Categoría: Industria

A medida que la tecnología avanza, también deben hacerlo las redes eléctricas. Esto garantiza un suministro de energía constante y de alta calidad, protegiendo la economía, la salud pública y el medio ambiente.

Las inconformidades relacionadas con la calidad de la energía aumentan cada año, a medida que crece la dependencia a la electricidad. Mejorar la eficiencia de la forma en que se genera, transmite y usa la energía es más crucial que nunca.

En Colombia, según la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) se estima que el rango esperado para la demanda de energía eléctrica para 2027 se encuentre entre 196 a 234 GWh-día. Esto representa que la demanda de energía eléctrica entre 2023 a 2037 podría tener un crecimiento promedio al año en el escenario medio, de entre 1,65% a 2,99%.

Calidad de la energía: el reto invisible

Si bien se espera que la electricidad sea una fuente constante e ininterrumpida, la realidad es que las redes eléctricas modernas están cada vez más presionadas por una variedad de nuevas cargas.

Dispositivos como lámparas LED, computadoras, equipos médicos y cargadores de vehículos eléctricos contribuyen a lo que se conoce como contaminación energética. Bajo este concepto, algunos dispositivos pueden introducir efectos nocivos en la red, provocando una mala calidad de la energía caracterizada por inconsistencias en la electricidad, lo que a su vez afecta a la fiabilidad de los equipos, el rendimiento e incluso a la salud humana.

Las tres categorías principales de los problemas en la calidad de la energía son:

Potencia reactiva: Energía no deseada que sobrecarga la red, restándole la capacidad necesaria para realizar un trabajo útil. Es como conducir un automóvil por una carretera llena de baches. Aunque llega a su destino, el viaje es menos eficiente que por una carretera uniforme.

Armónicos: Son distorsiones en el suministro eléctrico que pueden causar interferencias. En una red eléctrica, los armónicos pueden perturbar el funcionamiento normal de los equipos, provocando un mayor desgaste e ineficiencias.

Fluctuaciones de tensión: Es un cambio regular de tensión que ocurre cuando se utilizan dispositivos o equipos que requieren una carga mayor. Las luces parpadeantes son quizá el problema de calidad de la energía más visible.

“Desde una perspectiva financiera, la mala calidad de la energía puede significar una pérdida en los objetivos, debido a los equipos dañados, la reducción de la eficiencia y el deterioro de los productos. Además, su desperdicio representa aumento del consumo, impactando directamente en los costos e incrementando las emisiones de carbono. Dado que una parte de la electricidad en Colombia y diferentes países del mundo todavía proviene de combustibles fósiles, cada ineficiencia en el sistema se suma a nuestra huella ambiental”, afirmó Frank Coelho, gerente de Integración de Redes Hitachi Energy.

Consecuencias de la mala calidad de la energía

La corrección eficaz de las distorsiones de factor de potencia en tiempo real garantiza la alimentación energética fiable y un menor tiempo de inactividad de los equipos.

En diferentes ámbitos, la calidad de la energía puede impactar la vida, perturbar el aprendizaje, alterar la conservación de los alimentos y repercutir en los diferentes aspectos cotidianos del ser humano, como, por ejemplo.

Salud: En las entidades de salud, la calidad eléctrica puede ser literalmente una cuestión de vida o muerte. Los equipos médicos críticos, como ventiladores, bombas de infusión y monitores cardíacos, necesitan un suministro eléctrico constante e ininterrumpido para funcionar correctamente. 

Educación: Con el incremento de la modernización de las escuelas, la incorporación de pizarras inteligentes interactivas, proyectores y hasta recursos en línea. los centros educativos dependen de una electricidad estable para garantizar que las clases se desarrollen sin problemas.

Manipulación de alimentos: En la industria alimentaria la precisión es más que un objetivo, es una necesidad importante. Incluso una pequeña caída de tensión puede hacer que los congeladores funcionen mal, poniendo en peligro la calidad de los ingredientes y arriesgando el costoso deterioro de los alimentos.

Para solucionar esos problemas, se están desarrollando e implementando tecnologías para aumentar la eficiencia y la confiabilidad del suministro eléctrico.

Entre esas soluciones se encuentran los bancos de capacitores, filtros armónicos (activos o pasivos) y los sistemas de acondicionamiento de energía, que ayudan a reducir las perturbaciones eléctricas y minimizan el impacto ambiental.

Estas no solo optimizan el rendimiento de los equipos electrónicos, sino que también disminuyen los costos operativos al minimizar los tiempos de inactividad y las pérdidas energéticas.

