softwares de monitoreo que permiten a las empresas:

Ahorrar dinero: al saber exactamente dónde se desperdicia energía, las empresas pueden bajar su consumo entre un 5% y un 15%, un alivio enorme cuando las tarifas suben por el clima extremo.

No depender únicamente de las redes eléctricas tradicionales: implementar sistemas que permitan que un hospital o un edificio sigan funcionando con su propia energía (paneles o baterías) si un rayo afecta la red principal de la calle.

Protección total: evitar que las subidas y bajadas de voltaje quemen los equipos industriales, cuya reparación puede tardar semanas.

Un ejemplo de este «blindaje» está en la planta de Schneider Electric en Funza, Cundinamarca. Allí, la fábrica funciona con tecnología que garantiza que la producción nunca se detenga, sin importar qué tan fuerte sea la temporada de lluvias.

Schneider Electric ofrece soluciones para eficiencia extrema en centros de datos, UPS de alta eficiencia, sistemas de refrigeración avanzada y microrredes con almacenamiento, todo integrado en plataformas digitales para reducir picos y garantizar continuidad.