Según Fedesarrollo, un racionamiento eléctrico similar al de los años 90 le costaría al país 1,5 puntos porcentuales del PIB (Producto Interno Bruto).

El Consejo Gremial Nacional hizo un llamado urgente al Gobierno Nacional, al Ministerio de Minas y Energía y a la CREG para actuar de manera inmediata frente al riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica y gas natural, por cuenta de falta de una gestión adecuada y a tiempo.

Las advertencias por parte de los gremios del sector se han dado de manera insistente desde hace más de dos años cuando el panorama de oferta de energía firme frente a la demanda ya mostraba un déficit para el año 2026, según las proyecciones de entidades oficiales.

Además, desde diciembre de 2024 el país perdió la autosuficiencia en gas natural, y hoy se importa no solo este energético para atender otros sectores diferentes al térmico, sino también se trae del exterior GLP, gasolina y diésel.

Las alertas del más reciente Boletín Energético de XM (22 de mayo de 2026) muestran un escenario preocupante, ante la alta probabilidad de que el Fenómeno de El Niño sea fuerte, en momentos en los que los embalses están por debajo de lo esperado, se presenta un crecimiento histórico de la demanda, existe un déficit de energía firme, se confirman retrasos en nuevos proyectos y el sector vive una crisis de liquidez que ya supera los $2,6 billones en deudas de Air- e, mayoritariamente con las generadoras térmicas.

En su boletín, XM advirtió que, si se presenta una sequía severa, los embalses podrían llegar a niveles nunca antes registrados lo que requeriría de manera prolongada de la generación térmica, poniendo en riesgo el suministro de energía eléctrica del país.

El operador del mercado asegura que el nivel agregado de los embalses debe ser superior al 80% desde agosto de 2026, pero el 27 de mayo se encontraba en 67,46%, es decir, muy por debajo del nivel que sugiere XM para enfrentar la sequía.

Por su parte, el Ideam y el Ministerio de Ambiente alertaron sobre una alta probabilidad de llegada del fenómeno de El Niño durante el segundo semestre de 2026.

Según las proyecciones de la NOAA, existe un 82% de probabilidad de que las condiciones comiencen a consolidarse entre mayo y julio, aumentando progresivamente hasta alcanzar el 98% a partir de agosto-octubre. Además, se prevé que el fenómeno tenga una intensidad fuerte o muy fuerte hacia el último trimestre del año.

El sistema también enfrenta una presión mayor por el aumento acelerado del consumo de energía, el cual aumentó en un 6,7% en abril de 2026 y en un 8,57% en lo corrido de mayo de 2026 frente a los mismos meses de 2025, consumos que superan los escenarios de demanda media proyectados por la UPME.

Además, desde hace varios años se vienen presentando rezagos en la entrada en operación de los proyectos de generación de energía por cuenta de atrasos en los procesos de licenciamiento ambiental, consultas previas, inseguridad en los territorios, entre otros.

Este año el país espera incorporar 4.475 MW en cantidad de energía al sistema, pero hasta ahora solo han ingresado 294 MW, es decir, el 6,6% de lo esperado.

Asimismo, el balance entre energía firme y demanda proyectada ya es negativo: -4,4% para 2026-2027.

Por otro lado, la deuda de $2,6 billones de Air-e con generadores y transmisores, de los cuales más de $1,5 billones se les debe a las generadoras térmicas por energía que ya se entregó, genera una falta de liquidez que afecta directamente la capacidad de las plantas térmicas para asegurar combustibles como gas, carbón y líquidos, fundamentales para respaldar el sistema durante períodos de sequía.

Especialmente, el gas natural importado debe pagarse previamente, y a través de estas empresas se está asegurando la importación de más del 25% del gas natural que requiere el país para atender tanto la generación térmica como el abastecimiento de gas a usuarios residenciales, industriales y comerciales. Por lo tanto, la falta de pago de la deuda pone en riesgo la prestación del servicio de gas natural en el país.

Si bien la subasta del Cargo por Confiabilidad realizada el pasado 22 de mayo envió una señal positiva para la seguridad energética del país, la energía adjudicada es para 2029 y no estará disponible este año para enfrentar la sequía del Fenómeno de El Niño.

Por todo lo anterior, el Consejo Gremial Nacional hace un llamado urgente a:

1. Pagar de inmediato las deudas pendientes con el sector, especialmente con las generadoras térmicas.
2. Garantizar el suministro de combustibles para la generación eléctrica.
3. Viabilizar los proyectos de generación y transmisión que hoy siguen retrasados.
4. Impulsar de manera urgente una campaña nacional contundente y con incentivos económicos, enfocada al ahorro y uso eficiente de agua y energía.

“El margen de maniobra se está reduciendo rápidamente. La seguridad energética del país no puede seguir aplazándose”, concluye el Consejo Gremial.

