Olivia
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Sergio Cabrales
@SergioCabrales
Profesor y consultor del sector minero-energético
Bogota, Colombia
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Se proponen seis medidas prioritarias para reducir el riesgo de racionamiento eléctrico durante el fenómeno de El Niño 2026–2027:
1. Garantizar la disponibilidad del parque térmico y de sus combustibles
El sistema requerirá una generación térmica sostenida superior a 90 GWh/día durante al menos cuatro meses, periodo que podría extenderse a 10 u 11 meses, dependiendo de la duración e intensidad del fenómeno de El Niño.
Por ello, es indispensable asegurar el abastecimiento oportuno de gas natural (484 GBTUD comprometidos mediante las Obligaciones de Energía Firme –OEF–, más 35 GBTUD de Termoyopal), así como de carbón y combustibles líquidos (34.039 barriles diarios) @XM_SA_ESP.
Ante la disminución de la producción nacional de gas natural, resulta prioritario acelerar la entrada en operación de las terminales de regasificación de Puerto Bahía (126 GBTUD) y de Buga (60 GBTUD).
No obstante, aun con estos proyectos, el país podría enfrentar restricciones para atender simultáneamente la demanda de generación térmica y el consumo industrial, comercial y residencial de gas natural, como se ilustra en la gráfica.
Ecopetrol aportará 81 GBTUD de gas durante el mantenimiento de la terminal de regasificación de SPEC
Ecopetrol pondrá a disposición del mercado 81 GBTUD de gas natural mediante nueve Contratos de Suministro de Contingencia (CSC) para atender la demanda durante el mantenimiento de la terminal de regasificación de SPEC, entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026.
El suministro beneficiará a generadoras térmicas y distribuidoras de gas natural que atienden principalmente los mercados residencial y de gas natural vehicular (GNV).
La medida busca preservar la confiabilidad del sistema energético, mitigando los impactos asociados al mantenimiento programado de la infraestructura de importación de gas.
Ecopetrol aportará 81 GBTUD de gas durante el mantenimiento de la terminal de regasificación de SPEC
Ecopetrol pondrá a disposición del mercado 81 GBTUD de gas natural mediante nueve Contratos de Suministro de Contingencia (CSC) para atender la demanda durante el mantenimiento de la terminal de regasificación de SPEC, entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026.
El suministro beneficiará a generadoras térmicas y distribuidoras de gas natural que atienden principalmente los mercados residencial y de gas natural vehicular (GNV).
La medida busca preservar la confiabilidad del sistema energético, mitigando los impactos asociados al mantenimiento programado de la infraestructura de importación de gas.
6. Mitigar los riesgos financieros del Mercado de Energía Mayorista (MEM)
La confiabilidad del sistema también depende de la solidez financiera de los agentes del mercado. Por ello, es indispensable monitorear y reducir el riesgo asociado a la cartera del MEM, a la exposición de los comercializadores al mercado de bolsa y al incremento esperado de los costos de los combustibles durante el fenómeno de El Niño.
Se recomienda implementar mecanismos extraordinarios que fortalezcan la liquidez del mercado, reduzcan el riesgo de incumplimiento entre los agentes y faciliten la gestión de contingencias operativas, preservando así la estabilidad financiera del Mercado de Energía Mayorista y la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional durante el período crítico.
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Camilo Silva
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Omar Suárez
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Gerente de Renta Variable Casa de Bolsa / MBA / Master en Finanzas Corporativas / Especialista en Mercado de Capitales / Economista / Profesor Universitario
5. Implementar programas de gestión y reducción de la demanda
Es necesario promover un programa nacional de uso eficiente de la energía, similar al esquema "Apagar Paga", que incentive reducciones voluntarias del consumo mediante señales económicas.
Los usuarios que reduzcan su consumo respecto de su promedio histórico podrían recibir descuentos en su factura, mientras que aquellos que incrementen significativamente su demanda podrían enfrentar cargos superiores por cada kWh adicional consumido.
Paralelamente, resulta conveniente revisar y actualizar periódicamente los pronósticos de demanda. Actualmente, estos proyectan un crecimiento anual del 6,67 % y máximos históricos cercanos a 262,67 GWh/día, por lo que su actualización permitiría reducir la incertidumbre respecto del balance entre la demanda y la energía firme disponible.
