Categoría: Industria

La Subestación Tren de Occidente es el primer punto de conexión para el suministro de energía para el funcionamiento de RegioTram, uno los proyectos de transporte masivo 100% eléctrico más importante del país, que conectará a la Sabana Occidente con Bogotá.

Enel Colombia puso en operación la nueva Subestación Eléctrica Tren de Occidente, un proyecto que fortalece la infraestructura eléctrica de Bogotá y Cundinamarca, y respalda la transición energética del país.

Ubicada en Facatativá, esta subestación será el primer punto de conexión para el suministro de energía del RegioTram, el sistema de transporte masivo 100% eléctrico que beneficiará la conectividad a los municipios de la Sabana Occidente de Cundinamarca, en especial a Facatativá, Madrid, Mosquera y Funza, con Bogotá. Esta obra beneficiará a más de 226.000 habitantes de la región, mejorando la calidad del servicio eléctrico.

“La nueva Subestación Tren de Occidente es un ejemplo de nuestro esfuerzo y compromiso con la región y el país, en el marco de la actual transición energética. Gracias a su funcionamiento, y con una inversión de cerca de 75.000 millones de pesos, incluyendo la subestación, la línea de alta tensión y las redes de media tensión, hacemos realidad la electrificación del RegioTram, con el que no solo estamos garantizando que 43 millones de pasajeros al año tengan una reducción del 60% en sus tiempos de desplazamiento, sino que también estamos logrando que se eliminen alrededor de 140 mil toneladas de emisiones de CO2”, afirmó Mónica Cataldo, gerente de Distribución de Enel Colombia.

La nueva Subestación Eléctrica Tren de Occidente cuenta con dos transformadores de potencia de 40 millones de voltamperios (MVA) cada uno, para una capacidad total de 80 MVA. Así mismo, tiene una línea de alta tensión aérea a 115 kV, doble circuito, de más de 1 kilómetro que la conectan, a través de 2 torres y 6 postes de gran altura, con la línea existente Balsillas – Facatativá.

De su capacidad total, alrededor del 25% será para alimentar el RegioTram. El 75% restante, atenderá la demanda de energía requerida por más de 226.000 habitantes de los municipios de la Sabana Occidente, adicional a los clientes comerciales e industriales.

“La puesta en operación de la primera subestación eléctrica del Regiotram de Occidente marca un hito en la construcción del primer tren regional eléctrico de pasajeros del país. Esta infraestructura permitirá alimentar los 40 kilómetros de longitud del sistema férreo, garantizando energía confiable y segura para movilizar 130.000 pasajeros al día. Además, alrededor del 70% de su capacidad beneficiará los habitantes del área de influencia, mejorando el suministro eléctrico.” anotó Jorge Emilio Rey Ángel, gobernador de Cundinamarca.

La Sabana Occidente ha experimentado un crecimiento económico y poblacional, pues conecta a Bogotá con las otras regiones del país. Según el DANE, esta zona de Cundinamarca pasará de tener alrededor de 660.000 habitantes en 2025 a casi 800.000 para el 2035. En esta, Facatativá es el municipio con mayor población y porcentaje de crecimiento (45,51% en el último año). Por esta razón, la construcción y puesta en funcionamiento de la nueva Subestación Eléctrica representa un avance clave para fortalecer el desarrollo y la infraestructura eléctrica de la región.

Dentro de sus características técnicas, también se destaca que es una subestación 100% digital, lo que implica que toda la información de sus equipos, procesos y funcionamiento sea transmitida vía fibra óptica. Así mismo, cuenta con tecnología y equipos inteligentes que le permiten tomar decisiones autónomas y facilitar su operación. Es completamente automatizada y tele controlada, lo que se traduce en una mejor respuesta en momentos de contingencia.

Iniciativas de valor compartido

En el marco del desarrollo de la Subestación Tren de Occidente, con el fin de promover iniciativas de valor junto con la comunidad, y para darle un segundo uso a los residuos que se produjeron durante la obra, la Compañía lideró varias iniciativas, a través de las cuales se logró el aprovechamiento de alrededor de cuatro toneladas de residuos sólidos.