Mientras ANDEG considera que la reciente subasta de Cargo por Confiabilidad es insuficiente para la seguridad energética del país, analistas del sector advierten que persisten dudas sobre la suficiencia de la nueva capacidad, la estabilidad regulatoria y la viabilidad de los proyectos adjudicados.

La reciente subasta de Cargo por Confiabilidad volvió a poner sobre la mesa uno de los principales debates del sector energético colombiano: cómo garantizar energía firme para atender el crecimiento de la demanda en medio de señales regulatorias cambiantes, retrasos en proyectos y riesgos climáticos asociados al fenómeno de El Niño.

La subasta realizada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), adjudicó en teoría 4.069,7 MW de nueva capacidad neta para entrar en operación a partir de diciembre de 2029.

Según la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), el resultado constituye un avance para fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional, especialmente por la incorporación de 2.276,8 MW térmicos que servirían como respaldo durante periodos de baja hidrología, aunque de esta capacidad se comprometieron solamente 270 megavatios.

Sin embargo, el propio gremio advirtió que la subasta no resuelve completamente las necesidades futuras del sistema y que serán necesarios nuevos procesos de expansión para cubrir el crecimiento de la demanda en los próximos años, pues del 6% de déficit estimado para 2029, la nueva subasta cubrirá 2%, dejando un hueco de 4%.

El temor a un déficit de energía firme

Desde hace varios años distintos agentes vienen alertando sobre el riesgo de insuficiencia energética hacia el final de la década. Consultores y expertos han dicho que las señales regulatorias y los aplazamientos de las subastas generan incertidumbre entre inversionistas y desarrolladores.

Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, sostiene que modificar cronogramas o aplazar convocatorias afecta el cierre financiero de los proyectos y deteriora la confianza del mercado.

Se refiere, por un lado, a que faltando un día para la entrega de ofertas, la CREG acogió la solicitud de un agente para postergar la entrega de garantías, que ya no será a los 15 días de la subasta sino hasta el 6 de agosto, un día antes de la terminación del actual gobierno.

Para Alejandro Castañeda, presidente de ANDEG, a eso hay que agregarle que la CREG no ha revelado quién fue el solicitante que pidió esa prorroga. Se especula que pudo ser la única térmica que se presentó: Termoinduenergy-Nencol 5, lo que agregaría más opacidad e incertidumbre al proceso.

Y es que cabe recordar que al frente de este proyecto está Jorge Manuel Urbano del Cristo Castellanos Gómez, conocido en los círculos empresariales de la Costa como George Castellanos, y quien participó en dos subastas anteriores. En una le ejecutaron las garantías por no desarrollar el proyecto, y en la segunda vendió el proyecto a un tercero. La pregunta que cabe es: ¿Por qué la CREG aceptó a Castellanos con los antecedentes que tiene?

Las firmas ganadoras ahora son Nodo Energético del Norte de Colombia SA ESP (Nencol), y Termoinduenergy Corporation SAS, en las que figura Castellanos como representante legal. Según el diario El Tiempo, Nencol fue constituida en febrero de 2016. Su actividad registrada es la generación y comercialización de energía eléctrica y reporta 67 millones de pesos en activos, lo que deja dudas sobre la capacidad real de ese proyecto para entrar en operación en los plazos establecidos.

Lo que temen los expertos es que finalmente ese proyecto no entre en operación, pero si haya contribuido a distorsionar el proceso y a presionar a la baja el precio de remuneración. Para este proyecto el precio adjudicado fue de 16,4 USD/MWh, cuando en la actualidad es de 19 USD/MWh y, trayéndolo a valor presente, para 2029 debería rondar los 21 dólares.

La discusión también se centra en la calidad de la energía firme adjudicada. Aunque la transición energética impulsa el ingreso de proyectos solares y eólicos, varios analistas insisten en que las tecnologías renovables todavía requieren respaldo térmico para garantizar suministro continuo durante eventos climáticos extremos. ANDEG advierte que el sistema necesitará una generación térmica superior a 100 GWh-día en escenarios de sequía prolongada.

Más capacidad no significa menos incertidumbre

Aunque la subasta fue presentada oficialmente como una señal positiva para la expansión energética, varias voces del sector consideran que persisten problemas estructurales.

Las críticas apuntan a tres factores principales: dificultades ambientales y sociales para desarrollar proyectos, altos costos de garantías financieras y cambios regulatorios frecuentes.

Algunas especialistas consideran que nuevas convocatorias no garantizan por sí mismas la confiabilidad del sistema si no se solucionan obstáculos asociados al licenciamiento, conexión y construcción de infraestructura.

De hecho, Castañeda resaltó que para cuando el proyecto Termoinduenergy-Nencol 5 entre en operación se requieren tres líneas de transmisión de 500 kilo voltios, algo que no se ve en el país desde hace décadas.