4. Administrar anticipadamente las reservas hídricas
La operación de los embalses debe priorizar la preservación del recurso hídrico durante la temporada de lluvias de 2026, con el objetivo de iniciar el verano energético con un nivel agregado superior al 80 %.
Actualmente, el nivel agregado de los embalses se ubica en 79,4 %, es decir, a menos de un punto porcentual del nivel objetivo estimado por XM.
Asimismo, es necesario actualizar permanentemente el inventario de restricciones operativas de los embalses, fortalecer el seguimiento de los aportes hídricos y monitorear de forma continua la evolución de la demanda eléctrica, con el fin de anticipar oportunamente posibles escenarios de déficit energético.
3. Coordinar los mantenimientos de generación, transmisión e infraestructura de gas
Debe minimizarse la coincidencia de indisponibilidades de activos críticos durante el período de mayor estrés del sistema. En particular, es recomendable evitar que coincidan el mantenimiento de Chivor (500 MW), las intervenciones programadas en Guavio (1.250 MW), la indisponibilidad de la planta de regasificación y otros mantenimientos relevantes de la red de transmisión.
En la medida de lo posible, los mantenimientos de Chivor y Guavio deberían reprogramarse para una época distinta del verano energético.
Una programación coordinada permitiría maximizar la disponibilidad de generación firme y reducir el riesgo de restricciones operativas durante los meses de mayor demanda.
2. Acelerar la entrada en operación de proyectos de generación y transmisión
Es necesario eliminar los cuellos de botella regulatorios, ambientales y prediales que continúan retrasando la construcción de infraestructura energética.
A julio de 2026, solo habían entrado en operación 669 MW de los 4.475 MW previstos para el año (14,9 % de cumplimiento), mientras que el 60 % de los 42 proyectos del Sistema de Transmisión Nacional (STN) presentan retrasos respecto de su fecha de entrada en operación original.
La puesta en servicio de proyectos estratégicos como Sogamoso–Norte–Nueva Esperanza 500 kV y Chivor–Norte–Bacatá aumentaría la flexibilidad operativa del sistema y reduciría significativamente el riesgo de déficit de potencia en el área Oriental, que incluye a Bogotá.
Se proponen seis medidas prioritarias para reducir el riesgo de racionamiento eléctrico durante el fenómeno de El Niño 2026–2027:
1. Garantizar la disponibilidad del parque térmico y de sus combustibles
El sistema requerirá una generación térmica sostenida superior a 90 GWh/día durante al menos cuatro meses, periodo que podría extenderse a 10 u 11 meses, dependiendo de la duración e intensidad del fenómeno de El Niño.
Por ello, es indispensable asegurar el abastecimiento oportuno de gas natural (484 GBTUD comprometidos mediante las Obligaciones de Energía Firme –OEF–, más 35 GBTUD de Termoyopal), así como de carbón y combustibles líquidos (34.039 barriles diarios) @XM_SA_ESP.
Ante la disminución de la producción nacional de gas natural, resulta prioritario acelerar la entrada en operación de las terminales de regasificación de Puerto Bahía (126 GBTUD) y de Buga (60 GBTUD).
No obstante, aun con estos proyectos, el país podría enfrentar restricciones para atender simultáneamente la demanda de generación térmica y el consumo industrial, comercial y residencial de gas natural, como se ilustra en la gráfica.
@SergioCabrales La infraestructura nuestra mayor debilidad con un servicio transversal para la producción de bienes y servicios como lo es la energía.
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6. Mitigar los riesgos financieros del Mercado de Energía Mayorista (MEM)
La confiabilidad del sistema también depende de la solidez financiera de los agentes del mercado. Por ello, es indispensable monitorear y reducir el riesgo asociado a la cartera del MEM, a la exposición de los comercializadores al mercado de bolsa y al incremento esperado de los costos de los combustibles durante el fenómeno de El Niño.
Se recomienda implementar mecanismos extraordinarios que fortalezcan la liquidez del mercado, reduzcan el riesgo de incumplimiento entre los agentes y faciliten la gestión de contingencias operativas, preservando así la estabilidad financiera del Mercado de Energía Mayorista y la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional durante el período crítico.