Dentro de estas acciones se destaca una Jornada de Voluntariado Interempresarial, por medio de la cual se sembraron plantas y se realizaron adecuaciones en el espacio deportivo de la Institución Educativa Municipal Técnica Empresarial Cartagena, sede principal.

Así mismo, se adecuó la Casa de Integración Juvenil del barrio Cartagenita y se realizó una donación de equipos, instrumentos y materiales para su escuela de música, beneficiando a más de 1.000 niños y jóvenes del sector.

Por otra parte, a través de la iniciativa de Transformación de Residuos Sólidos, se realizaron talleres y capacitaciones para aprovechar los residuos generados por la obra. Como resultado de ello, se intervinieron tres espacios comunitarios: se adecuó un estudio de innovación juvenil, se construyó un muro pedagógico interactivo en la Casa de Integración Juvenil, y se adecuó un aula interactiva en el Centro de Desarrollo Infantil de Cartagenita.

Reproducimos un artículo publicado por la Revista Energía Andina, donde el experto en energía y regulación hace un balance de la Política Energética Nacional de Perú.

Por: ERICK GARCÍA PORTUGAL*

La Política Energética Nacional de Perú nació el 2010 con nueve objetivos estratégicos: autosuficiencia, competitividad, reducción de emisiones, masificación del gas natural, matriz energética diversificada y, sobre todo, acceso universal a la energía.

A quince años de su aprobación, la realidad muestra un fuerte contraste: el país cuenta con hidrocarburos suficientes, pero millones de peruanos siguen cocinando con leña, sin tecnologías eficientes, sin agua caliente ni calefacción y climatización.

En teoría, el acceso a la energía debería abarcar todas las necesidades del hogar: cocción de alimentos, iluminación, calefacción, climatización, agua caliente sanitaria, conservación de alimentos, telecomunicaciones y usos productivos; el hogar que no cuente con alguno de estos usos o destine más del 10% de sus ingresos para tenerlos se considera como “pobre energético”.

En la práctica, sin embargo, Perú ha reducido la universalización energética principalmente a dos cosas: iluminación y cocción de alimentos, principalmente con gas licuado de petróleo. La consecuencia es una pobreza energética que se mantiene oculta en las estadísticas, pero que golpea la vida cotidiana de millones de familias y en muchos casos con consecuencias fatales.

Brechas energéticas frente a la región

El panorama regional evidencia el rezago peruano. Según datos de INTEA Corp. (2023):

• Apenas 18.8% de los hogares peruanos acceden a agua caliente por cañería, frente al 85.6% en Argentina y el 92.5% en Chile.
• Solo 2.7% de las familias cuentan con calefacción o aire acondicionado, mientras que Uruguay supera el 50% y Argentina llega al 74%.
• La cobertura de electricidad rural en Perú es de 85.3%, mientras países vecinos como Paraguay, Uruguay o Ecuador superan el 97%.
• El uso de leña para cocinar todavía alcanza al 36.6% de los hogares más pobres, lo que perpetúa riesgos para la salud y el ambiente.
• La contradicción es evidente, mientras Uruguay o Chile, sin reservas significativas de hidrocarburos, garantizan altos niveles de bienestar energético, Perú —con abundantes recursos de gas natural y GLP— sigue rezagado.

Los datos de INTEA son claros: mientras países sin hidrocarburos garantizan más del 60% de acceso a agua caliente y climatización, el Perú no llega ni al 20%. Esto revela un problema estructural, no de recursos, sino de visión y gestión.

Pobreza energética, el verdadero problema

Una familia se encuentra en situación de pobreza energética cuando carece de energía suficiente para cubrir sus usos básicos o, teniéndola, no puede pagarla.

En Perú, este concepto permite ver que la política pública se ha limitado casi exclusivamente a la electrificación rural y al subsidio para la cocción de alimentos. Pero la energía no es solo luz ni cocina, también implica calor para enfrentar el frío en la sierra, agua caliente sanitaria para la salud, y climatización para la productividad en zonas de temperaturas extremas.