También existen cuestionamientos sobre la ausencia de estudios públicos que expliquen con claridad la necesidad exacta de nueva energía firme y los criterios técnicos utilizados para definir la demanda objetivo de la subasta.

Estas observaciones coinciden con parte de las preocupaciones expresadas por ANDEG en torno a la necesidad de fortalecer la institucionalidad y recuperar estabilidad regulatoria para atraer inversión de largo plazo.

Según el gremio, en los próximo diez años el sector eléctrico colombiano requiere inversiones del orden de 66 billones de pesos, de los cuales solo en generación se requieren $34 billones.

El peso de Air-e y el fenómeno de El Niño

Otro elemento que aumenta la presión sobre el sistema es la situación financiera de Air-e.

ANDEG alertó que las deudas acumuladas de la compañía con generadores y agentes del mercado superan los 2,3 billones de pesos posteriores a la intervención estatal y que las plantas térmicas concentran cerca de 1,5 billones de pesos de esa cartera.

Para el gremio, esa situación compromete la capacidad financiera de las empresas para asegurar combustibles y mantener disponible el parque térmico en un escenario climático crítico, pues solo el valor de los combustibles para operar un mes representa 1,5 billones de pesos.

El problema adquiere mayor relevancia ante las alertas internacionales sobre un posible fenómeno de El Niño durante el segundo semestre de 2026. Las probabilidades de ocurrencia superarían el 82 % en julio.

El debate de fondo: transición energética y confiabilidad

La discusión sobre la subasta refleja una tensión más amplia dentro del modelo energético colombiano. Por un lado, el país busca acelerar la incorporación de fuentes renovables para avanzar en la transición energética. Por otro, el sistema todavía depende de generación térmica e hidráulica para responder ante variaciones climáticas y aumentos de demanda.

El mecanismo de Cargo por Confiabilidad nació precisamente para asegurar energía firme en escenarios críticos. La regulación vigente establece que los generadores reciben remuneración a cambio de garantizar disponibilidad cuando el sistema lo requiera.

Sin embargo, la discusión ya no se limita a cuántos megavatios se adjudican. El foco ahora está en si el país cuenta con reglas estables, capacidad de transmisión, licencias ambientales ágiles y respaldo financiero suficiente para que los proyectos realmente entren en operación.

La conclusión compartida por buena parte del sector es que Colombia necesita nuevas inversiones y mayor expansión energética. La diferencia aparece en la forma de lograrlo y en la confianza que hoy ofrece el marco regulatorio para atraer capital de largo plazo, pues, como dice Castañeda, con la reciente subasta “nos quedamos con el pecado y sin el género”.

Promigas cerró la adquisición del 100 % de Zelestra Latam, una de las principales plataformas de generación de energías renovables en Latinoamérica, con operaciones en Colombia, Chile y Perú.

Con esta transacción, la compañía avanza en su consolidación como holding multienergético en Latinoamérica, fortaleciendo su rol como actor relevante en la industria energética de la región.

Zelestra Latam cuenta con un portafolio de proyectos que abarca distintas etapas de desarrollo. Actualmente suma 1.273 MW entre proyectos en operación y construcción, así como un pipeline de aproximadamente 2.250 MW en proyectos en desarrollo.

Su portafolio está diversificado entre energía solar y almacenamiento, lo que la posiciona como una de las plataformas de energías renovables más relevantes de la región.

Con más de 52 años de trayectoria, Promigas ha liderado el desarrollo del sector energético en Colombia y Perú, impulsando infraestructura clave, confiabilidad del sistema y crecimiento sostenible. La incorporación de Zelestra Latam potencia este camino, al integrar capacidades en energía renovable que complementan su experiencia en transporte y distribución de gas natural y amplían su portafolio de soluciones energéticas.

“Esta adquisición va más allá del fortalecimiento de nuestro portafolio. Es, sobre todo, una apuesta por el talento. Incorporamos un equipo humano con amplia experiencia, conocimiento y capacidad de ejecución, que complementa y potencia las capacidades de Promigas… Hoy avanzamos con más fuerza en nuestro camino para consolidarnos como holding multienergética y multilatina”, afirmó Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas.

Con esta adquisición, Promigas amplía su huella regional al sumar a Chile como nuevo mercado, fortalece su presencia en Latinoamérica y reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible, la confiabilidad del sistema energético y la generación de valor de largo plazo.

Termocandelaria Power S.A. (TPSA), sociedad española dedicada a la adquisición, gestión y explotación de activos de generación eléctrica, registró una Solicitud de Arbitraje contra la República de Colombia ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), organismo del Grupo del Banco Mundial.

La Solicitud fue presentada el 6 de abril de 2026 y registrada por el CIADI el 27 de abril de 2026 como Caso N.º ARB/26/20.