Se proponen seis medidas prioritarias para reducir el riesgo de racionamiento eléctrico durante el fenómeno de El Niño 2026–2027:
1. Garantizar la disponibilidad del parque térmico y de sus combustibles
El sistema requerirá una generación térmica sostenida superior a 90 GWh/día durante al menos cuatro meses, periodo que podría extenderse a 10 u 11 meses, dependiendo de la duración e intensidad del fenómeno de El Niño.
Por ello, es indispensable asegurar el abastecimiento oportuno de gas natural (484 GBTUD comprometidos mediante las Obligaciones de Energía Firme –OEF–, más 35 GBTUD de Termoyopal), así como de carbón y combustibles líquidos (34.039 barriles diarios) @XM_SA_ESP.
Ante la disminución de la producción nacional de gas natural, resulta prioritario acelerar la entrada en operación de las terminales de regasificación de Puerto Bahía (126 GBTUD) y de Buga (60 GBTUD).
No obstante, aun con estos proyectos, el país podría enfrentar restricciones para atender simultáneamente la demanda de generación térmica y el consumo industrial, comercial y residencial de gas natural, como se ilustra en la gráfica.
5. Implementar programas de gestión y reducción de la demanda
Es necesario promover un programa nacional de uso eficiente de la energía, similar al esquema "Apagar Paga", que incentive reducciones voluntarias del consumo mediante señales económicas.
Los usuarios que reduzcan su consumo respecto de su promedio histórico podrían recibir descuentos en su factura, mientras que aquellos que incrementen significativamente su demanda podrían enfrentar cargos superiores por cada kWh adicional consumido.
Paralelamente, resulta conveniente revisar y actualizar periódicamente los pronósticos de demanda. Actualmente, estos proyectan un crecimiento anual del 6,67 % y máximos históricos cercanos a 262,67 GWh/día, por lo que su actualización permitiría reducir la incertidumbre respecto del balance entre la demanda y la energía firme disponible.
Canacol solicita reconocer en Colombia la terminación de contratos de gas para viabilizar su proceso de reorganización
Canacol solicitó a la Superintendencia de Sociedades el reconocimiento en Colombia de las decisiones de la Corte de Alberta (Canadá), que autorizaron la terminación de contratos de suministro, transporte y logística de gas como parte de su proceso de reorganización e insolvencia transfronteriza.
La compañía argumenta que el agotamiento de sus campos productores, la disminución de la producción y la falta de recursos para desarrollar nuevas reservas le impiden cumplir simultáneamente con las entregas mínimas de gas y con los pagos fijos de transporte establecidos en los contratos vigentes.
Los contratos de suministro fueron suscritos bajo la modalidad "take or pay", con precios fijos. Por su parte, los contratos de transporte con Promigas contemplan la modalidad "ship or pay", que obliga al pago de la capacidad contratada independientemente del volumen efectivamente transportado.
Tras varios meses de negociaciones sin acuerdo con las contrapartes, la Corte de Alberta autorizó la terminación de los contratos el 24 de junio y la formalizó el 14 de julio de 2026. Entre los contratos terminados se encuentran los de suministro con Surtigas, Gases de La Guajira, Gases del Caribe, Petromil Gas y Gases del Oriente, así como tres contratos con Promigas: dos de transporte bajo la modalidad "ship or pay" y uno de fiducia mercantil.
Canacol sostiene que el reconocimiento de estas decisiones en Colombia no vulnera el orden público, dado que la Ley 1116 de 2006 también contempla la posibilidad de dar por terminados contratos onerosos durante un proceso de reorganización, cuando ello resulta necesario para preservar la continuidad de la empresa.
La caída de la producción de Canacol agrava el déficit de gas mientras el país espera la decisión de la Supersociedades sobre sus contratos
La producción de Canacol, segundo mayor productor de gas del país, ha descendido desde niveles cercanos a 200 GBTUD hasta 63,2 GBTUD, insuficientes para cubrir la totalidad de sus contratos firmes de suministro, de 79,6 GBTUD.
La menor oferta aumenta la presión en el mercado de gas natural, especialmente en la región Caribe, donde el combustible es clave para atender a muchos hogares, la generación eléctrica y la industria.