Así, pues, a medida que la tecnología avanza, también deben hacerlo las redes eléctricas, sorteando los nuevos desafíos y aprovechando las oportunidades.

El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) presentaron el Informe de Reservas y Recursos IRR 2024, en el cual se analiza el comportamiento tanto para petróleo como para gas de las reservas y los recursos contingentes.

Las reservas de gas y petróleo permanecieron prácticamente estables el año pasado con respecto a las de 2023. Según el informe de reservas y recursos correspondiente al año 2024 que publicó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), reveló que las reservas probadas de gas natural cerraron en 2.064 giga pies cúbicos (Gpc), frente a los 2.373 Gpc reportados en 2023, lo que representa una disminución de 13%. Esta reducción llevó la relación reservas-producción (R/P) de 6,1 a 5,9 años.

Desde 2013, con excepción de 2021, las reservas probadas de gas se han reducido año tras año. Al comparar las reservas registradas en 2014 con respecto a las del Informe de 2024, se evidencia que en 10 años el consumo neto ha sido de 2.695 Gpc, el equivalente al 43% de las reservas de 2014. Las incorporaciones de reservas desde 2014 a la fecha, se sitúan en 824 Gpc, volúmenes insuficientes para equilibrar la producción comercializada desde 2014 de 4.268 Gpc.

Ante la disminución del 13% en las reservas de gas natural en 2024, la Asociación Colombiana del Gas Natural (Naturgas), dijo que urge acelerar decisiones para preservar la autosuficiencia

“Estas cifras deben ser leídas con sentido de urgencia. La verdadera seguridad energética de Colombia está en la capacidad que tengamos de producir nuestro propio gas. Hemos identificado que hay recursos en tierra y en el mar Caribe que podrían convertirse en reservas probadas y a la vez ser determinantes para evitar una dependencia del gas importado”, aseguró Luz Stella Murgas, presidente de Naturgas.

Reservas de petróleo crecen levemente

En cuanto al petróleo, las reservas probadas (1P) en 2024 fueron de 2.035 Millones de barriles (Mbl), mientras que en 2023 fueron de 2.020 Mbl, lo que indica un aumento del 0,74%, pese a la caída en el precio de referencia (3,5%).

Así, la relación R/P (Reservas/Producción) con base en reservas probadas pasó de 7,1 años en 2023 a 7,2 años para el 2024.

Según la ANH, la incorporación total entre 2023 y 2024 fue de 298 Mbl, lo que implica un crecimiento del 30% (69 Mbl).

Al analizar la variación acumulada de las reservas probadas (1P), entre 2018 y 2024, se tiene que la incorporación total fue de 1.797 Mbl, superando la producción de 1.720 Mbl durante el mismo período, lo cual significa que no solo se ha reemplazado lo producido, sino que se ha adicionado un 4,47%. Para el 2024 por cada 100 barriles producidos, se repusieron 105 barriles.

Frente al factor de recobro, entre 2023 y 2024 la incorporación de reservas debido a los proyectos de recobro mejorado y a los proyectos de producción incremental viabilizados (EOR – PPI) aumentó en un 200% (60 Mbl), revirtiendo la tendencia decreciente que traía desde 2018.

Aunque el Gobierno nacional señaló que pagó el 100% de las deudas por concepto de subsidios a empresas de energía y gas, algunas señalan que aún no reciben los desembolsos.

En un comunicado de prensa, el Ministerio de Minas y Energía anunció que giró los pagos del 100% de las deudas por concepto de subsidios a empresas de energía y gas, reconociendo el pago de subsidios a las empresas del Sistema Interconectado Nacional (SIN), el Fondo Especial de Energía Social (FOES), Subsidios en las Zonas No Interconectadas (ZNI), Gas Combustible Domiciliario, Programa Sustitución Leña, GLP Cilindros, Subsidios Gas en Redes y Compensación Transporte Nariño.

“Con esta decisión, el gobierno responde a su compromiso con los hogares más vulnerables del país. Realizamos el pago total de los subsidios de energía y gas para las familias de los estratos 1, 2 y 3, asegurando la continuidad de ambos servicios y el acceso a este derecho fundamental para millones de colombianos”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea.

Cabe aclarar que el pago de subsidios atrasados a las distribuidoras de electricidad corresponde a lo adeudado hasta diciembre de 2024. La suma estimada de subsidios entre enero y abril de 2025 es de $1,2 billones.

No obstante el anuncio, de acuerdo con la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), no todas las empresas han recibido el reembolso de lo adeudado por subsidios.