TPSA opera en el sector eléctrico colombiano desde hace más de dos décadas a través de sus filiales Termocandelaria S.A.S. E.S.P. (TECAN) y Termobarranquilla S.A. E.S.P. (TEBSA), que en conjunto representan una de las mayores plantas de generación termoeléctrica del país, con una capacidad efectiva neta combinada de aproximadamente 1.466 MW.

El arbitraje fue iniciado al amparo del Acuerdo para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones entre el Reino de España y la República de Colombia (el Tratado), en vigor desde el 22 de septiembre de 2007, y se tramita conforme al Convenio CIADI.

Los tratados de protección de inversiones, como el Tratado entre España y Colombia, tienen como propósito ofrecer un marco jurídico estable y previsible para inversiones de largo plazo en sectores estratégicos. En este contexto, el arbitraje ante el CIADI constituye un mecanismo institucional previsto por ambos Estados para resolver controversias de inversión bajo reglas internacionales.

La reclamación de TPSA tiene su origen en una serie de medidas adoptadas por Colombia desde 2024 que han impedido a los generadores de electricidad, incluyendo TECAN y TEBSA, recibir una remuneración adecuada por la electricidad que han suministrado y continúan suministrando a Air-e S.A.S. E.S.P. (Air-e), empresa de distribución y comercialización actualmente intervenida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).

TPSA considera que estas medidas son contrarias a las obligaciones de Colombia en virtud del Tratado, en particular el estándar de trato justo y equitativo y la prohibición de medidas arbitrarias y discriminatorias.

“La conducta de Colombia ya ha ocasionado pérdidas materiales a TPSA y sus filiales, y continuará generando pérdidas adicionales mientras persista”, señala la empresa en un comunicado.

A a la fecha de la Solicitud de Arbitraje, dichos daños se estiman en más de US$198,4 millones, como daños futuros, que serán cuantificados en el curso del procedimiento.

TPSA está representada en este procedimiento arbitral por Freshfields, firma de abogados internacional con amplia experiencia en la representación de inversores en arbitrajes de inversión en el sector energético a nivel mundial, y por Rincón Castro Abogados, firma colombiana de referencia que actúa como asesor local.

“La decisión de TPSA de acudir al arbitraje internacional no modifica su compromiso de largo plazo con Colombia, con sus trabajadores, con sus activos de generación y con la confiabilidad del sistema eléctrico”, señaló la firma.

En sectores intensivos en capital como la generación eléctrica, la estabilidad regulatoria y contractual es fundamental para garantizar la disponibilidad de activos, la continuidad del servicio y la confianza para nuevas inversiones.

“TPSA ha contribuido por más de dos décadas a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano. Acudir al CIADI es una decisión que tomamos dentro del marco previsto por el tratado entre España y Colombia, con el propósito de proteger nuestra inversión y buscar una solución justa, sin que ello altere nuestro compromiso con el país y con la operación responsable de nuestros activos”, señaló Eduardo Damián Villarreal, presidente de la Compañía.

Enel Colombia opera seis parques solares de gran escala, ubicados en los departamentos del Cesar, Magdalena y Atlántico, que en conjunto ya alcanzan una capacidad instalada de más de 1 GW en corriente alterna.

 Al encontrarse en el proceso final de energización de los 34 subcampos del proyecto fotovoltaico Atlántico, que actualmente está en periodo de pruebas, Enel Colombia alcanzó más de 1 GW de capacidad solar instalada en corriente alterna (AC) a través de sus seis parques solares de despacho centralizado, manteniendo su liderazgo como el más grande generador a través de esta fuente de energía. 

Con sus seis parques a gran escala, cinco ya declarados en operación comercial, Enel representa más del 50% del total de capacidad solar en Colombia, lo que demuestra la apuesta decidida de la Compañía por la transición energética y la diversificación de la matriz del país. Hoy, meses previos a un pronosticado Fenómeno del Niño de alta intensidad, la complementariedad que estos ofrecen al sistema, permitirá que Colombia cuente con alternativas adicionales a la generación hídrica y térmica. 

El portafolio solar en operación y construcción de la Compañía está compuesto por los parques:

• El Paso (68 MWac), primera planta solar a gran escala construida en el territorio.
• La Loma (150 MWac), ambas en el Cesar.
• Fundación (100 MWac), en Magdalena.
• Guayepo I&II (370 MWac), en Atlántico, el más grande del país.
• Guayepo III (180 MWac) y Atlántico (180 MWac), en etapa final de construcción y cuya declaración de operación comercial está estimada para el segundo semestre de 2026, consolidan al departamento como el cluster de generación fotovoltaica más importante de Colombia.

En conjunto estas plantas podrían abastecer a más de 4,2 millones de personas, el equivalente aproximado a atender la totalidad de Medellín y Cali al mismo tiempo.

Nuevas tecnologías de enfriamiento permitirían disminuir hasta 90% el uso de agua y energía en instalaciones críticas.

