El aseguramiento energético como problema de información

Hacia un Articulador Central de los Energéticos: vasos comunicantes entre combustibles primarios, infraestructura y consumo final

Artículo para revista técnica · julio de 2026

Resumen para decisión

Esta página condensa el documento para el lector con capacidad de decisión. El desarrollo, la evidencia y las fuentes están en las diecinueve secciones siguientes.

La tesis, en una oración. La calidad de las decisiones de aseguramiento energético de un país está limitada por la calidad institucional de su observación; Colombia puede relajar esa restricción replicando, para el conjunto de los energéticos, el diseño de observación que ya probó en la electricidad. La tesis es verificable en tres medidas: la dispersión de las estimaciones oficiales, la latencia del dato y el sobrecosto realizado de cada ciclo seco. En términos operativos, esa capacidad significa algo concreto y presente: que, ante un escenario de escasez, el decisor pueda elegir y evaluar cuál es el recurso de menor costo económico para cubrir el faltante y minimizar el impacto sobre la economía. No se trata de pronosticar mejor el futuro, sino de decidir mejor el presente con toda la información a la vista.

El problema, en tres datos. De los diecinueve energéticos del balance nacional, Colombia mide uno solo —la electricidad— con oportunidad; el balance que integra a los demás se publica con dos a tres años de rezago [12, 13]. Las estimaciones publicadas del déficit de gas firme para 2026 difieren entre sí hasta en una proporción de cuatro a uno (del 10 % al 39 % de la demanda) [70]. Y un ciclo seco eleva la salida anual de divisas energéticas desde ≈3.600 hasta ≈9.100 MUSD (estimación propia, sección 10), mientras 38,6 GBTUD de demanda industrial de gas ya migraron a energéticos de mayor emisión por razones de precio [68], la importación cubre ya un tercio del consumo de gas [69] y más de la mitad de la oferta de GLP [197]. Las decisiones estructurales del presente —cierre de la minería térmica, dependencia del GNL, firmeza del gas— se están adoptando sobre ese nivel de información.

La propuesta, en una frase. Crear el Articulador Central de los Energéticos (ACEN): una institución que haga respecto de la energía lo que el Banco de la República hace respecto de la moneda —medir, modelar con metodología pública y emitir señal—, sin operar los mercados, sin sustraer competencias y sin decidir: informa a quienes deciden (secciones 13 a 16).

El contexto que lo exige. Desde el 19 de febrero de 2026 Colombia es miembro pleno —el 33.º, primero de América Latina— de la Agencia Internacional de Energía, con obligaciones de reporte estadístico y de monitoreo de mercados que un balance rezagado dos a tres años no puede satisfacer [157, 158]: el ACEN es el instrumento natural de cumplimiento de un compromiso ya adquirido. Y el diseño tiene espejo: cada uno de sus atributos opera hoy en una institución real —la independencia estatutaria del análisis en la EIA estadounidense, la observación integral electricidad-gas del NESO británico, la señal única de suficiencia del GSOO australiano, el balance integrado de la EPE brasileña, la financiación sectorial de la CORES española (sección 13.6)—.

Lo que puede hacerse sin ley, desde ya. Cinco decisiones administrativas y regulatorias no requieren trámite legislativo: constituir la CACSSE como instancia permanente con secretaría técnica —el núcleo técnico que este plan denomina pre-ACEN— (acción 4.1); expedir las resoluciones de reporte de los flujos hoy no observables (acción 1.3); publicar la serie mayorista de líquidos en formato procesable (acción 1.4); fijar posición en la consulta del mecanismo exploratorio de la CREG y postular el piloto de observación integrada (acciones 0.1 y 0.2); y encargar la valoración del respaldo del carbón térmico antes de cerrar las negociaciones mineras en curso (acción 3.3) [24, 38, 155].

Lo que requiere ley, y quién la presenta. Por el artículo 154 de la Constitución, la ley que crea una entidad del orden nacional exige iniciativa o aval del Gobierno [101]: el proyecto lo radica el Gobierno Nacional —MinMinas, con el Departamento Nacional de Planeación como entidad de vinculación propuesta— y lo tramita la Comisión Quinta, con el análisis de impacto fiscal de la Ley 819 de 2003 [156], favorable por construcción: la financiación es sectorial y no compromete el Presupuesto General (sección 16.3).

