Ñuble aprueba proyectos energéticos por más de US$1.600 millones

La Región de Ñuble, en Chile, obtuvo la aprobación ambiental de una cartera de proyectos energéticos que supera los US$1.600 millones de inversión privada entre marzo y octubre de 2026. Las iniciativas contemplan cerca de 1.000 megavatios (MW) de nueva capacidad de generación renovable, junto con sistemas de almacenamiento energético y obras de transmisión eléctrica destinadas a fortalecer la infraestructura del sistema eléctrico regional.

Entre los proyectos aprobados destacan la Planta Fotovoltaica Las Mellizas, en Pemuco; el Parque Eólico Las Fresias, en Yungay; el Parque Eólico Andino Suiza, en las comunas de Ñiquén y San Carlos; y el Parque Fotovoltaico Monterrico Solar, entre Chillán y Coihueco. La cartera también incluye instalaciones de almacenamiento mediante baterías y nuevas líneas eléctricas para facilitar la integración de la energía generada a la red.

Proyectos solares y eólicos concentran las inversiones

La cartera considera distintas tecnologías de generación renovable, con proyectos solares y eólicos que permitirán ampliar la capacidad eléctrica de la región. Estas instalaciones buscan aprovechar los recursos naturales disponibles y contribuir a diversificar las fuentes de generación del país.

Entre las iniciativas figura el Parque Eólico Las Fresias, que se desarrollará principalmente en Yungay, con una inversión proyectada de US$500 millones y una capacidad de hasta 310 MW. También destaca la Planta Fotovoltaica Las Mellizas, en Pemuco, que contempla una inversión de US$400 millones y una capacidad solar declarada de 300 MW.

A estos desarrollos se suman el Parque Fotovoltaico Monterrico Solar y el Parque Eólico Andino Suiza, que incorporarán nueva capacidad de generación en distintas comunas de Ñuble. La aprobación ambiental representa un avance en la tramitación de estas iniciativas, aunque su construcción y puesta en operación dependerán de las siguientes etapas de desarrollo y de los permisos correspondientes.

Almacenamiento y transmisión para fortalecer la red eléctrica

Además de ampliar la generación, los proyectos contemplan sistemas de almacenamiento energético que permitirán guardar electricidad para utilizarla posteriormente, según las condiciones de operación. Esta tecnología puede contribuir a gestionar la variabilidad de la generación solar y eólica, así como a aprovechar mejor la energía disponible.

La cartera también considera infraestructura de transmisión necesaria para conectar las nuevas instalaciones con el sistema eléctrico. La disponibilidad de redes suficientes es un factor importante para transportar la energía producida y evitar que las limitaciones de conexión restrinjan el aprovechamiento de la capacidad instalada.

La incorporación coordinada de generación, almacenamiento y transmisión busca fortalecer la flexibilidad y la seguridad del abastecimiento eléctrico. Su aporte efectivo dependerá de la ejecución de las obras y de las condiciones técnicas bajo las cuales se integren al Sistema Eléctrico Nacional chileno.

Inversiones proyectan más de 1.280 empleos

De acuerdo con las estimaciones de las autoridades regionales, la construcción de los proyectos podría generar más de 1.280 puestos de trabajo. La ejecución de las obras también abriría oportunidades para empresas contratistas, proveedores de equipos, servicios logísticos y trabajadores especializados en construcción e instalaciones eléctricas.

El delegado presidencial regional de Ñuble, Diego Sepúlveda, destacó el volumen de inversión aprobado y su potencial para dinamizar la actividad económica de la zona. Por su parte, el seremi de Energía, Cristian Jaque, resaltó la contribución que la nueva capacidad renovable y los sistemas de almacenamiento podrían aportar a la transición energética chilena.

Las cifras laborales corresponden a empleos proyectados durante la etapa de construcción y no a puestos de trabajo ya creados. Su materialización estará vinculada al avance de cada iniciativa y al inicio efectivo de las obras.

Aprobación ambiental marca una etapa previa a la construcción

La calificación ambiental favorable permite a los titulares avanzar en el desarrollo de sus proyectos, pero no significa que todas las inversiones estén financiadas, en construcción o próximas a entrar en funcionamiento. Las empresas deberán continuar con las gestiones técnicas, financieras y administrativas necesarias para ejecutar las instalaciones.

El avance de esta cartera posiciona a Ñuble como una región con potencial para ampliar su participación en la generación de energía renovable. La materialización de las inversiones será determinante para evaluar su impacto en el empleo, la infraestructura eléctrica y la diversificación de la matriz energética de Chile.

En conjunto, los proyectos aprobados representan una cartera superior a US$1.600 millones que podría transformar la capacidad energética regional durante los próximos años, siempre que las iniciativas avancen desde la evaluación ambiental hacia su construcción y operación.

Collahuasi invertirá $500 millones en taxis eléctricos en Tarapacá

Fundación Collahuasi y la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile firmaron un convenio para incorporar 18 taxis eléctricos al transporte público de Iquique y Alto Hospicio, en la Región de Tarapacá. La iniciativa contempla una inversión de 500 millones de pesos chilenos destinada al recambio de vehículos convencionales y a la instalación de infraestructura de carga, con el objetivo de promover la electromovilidad y reducir los costos operativos del transporte menor.