La creciente digitalización de la gran minería y la expansión de sistemas basados en inteligencia artificial, analítica avanzada y automatización, están impulsando una mayor demanda de infraestructura digital y de centros de datos capaces de procesar grandes volúmenes de información en tiempo real.

Sin embargo, estos avances tecnológicos ocurren en paralelo a una crisis de escasez hídrica que afecta a diversas regiones del mundo, donde las operaciones industriales compiten con comunidades y ecosistemas por un recurso cada vez más limitado.

De acuerdo con el World Economic Forum (2025), los centros de datos -infraestructura esencial para la operación digital de múltiples industrias- requieren importantes volúmenes de agua para sus procesos de enfriamiento.

El organismo advierte que la adopción de soluciones avanzadas de gestión térmica, como el enfriamiento líquido, puede permitir reducciones de hasta un 90% en el consumo de agua, además de disminuir el uso de energía en aproximadamente 50% y reducir el espacio requerido en hasta un 85%, en comparación con los métodos tradicionales de refrigeración por aire.

Frente a este escenario, tecnologías como la refrigeración líquida de alta eficiencia y los sistemas de circuito cerrado comienzan a posicionarse como una alternativa para reducir el impacto hídrico de la infraestructura digital.

A diferencia de los sistemas tradicionales, estas soluciones utilizan fluidos con mayor capacidad térmica para capturar y transferir el calor generado por los equipos de cómputo, lo que permite disipar de forma más eficiente y con menor dependencia de procesos de evaporación que requieren reposición constante de agua.

Infraestructura digital más eficiente

En este contexto, Schneider Electric ha desarrollado soluciones de enfriamiento líquido diseñadas para centros de datos de alta densidad, especialmente orientadas a soportar cargas de trabajo intensivas como inteligencia artificial, analítica avanzada y servidores con unidades de procesamiento gráfico (GPU).

Estas tecnologías permiten gestionar de forma más eficiente el calor generado por equipos de alto rendimiento mediante sistemas como unidades de distribución de refrigerante (CDU) y soluciones de enfriamiento directo al chip, que trasladan el calor desde los componentes críticos hacia circuitos de refrigeración controlados. Este enfoque facilita la operación de infraestructuras digitales más compactas, resilientes y preparadas para el crecimiento de la demanda computacional.

“En industrias como la minería, donde las operaciones dependen cada vez más del procesamiento de datos en tiempo real, la eficiencia de la infraestructura digital se vuelve un factor estratégico. Tecnologías como el enfriamiento líquido permiten gestionar cargas de trabajo de alta densidad con mayor eficiencia térmica, contribuyendo al mismo tiempo a reducir la presión sobre recursos críticos como el agua”, explica César González, Business Developer Manager Systems Secure Power de Schneider Electric.

En un escenario donde la minería avanza hacia operaciones cada vez más automatizadas y basadas en datos, el desarrollo de soluciones tecnológicas más eficientes será clave para mantener la continuidad operativa y, al mismo tiempo, avanzar hacia modelos de infraestructura digital más sostenibles en territorios afectados por la escasez hídrica.

El gremio reiteró que el sector energético colombiano cuenta con las herramientas, la experiencia y la institucionalidad para afrontar el desafío, siempre que las decisiones se tomen con la urgencia que la situación exige.

En el marco del 15° Seminario de Eficiencia Energética, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), advirtió que el país enfrenta una ventana crítica de tres a cuatro meses para adoptar las medidas necesarias que permitan garantizar el abastecimiento de energía eléctrica y gas natural antes de que el Fenómeno de El Niño 2026-2027 golpee con toda su intensidad.

La alerta adquiere especial urgencia luego de que el Ministerio de Ambiente y el Ideam informaran, con base en los reportes de la National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), que incrementaron del 62% al 82% la probabilidad de llegada anticipada del fenómeno al país, en el trimestre mayo-julio, con una intensidad prevista entre fuerte y muy fuerte, y que podría alcanzar el 98% entre agosto-octubre.

El Fenómeno dejó de ser expectativa para convertirse en realidad, en lo corrido de mayo de 2026, se han registrado temperaturas superiores a máximos históricos en distintas regiones del país, y lluvias por debajo de lo normal de los últimos meses, que podrían hacer que El Niño llegue a un sistema hídrico ya deficitario, aumentando las presiones sobre los embalses y el riesgo de incendios forestales.

Para el sistema eléctrico colombiano, estas cifras climáticas se traducen en una amenaza concreta. Colombia depende de la generación hidráulica en un 65% a 70% de su matriz eléctrica, lo que hace al sistema especialmente vulnerable a las sequías que caracterizan a El Niño.

XM, operador del sistema eléctrico nacional, ya emitió alertas técnicas señalando que los embalses deben alcanzar al menos el 80% de su capacidad antes de septiembre de 2026 (Hoy están en el 64%), y que durante el Fenómeno las plantas térmicas deberán operar a su máxima capacidad disponible para sostener el suministro.