Cuánto cuesta, contra qué se compara. El orden de magnitud del ACEN es el de una comisión de regulación: entre $50.000 y $80.000 millones anuales —entre una y una y media veces el presupuesto de la CREG [136]—, financiados por contribución sectorial con tope legal; distribuido sobre la energía facturada del país, equivale a menos de un peso por kilovatio-hora (sección 16.5). El término de comparación: racionar cuesta entre 3 y 18 veces la tarifa [90], y un solo ciclo seco añade del orden de 5.500 MUSD a la factura externa. Observar el sistema cuesta tres órdenes de magnitud menos que decidir sobre él sin observarlo.

Lo que la propuesta no es. No opera mercados ni activos; no planifica de forma vinculante; no reemplaza a la UPME, a la CREG, a los consejos de operación ni a XM —les provee el insumo común que hoy cada uno construye por separado (sección 13.3)—; y no toca el Presupuesto General de la Nación.

Mapa del documento

Este artículo es extenso porque su tesis exige recorrer el sistema energético completo. La tabla siguiente orienta la lectura: indica qué contiene cada sección y qué función cumple en la argumentación.

Las referencias, numeradas conforme a la práctica de las publicaciones internacionales, se consolidan al final del documento. Las afirmaciones cuantitativas remiten a su fuente mediante corchetes.

1. El punto de partida: la energía es mucho más que la electricidad

El consumo mundial de energía primaria alcanzó en 2024 un máximo histórico de 592 exajulios (EJ), con un crecimiento cercano al 2 % anual [1], y las cifras preliminares de 2025 lo sitúan por encima de los 600 EJ [3]. De ese total, los combustibles fósiles aportaron el 86,7 %: petróleo 33,6 %, carbón 27,9 % —también en máximo histórico— y gas natural 25,2 % [2]. La transición energética mundial avanza —la generación solar y eólica creció 16 % en 2024 [2] y la demanda eléctrica mundial creció al doble del ritmo de la energía total [5]—, pero parte de una base minoritaria.

Conviene detenerse en un dato que suele pasar inadvertido: la electricidad representa únicamente el 21 % del consumo final de energía del mundo [4]. Cuatro quintas partes de la energía que la humanidad emplea no pasan por un enchufe: mueven vehículos, barcos y aviones; funden acero y calcinan caliza; secan alimentos, cuecen cerámica y generan vapor de proceso. En América Latina la proporción es similar: 20 % [10].

Colombia consumió 2,22 EJ de energía primaria en 2024 —el 0,37 % del total mundial [6]—, con un consumo por habitante de 42 GJ al año: poco más de la mitad del promedio mundial (73 GJ) y una fracción del de las economías desarrolladas (Estados Unidos, 276 GJ; Alemania, 136 GJ) [7, 8]. La matriz primaria colombiana es 73,9 % fósil: menos que el promedio mundial (86,7 %) gracias a la hidroelectricidad, pero mayoritariamente fósil al fin [9].

Aquí se encuentra la primera precisión que este artículo pide al lector. La reputación de Colombia como país de energía limpia es cierta solo en el subconjunto eléctrico: cerca de dos terceras partes de la capacidad de generación es hidráulica [25]. Pero la electricidad representa apenas el 16 % del consumo final de energía del país (250 PJ de 1.529 PJ en 2023) [11]. El 84 % restante es, en su mayoría, combustión directa de fósiles: la gasolina y el diésel del parque automotor (42 % del consumo final entre ambos [11]), el queroseno de la aviación, el gas y el carbón de los hornos y calderas industriales, el GLP y la leña de la cocción. Y el alcance de los hidrocarburos excede incluso a la energía: de las refinerías salen también los asfaltos que pavimentan las vías, los polímeros de los empaques y una parte de los insumos petroquímicos de la vida cotidiana —cerca de 63 PJ anuales de productos no energéticos [36]—.

De modo que cuando este artículo habla del aseguramiento de "la energía", no se refiere al suministro eléctrico: se refiere al sistema completo de diecinueve energéticos que la sección 4 inventaría, del cual la electricidad es una fracción minoritaria y la única mayoritariamente limpia. La matriz colombiana es, en síntesis, altamente dependiente de los hidrocarburos —cerca de tres cuartas partes de la oferta primaria es fósil [9, 13]—, y esa dependencia estructural es el trasfondo de todo el análisis que sigue.