El acuerdo público-privado fue oficializado en una ceremonia encabezada por el subsecretario de Energía, Hugo Briones. El proyecto busca ampliar el acceso a tecnologías de transporte con menores emisiones y extender los beneficios de la transición energética hacia la comunidad, en una región caracterizada por una alta presencia de vehículos particulares.

Proyecto contempla cargadores domiciliarios y estaciones de carga rápida

La iniciativa considera la instalación de 18 cargadores domiciliarios, uno por cada vehículo incorporado, además del cofinanciamiento de un punto de carga rápida con una potencia mínima de 50 kilovatios (kW). Esta infraestructura permitirá facilitar la recarga de los automóviles y establecer mejores condiciones para su funcionamiento diario.

La disponibilidad de puntos de carga constituye uno de los principales desafíos para ampliar el uso de vehículos eléctricos en el transporte público. Por ello, el convenio combina el apoyo para la adquisición de unidades con la habilitación de instalaciones necesarias para su operación.

La inversión anunciada comprende el conjunto del proyecto, aunque no se ha detallado la distribución específica de los recursos entre los vehículos y la infraestructura de recarga.

Cerca de 100 taxistas manifestaron interés en la electromovilidad

La propuesta responde al interés de los transportistas de la región. Un levantamiento realizado en agosto de 2025 identificó a aproximadamente 100 taxistas interesados en participar en el programa Mi Taxi Eléctrico, una cifra superior a los 18 vehículos contemplados en este convenio.

La iniciativa busca facilitar que los conductores accedan a unidades más eficientes, con potencial para reducir los gastos de energía y mantenimiento frente a los automóviles convencionales. No obstante, los ahorros efectivos dependerán de factores como el kilometraje recorrido, las tarifas eléctricas y las condiciones de operación.

El proyecto complementa otras acciones impulsadas por Fundación Collahuasi para promover tecnologías de transporte más sostenibles. La compañía comenzó a incorporar buses eléctricos para el traslado de sus trabajadores en 2020 y también respaldó la incorporación de bicicletas eléctricas al servicio de Correos de Chile en Iquique.

Ejecución comenzará en enero de 2027

La implementación está prevista para enero de 2027 e incluirá la convocatoria, la selección de beneficiarios, la adquisición de los vehículos y la instalación de los equipos de carga. Las fechas de postulación serán comunicadas por los canales oficiales del Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética.

El proceso de selección considerará el cumplimiento de los requisitos administrativos y técnicos establecidos para el programa. Por tanto, la firma del convenio constituye el inicio de la implementación, pero no significa que los vehículos ya hayan sido entregados ni que los beneficiarios estén seleccionados.

Con esta iniciativa, Fundación Collahuasi busca extender su participación en la transición energética regional, vinculando la actividad minera con proyectos de movilidad urbana. La incorporación efectiva de los taxis eléctricos permitirá evaluar su impacto en los costos de operación, las emisiones del transporte y la modernización de la flota en Iquique y Alto Hospicio.

Obras de electrificación beneficiarán a más de 152.000 habitantes de Madre de Dios

La presidenta de la República, Keiko Fujimori, inauguró dos obras de electrificación en la región Madre de Dios que permitirán integrar a más de 152.000 habitantes al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Los proyectos comprenden la puesta en funcionamiento de una línea de transmisión de 138 kilovoltios (kV), la nueva Subestación Iberia y la renovación de redes de distribución eléctrica, con el objetivo de mejorar la continuidad y seguridad del suministro en esta zona del país.

Las intervenciones forman parte de las acciones para ampliar y fortalecer la infraestructura energética en regiones que requieren mejores condiciones de abastecimiento. La ejecución de estas obras busca contribuir al desarrollo de las actividades productivas y mejorar el acceso de la población a un servicio eléctrico más confiable.

Línea de transmisión de 160 kilómetros y nueva subestación

Uno de los principales proyectos comprende la construcción de aproximadamente 160 kilómetros de línea de transmisión de 138 kV, la implementación de la Subestación Iberia y la ampliación de la Subestación Puerto Maldonado. La inversión destinada a esta infraestructura asciende a S/ 136 millones.

La obra beneficiará directamente a alrededor de 122.000 habitantes de las localidades de Nueva Pacarán, Alerta, San Lorenzo, La Merced, La Abeja, Iberia, Arca Pacahuara e Iñapari. Su incorporación al SEIN permitirá fortalecer el abastecimiento eléctrico mediante una infraestructura de transmisión conectada al sistema nacional.

La puesta en operación de la línea y las subestaciones busca mejorar las condiciones del suministro para hogares, comercios y actividades productivas. Una mayor confiabilidad eléctrica puede facilitar la conservación de alimentos, la protección de insumos y el funcionamiento de equipos utilizados por pequeños negocios y productores de la región.

Renovación de redes eléctricas en Madre de Dios

La segunda intervención corresponde a la renovación de las redes aéreas de distribución eléctrica de media tensión, con un nivel de 22,9 kV, asociadas al alimentador PM-08. Esta obra complementa la infraestructura de transmisión y apunta a mejorar las condiciones de distribución de la energía en el área intervenida.