Perú tiene dos recursos clave para superar la pobreza energética: gas natural y gas licuado de petróleo (GLP). Sin embargo, su uso sigue siendo parcial. El gas natural se ha expandido en zonas urbanas, pero con un enfoque limitado a la cocina y, en menor medida, a agua caliente. El GLP, por su parte, ha crecido en consumo, pero enfrenta problemas de logística y precios en regiones rurales, donde muchas veces resulta inaccesible.

¿Qué hacer?

Superar la pobreza energética y cumplir los objetivos de la Política Energética Nacional exige pasar de los diagnósticos a decisiones concretas. Las líneas de acción deben enfocarse en tres ejes complementarios:

1. Redefinir los subsidios del FISE

El Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) ha tenido un impacto relevante mediante el Vale GLP y el Bonogas. Sin embargo, su diseño ha limitado el alcance. Hoy resulta imprescindible que el FISE financie de manera integral los usos energéticos domésticos.

En el caso del Bonogas (gas natural), se debe volver a lo aprobado en el Plan Anual de Promociones, en donde el programa daba hasta 3 puntos de conexión (cocina, terma y calefacción) y con ductos de agua caliente; esto es fundamental para las regiones altoandinas.  Y el programa debe considerar brindar como mínimo dos puntos de conexión.

En el caso del Vale GLP, se debe establecer otros esquemas de intervención para las zonas más alejadas (última milla), donde por la cadena logística el balón de GLP llega a precios muy altos, una solución es implementar el “GLP No Convencional”, que abarca diferentes mecanismos como por ejemplo, el subsidio en infraestructura (tanques, redes, surtidores, entre otros) y licitar pequeñas concesiones donde las Plantas Envasadoras locales brinden el servicio de operación y a un precio asequible; considerando no solo cocina, sino agua caliente y calefacción.

El aumento del vale ha demostrado que no ha logrado tener un impacto significativo (2-5 % aumento de la tasa de canje) pero si ha impactado al presupuesto del FISE, que ha incrementado de casi 180 millones de Soles a más de 400 millones.

2. Impulsar el gas natural con visión integral

El desarrollo del gas natural, uno de los nueve objetivos de la Política Energética, debe avanzar más allá de la cocina y la generación eléctrica. Es necesario priorizar su uso en agua caliente, calefacción y transporte limpio, fortaleciendo además las redes urbanas de distribución complementándolas con el uso de GLP en zonas aledañas y el GLP No convencional y biomasa con tecnologías eficientes para zonas alejadas conocidas como “última milla”.

3. Implementar el GLP no convencional, clave para la última milla

El mayor reto está en las zonas rurales y dispersas, donde el gas natural nunca llegará y donde el modelo de vales tradicionales no resuelve el problema del alto costo logístico. Allí se requiere un enfoque diferenciado: el GLP no convencional.

Este esquema plantea que el Estado, a través del FISE, financie la infraestructura mínima (tanques a granel, surtidores, redes locales, plantas móviles o mini concesiones), mientras que la operación quede a cargo del sector privado. Al reducir las barreras de transporte y almacenamiento, se abaratan los costos y se logra que el GLP llegue a precios justos incluso en las provincias más alejadas, pero para todos los usos que requieren las familias peruanas.

Reflexión final

Perú necesita repensar los mecanismos para implementar su política energética desde la vida cotidiana. No basta con mostrar cifras de electrificación rural o de vales de GLP. Lo que está en juego es que millones de peruanos dejen de pasar frío, que tengan agua caliente en sus hogares y que accedan a energía suficiente para vivir con dignidad.

La pobreza energética es el gran desafío pendiente, y los hidrocarburos pueden ser la palanca de inclusión si se usan con inteligencia. El gas natural en las ciudades y el GLP en las áreas aledañas y en las más alejadas bajo un esquema no convencional son piezas complementarias, no excluyentes.

En conclusión, universalizar el acceso implica mirar la energía como un derecho al bienestar. Y es ahí donde Perú debe dar un salto decisivo: usar sus propios hidrocarburos para transformar la vida de su gente.

*Experto peruano en energía y regulación.

A través de 77.536 km de redes de gas natural, Promigas impacta positivamente la calidad de vida de más de 25 millones de personas en 1.060 poblaciones de Colombia y Perú.

