Colombia abastece su consumo de energía con diecinueve energéticos y mide uno solo —la electricidad— con oportunidad, en virtud del operador que la observa. Este recorrido sigue la matriz energética colombiana por sus vasos comunicantes y muestra que los flujos sin medir son, precisamente, los que deciden el suministro.
De diecinueve energéticos, Colombia mide uno solo en tiempo real. Este documento levanta el balance completo de la matriz —del crudo que se exporta al gas que compite entre la refinería, la planta y el hogar— y muestra que los flujos imposibles de medir son, justamente, los que deciden el suministro cuando escasea el agua. Lo recorre con las cifras de 2024–2026 —la balanza energética que se contrae, la renta fiscal que se adelgaza, la industria que ya cambia de energético por precio— y cierra con una propuesta concreta: un Articulador Central de los Energéticos que haga con la energía lo que el Banco de la República hace con la moneda —observar, modelar y emitir una señal pública, sin participar en los mercados que vigila—, con su proyecto de ley y su plan de ejecución.
Cuatro capas: del origen primario (crudo, gas, carbón, agua, sol, biomasa) a la transformación (refinerías, generación), de ahí a los energéticos finales y, por último, a los sectores que los consumen. Cerca de 2.700 PJ entran por la izquierda cada año — y la matriz es altamente dependiente de los hidrocarburos: cerca del 78 % de la oferta primaria es fósil.
La electricidad representa unos 250 PJ del consumo final; el resto son moléculas: gasolina y diésel que mueven camiones, gas que calienta hornos, GLP que cocina, carbón que funde clínker. La atención se concentra en lo eléctrico en buena medida porque es lo único que puede observarse en detalle.
El petróleo es el mayor flujo primario: con una producción cercana a 746 kbd en 2025,[19] algo menos de la mitad se exporta como crudo y el resto alimenta las refinerías (capacidad nominal ~450 kbd).[36] Aun así, el país importa el 42 % de la gasolina y el 16 % del diésel que consume,[11] brecha que el Fondo de Estabilización sostiene con un déficit de $79,6 billones acumulado en 2022–2025.[16][50] Los líquidos son también el amortiguador de emergencia del sistema.
El gas se reparte entre refinación, generación térmica, industria, vehículos y hogares. Esa competencia —cuánto va a cada uso cuando escasea— es el vaso comunicante central del sistema, y ninguna autoridad la registra con oportunidad: casi todo el reparto es dato derivado, no medido. El gas es, además, la bisagra crítica entre lo renovable y lo no renovable: el primer energético que se expande cuando la hidroelectricidad se contrae, y el primero que se repliega cuando ella vuelve. El dato más reciente lo confirma: la importación de gas marcó récords sucesivos en 2026 —23,8 % del consumo en marzo, 32 % en junio—[69] mientras las reservas probadas caían a 5,9 años de producción.[22]
El carbón térmico es el respaldo que cubre la brecha cuando la hidrología cae: en los meses críticos del ciclo seco de 2024, las térmicas cubrieron más del 40 % de la energía despachada.[44][61] Cuánto de él va a la generación y cuánto a la industria por subsector es estimación: la autoridad minera no lo desagrega por uso final.[24] Y la decisión se toma mientras la renta minera se contrae —las exportaciones de carbón cayeron 46 % en dos años[53] y el cierre de Cerrejón ya se negocia—[38][155] sin medir con rigor su función de respaldo.
Cuando la hidrología abunda, las térmicas descansan y la demanda de gas se contrae: promedió 858 GBTUD en 2025, húmedo, frente a ~1.040 GBTUD en el año seco 2023–2024 —una quinta parte del mercado según el régimen.[57][55] Cuando el agua falta, el gas destinado a generación aumenta de manera abrupta y la regasificadora de Cartagena pasó de 145 GBTUD (31 % de su capacidad) a 300 GBTUD (65 %) entre octubre de 2025 y junio de 2026.[58] El déficit nacional se cubre así con molécula importada por dos vías: el GNL para la generación y, de manera creciente, el GLP para la industria que migra — las importaciones de GLP pasaron del 23,9 % de la oferta en 2024 al 39,9 % en 2025 y al 51,7 % en 2026.[197] La misma infraestructura opera en dos regímenes. Observa cómo se ensanchan los flujos térmicos.
Ahora el mismo diagrama, coloreado por nivel de evidencia. En verde, lo medido y publicado; en ámbar, lo derivado de un agregado oficial; en rojo, lo estimado sin dato desagregado. La electricidad es casi toda verde —porque existe XM—. Las interconexiones fósiles se tiñen de rojo, y son exactamente las que deciden el aseguramiento. No es un problema de modelación: es de gobernanza de la información.