En el mismo sentido se manifestaron los distribuidores de gas natural, quienes dijeron que las resoluciones ya salieron, pero los pagos no se han hecho efectivos. Igualmente, las empresas distribuidoras de GLP dijeron que a la fecha (20 de mayo) no habían recibido el pago de los subsidios atrasados.

También cabe resaltar que la deuda por la opción tarifaria de tres billones de pesos, no se contempla en los pagos anunciados por el ministro, quien sigue culpando de ello a la no aprobación de otra reforma tributaria. Tampoco se contempla la deuda por $1,2 billones de entidades del Estado con las distribuidoras de energía.

Según el MinEnergía, pagó a 87 empresas del sector de electricidad la suma aproximada de $1,93 billones y, adicionalmente, se giraron los recursos a las empresas de gas, subsidios por un valor cercano a $564 mil millones, equivalente a 76 empresas de este sector.

Gremios celebran el anuncio y llaman a garantizar recursos para 2025

Por su parte, los gremios ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS, NATURGAS, SER COLOMBIA y ACP celebraron el anuncio realizado por el Gobierno Nacional sobre el giro de aproximadamente $2,5 billones de pesos correspondientes al pago de las deudas acumuladas por concepto de subsidios a las empresas comercializadoras de energía eléctrica y gas natural durante la vigencia 2024.

“Este logro es fruto del trabajo conjunto entre empresas, gremios y entidades de control, con el Gobierno Nacional. Valoramos este resultado como producto de la labor persistente de las empresas prestadoras de estos servicios, los gremios que representamos, y especialmente al seguimiento realizado por la Contraloría General de la República y la Procuraduría General de la Nación”, señalaron los gremios.

No obstante, indicaron que se requiere dar continuidad a esta medida para 2025, mediante la pronta ejecución de los pagos correspondientes a los subsidios aplicados en el primer trimestre de 2025, que superan $1,1 billones y ya fueron reportados por las empresas.

Así mismo, requieren la apropiación suficiente de recursos en el Presupuesto General de la Nación para 2025, teniendo en cuenta que los fondos actuales solo alcanzarían para cubrir cerca de un trimestre, es decir que faltan por apropiar alrededor de $3,8 billones ($2,7 billones para energía eléctrica y $1,1 billones para gas natural por redes).

Frente al caso de Air-e, los gremios destacaron el anuncio sobre los giros realizados a la empresa intervenida, los cuales permitirán proponer acuerdos de pago con generadores y demás agentes del mercado. No obstante, el pasivo acumulado después de la intervención supera los $1,5 billones. “Por ello, hacemos un llamado a fortalecer los mecanismos de financiación del Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos, de forma que se garantice la operación continua y el pago de todas las obligaciones pendientes”, señalaron.

Finalmente, dijeron que “estos giros cubrirían cerca de la totalidad de los valores adeudados correspondientes a la vigencia 2024, lo cual constituiría un paso clave para restablecer la estabilidad financiera del sector. Estamos a la espera de que estos giros se vean reflejados en las cuentas de las compañías en los próximos días.”

Según datos del Foro Económico Mundial, los sistemas de IA consumen 33 veces más energía para completar una tarea que un software diseñado para el mismo deber.

Las empresas dedicadas a desarrollar tecnologías de inteligencia artificial (IA) han notado un aumento en las emisiones de CO2, debido a la energía que requieren los centros de datos que la alimentan.

Y las cifras así lo confirman. Se calcula que una búsqueda en ChatGPT consume 10 veces más energía que una tradicional en Google. Además, se estima que debido a la cantidad de usuarios que usan herramientas de IA, el consumo de los centros de datos es aproximadamente el 1% de la electricidad mundial.

Asimismo, el Foro Económico Mundial ha evidenciado que la IA consume 33 veces más energía para realizar una tarea que un software tradicional que se diseñe con el mismo propósito.

No obstante, los beneficios de la IA son múltiples para las personas y las empresas, ya que permite reducir tiempos y costos en las tareas diarias y generar mayor productividad. Incluso, hay informes que predicen que estas herramientas pueden reducir entre el 5% y 10% de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero de acá al 2030.

Por ende, la cuestión es encontrar la manera en la que se puedan aprovechar al máximo las soluciones tecnológicas teniendo siempre presente la eficiencia energética que se debe buscar en los procesos.

Las organizaciones se pueden apoyar en empresas que cuenten con soluciones avanzadas de refrigeración, softwares de monitoreo y gestión energética, y filtros activos armónicos, para usar la IA de la mano de la sostenibilidad y la eficiencia energética.