«Llevamos más de dos años advirtiendo sobre esta amenaza y lamentablemente el Gobierno Nacional minimizó estas alertas. Hoy el tiempo se agota y tenemos cinco factores que pueden materializar un racionamiento eléctrico: el clima y el Fenómeno de El Niño, la falta de energía firme y las señales adversas a las generadoras, el insuficiente gas natural nacional, los problemas financieros por falta de pago, y el inesperado incremento en la demanda. Estamos dispuestos a trabajar articuladamente con el Gobierno, pero necesitamos incentivos y decisiones contundentes ahora», afirmó Camilo Sánchez Ortega, presidente Ejecutivo de Andesco.

“Colombia jamás debió perder la soberanía energética, teníamos las ventajas comparativas para no depender de ningún país, tenemos carbón, pero de la noche a la mañana decidimos dejar de exportar, perdimos empleos y valor agregado. Colombia no salva al mundo, lo que dejamos de producir de petróleo y gas otro país lo produjo”, agregó.

En lo corrido de mayo, la demanda de energía se incrementó un 7,99 % frente al mismo periodo del año anterior, mientras que durante marzo y abril se ubicó por encima del escenario medio proyectado por la UPME. Incluso, el pasado 7 de mayo se registró un máximo histórico de 258,69 GWh, especialmente impulsado por regiones como Caribe, Antioquia, Oriente y Centro.

Uno de los factores de mayor riesgo identificado por el gremio es la deuda acumulada con las empresas de 8.2 billones de pesos distribuidos así: deuda de subsidios 1.8 billones, deuda de Air-e Intervenida con los demás agentes del mercado de energía mayorista 2.7 billones, opción tarifaria 2.2 billones y deuda de entidades oficiales 1.5 billones.

A esta situación se suma la creciente escasez de gas natural. El 15% de la capacidad de generación eléctrica del país es a base de gas natural y Colombia ya importa en promedio el 23% del gas que consume. La tensión geopolítica incrementa esa escasez y presiona los precios de importación.

Andesco también llamó la atención sobre el déficit estructural de energía firme del sistema. En los últimos seis años, solo el 17,3% de la capacidad de generación comprometida en subastas anteriores entró efectivamente en operación, principalmente por trabas ambientales y sociales. A ello se suma que el 55% de los proyectos de transmisión presentan retrasos similares, limitando la capacidad del sistema para distribuir la energía disponible en todo el territorio nacional.

Andesco le solicita al Gobierno Nacional actuar de manera inmediata en cinco frentes: garantizar el pago urgente de la deuda de Air-e con prioridad a los generadores térmicos; activar el marco regulatorio del programa de respuesta de demanda antes de julio de 2026; actualizar el Plan de Abastecimiento de Gas Natural con escenarios de El Niño fuerte; agilizar la entrada en operación de proyectos de generación y transmisión listos para 2026 y 2027; convocar una mesa de trabajo sectorial con todos los actores del sistema para construir un plan de acción coordinado, y hacer una campaña masiva de ahorro de energía y agua.

El gremio reiteró que el sector energético colombiano cuenta con las herramientas, la experiencia y la institucionalidad para afrontar este desafío, siempre que las decisiones se tomen con la urgencia que la situación exige.

Por último, el presidente del gremio lanzó la campaña El Niño no es un Juego, para invitar, empoderar y dar información constante e incentivos a los ciudadanos para que actúen desde sus hogares, tengan sentido de pertenencia con los servicios públicos, hagan uso responsable de los mismos y sean parte de la solución.

La proyección del incremento energético fue elaborada por la plataforma de Klik, con el apoyo de la IA, a partir de datos históricos de consumo en eventos de alta audiencia como los mundiales de Brasil, Rusia y Catar y la Copa América 2024.

El Mundial de Fútbol 2026 incrementará la demanda energética en medio de la crisis energética que se avecina por el fenómeno de El Niño. Según estimaciones de Klik, plataforma de energía digitalizada en el país, el consumo de energía podría aumentar entre 4% y 5% durante los partidos que juegue la selección Colombia.

Ante la inminente llegada del fenómeno de El Niño, la CREG sacó a consulta pública cinco medidas regulatorias urgentes para evitar un apagón o racionamiento de energía. Dentro de ellas, está la participación de la respuesta de la demanda en el mercado de corto plazo o bolsa de energía, que busca que algunos usuarios puedan ofertar reducciones voluntarias de consumo y recibir una remuneración económica a cambio.

Klik elaboró la proyección a partir del cruce de múltiples fuentes de información y variables que configuran el comportamiento de la demanda eléctrica en el país.

El análisis partió de las series históricas de consumo registradas durante eventos deportivos de alta audiencia en la última década, entre ellos los mundiales de Brasil 2014, Rusia 2018 y Catar 2022, al igual que la final de la Copa América 2024, en los que se identificaron incrementos puntuales de consumo eléctrico durante las franjas de transmisión.