Promigas presentó sus resultados financieros y operativos correspondientes al segundo trimestre de 2025, destacando avances en su estrategia de diversificación, sostenibilidad y consolidación como holding energético regional.

La compañía continúa fortaleciendo su presencia en Colombia y Perú, con 6,85 millones de clientes conectados en distribución de gas natural y 467.000 en energía eléctrica, beneficiando a más de 25 millones de personas.

En el negocio de soluciones energéticas, durante el primer trimestre de 2025 se amplió el portafolio hasta alcanzar 144,2 MW, de los cuales 105 MW corresponden a capacidad solar (+37% vs. 2T 2024) y 39,2 MW a auto y cogeneración a gas.

En el segmento de transporte de gas natural, Promigas fortaleció su infraestructura con la bidireccionalidad en el tramo Barranquilla-Ballena, alcanzando un uso de 66 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que permite atender la demanda del interior del país, a través de la interconexión con el sistema de transporte en La Guajira.

En materia de distribución de energía eléctrica, a través de la Compañía Energética de Occidente (CEO), Promigas ha mejorado la calidad de vida de más de 1,5 millones de personas en 38 poblaciones del Cauca, gracias a su gestión con comunidades y territorios durante 15 años. Al 2T 2025, CEO alcanzó un total de 467.486 clientes conectados acumulados.

Resultados financieros

Al cierre del 2T 2025, Promigas registró ingresos consolidados de $3,61 billones, lo que representa una variación del 4% frente al mismo periodo de 2024.

En cuanto a cifras consolidadas, Promigas reportó una utilidad neta de$586.306 millones.

A nivel individual, alcanzó una utilidad neta de $588.168 millones y un EBITDA de $717.754 millones, logrando una ejecución presupuestal del 107% en la utilidad esperada para el periodo.

“Con estos resultados, Promigas reafirma su compromiso con el cumplimiento de su propuesta de valor mediante un crecimiento ordenado, responsable y sostenible, trabajando como actor clave en el soporte de la matriz energética de Colombia y Perú”, señaló Juan Manuel Rojas, presidente de la compañía.

La CREG puso en marcha el proceso de subasta para la expansión del parque de generación mediante el mecanismo del cargo por confiabilidad.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 079 de 2025, con la cual inicia el proceso de convocatoria para la subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029- 2030.

El objetivo de estas subastas es cubrir la demanda que se proyecta para este lapso, de acuerdo con las estimaciones realizadas por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).

El sirector Ejecutivo de la entidad, Antonio Jiménez Rivera, explicó que en esta nueva subasta de expansión se ampliaron los incentivos para aquellas plantas de generación de energía que puedan iniciar su operación antes de diciembre de 2029 y para aquellas que deseen realizar procesos de renovación tecnológica para utilizar un recurso primario más eficiente o para mejorar o cambiar la tecnología de producción de energía.

Adicionalmente, se incorporan los análisis realizados en mesas de trabajo interinstitucionales realizadas entre la CREG, la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, que buscan facilitar la participación en la subasta para aquellos proyectos sin capacidad de transporte asignada.

En ese sentido se expidió para comentarios el Proyecto de Resolución CREG 701 095 de 2025 y se estableció en la resolución de la convocatoria un conjunto de acciones por parte de la UPME.

“Los proyectos sin capacidad de transporte asignada que vayan a participar en esta subasta de expansión recibirán suficiente información técnica para conocer el impacto de la conexión de sus proyectos y presentar una oferta en la subasta valorando adecuadamente sus riesgos”, afirmó el director.

Tras la publicación de esta resolución, XM presentará a la ciudadanía y a los interesados en participar las fechas exactas de cada una de las etapas de este proceso.

Los generadores de energía tendrán aproximadamente tres meses para evaluar su participación a través de una

manifestación de interés, posteriormente deberán cumplir algunos hitos para seguir haciendo parte de este ejercicio.