La combinación de proyectos de transmisión, transformación y distribución resulta importante para fortalecer el servicio eléctrico, debido a que permite atender diferentes etapas del sistema: el transporte de la energía, su transformación a niveles adecuados y su entrega a los usuarios finales.

Según la información difundida por el sector, ambas intervenciones beneficiarán en conjunto a más de 152.000 habitantes de Madre de Dios. La cifra comprende a la población alcanzada por los proyectos de electrificación, mientras que el componente de transmisión hacia Iberia y las localidades cercanas representa el beneficio directo para aproximadamente 122.000 personas.

Infraestructura energética para impulsar actividades productivas

El fortalecimiento del suministro eléctrico puede generar mejores condiciones para el desarrollo de actividades comerciales, agrícolas y de servicios en Madre de Dios. La disponibilidad de energía más continua permite operar equipos, conservar productos y reducir las dificultades asociadas a interrupciones del servicio.

La inauguración de estas obras forma parte de los esfuerzos del Gobierno por ampliar la infraestructura pública y atender las necesidades de las regiones. El desafío posterior será mantener la operación y el mantenimiento de las instalaciones para que los beneficios del proyecto se traduzcan en un servicio estable y sostenible para la población.

Con la puesta en marcha de estas intervenciones, Madre de Dios suma infraestructura destinada a fortalecer su conexión eléctrica con el sistema nacional y a mejorar las condiciones de abastecimiento para miles de familias y unidades productivas.

MINEM ofrece 100 becas gratuitas para especialización minera y energética

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) lanzó la convocatoria del I Programa de Extensión Universitaria 2027 (PEU MINEM), que ofrecerá 100 becas integrales y gratuitas para estudiantes universitarios y egresados interesados en especializarse en los sectores de minería, electricidad e hidrocarburos. La iniciativa busca fortalecer las competencias técnicas, normativas y de gestión pública de jóvenes profesionales, con miras a contribuir al desarrollo sostenible del sector minero-energético peruano.

El programa está dirigido a estudiantes y egresados universitarios del ciclo académico 2026-I que cumplan con los requisitos establecidos en las bases de la convocatoria. La formación combinará clases especializadas con visitas técnicas para acercar a los participantes a las operaciones, la regulación y los principales desafíos de estas industrias.

Cuatro líneas de especialización para el sector minero-energético

Las 100 becas se distribuirán entre cuatro líneas académicas: Gestión Integral e Innovación del Sector Eléctrico; Gestión Integral y Modernización del Sector Hidrocarburos; Gobernanza, Regulación y Gestión Sostenible de la Actividad Minera; y Derecho Regulatorio Minero-Energético.

Los contenidos abordarán aspectos vinculados con la transición energética, la diversificación de la matriz energética, el aprovechamiento responsable de los recursos naturales y la creciente importancia de los minerales críticos. También se desarrollarán conocimientos sobre regulación y gestión pública, con el objetivo de preparar a los participantes para las necesidades profesionales de estas actividades.

Formación de 265 horas durante ocho semanas

El PEU MINEM 2027 se desarrollará del 18 de enero al 12 de marzo de 2027, con una carga académica de 265 horas y bajo una modalidad híbrida. Durante las ocho semanas de formación, los participantes podrán complementar sus conocimientos universitarios con experiencias técnicas relacionadas con el funcionamiento del sector.

Al concluir satisfactoriamente el programa, recibirán una certificación oficial del MINEM. Asimismo, podrán acceder a oportunidades de prácticas profesionales, sujetas a la disponibilidad de plazas de la institución; la obtención de la beca no garantiza automáticamente una plaza de prácticas.

¿Cómo postular a las becas del MINEM?

La convocatoria contempla dos modalidades de ingreso: excelencia académica y examen de admisión. Las inscripciones para ambas comenzaron el 19 de octubre de 2026, pero tienen fechas de cierre diferentes.

  • Excelencia académica: postulaciones del 19 al 30 de octubre de 2026.
  • Examen de admisión: postulaciones del 19 de octubre al 13 de noviembre de 2026.

El proceso de selección considera la verificación de requisitos, la evaluación de conocimientos, la presentación de documentos y una entrevista personal. Los interesados deben revisar las bases para confirmar las carreras elegibles, la documentación requerida y las condiciones de cada modalidad.

Las postulaciones y la información oficial sobre el cronograma se encuentran disponibles en el portal del programa: https://peu.minem.gob.pe/.

MINEM busca fortalecer la preparación de futuros profesionales

Con esta iniciativa, el ministerio busca acercar la formación universitaria a las necesidades de los sectores minero y energético, promoviendo conocimientos especializados y habilidades que puedan aplicarse en el ámbito profesional y en la gestión pública.

El programa también apunta a preparar talento joven frente a desafíos como la modernización de las actividades eléctricas y de hidrocarburos, la regulación minera y la transición hacia sistemas energéticos más sostenibles. La convocatoria representa una oportunidad de especialización para quienes buscan desarrollar una carrera vinculada con estas industrias en el Perú.