Las fuentes que alimentan el balance energético nacional viajan a velocidades distintas. La electricidad se conoce al instante; el balance energético integrado llega con dos o tres años de rezago.
No es un detalle técnico. Un país no puede administrar en tiempo real un sistema cuyo cuadro completo solo ve cuando el año ya terminó. El balance oficial se reconcilia a mano entre siete o más fuentes independientes —el carbón de la ANM y el DANE, el gas de la ANH y la Bolsa Mercantil, el crudo de la ANH, el GLP del SUI, las gasolinas del SICOM, los biocombustibles del gremio y la electricidad de XM—[11] porque no existe una capa que los integre. El balance de 2022–2023 se publicó apenas el 27 de diciembre de 2024.[12]
Las fuentes primarias van entre uno y tres años por delante del balance que las integra.[13][18][72]
La energía no es solo suministro: es balanza externa, renta fiscal y competitividad. Los tres indicadores se movieron en la misma dirección en dos años, y sin un cuadro integrado el país lo administra sin información suficiente.
En el frente externo, las exportaciones de combustibles y productos extractivos cayeron de 26.139 MUSD en 2023 a 19.190 MUSD en 2025 —cerca de 7.000 MUSD menos— y su peso en el total exportado bajó del 52,5 % al 38,2 %.[53] La balanza energética neta se contrajo alrededor de 35 % en ese lapso.[53][77]
En el frente fiscal, los dividendos de Ecopetrol girados a la Nación descendieron de $21,6 billones (2023) a $7,8 billones (2025), con proyección de $5,1 billones para 2026: de 1,4 % a cerca de 0,3 % del PIB en tres años.[81][82][83] Al tiempo, los pasivos crecen: los subsidios de energía y gas demandan del orden de $5 billones anuales[84][85] y la deuda del Gobierno con el sector —opción tarifaria incluida— se estima en $9,2 billones.[87] La inversión extranjera directa en minas y canteras se desplomó a 159 MUSD en 2025, un 95,4 % menos.[78][79]
Balanza energética neta ≈ −35 % en dos años; la renta fiscal por Ecopetrol a la Nación baja de 1,4 % a ≈0,3 % del PIB.[53][81][83]
En competitividad, la electricidad industrial pasó de US$0,213 a US$0,224/kWh entre 2024 y 2025 —la segunda más alta de América Latina—[93] y el gas interno se situó 199 % por encima del referente Henry Hub, con un alza esperada de 50,8 % para 2026.[59][96]
La industria colombiana paga una de las electricidades más caras de la región.[93][94][95]
El trilema —seguridad, asequibilidad, sostenibilidad— no se resuelve optimizando cada vector por separado. Se decide en los desplazamientos que el precio induce y que nadie registra. Cuando el gas escaseó y encareció, una parte de la industria no dejó de producir: cambió de energético.
≈38,6 GBTUD se movieron a energéticos de mayor factor de emisión: una regresión de sostenibilidad causada por una falla de asequibilidad, visible solo en los vasos comunicantes.[68][96][97]
Los casos son concretos: el sector cerámico evalúa trasladar producción a Perú ante alzas contratadas de gas de hasta 200 %,[97] el acero proyecta contratos de US$22,3/MMBtu frente a US$10,1 el año anterior[97] y la industria no aseguró sino la mitad del gas que requiere para 2026.[96]
Un país que mide sus disponibilidades, sus déficits y sus costos puede elegir su posición en el trilema. Sin ese conocimiento, la posición se la imponen las circunstancias.
Índice del Trilema Energético — World Energy Council.[14]
Ante cada crisis, el país reúne a todas sus autoridades energéticas —ministerio, planeación, regulador, operador eléctrico, operador de gas, transportadores, generadores— en la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE). Esa comisión sesiona en las instalaciones de XM, porque es el único lugar donde existe un sistema de observación consolidado.[110]
El país ya reúne, en la CACSSE, a los actores de un operador neutral para el conjunto de los energéticos: los convoca como comité de emergencia, sin simulador propio y sin mandato de medir entre crisis.
La propuesta no inventa una entidad ajena a lo que ya ocurre: consiste en que esa coordinación deje de ser un comité que se activa por urgencia y pase a ser una institución permanente, con capacidad de observar y simular todo el año.