“Tecnologías como la IA llegaron para facilitarnos procesos, ser más eficientes y para ser aliadas en nuestra cotidianidad. Tenemos la responsabilidad de usarla de manera adecuada, con ética y teniendo presente que debemos encontrar un equilibrio entre la cantidad de uso que le damos y el consumo energético que esto genera. En Schneider Electric vemos la eficiencia energética como un pilar fundamental en la transformación digital de las empresas y un aliado para seguir recorriendo el camino de la sostenibilidad”, afirmó Javier Ortiz, CEO de Schneider Electric para el Clúster Andino.

Finalmente, señaló que, así como es importante la implementación de la IA en los procesos de las industrias, debe ser una prioridad la implementación de tecnologías que permitan el consumo responsable de la energía.

El 9.º Seminario Internacional de la OPEP se celebrará en el Palacio de Hofburg de Viena, los días 9 y 10 de julio de 2025.

Bajo el lema «Trazando caminos juntos: el futuro de la energía global», el evento llega en un momento crucial para las industrias energética y petrolera globales. Un momento de importantes desafíos, donde se plantean preguntas sobre lo que cada energía puede aportar al futuro, qué tecnologías pueden reducir mejor las emisiones y mejorar la eficiencia, y qué puede hacer el mundo para garantizar el acceso a la energía y a los productos básicos esenciales derivados del petróleo.

“Lo que está claro es que el mundo necesitará mucha más energía en las próximas décadas. Prevemos un aumento del 24% en la demanda energética para 2050, a medida que las economías y las poblaciones crecen, la urbanización se expande, las industrias de alto consumo energético, como la inteligencia artificial, prosperan y, dada la necesidad de llevar energía a miles de millones de personas que aún carecen de ella”, dijo Haitham Al Ghais, secretario General de la OPEP.

Se requieren todas las formas de energía

La OPEP considera que una combinación energética diversificada es la mejor manera de avanzar, pero es vital valorar lo que cada fuente de energía puede aportar en las próximas décadas.

“Las energías renovables, como la solar y la eólica, seguirán ampliando significativamente su papel. Los países miembros de la OPEP apoyan su desarrollo y están realizando importantes inversiones en ellas. Se prevé que la energía nuclear y la hidroeléctrica crezcan en el sector de la generación eléctrica, y habrá más vehículos eléctricos en circulación”, dijo Al Ghais.

Y es que hoy en día, el petróleo y el gas representan alrededor del 55% de la matriz energética mundial, y con el carbón, esta cifra asciende al 80%. Esto es apenas un poco menos que cuando se fundó la OPEP en 1960, a pesar de que el consumo de energía se multiplicó por más de cinco durante este periodo.

Hoy en día, el petróleo constituye el 31% de la mezcla, y se espera que la demanda general crezca a más de 120 millones de barriles por día (mb/d) para 2050, un aumento de alrededor de 17 mb/d respecto de los niveles actuales.

Esto subraya el papel vital que desempeña y seguirá desempeñando el petróleo en la seguridad energética general. La plataforma para salvaguardar esto ahora y en el futuro es la estabilidad del mercado, que es el enfoque principal de la OPEP y sus socios no pertenecientes a la OPEP en la Declaración de Cooperación.

“La estabilidad es vital para ayudar a reducir la volatilidad a corto plazo y crear las mejores condiciones para las inversiones a largo plazo. Solo en petróleo, se requieren inversiones de 17.400 millones de dólares hasta 2050. Es vital que se realicen”, agrego Al Ghais.

La OPEP sigue abogando por un enfoque que abarque todas las energías y todas las tecnologías para ofrecer vías energéticas justas y equitativas para todo el mundo. Para ello, la seguridad energética es fundamental, junto con otros imperativos fundamentales: la asequibilidad de la energía y la reducción de emisiones.

“Alcanzar estos objetivos requiere soluciones realistas, acción decisiva, inversión sostenida y, sobre todo, diálogo y una estrecha cooperación para definir vías energéticas inclusivas para el futuro”, concluyó Al Ghais.

Pese a los resultados positivos de las tres subastas de reconfiguración que convocó la CREG recientemente, el sistema eléctrico colombiano presenta retrasos en nueva oferta de energía en firme y líneas de transmisión.   

En caso de presentarse un apagón en Colombia, como el que recientemente sufrió la península Ibérica, las pérdidas por cada hora sin fluido eléctrico serían de 200 mil millones de pesos. Una experiencia que el país no experimenta desde hace más de 30 años. Fedesarrollo calcula que un apagón como el de 1992 equivale a 1,5 puntos porcentuales de contracción de la economía, además de la pérdida de 230 mil empleos.