MINEM regula operación eléctrica en sistemas aislados

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó el Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados, mediante el Decreto Supremo N.° 022-2026-EM, con el objetivo de optimizar el funcionamiento de estos sistemas eléctricos, garantizar la seguridad del suministro y promover el aprovechamiento eficiente de los recursos energéticos disponibles. La norma establece criterios de operación al mínimo costo para los sistemas donde participan dos o más generadores que no pertenecen al mismo grupo económico ni mantienen vínculos de control entre sí.

La medida busca fortalecer la confiabilidad del servicio eléctrico en zonas que no están conectadas permanentemente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), muchas de ellas ubicadas en la Amazonía peruana. El reglamento también define las responsabilidades de los generadores, distribuidores y demás agentes involucrados en la operación, además de establecer mecanismos de supervisión para asegurar el cumplimiento de las disposiciones técnicas.

COES podrá coordinar sistemas con más de 20 MW

Uno de los principales alcances de la normativa es la posibilidad de que el MINEM encargue al Comité de Operación Económica del Sistema (COES) la coordinación operativa de determinados sistemas aislados cuya potencia instalada de generación supere los 20 megavatios (MW) y en los que participen dos o más generadores no vinculados.

Para ello, la empresa distribuidora responsable deberá presentar una solicitud acompañada de un análisis costo-beneficio que demuestre que la participación del COES permitiría mejorar la confiabilidad y la seguridad operativa. La solicitud será evaluada con la participación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), que deberá emitir una opinión previa.

En los sistemas donde no se encargue esta función al COES, la responsabilidad de coordinar la operación recaerá en el distribuidor correspondiente. Si existe más de una empresa distribuidora, asumirá esta función aquella que tenga el mayor número de usuarios.

Osinergmin supervisará la operación y los costos

El reglamento otorga a Osinergmin responsabilidades en la aprobación de los procedimientos técnicos necesarios para programar, coordinar y supervisar la operación de los sistemas aislados. Además, el organismo fiscalizará que el despacho de generación se realice bajo criterios de mínimo costo, seguridad, calidad del servicio y transparencia de la información.

Los agentes eléctricos deberán proporcionar los datos necesarios para la programación y supervisión del suministro, así como cumplir las instrucciones del coordinador operativo. Este último tendrá entre sus funciones monitorear el funcionamiento del sistema, coordinar las maniobras necesarias y adoptar medidas para preservar la continuidad y seguridad del servicio.

La norma también contempla la intervención de Osinergmin en la resolución de controversias relacionadas con las decisiones del coordinador y en la supervisión del cumplimiento de las obligaciones establecidas. El incumplimiento de las disposiciones podrá dar lugar a las sanciones correspondientes, de acuerdo con el marco normativo vigente.

Sistemas aislados requieren una gestión diferenciada

Los sistemas eléctricos aislados son aquellos que no están conectados de manera permanente al SEIN y que operan mediante centros de generación y redes de transmisión o distribución que deben mantener un equilibrio entre la electricidad producida y la demanda.

Estas condiciones requieren una planificación operativa específica para garantizar el abastecimiento, aprovechar los recursos energéticos disponibles y controlar los costos de generación. La coordinación adquiere especial importancia cuando intervienen varios generadores independientes, ya que permite establecer criterios comunes para programar el despacho y atender la demanda.

La aprobación del reglamento desarrolla las disposiciones de la Ley N.° 28832 y sus modificaciones, orientadas a asegurar un suministro eléctrico seguro, confiable y eficiente. Con su implementación, el MINEM busca fortalecer la gestión de los sistemas aislados y establecer reglas claras para la coordinación entre las empresas del sector.

La aplicación efectiva de la norma dependerá también de la aprobación de los procedimientos técnicos correspondientes y de la supervisión de Osinergmin. Estos instrumentos permitirán precisar las condiciones operativas y las obligaciones de los agentes para avanzar hacia un servicio eléctrico más confiable y eficiente en las zonas no conectadas al sistema nacional.

MINEM impulsa 14 proyectos eléctricos en Ucayali

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) impulsa 14 proyectos de electrificación rural en la región Ucayali, con una inversión conjunta superior a S/ 55 millones, para ampliar el acceso a la energía eléctrica en asentamientos humanos y localidades que aún presentan brechas de infraestructura. Las iniciativas fueron presentadas durante la Mesa Temática de Electrificación Rural “Cerrando brechas y abriendo oportunidades”, desarrollada en Pucallpa, donde autoridades nacionales y representantes del sector eléctrico analizaron los avances y las dificultades que deben superarse para ejecutar las obras.

El encuentro contó con la participación del viceministro de Electricidad, Luis Santillán; el director general de Electrificación Rural del MINEM, Julio Silvestre; y el gerente general de Electro Ucayali, Augusto Pacaya, además de representantes del Poder Legislativo. La reunión permitió revisar el estado de los proyectos y coordinar acciones para acelerar los procedimientos técnicos, administrativos y de gestión que condicionan su desarrollo.