La Unidad de Planeación Minero-Energética hace un trabajo indispensable de prospectiva. Pero por diseño no puede cumplir el papel del observador neutral que se propone:
Colombia ya tiene una institución que administra un bien común mediante información pública, modelación con metodología abierta y una señal que todos pueden examinar y controvertir —sin participar en los mercados que observa—. Su autonomía es de rango constitucional y no depende del presupuesto nacional: se financia con el rendimiento de las reservas y el señoreaje, y transfiere utilidades a la Nación.[104][102]
No es una figura menor. En 2025 el Banco obtuvo la mayor utilidad de su historia —$13,89 billones— y giró $13,85 billones al Gobierno: por segundo año consecutivo transfirió más a la Nación que Ecopetrol.[105] Su independencia tiene anclaje textual: la Constitución le dedicó un capítulo propio —los artículos 371 a 373— y su Junta de siete miembros se renueva de forma escalonada, de modo que cada Presidente solo reemplaza a dos de los cinco codirectores a mitad de mandato.[101][102][103]
La lección no es copiar la función, sino importar la autonomía. XM es filial de ISA, con Ecopetrol como accionista mayoritario: su neutralidad es funcional, no estructural.[113] Un observador que modele gas, líquidos y refinación no puede pertenecer al grupo dominante en esos mercados.
Una institución que haga con la energía lo que el Banco hace con la moneda: publicar la información verificable, modelarla con metodología abierta y emitir una señal que oriente —sin reemplazar— a la UPME, los consejos de operación, la CACSSE, la Comisión Quinta, la CREG y el Ministerio.
Sin poder exigir el dato, ACEN sería un modelador más con supuestos propios. El diseño toma prestada la reserva estadística de la ley que rige al DANE: obligación de entregar la información, protección del dato individual de cada empresa y régimen sancionatorio por renuencia. La reserva estadística obliga a entregar el dato y solo permite publicarlo agregado, con multas de 1 a 50 salarios mínimos;[140][141] el régimen de la Ley 142 llega hasta 100.000 salarios mínimos, y en 2025 la Superservicios impuso sanciones por más de $35.715 millones —con la falta de reporte al SUI entre las causales principales.[128][142] Eso es lo que convierte el nivel rojo en verde.
Para no depender del presupuesto que condicionaría su neutralidad, ACEN se financia con una contribución especial del sector que observa —el mismo mecanismo con que hoy se financian la CREG y la Superservicios—, tasada por resolución y no negociada año a año.[128][135] El mecanismo ya funciona: la CREG cubre el 100 % de su presupuesto —$40.989 millones en 2025— con una tarifa del 0,82 %, y la Superservicios recauda $259.146 millones de casi 3.800 prestadores.[136][137] Observa al sector y lo cobra al sector, no al contribuyente general.
El Congreso acaba de aprobar la ley que crea la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear con tres rasgos que ACEN rescata: agencia vinculada a una entidad transversal —no adscrita al sector que vigila—, dirección de período fijo de seis años, y sanciones que van a la Nación y no a la propia agencia, para que multar no sea su incentivo.[130][131][133]
La autonomía plena de un órgano como el Banco es de estirpe constitucional: el legislador ordinario no puede crear un segundo Banco por ley simple. Pero tampoco hace falta un plebiscito. El camino es escalonado —y permite llegar a la reforma con el simulador ya funcionando.[101][102][124][126]
Una unidad administrativa especial con junta de período fijo —el precedente de la CREG existe— basta para arrancar las funciones de información y simulación.
Una reforma al estilo de los artículos 371–373 —ocho debates, dos períodos— constitucionaliza el mandato una vez la evidencia lo respalda.
El orden importa: sin la capa de datos, la simulación no tiene sustento; sin simulación, las señales no tienen fundamento; sin evidencia, el trámite institucional no tiene argumento.
El trilema no se resuelve optimizando cada vector y sumando después. Se resuelve en los vasos comunicantes —y ese es el componente peor documentado del sistema.
El diagnóstico se sostiene, precisamente, en lo que no fue posible documentar. Al construir un balance detallado de los diecinueve energéticos, los flujos que obligaron a estimar no fueron los marginales, sino los que determinan la disponibilidad de energía en los ciclos secos. Colombia tiene el precedente de diseño —XM—, el antecedente institucional —el Banco de la República— y la prueba reciente de que sabe crear agencias técnicas independientes —la ley nuclear—.
No se trata solo de evitar apagones. Se trata de que la energía sea una ventaja competitiva del país y no un riesgo que se administra sin información suficiente. Un país que conoce sus disponibilidades, sus déficits y sus costos puede elegir su lugar en el trilema, en armonía con su economía. Sin ese conocimiento, se lo imponen las circunstancias.
Verificación documental directa contra fuente oficial o corporativa (15–16 de julio de 2026). Las cifras de gremios, consultoría o prensa se marcan como tales y conviene contrastarlas al cierre editorial. El balance procede de un Sankey de cuatro capas (≈40 nodos, ≈50 flujos) contrastado contra el BECO 2023. Los valores del régimen térmico son deltas documentados del escenario de modulación, ilustrativos.