Y es que, pese a las recientes subastas de reconfiguración, el país presenta retrasos tanto en nuevos proyectos de expansión de energía en firme como en líneas de transmisión. De acuerdo con XM, el operador del mercado, entre 2021 y 2024 la tasa de entrada de nuevos proyectos fue de solo el 21%.

“Hoy tenemos más de 3.500 megavatios retrasadas, lo que equivale al 30% de la demanda nacional. Esto nos deja sin márgenes para enfrentar una eventualidad, por eso le pedimos al gobierno que camine de la mano de los gremios y las empresas, de tal manera que tanto la política como la regulación se orienten a la solución de los cuellos de botella, a la atracción de nuevas inversiones y a construir confianza”, dijo Natalia Gutiérrez, presidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía (Acolgen), en la apertura del 17 Congreso del gremio que se realizó en Bogotá el pasado 15 de mayo.

Concretamente, las empresas del sector se han enfrentado a retrasos en el desarrollo de las consultas previas, así como incumplimiento de los plazos por parte de entidades involucradas en los trámites para el desarrollo de los proyectos, como las CAR, la UPME, la ANI y el Invías, entre otras.

Gutiérrez resaltó que desde hace 32 años Colombia no ha sufrido racionamientos debido al exitoso modelo eléctrico, que es reconocido a nivel mundial, y a las inversiones que realizan las empresas del sector para no tener interrupciones del servicio.

“En el último año, las empresas han invertido más de 2,6 billones de pesos en nuevos proyectos y mantenimiento de las plantas para asegurar confiabilidad. No obstante, se requieren entre $10,3 y $12,6 billones anuales, lo que implicaría multiplicar por cinco el nivel actual de inversión”, señaló Gutiérrez.

El problema son las cantidades, no las tarifas

Uno de los temas que ha puesto el actual gobierno en su narrativa es el de las tarifas de energía. “Pero reiteramos que este no es un asunto de las generadoras, sino que requiere de acciones estructurales, una parte es la cultura del no pago del servicio que se presenta en algunas zonas del país, así como cobros y tasas adicionales en la factura, ajenos al sector.

“De nuestra parte, reiteramos que una de las acciones más importantes a implementar para la reducción de costos es poder contar con más energía disponible. Los precios son síntomas de escasez, que solo se resuelve con más proyectos que nos garanticen energía firme”, dijo la dirigente gremial.

En varias ocasiones el gobierno ha expresado que los altos costos de la energía se deben a especulación en la bolsa, por lo que ha propuesto intervenir los precios. Pero, según Acolgen, poner topes a la venta de energía en bolsa tampoco lleva a la reducción de tarifas.

“La bolsa de energía no es el mecanismo prioritario para la venta de energía, pues en ella solo se transa el 20% de la energía que se consume en el país; es decir, más del 80% de la energía que consumimos los colombianos se pacta en contratos de largo plazo entre los generadores y los distribuidores. Además, la bolsa cumple una misión para equilibrar los balances diarios, ya que permite ajustar los precios según las condiciones climáticas y de disponibilidad de los recursos hídricos, térmicos y solares, tanto en épocas de sequía como de lluvia, garantizando así que se mantenga la confiablidad del sistema y que podamos contar con energía cuando más la necesitamos”, dijo Gutiérrez.

“Hoy la seguridad energética está en cuidados intensivos, y recibimos de buena forma la llegada del ministro Edwin Palma, porque estamos de acuerdo en que el principal problema de coyuntura que tenemos hoy es de falta de energía”, concluyó Natalia Gutiérrez.

La Subasta de Expansión de Energía 2025, a ser convocada por el Ministerio de Minas y Energía, buscará asegurar energía firme en el período 2029-2030, años en los que se advierte un riesgo de déficit si no se incorporan nuevas capacidades.

Colombia se ha fijado la meta de alcanzar 6 GW de capacidad de generación renovable al 2026 y cubrir el 74% del consumo eléctrico con fuentes limpias para 2030.

Frente a estos desafíos, la multinacional finlandesa Wärtsilä propone un enfoque basado en generación flexible, almacenamiento de energía y motores duales preparados para operar con combustibles de transición como el gas natural y hacia el futuro con nuevos combustibles sostenibles como el hidrógeno o el amoníaco.

Estas tecnologías permiten respaldar la operación del sistema eléctrico, incorporar más energía renovable intermitente, garantizar estabilidad y acelerar la descarbonización.

“No se trata solo de generar más energía limpia, sino de hacerlo garantizando la confiabilidad del servicio. Colombia tiene el potencial de convertirse en un referente regional si apuesta por una matriz energética más inteligente, capaz de integrar fuentes renovables, respaldada por soluciones técnicas flexibles, avanzadas y alineadas con los objetivos de neutralidad de carbono”, afirma Roberto Lares, Business Development Manager y Managing Director de Wärtsilä Colombia.