Proyectos buscan ampliar la cobertura eléctrica

Entre las iniciativas destacadas figura la instalación de redes de distribución eléctrica para los asentamientos humanos María Luisa Vela de Mitzuma y Los Ángeles de Samamé, ubicados en el distrito de Manantay. Este proyecto contempla una inversión de S/ 7,47 millones y tiene prevista la convocatoria del proceso para ejecutar las obras durante 2026.

Otra intervención relevante es el proyecto de suministro eléctrico rural de Yarinacocha, tercera etapa, que considera una inversión de S/ 10,6 millones y beneficiará a más de 6.000 habitantes. Según la programación comunicada por el sector, la convocatoria para elaborar el estudio técnico está prevista para diciembre de 2026.

Estas obras forman parte de una cartera que busca extender las redes eléctricas hacia zonas rurales y asentamientos que requieren mejores condiciones de acceso a servicios básicos. La disponibilidad de electricidad puede facilitar las actividades económicas, mejorar las condiciones de estudio y contribuir al funcionamiento de servicios comunitarios.

Coordinación institucional para acelerar las obras

El MINEM señaló que trabaja con las autoridades regionales y locales, así como con Electro Ucayali, para superar los obstáculos que retrasan la ejecución de los proyectos. Entre las tareas necesarias se encuentran la gestión de terrenos, la preparación de expedientes técnicos y la coordinación de los procedimientos requeridos para avanzar hacia las convocatorias y la construcción.

La articulación entre las entidades responsables resulta clave para convertir los proyectos programados en infraestructura operativa. Además de asegurar el financiamiento, será necesario cumplir los requisitos técnicos y administrativos y mantener el seguimiento de los cronogramas.

Durante la reunión, el viceministro Luis Santillán reafirmó que el cierre de brechas de electrificación rural constituye una prioridad del subsector Electricidad. En ese marco, el Gobierno estableció como meta alcanzar una cobertura eléctrica rural del 99 % para 2031.

Electrificación rural como motor de desarrollo regional

La ampliación del servicio eléctrico en Ucayali representa un componente importante para el desarrollo de las localidades amazónicas, donde las distancias, las características geográficas y las limitaciones de infraestructura pueden dificultar la provisión de servicios básicos.

El acceso a la electricidad permite mejorar las condiciones de vida de los hogares y genera oportunidades para actividades comerciales, productivas y educativas. También puede facilitar la incorporación de equipos y tecnologías que requieren un suministro eléctrico confiable.

Con una inversión superior a S/ 55 millones, los 14 proyectos representan un esfuerzo para fortalecer la infraestructura energética de la región. Su impacto dependerá de que las etapas pendientes avancen de acuerdo con los cronogramas y de que las obras se completen y entren en funcionamiento para atender a la población beneficiaria.

Crisis de gas amenaza la producción industrial en Colombia

La decisión de Ecopetrol de declarar desiertos los procesos de contratación de gas natural importado para los proyectos de regasificación del Pacífico y Puerto Bahía, en Cartagena, incrementa la incertidumbre sobre el abastecimiento energético de Colombia y enciende las alertas en el sector industrial. La compañía tomó esta decisión debido a que los precios ofertados no resultaban económicamente viables para atender la demanda del mercado local, pese a que los contratos contemplaban compromisos de suministro por cinco años.

El panorama se complica por la disminución de la producción nacional de gas y las perspectivas del fenómeno de El Niño, que podrían reducir la disponibilidad de agua para la generación hidroeléctrica y aumentar la necesidad de recurrir a centrales térmicas. Estas plantas requieren gas natural para operar, lo que podría intensificar la competencia por el suministro entre la generación eléctrica y los demás sectores productivos.

Industria asumiría el impacto de la escasez

De acuerdo con las proyecciones citadas por Valora Analitik, el déficit de gas podría alcanzar el 3,1 % de la demanda incluso con la entrada en funcionamiento de los dos nuevos proyectos de regasificación. Sin estas infraestructuras, el faltante podría superar el 10 %, según estimaciones del académico de la Universidad de los Andes, Sergio Cabrales.

En un escenario de escasez, los usuarios residenciales y otros consumidores considerados esenciales tienen prioridad en el abastecimiento. Por ello, las restricciones recaerían principalmente sobre los usuarios industriales del mercado no regulado, que podrían enfrentar reducciones en los volúmenes contratados, mayores costos operativos e interrupciones de sus procesos productivos.

El caso de Cerro Matoso refleja los riesgos para las actividades que dependen intensivamente del gas natural. La empresa minera había informado sobre la suspensión temporal de una de sus dos líneas de producción debido a problemas en el suministro, lo que redujo su capacidad operativa aproximadamente a la mitad. Una situación similar en otras compañías podría afectar la producción, el empleo y la continuidad de distintas actividades manufactureras y minero-industriales.

Proyectos de importación enfrentan retrasos e incertidumbre

Los proyectos de regasificación del Pacífico y Puerto Bahía buscan ampliar la capacidad de Colombia para importar gas natural licuado y complementar la oferta nacional. Sin embargo, la falta de contratos de suministro introduce incertidumbre sobre la disponibilidad efectiva del combustible, incluso si la infraestructura queda habilitada.