A esa base histórica se sumó el efecto agregado de los espacios de visualización colectiva como bares, restaurantes, hoteles, centros comerciales, plazas públicas y oficinas con jornada extendida, junto con variables estructurales del sistema como la elasticidad de la demanda frente a los programas de uso eficiente, la entrada progresiva de nuevos activos de generación renovable no convencional y los lineamientos recientes emitidos por el Ministerio de Minas y Energía en materia de gestión de la demanda, configurando así una estimación integral para el Mundial 2026 con las dinámicas de mediano plazo del sector eléctrico colombiano.

“Eventos de alto consumo, como los partidos de Colombia, generan picos importantes de demanda energética que requieren una gestión estratégica. Hoy nos apoyamos en la tecnología y en la IA para que la lectura y gestión de datos nos permita anticiparnos a esos comportamientos, optimizar recursos y reducir impactos sobre la red eléctrica sin afectar la experiencia de las personas. Klik mantiene la confiabilidad en el sector a través de la eficiencia y la flexibilidad energética, esto quiere decir que los enfocamos también en capacitar a la demanda para que haga parte de la nueva era de gestión de energía en el país”, señaló Esteban Quintana CEO de Klik.

Hoy, con la nueva alerta del fenómeno de El Niño, la compañía hace un llamado a promover prácticas de consumo más eficientes y estratégicas que permitan reducir el impacto sobre la red energética y contribuir a la sostenibilidad ambiental.

Recomendaciones para empresas y organizaciones

Una de las recomendaciones es que las organizaciones puedan ver y explorar alternativas de gestión de consumo energético, mecanismos de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) y Respuesta a la Demanda (RD), sumarse a ellas, realizar la planeación de producción (organizar horarios) y conocer cómo consumen la energía para optimizar procesos.

Adicionalmente, es importante implementar cambios rápidos y efectivos para el consumo del día a día como el home office y sensores. No dejar a un lado que la concientización de las entidades para que la gente ahorre.

Las sugerencias para los usuarios del común que consumen energía y que deben hacer pequeños cambios para una gran estrategia de ahorro de energía, son:

• Invitar a que las empresas puedan tener espacios únicos donde se vivan los partidos y se evite tener varias conexiones.
• Desconectar equipos electrónicos que no estén siendo utilizados.
• Optimizar la iluminación en espacios compartidos.
• Regular el uso de aires acondicionados y sistemas de ventilación.
• Implementar soluciones de monitoreo y eficiencia energética.

Klik destacó que la gestión inteligente del consumo energético será clave para enfrentar los picos de demanda que se presentarán durante el Mundial 2026 y ayudar a enfrentar el fenómeno de El Niño.

A través de la tecnología, monitoreo en tiempo real y soluciones basadas en datos, la Compañía reafirma su compromiso de ayudar a empresas y usuarios a transformar la energía en una herramienta más eficiente, estratégica y sostenible.

Pese a las advertencias que los diferentes actores del sector energético hicieron desde hace varios años, el gobierno hizo oídos sordos y hoy el país se encuentra al borde de un racionamiento eléctrico.

Un inminente fenómeno de El Niño particularmente fuerte, proyectos de generación y transmisión que no entraron a tiempo, embalses por debajo de lo necesario, gas insuficiente para atender las térmicas, más de $9 billones en deudas a las generadoras y distribuidoras y una demanda creciendo por encima de la oferta, son los síntomas de una crisis anunciada.

Efectivamente, en lo que va del año el déficit de energía en firme es de 2,3 por ciento y para el 2027 se espera que sea del 4,4%. Esto lastrado por proyectos retrasados. De la energía que se esperaba entrara en operación, en 2022 entró el 28%, en 2023 el 17%, en 2024 el 25%, en 2025 el 11% y este año solo ha entrado el 6,3%.

De acuerdo con Natalia Gutiérrez, presidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén), para poner al día el sistema eléctrico nacional se requieren inversiones del orden de entre 10 y 13 billones de pesos anuales.

En esas circunstancias, el peor escenario se aproxima. Hoy los embalases se encuentran en el 64% en promedio, pero la senda de referencia establecida por XM indica que deberían estar por encima del 80% para enfrentar la temporada seca que se avecina.

“En los últimos 30 años habíamos tenido un colchón entre oferta y demanda positivo casi de dos dígitos la mayoría del tiempo, pero desafortunadamente se dejaron de dar señales de política pública para construir más térmicas, para construir más hidráulicas de embalse y esto nos ha traído a la situación en la que estamos hoy”, dice Gutiérrez.

Por eso señala que las térmicas se deberían prender ya. El problema es que desde diciembre de 2024 Colombia perdió la autosuficiencia en gas natural y cada vez depende más de las importaciones. Hoy, cerca del 25% del consumo nacional se atiende con gas importado.