Según la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), el país podría enfrentar estrecheces energéticas cercanas a los 1.000 MW hacia finales de la década. Este escenario resalta la necesidad de diversificar la matriz e integrar tecnologías capaces de operar con fuentes renovables e intermitentes.

Además, Colombia avanza en su apuesta por el hidrógeno verde, una fuente energética limpia con gran potencial. En palabras de Lares, “la revolución del hidrógeno está en marcha, y Colombia tiene la oportunidad de hacerse presente en esta transformación global con un sistema 100% renovable y libre de emisiones”.

En coherencia con esta visión, Wärtsilä lanzó su motor 46TS, diseñado para equilibrar la variabilidad de las energías renovables y aumentar la eficiencia de las centrales eléctricas. Con una eficiencia superior al 51 %, una potencia de 23,4 MW por unidad y una rápida capacidad de respuesta, esta tecnología se posiciona como pieza clave para construir un sistema energético más sostenible y resiliente.

Wärtsilä considera que este avance es posible si el país trabaja en tres ejes fundamentales: una planificación técnica adecuada, marcos regulatorios modernos e impulso a la innovación tecnológica.

En definitiva, la compañía apuesta por un sistema energético más confiable, flexible y descarbonizado, en el que Colombia pueda garantizar seguridad energética sin renunciar a sus objetivos ambientales.

Wärtsilä, con presencia en más de 180 países y con 32 años en el país, donde tiene instalados equipos que suman una capacidad de 500 Mw, fortalece su compromiso con Colombia al inaugurar sus nuevas oficinas en Bogotá. Esta decisión estratégica busca acercar su experiencia global al contexto local, en un momento clave para el desarrollo energético del país.

Este anuncio se da en medio de un punto de inflexión para el sector. La Subasta de Expansión de Energía 2025, a ser convocada por el Ministerio de Minas y Energía, buscará asegurar energía firme en el período 2029-2030, años en los que se advierte un riesgo de déficit si no se incorporan nuevas capacidades.

“La combinación de crecimiento en la demanda, presión climática y transformación tecnológica exige una matriz energética más resiliente, flexible y baja en emisiones. En Wärtsilä creemos que el país tiene la oportunidad de liderar esta transición en América Latina”, concluye Roberto Lares.

El chu-chu-chu está llegando al sector energético. Las deudas acumuladas por la opción tarifaria, los subsidios y el no pago de algunas entidades del Estado, están llevando al país a un ‘apagón financiero’.

Aunque las recientes tres subastas de reconfiguración de energía permitirán sortean la estrechez entre la oferta y la demanda de energía de aquí al 2028, un ‘apagón financiero’ podría presentarse a finales de 2025.

“Eventualmente, en el tercer trimestre ya no aguantamos más”, dijo Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), refiriéndose a las deudas de las distribuidoras que tienen en aprietos financieros a las generadoras.

Y es que las deudas de las distribuidoras con las empresas que les venden la energía ascienden a 3,1 billones de pesos, de los cuales $900 mil millones corresponden a la intervenida Aire-e con el parque térmico.

“Los agentes térmicos tienen que salir a comprar combustibles para prender sus plantas, pero seguimos en la misma situación, la Superintendencia de Servicios Públicos no toma ninguna decisión (refiriéndose a Air-e), no hace ninguna medida, no llama a acuerdos de pago, y el problema es que los bancos ya no están aguantando más y en cualquier momento nos cortan los créditos a los generadores de energía eléctrica”, dijo Castañeda.

Y agregó que “el superintendente de Servicios Públicos no toma ninguna decisión y nos tiene parados desde hace más de seis meses, ese el gran problema: el superintendente es el que tiene la responsabilidad de conseguir los recursos para nutrir a Air-e”.

Castañeda dijo que en la medida que no tengan como comprar combustibles, gas natural o carbón, eventualmente en agosto o septiembre alguna generadora cortaría el suministro de energía a las distribuidoras, provocando así el llamado ‘apagón financiero’.

La CREG anunció que gracias a las subastas de proyectos de generación se logró asegurar energía para los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció que, tras el cierre de tres subastas que se convocaron mediante la Resolución 101 062 de 2024, se asignaron en total 21,5 Gwh/día para los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028.