Según la información publicada, el proyecto del Pacífico, cuya infraestructura pertenece a Puertos, Inversiones y Obras S.A.S. (PIO), tenía prevista su entrada en operación para noviembre de 2026. Por su parte, Puerto Bahía, cuya infraestructura pertenece a Frontera Energy, proyectaba estar listo durante el primer trimestre de 2027.

La diferencia entre disponer de instalaciones para recibir y procesar gas y contar con contratos para adquirirlo resulta fundamental. Sin acuerdos comerciales que garanticen los volúmenes requeridos, las nuevas terminales no necesariamente podrán aportar el suministro esperado al sistema energético colombiano.

Cartagena mantiene un papel estratégico

Ante la incertidumbre sobre los nuevos proyectos, la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC), ubicada en Cartagena, mantiene una posición central en el abastecimiento de gas importado. De acuerdo con Julio César Vera, presidente de XUA Energy, esta infraestructura podría alcanzar una capacidad de aproximadamente 533 millones de pies cúbicos diarios hacia finales de 2026, incorporando volúmenes adicionales.

El especialista advirtió que la postergación de las nuevas alternativas de importación refuerza la dependencia de Colombia respecto de la terminal existente, al menos hasta que entren en operación otros proyectos de suministro, incluido el desarrollo gasífero costa afuera Sirius, en el mar Caribe.

Esta concentración de la capacidad de importación representa un desafío para la seguridad energética, especialmente si se presentan contingencias operativas o aumentos de la demanda asociados con la generación térmica. Por ello, los expertos consideran importante garantizar la disponibilidad de la infraestructura existente y avanzar en la diversificación de las fuentes de abastecimiento.

Ecopetrol deberá buscar nuevas ofertas de suministro

La prioridad inmediata será identificar alternativas comerciales que permitan asegurar la llegada del gas importado en condiciones viables para el mercado colombiano. Felipe Bernal, integrante del Centro de Política Energética de la Universidad de Columbia, señaló que será necesario revisar los procesos de contratación y evaluar las condiciones del mercado internacional para evitar nuevos resultados desiertos.

La búsqueda de gas en el mercado de corto plazo podría ser una opción, aunque estaría sujeta a la disponibilidad de cargamentos y a las condiciones de precios internacionales. La evolución del conflicto en Medio Oriente y la guerra en Ucrania también forman parte del contexto que puede influir en la oferta y el costo del gas natural licuado.

Paralelamente, los sectores industriales podrían evaluar alternativas como el gas licuado de petróleo (GLP), otros combustibles para procesos térmicos y, cuando sea técnica y ambientalmente viable, otras fuentes energéticas.

La evolución de las contrataciones y la puesta en marcha de nuevas infraestructuras serán determinantes para reducir el riesgo de restricciones. Mientras tanto, la crisis evidencia los desafíos que enfrenta Colombia para garantizar un suministro suficiente y competitivo de gas natural para los hogares, la generación eléctrica y el aparato productivo.

El Niño alcanza nivel muy fuerte y amenaza a Colombia hasta 2027

El fenómeno de El Niño continúa intensificándose en el océano Pacífico ecuatorial y ya alcanza una categoría de intensidad muy fuerte, según las proyecciones de la Universidad de Columbia citadas por Valora Analitik. Las anomalías de temperatura en la zona central y oriental del Pacífico ecuatorial superaron los 3 °C durante cinco semanas consecutivas, una persistencia que mantiene la atención de los especialistas por sus posibles efectos sobre las lluvias, las temperaturas y la disponibilidad de agua.

Las proyecciones apuntan a que las altas temperaturas y la reducción de las precipitaciones podrían prolongarse hasta mayo de 2027, mientras que las lluvias comenzarían a recuperarse gradualmente entre abril y junio de ese año. El comportamiento del fenómeno dependerá de su evolución durante los próximos meses, así como de la intensidad y duración de las anomalías oceánicas y atmosféricas.

Agricultura colombiana, entre los sectores más vulnerables

Uno de los principales riesgos se concentra en la producción agropecuaria. Según la información recogida por Valora Analitik, el 72 % de la agricultura colombiana depende del agua de lluvia, lo que incrementa su exposición ante periodos prolongados de déficit hídrico.

Una disminución de las precipitaciones podría reducir las áreas de cultivo, afectar los rendimientos y provocar pérdidas de cosechas. Entre los productos que podrían enfrentar mayores impactos figuran el plátano, la yuca, la caña de azúcar, la papa y el arroz, debido a su relevancia dentro de las áreas sembradas del país.

La ganadería también podría experimentar dificultades por la menor disponibilidad de agua y alimentos para los animales. Entre los riesgos señalados se encuentran la reducción de la producción de leche y el aumento de la mortalidad del ganado por desnutrición y falta de agua. Asimismo, los cambios en los niveles de los ríos y el deterioro de los ecosistemas podrían repercutir en la actividad pesquera.

El sector energético enfrenta presión por los embalses

El sistema eléctrico colombiano también se encuentra expuesto a los efectos del fenómeno climático. Las temperaturas elevadas y la disminución de las lluvias pueden reducir los niveles de los embalses, limitando la capacidad de generación de las centrales hidroeléctricas, que tienen un papel relevante en el abastecimiento eléctrico nacional.