“Las subastas de expansión son el mecanismo a través del cual trabajamos por el suministro confiable de energía en el mediano plazo, al tiempo que damos señales positivas para la inversión en Colombia. Muestra de ello es el ejercicio que finalizamos en febrero del año pasado, en el que se desarrollaron compromisos de 4.400 megavatios con fuentes renovables y una inversión de más de 4.000 millones de dólares que deben estar a disposición de nuestro sistema para diciembre de 2027”, recordó el director de la CREG.

El sector energético mundial se encuentra en un «reseteo histórico» liderado por la geopolítica, con un futuro marcado por una disrupción en los mercados y un crecimiento más lento a corto plazo.

El mundo vive un «reseteo histórico» en su sector energético, donde las decisiones geopolíticas tienen hoy un peso mayor que los fundamentos tradicionales del mercado en la determinación de los precios del petróleo.

Así lo afirmó Jaime Brito, director Ejecutivo de Refinación y Derivados del Petróleo de OPIS, durante el 7° Congreso Internacional del GLP de Gasnova, quien proyectó un panorama complejo y disfuncional para los próximos años, con una recuperación económica global prevista para 2026.

Según Brito, el sector ha experimentado cambios drásticos en los últimos ocho meses, marcados por una polarización creciente que está reconfigurando el comercio y la regulación a nivel global. El mundo, que desde finales de los ochenta tendía hacia la globalización, ahora se enfrenta a una fragmentación impulsada por eventos disruptivos como la pandemia de 2020 y la invasión rusa en Ucrania. Este nuevo escenario de tensiones comerciales y aranceles ha provocado que el precio del crudo Brent se mueva no por la oferta o la demanda, sino por los anuncios y decisiones políticas de los gobiernos.

Cuando la geopolítica manda sobre el mercado

Brito destacó cómo el precio del Brent ha fluctuado en rangos inusuales a lo largo del año. Mientras que a principios de 2025, tras las sanciones a Rusia, se mantenía en los ochenta dólares por barril, la sola mención de nuevos aranceles por parte de la administración Trump lo hizo caer a un rango de setenta a setenta y cinco dólares. La situación se agravó tras el anuncio de los aranceles definitivos en abril, cuando el precio se desplomó hasta los sesenta o sesenta y cinco dólares.

«El Brent de este año no se ha movido por fundamentales de mercado, se ha movido por anuncios geopolíticos y comerciales», enfatizó Brito. Puso como ejemplo la nula reacción del mercado ante el anuncio de la OPEP de incrementar la producción en 2.4 millones de barriles por día. En este contexto, el experto de OPIS considera que el precio del Brent mantendrá un piso entre sesenta y sesenta y cinco dólares, a la espera de una mayor certidumbre económica y política a nivel global.

Pronósticos de demanda: La población contra el “Green Deal”

A pesar de los desafíos geopolíticos, la demanda de hidrocarburos seguirá creciendo, impulsada por el aumento de la población mundial y el desarrollo económico. Actualmente, el consumo de derivados del petróleo ronda los 104 millones de barriles diarios. Brito proyecta que, sin restricciones ambientales, esta cifra podría llegar a los 130 millones de barriles diarios para 2050, simplemente por el aumento de 1.500 millones de personas en el planeta y el crecimiento económico que estas demandarán.

Sin embargo, el pronóstico de Brito, que considera las regulaciones ambientales y las eficiencias tecnológicas, es más conservador, estimando un consumo de 111 millones de barriles diarios para 2050. Este crecimiento se dividirá en dos tendencias: una disminución en la demanda de combustibles tradicionales como la gasolina y el diésel, que alcanzarán su punto máximo entre 2030 y 2035, y un crecimiento sostenido en la industria petroquímica y de gas, que continuará demandando naftas y gas licuado de petróleo (GLP).

La transición energética en perspectiva

En su análisis, Brito cuestionó la narrativa dominante sobre la rápida transición hacia fuentes de energía sostenibles. La producción de biocombustibles, a pesar de los subsidios y la regulación de los últimos 20 años, apenas representa entre el 2% y el 2.3% de la producción total de hidrocarburos. El experto señaló que la vasta infraestructura de 100 años del sector petrolero es muy difícil de sustituir a corto o mediano plazo.