A eso hay que agregarle otro agravante. Colombia solo cuenta con una regasificadora, la de SPEC en Cartagena, con una capacidad de 475 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), pero 400 MPCD están comprometidos para el parque térmico de la costa Caribe, y el resto atiende otros sectores, como el industrial y el no regulado.

Pese a que se han anunciado más de diez proyectos de regasificación, a lo sumo, a finales de este año entrarían dos: la Regasificadora del Pacífico y el de Puerto Bahía.

“Estamos viendo que se está configurando una tormenta perfecta, porque esto se suma a la incertidumbre que tenemos de disponibilidad de gas para generar con las térmicas. Estamos viendo balances negativos y un retraso en la entrada de proyectos de manera sistemática. Hablamos de casi 4.500 mega vatios de energía firme que debieron haber entrado en los últimos cinco años y no han entrado, vemos un aumento de la demanda sin que haya aumentado la oferta a la misma velocidad, y un fenómeno de El Niño fuerte que no teníamos en el radar.

“Entonces, la consigna es: tenemos que cuidar los embalses, tenemos que cuidar el agua, prendiendo las térmicas. Nos toca empezar a generar con anticipación energía con las plantas térmicas que tenemos disponibles para que los embalses puedan llegar o más altos posible a diciembre, cuando empieza el verano”, dice Gutiérrez.

La pregunta es: ¿qué se puede hacer? La dirigente gremial señala que se debe dar una señal para prender las térmicas, que haya gas disponible, que se haga una campaña de ahorro de energía y que se ayude a todos los proyectos que puedan entrar de aquí a diciembre, casi todos solares, porque no se está construyendo nada grande en energía hidráulica ni en energía térmica.

Gutiérrez reiteró su llamado urgente al gobierno para dar señales regulatorias que respondan ante el fenómeno de El Niño, destrabar o ayudar a que los proyectos que se están construyendo, que tienen fecha de entrada entre diciembre y enero, efectivamente se puedan conectar a la red, que las plantas que están en pruebas puedan entrar a la red, que se puedan prender las térmicas y dar señales de política pública para configurar un programa de ahorro de energía. “Tenemos que empezar a ahorrar energía y agua desde ya”, concluyó.

Subir el nivel de Hidroituango de la cota 409 a la 420 es una de las medidas propuestas para hacer frente a la temporada seca en el país y la posible ocurrencia de un fenómeno de El Niño.

El Grupo EPM se une al llamado de las autoridades y los gremios para promover el cuidado de los embalses, elemento clave para garantizar el suministro de energía ante la posible ocurrencia de un fenómeno de El Niño fuerte en Colombia.

Ante la posibilidad de un evento asociado a la variabilidad climática, llama al uso responsable y eficiente de sus embalses. Esto con el propósito de garantizar la sostenibilidad del recurso, reducir los posibles riesgos de racionamiento y aportar a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano.

El Grupo realiza diariamente un seguimiento técnico al agua que ingresa a sus embalses, dado que la generación hidráulica es fundamentales para garantizar la confiabilidad del sistema energético colombiano. Es importante destacar que cerca del 70 % de la energía producida en Colombia proviene de plantas hidroeléctricas.

Durante los últimos meses, se ha evidenciado el crecimiento del consumo de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), lo que ha ocasionado una diferencia significativa entre la capacidad de energía firme disponible y la demanda real del sistema. Esto sugiere un riesgo estructural en la suficiencia energética en el corto y mediano plazo.

Para hacer frente a esa situación, el Grupo EPM procura mantener niveles óptimos en sus embalses, con el fin de atender la demanda de energía en condiciones de bajos aportes hídricos.

Al 19 de mayo, el nivel agregado de los embalses de energía del país se encontraba en 64.8 %, mientras que los embalses del Grupo EPM registraban un nivel de 82.6 %.

En lo corrido de mayo de 2026, los caudales de los afluentes que abastecen los embalses del Grupo EPM se han ubicado en 53.9 % del promedio histórico, lo cual indica la necesidad de reducir la generación hidráulica para que las reservas no disminuyan, pues según la meta de almacenamiento definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), los embalses deben estar por encima del 80 % desde julio y mantenerse así hasta noviembre, de modo que se garantice la confiabilidad energética del país.

Subir el nivel del embalse de Hidroituango

De acuerdo con EPM, la altura a la que puede subir el nivel del agua en el embalse de la central Hidroituango es de 409 metros sobre el nivel del mar (msnm). Sin embargo, su diseño estipula que puede alcanzar un nivel máximo de operación de 420 msnm.

El rango comprendido entre las cotas 409 y 420 msnm aún no se utiliza debido a trámites ambientales en curso ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA).

Estos 11 metros de diferencia equivaldrían a la energía generada por una planta térmica de 130 megavatios de capacidad o al consumo de una ciudad como Medellín durante 15 días.