Ante una menor disponibilidad de generación hidráulica, el sistema podría requerir una mayor participación de las centrales térmicas para cubrir la demanda. Sin embargo, esta alternativa plantea desafíos adicionales debido a la necesidad de contar con suficiente gas natural para operar.

La dependencia de las importaciones de gas para complementar el abastecimiento nacional constituye un factor de vulnerabilidad, ya que una mayor demanda de generación térmica podría elevar la presión sobre el suministro y los costos del sistema energético.

Inflación y crecimiento económico, entre los riesgos

Los efectos de El Niño podrían extenderse más allá de los sectores productivos y alcanzar el comportamiento de la economía colombiana. Una menor oferta de alimentos, combinada con mayores costos de producción y transporte, podría generar presiones sobre los precios al consumidor.

El impacto sobre el crecimiento económico dependerá de la magnitud de las pérdidas agropecuarias, la evolución del sistema eléctrico y la capacidad de respuesta de las autoridades y los sectores productivos. En este contexto, la duración del fenómeno será un factor determinante para dimensionar sus consecuencias.

Las proyecciones mantienen la atención sobre la necesidad de fortalecer la gestión del agua, la planificación agrícola y la preparación del sistema energético frente a escenarios de temperaturas extremas y precipitaciones por debajo de lo habitual. La evolución de El Niño durante los próximos meses será clave para establecer el alcance de sus efectos en Colombia.

Comunidades energéticas permitirían ahorrar hasta 35 % en electricidad

Las comunidades energéticas se posicionan como una alternativa para que hogares y empresas en Colombia reduzcan sus costos de electricidad y avancen hacia una mayor independencia energética, especialmente ante los desafíos que podría generar el fenómeno de El Niño sobre el sistema eléctrico. Este modelo permite que varios usuarios se organicen para generar, compartir y aprovechar energía renovable, principalmente mediante instalaciones solares.

De acuerdo con estimaciones y modelos desarrollados por Erco Energía, este mecanismo podría generar ahorros de entre 20 % y 35 % en la factura total de energía. El resultado depende de factores como las tarifas vigentes, la capacidad de generación de la planta solar, el porcentaje del consumo que puede cubrir y la duración del contrato establecido.

Una planta solar para abastecer varios establecimientos

Un caso presentado por Erco Energía muestra el potencial de esta modalidad para el sector empresarial. Una cadena comercial con 30 locales, ubicados en una misma área metropolitana y atendidos por el mismo operador de red, registra un consumo aproximado de 194.000 kWh mensuales y una factura cercana a los $187 millones colombianos.

Bajo el modelo de comunidad energética, estos establecimientos podrían compartir la producción de una planta solar de 990 kW, capaz de generar alrededor de 160.000 kWh al mes. Esta cantidad equivaldría aproximadamente al 83 % de la demanda energética conjunta de los locales, mientras que el consumo restante seguiría cubriéndose mediante la red eléctrica convencional.

Según las proyecciones de la empresa, la factura mensual podría disminuir de $187 millones a cerca de $133 millones con un contrato de cinco años, lo que representaría un ahorro aproximado de $53 millones mensuales, equivalente al 29 %. Con contratos de diez y quince años, los ahorros estimados alcanzarían el 32 % y el 35 %, respectivamente.

Estas cifras corresponden a un escenario modelado y no constituyen un ahorro garantizado para todos los usuarios. Los resultados pueden variar según las condiciones técnicas, económicas y contractuales de cada proyecto.

Marco regulatorio respalda las comunidades energéticas

En Colombia, esta figura cuenta con un marco normativo que comenzó a consolidarse con la Ley 2294 de 2023 y el Decreto 2236 del mismo año. Este último reglamentó los esquemas de Autogeneración Colectiva (AGRC) y Generación Distribuida Colectiva (GDC), que permiten desarrollar proyectos de generación y aprovechamiento compartido de energía.

Posteriormente, la Resolución UPME 501 de 2024 estableció disposiciones relacionadas con las condiciones técnicas y operativas para estos esquemas.

Felipe Basto, responsable del desarrollo e implementación de comunidades energéticas en Erco Energía, señaló que, según datos de XM citados en la publicación, a 2026 existían 14 comunidades energéticas registradas en el país. La compañía considera que esta modalidad representa una oportunidad para reducir gastos, mejorar la previsibilidad de los costos energéticos e incorporar fuentes renovables en las operaciones empresariales.

Dos modelos para implementar proyectos energéticos

Las comunidades energéticas pueden desarrollarse mediante distintas modalidades de contratación. Una de ellas es el modelo de acuerdo de compra de energía (PPA), en el que una empresa especializada financia, construye, opera y mantiene la planta solar. Bajo este esquema, los usuarios pueden acceder a los beneficios económicos de la generación sin asumir directamente la inversión inicial, de acuerdo con las condiciones pactadas.

La segunda alternativa es el modelo EPC, que comprende la ingeniería, adquisición y construcción del proyecto. En este caso, el usuario financia la instalación y contrata a una empresa especializada para diseñar, construir y operar el sistema, según el alcance acordado.