Además, Brito destacó la aparición de otros 12 «mini-mercados» de commodities como el litio, el hidrógeno y el metanol, que fragmentan la oferta y reducen la liquidez, haciendo que los precios sean más volátiles y la cadena de suministro más vulnerable. En este escenario, la dependencia del exterior es alta: el 85% de la refinación de litio, por ejemplo, está en China.

A nivel de consumo final, la adopción de nuevas tecnologías no siempre va de la mano de la intención política. El director de OPIS citó el caso de Estados Unidos, donde la demanda de gasolina ha crecido desde la pandemia, a pesar de las inversiones en ciclovías y la disponibilidad de vehículos eléctricos e híbridos. «El consumidor americano decidió comprar vehículos grandes, más pesados, menos eficientes», lo que demuestra que la decisión de compra no siempre se alinea con los objetivos de sostenibilidad.

Brito concluyó que, si bien el consumo de gasolina y diésel podría disminuir marginalmente, la transición de combustibles para el transporte de carga, como en camiones de varias toneladas, será un reto logístico y estructural muy complicado de superar a corto plazo.

Oportunidades y retos en un mundo polarizado

El panorama actual, aunque complejo, presenta oportunidades de inversión en áreas como el almacenamiento y el comercio de energía. Sin embargo, Brito advirtió sobre la diversificación excesiva, recomendando a las empresas concentrarse en nichos específicos.

Finalmente, el ejecutivo de OPIS enfatizó la necesidad de tener acceso a fuentes de información y análisis creíbles para tomar decisiones estratégicas en un entorno tan volátil. «Creemos que lo más importante es que tengan acceso a buenas fuentes de información, que les permitan hacer las mejores estrategias», concluyó.

Así, el futuro del sector energético estará marcado por la incertidumbre, donde la capacidad de adaptación y el acceso a datos precisos serán clave para sortear los retos y aprovechar las oportunidades.

La décima segunda versión del Foro Energético de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), realizada en Barranquilla el 21 y 22 de agosto, analizó los principales retos y oportunidades del sector eléctrico colombiano.

El evento evidenció la creciente fragilidad institucional y financiera del sector. En particular, se destacó que la subasta de Cargo por Confiabilidad de 2024 no logró adjudicar la energía firme mínima para garantizar el equilibrio energético en el mediano plazo.

“Lo más preocupante es que de los proyectos adjudicados, se estima que solo cerca del 25 % entraría realmente en operación y la asignación al parque térmico —aliado estratégico para la generación firme y segura— fue muy baja. De allí la importancia de que la nueva subasta asegure la adjudicación de cerca de 2.500 MW de capacidad, de los cuales al menos 800 MW deberían ser térmicos”, afirmó Alejandro Castañeda, presidente Ejecutivo de ANDEG.

El gremio recordó que el Cargo por Confiabilidad ha permitido la expansión de más de 12.000 MW de capacidad instalada, con inversiones superiores a USD 10 billones, y ha hecho posible que Colombia sea el único país de Latinoamérica que no ha experimentado racionamiento eléctrico en los últimos 30 años.

A esta situación se suma la fuerte presión financiera sobre el sistema eléctrico, derivada de la intervención de la empresa Air-e y de los retrasos en los giros de subsidios por parte del Ministerio de Hacienda.

Según Castañeda, esto intensifica el riesgo de un “apagón financiero”, que podría comprometer la sostenibilidad del servicio. “Es urgente encontrar una solución estructural a la situación de Air-e y cumplir con el pago de la deuda con los agentes térmicos, para garantizar la compra de combustibles y mantener la confiabilidad del SIN”, agregó.

El Caribe, clave para la confiabilidad energética del país

La región Caribe ha sido un motor histórico del sector energético colombiano, aportando divisas, regalías, inversiones y confiabilidad al sistema eléctrico. Hoy emerge como el escenario con mayor potencial para profundizar este legado, gracias a sus recursos en gas offshore, sus yacimientos no convencionales y su riqueza en energías renovables.

Esta región del país concentra cerca del 80 % del potencial solar y eólico del territorio nacional, suministra el 90 % del carbón térmico y el 25 % del gas consumido en Colombia.