2. El trilema energético, y su armonización con una economía sana

2.1 Qué es el trilema y por qué es tan difícil

Se denomina trilema energético a la tensión simultánea entre tres objetivos que todo sistema energético persigue y que no pueden maximizarse a la vez [14]. La literatura académica dota al primer vértice de una definición operativa —la seguridad energética como baja vulnerabilidad de los sistemas energéticos vitales: recursos, infraestructuras y usos enlazados por flujos [186]— y advierte que los índices agregados carecen de sustento si no se anclan en flujos medidos [186, 189]: el anclaje que la sección 3 construye. Los tres objetivos:

• Seguridad: que la energía esté disponible cuando se la demanda, incluso ante choques (una sequía, la falla de una planta, la interrupción de un gasoducto).
• Asequibilidad: que hogares e industria puedan pagarla sin comprometer su bienestar ni su competitividad.
• Sostenibilidad: que su producción y consumo no comprometan el ambiente ni los compromisos climáticos.

La dificultad no reside en ninguno de los tres objetivos por separado sino en sus intercambios. La seguridad cuesta: mantener respaldo térmico disponible para las sequías implica pagar capacidad que la mayoría del tiempo no genera. La asequibilidad tienta a subsidiar: y los subsidios, si no se focalizan, erosionan la sostenibilidad fiscal y las señales de inversión. La sostenibilidad exige retirar tecnologías fósiles: pero si el retiro antecede a la entrada de los sustitutos firmes, degrada la seguridad. Cada vértice, optimizado de manera aislada, deteriora los otros dos.

La experiencia colombiana reciente ofrece ejemplos documentados de estos intercambios operando en la práctica, no en la teoría. El desmonte del rezago del precio de la gasolina —indispensable para corregir el déficit del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles— aportó 1,14 puntos porcentuales a la inflación de 2023, la mayor contribución individual de la canasta [15]: sostenibilidad fiscal contra asequibilidad. La escasez y el encarecimiento del gas indujeron a una fracción de la industria a migrar hacia carbón y fuel oil, combustibles de mayor factor de emisión [68]: asequibilidad contra sostenibilidad. Y el desmonte de la minería de carbón avanza sin cuantificación de su costo como respaldo del sistema eléctrico en años secos (sección 6): sostenibilidad contra seguridad.

2.2 La cuarta dimensión: la economía como restricción y como propósito

El trilema clásico se formula como si el sistema energético fuera un fin en sí mismo. No lo es: es el soporte material de una economía. Esta observación transforma la orientación del problema en dos sentidos.

Primero, la economía impone restricciones al trilema. Un país no puede comprar seguridad energética a cualquier precio fiscal: el FEPC acumuló un déficit de 4,39 % del PIB entre 2022 y 2025 [16], y esa magnitud compite con la inversión social y con la estabilidad macroeconómica. Tampoco puede perseguir la asequibilidad mediante subsidios generalizados sin consecuencias monetarias: el Banco de la República estimó que un choque de 10 % en los precios de los combustibles se traslada en cerca de 1,3 % a la inflación al consumidor (estimación de la década de 2010 [17]), de modo que la política energética es también, de facto, política de precios. La salud de la economía no es un cuarto objetivo que se agrega al trilema: es el marco presupuestal y monetario dentro del cual los tres objetivos se negocian.

Segundo, la economía convierte la energía de insumo en ventaja o desventaja competitiva. Cuando el costo de la energía entregada a los sectores transables supera de manera sostenida el de los competidores externos, el trilema deja de ser un asunto sectorial y se convierte en un determinante de la estructura productiva: las plantas intensivas en energía se relocalizan, las exportaciones pierden margen y la balanza externa se deteriora. La sección 11 documenta que Colombia se encuentra hoy en esa situación en sus dos energéticos de red.

De esta doble relación se sigue la orientación que este artículo adopta y que fundamenta el mandato propuesto en la sección 13: el objetivo del aseguramiento no es únicamente evitar racionamientos, sino encontrar el mejor punto alcanzable del trilema compatible con una economía sana, y convertir la energía en una ventaja competitiva del país. Ese punto no puede encontrarse sin medirlo; y no puede medirse, como muestran las secciones siguientes, con la información fragmentada de que el país dispone.