“De acuerdo con el operador del mercado de energía XM, en las tres subastas de compra realizadas los días 21 y 29 de abril y 8 de mayo se asignaron 7,6 GWh/día, 6,4 GWh/día y 7,5 GWh/día, para los periodos previamente mencionados; en donde se recibieron más de 20 ofertas válidas para cada periodo convocado”, manifestó Antonio Jiménez Rivera, director Ejecutivo de la CREG.

Por su parte, el jefe de la cartera de Minas y Energía, Edwin Palma resaltó que “los resultados obtenidos en nuestras subastas de compra permiten asegurar el abastecimiento de energía y avanzar en nuestras metas del plan 6GW Plus con la incorporación de estos tres proyectos fotovoltaicos al sistema”.

A través de las subastas de reconfiguración de compra, que iniciaron en noviembre del año pasado, el ejercicio permitió la participación de plantas existentes, en construcción y nuevas con cualquier tecnología de generación.

Resultados de las subastas 

Las subastas de reconfiguración de compra son un mecanismo establecido por la Resolución CREG 071 de 2006, que permite incrementar las Obligaciones de Energía Firme (OEF) para cubrir la demanda esperada durante un periodo determinado.

Como administrador de las subastas de reconfiguración de compra de Obligaciones de Energía Firme para los periodos comprendidos entre 2025 y 2028, XM presentó los principales resultados:

Para la vigencia 2025 – 2026:

• El 21 de abril de 2025 se realizó la subasta de reconfiguración de compra de OEF para el periodo comprendido entre el 1° de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2026.
• Fueron asignadas 24 plantas, de las cuales 23 son plantas existentes y 1 solar en construcción (Parque Solar Urrá).
• De las 23 plantas existentes, 11 son hidráulicas, 5 son térmicas y 7 son solares.
• Se asignaron 7.59 GWh-día de OEF, de los cuales 3.27 GWh-día son hidráulicas, 1.82 GWh-día son térmicas y 2.50 GWh-día son solares.
• Esta asignación de OEF se suma a los 230.91 GWh-día asignados previamente, para un total de 238.50 GWh-día comprometidos para esta vigencia.
• El precio de cierre fue de 21.3 USD/MWh.

Para la vigencia 2026-2027:

• El 29 de abril de 2025 se realizó la subasta de reconfiguración de compra de OEF para el periodo comprendido entre el 1° de diciembre de 2026 y el 30 de noviembre de 2027.
• Fueron asignadas 26 plantas, de las cuales 22 son existentes y 4 solares en construcción (Parque Solar Urrá, Parque Solar Fotovoltaico Guayepo III, Parque Fotovoltaico Shangri-la y Parque Solar Puerta de Oro).
• De las 22 plantas existentes, 10 son hidráulicas, 5 son térmicas y 7 son solares.
• Se asignaron 6.39 GWh-día de OEF, de los cuales 1.46 GWh-día son hidráulicas, 0.79 GWh-día son térmicas y 4.14 GWh-día son solares.
• Esta asignación de OEF se suma a los 236.20 GWh-día asignados previamente, para un total de 242.59 GWh-día comprometidos para esta vigencia.
• El precio de cierre fue de 21.3 USD/MWh.
• Las plantas en construcción con asignación de OEF tendrán incentivos para promover su entrada temprana en operación.

Para la vigencia 2027-2028:

• El 8 de mayo de 2025 se realizó la subasta de reconfiguración de compra de OEF para el periodo comprendido entre el 1° de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028.
• Fueron asignadas 24 plantas, de las cuales 13 corresponden a plantas existentes, 8 solares en construcción (Barzalosa, Bosques Solares de los Llanos 6, Parque Solar Urrá, Atlántico Fotovoltaic, Parque Solar Fotovoltaico Guayepo III, Parque Fotovoltaico Shangri-la, Parque Solar Puerta de Oro y Parque Solar Fotovoltaico Melgar) y 3 solares nuevas cuyas obligaciones van hasta 2047 (Solar Escobal 6, Solar FV Pradera y Parque Solar Andrómeda).
• De las 13 plantas existentes, 3 son hidráulicas, 3 son térmicas y 7 solares.
• Se asignaron 7.50 GWh-día de OEF, de los cuales 0.09 GWh-día son hidráulicas, 1.78 GWh-día son térmicas y 5.63 GWh-día son solares.
• Esta asignación de OEF se suma a los 244.50 GWh-día asignados previamente, para un total de 252.00 GWh-día comprometidos para esta vigencia.
• El precio de cierre fue de 21.3 USD/MWh.

El mecanismo usado para cada una de las 3 subastas de reconfiguración de compra fue de sobre cerrado. La auditoría externa estuvo a cargo de la firma KPMG cuyo dictamen evidencia el cumplimiento por parte de XM, como administrador de la subasta, de la normatividad aplicable y los protocolos de seguridad y confiabilidad. 