“Sin embargo, esta riqueza energética convive con retos estructurales como la pobreza energética y la falta de modernización de la infraestructura”, puntualizó el presidente de ANDEG.

En ese contexto, subrayó la importancia de una matriz de generación basada en la complementariedad, donde se reconozca a todas las tecnologías, especialmente aquellas que históricamente han dado seguridad y firmeza al sistema.

El Foro también resaltó el papel del carbón, recordando que el desafío no es el combustible sino las emisiones. En este sentido, existen oportunidades para un uso más sostenible mediante tecnologías como el CCUS.

Además, la generación térmica a carbón genera más de 130.000 empleos, principalmente en pequeña y mediana minería, con un impacto social y económico decisivo en las regiones productoras.

Finalmente, la Asociación reiteró que la transición energética en Colombia debe ser viable, segura, confiable y financieramente sostenible. Para ello, es fundamental fortalecer la institucionalidad, consolidar un marco regulatorio claro y predecible que estimule la inversión, y definir una hoja de ruta que responda a las necesidades del sector de manera oportuna y eficiente.

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.

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.

La expansión acelerada de la inteligencia artificial está redefiniendo los requerimientos técnicos y operativos de los centros de datos.

Aplicaciones de cómputo intensivo como el entrenamiento de modelos generativos, están elevando las cargas por rack a niveles sin precedentes, que podrían superar el megavatio. Este cambio de escala está impulsando un rediseño estructural de la infraestructura digital a nivel global.

Según Colliers, la inversión global en centros de datos impulsada por la expansión de la IA alcanzó los 57 mil millones de dólares en 2024, marcando un récord histórico. Este crecimiento refleja una aceleración en la demanda de infraestructura tecnológica capaz de sostener cargas de procesamiento masivo y alta densidad energética.

Al mismo tiempo, solo en los Estados Unidos, el consumo eléctrico asociado a esta tecnología podría representar entre el 8% y el 12% de la demanda total de electricidad hacia 2030, según proyecciones de Bloom Energy. En este contexto, el desarrollo de soluciones eficientes y sostenibles se ha vuelto una prioridad estratégica.

En respuesta a este escenario, Schneider Electric presentó una nueva línea de infraestructura orientada específicamente a clústeres de IA de alta densidad. Entre sus principales novedades se encuentra el Centro de Datos Modular EcoStruxure Pod, con una arquitectura escalable que permite implementar racks de hasta 1 MW, integrando refrigeración líquida directa al chip, distribución de potencia de alta capacidad y sistemas de contención térmica.

Himamshu Prasad, vicepresidente Senior de Schneider Electric, señaló que “el poder y la densidad que requieren los clústeres de IA crean cuellos de botella que exigen un nuevo enfoque para la arquitectura del centro de datos. Los usuarios necesitan soluciones de infraestructura integradas que no solo manejen cargas térmicas extremas y perfiles de potencia dinámicos, sino que además se implementen rápidamente, escalen de forma predecible y operen de manera eficiente y sostenible”.

La compañía también renovó su portafolio de racks NetShelter, adaptados para cargas de trabajo intensivas en potencia y compatibles con tecnologías de refrigeración líquida desarrolladas por Motivair. Estas soluciones están alineadas con los estándares del Open Compute Project (OCP) y con la arquitectura MGX de NVIDIA.

Por su parte, Vladimir Troy, vicepresidente de Ingeniería de centros de datos, operaciones, software empresarial y servicios en la nube en NVIDIA, indicó que “las soluciones innovadoras de Schneider Electric proporcionan la infraestructura confiable y escalable que nuestros clientes necesitan para acelerar sus iniciativas de IA. Juntos, estamos abordando las crecientes demandas de las fábricas de IA -desde racks de kilovatios hasta megavatios- entregando soluciones preparadas para el futuro que maximizan la escalabilidad, densidad y eficiencia”.

Estos desarrollos reflejan una tendencia más amplia en la industria tecnológica: la necesidad de adaptar rápidamente la infraestructura digital frente al crecimiento exponencial de la inteligencia artificial y su impacto en el consumo energético global.