La elección entre ambas opciones depende de la capacidad de inversión, las necesidades de consumo y los objetivos financieros de cada organización. En ambos casos, la evaluación previa de la demanda energética y de la viabilidad técnica resulta fundamental para determinar el ahorro potencial.

Ante la perspectiva de mayores presiones sobre el sistema eléctrico, las comunidades energéticas ofrecen una vía para ampliar el uso de fuentes renovables y optimizar el gasto en electricidad. Su expansión dependerá de la viabilidad de los proyectos, las condiciones regulatorias y la capacidad de empresas y usuarios para organizarse en torno a soluciones de generación compartida.

Enap invertirá US$ 207 millones para adquirir operación petrolera en Ecuador

La Empresa Nacional del Petróleo (Enap), compañía estatal de Chile, acordó adquirir el 100% de Pluspetrol Ecuador B.V. por un precio base de US$ 207 millones, en una de las mayores inversiones internacionales de su historia. La operación comprende la participación de la empresa en el bloque petrolero 10, ubicado en la provincia de Pastaza, en la Amazonía ecuatoriana, y busca fortalecer la producción de hidrocarburos y el abastecimiento de crudo para las refinerías chilenas.

El acuerdo fue suscrito a través de Enap Sipetrol S.A. y todavía está sujeto a los ajustes establecidos en el contrato de compraventa y a las aprobaciones regulatorias correspondientes. Una vez concretada la adquisición, la compañía ampliará su presencia productiva en Ecuador y reforzará la integración entre sus actividades de exploración y producción y su negocio de refinación.

Producción petrolera aumentaría 26%

La incorporación del bloque 10 permitiría incrementar la producción de Enap en Ecuador desde aproximadamente 27.000 hasta 34.000 barriles diarios, lo que representa un crecimiento potencial del 26%. Asimismo, las reservas probadas de petróleo de la compañía en ese país aumentarían de 50 millones a 67 millones de barriles, un incremento del 34%.

El bloque 10 cuenta con una superficie de 1.985 kilómetros cuadrados, se encuentra en explotación y presenta oportunidades para ampliar su desarrollo. Estas características permitirían a Enap fortalecer su base productiva mediante la incorporación de activos que ya están en operación.

La adquisición se enmarca en la estrategia de reorganización del portafolio internacional de exploración y producción de la compañía. La empresa busca priorizar inversiones que permitan asegurar el acceso a crudos compatibles con sus instalaciones de refinación y mejorar la competitividad de sus operaciones.

Ecuador refuerza el abastecimiento energético de Chile

Uno de los principales objetivos de la transacción es fortalecer la seguridad de suministro de petróleo para Chile. Actualmente, el crudo ecuatoriano representa más del 20% de la mezcla de petróleo procesada por las refinerías de Enap, por lo que contar con una operación productiva propia permitiría a la empresa acceder directamente a los costos de extracción y mejorar la integración de su cadena de suministro.

La compañía busca, además, extender la sostenibilidad de su negocio de refinación y reducir la exposición a las condiciones de compra del mercado internacional. La integración entre producción y refinación constituye un componente relevante de su estrategia para mejorar la eficiencia operativa y asegurar el abastecimiento de materias primas.

El presidente del directorio de Enap, Cristián Muga, señaló que la inversión responde a una visión de largo plazo y permitirá fortalecer la posición productiva de la empresa estatal, además de contribuir a las necesidades de seguridad energética de Chile.

Más de dos décadas de operaciones en Ecuador

Enap mantiene presencia en Ecuador desde 2003, donde opera mediante contratos de prestación de servicios en los bloques 46, conocido como Mauro Dávalos Cordero, y 47, denominado Paraíso, Biguno, Huachito e Intracampos.

Desde el inicio de sus actividades en el país, la compañía acumula una producción superior a los 150 millones de barriles de petróleo. Asimismo, ha registrado un flujo neto positivo superior a los US$ 530 millones, calculado a partir de los dividendos recibidos y los recursos transferidos al país.

Con la incorporación del bloque 10, Ecuador se convertiría en la principal plataforma regional de Enap, ampliando la escala de sus operaciones y fortaleciendo su presencia en el mercado petrolero sudamericano.

Una inversión estratégica para el crecimiento de Enap

El gerente general de Enap, Julio Friedmann, destacó que la operación se alinea con el plan de transformación de la compañía y aprovecha la experiencia acumulada durante más de veinte años de actividad en Ecuador. La empresa prevé integrar el nuevo activo manteniendo sus estándares de seguridad, eficiencia y desempeño operacional.

La adquisición representa un paso importante en la estrategia de Enap para consolidar sus operaciones internacionales y vincularlas directamente con las necesidades de sus refinerías. Sin embargo, la concreción de la compra dependerá de las autorizaciones correspondientes y de las condiciones finales establecidas en el contrato.

De completarse, la operación permitirá aumentar la producción de petróleo, ampliar las reservas probadas y fortalecer la seguridad de abastecimiento energético de Chile, en un contexto en el que la integración de activos de producción y refinación adquiere relevancia para la competitividad de la industria de hidrocarburos.