A estas subastas se suma la adjudicación de compromisos para la expansión que se hizo en febrero de 2024, por aproximadamente 4.450 megavatios (MW) principalmente con recursos renovables no convencionales, con el compromiso de entrada en operación a finales de 2027.

Adicional, en marzo de 2025 se anunció la propuesta de adelantar una nueva subasta de expansión, para promover la entrada de nuevos proyectos al sistema durante el periodo 2029-2030.

En el más reciente Análisis Económico, ANIF señala que el sector energético colombiano se ha visto envuelto en una serie de tensiones que han puesto en duda su sostenibilidad en el corto y mediano plazo. A Continuación el documento del Centro de Estudios Económicos.

Decisiones que restringen la exploración de hidrocarburos, la fragilidad de la matriz energética ante eventos climáticos extremos, el déficit financiero con las comercializadoras y el retraso en la entrada en operación de nuevos proyectos de generación, han llevado a cuestionar si la futura demanda de energía estará adecuadamente cubierta por la oferta local.

Colombia depende en un 65% de las hidroeléctricas para generar energía eléctrica, una fuente renovable y de bajo costo, pero altamente vulnerable al clima. A medida que los eventos climáticos de sequía se intensifican, se ve comprometida la capacidad de generación hidráulica. Cuando eso sucede, las termoeléctricas aportan el faltante; estas funcionan principalmente con gas natural, fuente que representa un 11% de la matriz energética y actualmente enfrenta limitaciones importantes.

Las importaciones de gas aumentaron de forma significativa, pasando de representar el 7,5% del consumo en 2023 al 20% en 2024, como resultado de una menor generación hidráulica, que obligó a compensar con generación térmica.

Según Naturgas, las reservas actuales solo alcanzarían para seis años y se proyecta que el déficit de suministro sea del 7,5% en 2025 y del 16% en 2026. Además, importar gas es mucho más costoso, pues según estimaciones de The Economist esta decisión triplica su precio y aumentaría en 50% las emisiones de gases de efecto invernadero comprado con la explotación local.

Al mismo tiempo, las empresas comercializadoras de energía enfrentan un creciente déficit de liquidez. Según la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), a marzo de 2025 la deuda total del sector alcanzó $7,6 billones. De este monto, 42% corresponde a la opción tarifaria aplicada durante la pandemia, 38% a subsidios de estratos 1, 2 y 3, y 16% a deudas de entidades públicas.

Asocodis advierte que, si el Gobierno no asume parte de esa carga, las tarifas podrían aumentar entre un 100% y 140% en los próximos años, lo que además de afectar a los usuarios, podría impactar a toda la cadena, debilitando aún más al sistema.

A lo anterior se suma el retraso de los proyectos de generación energética; si la oferta no crece al ritmo de la demanda, las tarifas subirán y con ellas el costo fiscal de los subsidios, intensificando el riesgo de impago.

Según el informe de avance de proyectos de generación de la UPME con corte a diciembre de 2024, el 52,2% de los 46 proyectos presentan algún tipo de retraso. De hecho, entre los cinco proyectos con mayor capacidad instalada, tres avanzan por debajo de lo previsto. El caso más crítico es el del Parque Eólico Beta, en La Guajira, cuyo atraso llega al 52,7%.

De acuerdo con la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia), el desarrollo de proyectos de energía eólica y solar enfrenta tres obstáculos principales: dificulta- des en las consultas previas con comunidades indígenas, demoras en la obtención de permisos ambientales y técnicos, y problemas para conectarse a la red eléctrica. Estos retrasos se explican por la ausencia de tiempos normativos claros, el incumplimiento de los términos de ley y por la falta de articulación entre entidades, especialmente las CAR. Estas barreras han llevado a que empresas como EDP Renewables abandonen sus iniciativas y que Celsia considere retirar sus proyectos Acacia y Camelias.

Frente a este panorama, resulta urgente agilizar los proyectos de generación de energía, en especial los renovables que hoy representan una promesa incumplida.

La combinación de retrasos en obras clave, que a su vez desincentiva nuevas inversiones, sumado a la creciente dependencia de fuentes costosas como el gas importado y un déficit financiero en el sector, amenazan con profundizar la brecha entre oferta y demanda.

Si el país no toma decisiones estructurales que aseguren la ejecución oportuna de los proyectos y reduzcan la incertidumbre regulatoria, no solo se pondrá en riesgo la sostenibilidad del sistema, sino también la competitividad económica en los próximos años.