La Supersociedades deberá decidir si reconoce en Colombia las medidas aprobadas por la Corte de Alberta (Canadá) en el proceso de reorganización de Canacol, incluida la terminación de los contratos de suministro.
Mientras no exista una decisión definitiva, persiste la incertidumbre jurídica sobre la vigencia de los contratos y el abastecimiento futuro de gas, lo que obliga a evaluar medidas para mitigar el riesgo de desabastecimiento durante la próxima temporada seca.
GeoPark mantiene estable su producción y acelera el desarrollo de Vaca Muerta para impulsar su crecimiento desde finales de 2026
GeoPark mantuvo una producción consolidada de 27.271 boepd durante el segundo trimestre de 2026, prácticamente estable frente al trimestre anterior, respaldada por el desempeño de sus principales activos en Colombia, mientras aceleró la ejecución de su campaña de desarrollo en Vaca Muerta (Argentina).
GeoPark fortaleció su estrategia de expansión en Vaca Muerta al asegurar un contrato de tres años con Helmerich & Payne para un equipo de perforación dedicado, obtener la aprobación ambiental para Loma Jarillosa Este y garantizar la capacidad de procesamiento y exportación de crudo.
La compañía busca incrementar su producción de 1.500 a 20.000 boepd en los próximos tres años mediante inversiones superiores a US$1.000 millones.
Para el tercer trimestre de 2026, la compañía prevé intensificar su actividad operacional con la perforación de entre seis y siete pozos en Colombia, la finalización de la fracturación hidráulica de cinco pozos en Vaca Muerta y el inicio de su producción.
La caída de la producción de Canacol agrava el déficit de gas mientras el país espera la decisión de la Supersociedades sobre sus contratos
La producción de Canacol, segundo mayor productor de gas del país, ha descendido desde niveles cercanos a 200 GBTUD hasta 63,2 GBTUD, insuficientes para cubrir la totalidad de sus contratos firmes de suministro, de 79,6 GBTUD.
La menor oferta aumenta la presión en el mercado de gas natural, especialmente en la región Caribe, donde el combustible es clave para atender a muchos hogares, la generación eléctrica y la industria.
La Supersociedades deberá decidir si reconoce en Colombia las medidas aprobadas por la Corte de Alberta (Canadá) en el proceso de reorganización de Canacol, incluida la terminación de los contratos de suministro.
Mientras no exista una decisión definitiva, persiste la incertidumbre jurídica sobre la vigencia de los contratos y el abastecimiento futuro de gas, lo que obliga a evaluar medidas para mitigar el riesgo de desabastecimiento durante la próxima temporada seca.
Canacol solicita reconocer en Colombia la terminación de contratos de gas para viabilizar su proceso de reorganización
Canacol solicitó a la Superintendencia de Sociedades el reconocimiento en Colombia de las decisiones de la Corte de Alberta (Canadá), que autorizaron la terminación de contratos de suministro, transporte y logística de gas como parte de su proceso de reorganización e insolvencia transfronteriza.
La compañía argumenta que el agotamiento de sus campos productores, la disminución de la producción y la falta de recursos para desarrollar nuevas reservas le impiden cumplir simultáneamente con las entregas mínimas de gas y con los pagos fijos de transporte establecidos en los contratos vigentes.
Los contratos de suministro fueron suscritos bajo la modalidad "take or pay", con precios fijos. Por su parte, los contratos de transporte con Promigas contemplan la modalidad "ship or pay", que obliga al pago de la capacidad contratada independientemente del volumen efectivamente transportado.
Tras varios meses de negociaciones sin acuerdo con las contrapartes, la Corte de Alberta autorizó la terminación de los contratos el 24 de junio y la formalizó el 14 de julio de 2026. Entre los contratos terminados se encuentran los de suministro con Surtigas, Gases de La Guajira, Gases del Caribe, Petromil Gas y Gases del Oriente, así como tres contratos con Promigas: dos de transporte bajo la modalidad "ship or pay" y uno de fiducia mercantil.
Canacol sostiene que el reconocimiento de estas decisiones en Colombia no vulnera el orden público, dado que la Ley 1116 de 2006 también contempla la posibilidad de dar por terminados contratos onerosos durante un proceso de reorganización, cuando ello resulta necesario para preservar la continuidad de la empresa.
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