3. Evidencia empírica: la frontera entre lo medido y lo estimado

El argumento de este artículo no procede de la teoría institucional sino de un ejercicio empírico: la construcción de un diagrama de Sankey de la matriz energética colombiana, organizado en cuatro capas —origen primario, transformación, energéticos finales y sectores de consumo—, con aproximadamente 40 nodos y 50 flujos medidos en petajulios por año (PJ/año), y con emisiones y costo asociados.

El ejercicio reproduce el balance oficial. Contrastado contra el Balance Energético Colombiano (BECO) de 2023 [11], el modelo arroja los siguientes resultados:

(La divergencia mayor —la electricidad, +7,6 %— no procede de la medición, que es de nivel [A], sino del reparto sectorial adoptado por el modelo, corregible contra el corte que el propio BECO publica; ilustra que aun sobre datos medidos, los repartos siguen siendo decisiones del modelador mientras nadie los publique.)

La observación relevante, sin embargo, concierne al punto en que el ejercicio deja de reproducir el balance. Para hacerla explícita, cada flujo del modelo se clasificó en tres niveles de evidencia: [A] dato medido o reportado oficialmente; [B] derivado de un agregado oficial y una distribución publicada; [C] estimación, residual o supuesto del modelador. El patrón que emerge es regular:

• La electricidad se documenta casi enteramente en nivel [A]. Hidrología, generación por planta y por fuente, y demanda horaria se encuentran medidas y publicadas. La causa de esta disponibilidad es institucional y no técnica: existe XM, el operador del sistema y administrador del mercado eléctrico.
• El crudo y la refinación se documentan en nivel [A], en razón del reducido número de agentes de gran escala sujetos a reporte (la Agencia Nacional de Hidrocarburos y los reportes trimestrales de Ecopetrol).
• Los demás flujos descienden a nivel [B] o [C] tan pronto se indaga por la distribución de un energético entre usos que compiten entre sí.

Las cuatro preguntas que un país debe poder responder para asegurar su energía de manera integrada corresponden, en el estado actual, a las cuatro peor documentadas:

1. La competencia del gas entre refinación, generación, industria y vehículos. Las distribuciones son de nivel [B]: se construyen aplicando porcentajes sectoriales de origen gremial a un total oficial. El autoconsumo del segmento de producción —gas reinyectado para recobro, gas quemado en calderas de vapor y en estaciones compresoras, del orden de 50 PJ/año, magnitud comparable al consumo de gas de todas las refinerías del país— corresponde a nivel [C]: no existe publicación desagregada.
2. La distribución del carbón interno entre generación térmica e industria. Nivel [C]. La Agencia Nacional de Minería publica producción y exportación con detalle, pero no desagrega por uso final, y las cifras de producción presentan discrepancias sistemáticas entre las fuentes oficiales y gremiales [24].
3. La sustitución mediante líquidos en condiciones de emergencia. El combustóleo destinado a plantas térmicas, el GLP de planta de gas y la importación de respaldo corresponden a nivel [C], obtenidos como estimaciones residuales.
4. El costo asociado y su transmisión a las variables macroeconómicas. La casi totalidad de los precios corresponde a nivel [C] —la excepción es el ingreso al productor de los líquidos regulados, que la CREG publica mediante circulares [52]—. La observabilidad del gas se encuentra adicionalmente restringida por cláusulas de confidencialidad en los contratos, en particular los de gas importado [59].

Existe correspondencia entre ambas enumeraciones. El conjunto de flujos efectivamente medidos es estrecho y se concentra allí donde mediaron decisiones institucionales de medición. Lo estimado no constituye un margen de error periférico: constituye el objeto mismo del aseguramiento integrado.

Esta constatación no señala una deficiencia del modelo. Un diagrama de Sankey posee la calidad de la más débil de sus fuentes en cada cadena, y en este caso las fuentes más débiles coinciden con los flujos de mayor relevancia. La conversión de esas celdas de nivel [C] a nivel [A] no constituye un problema de modelación sino de gobernanza de la información.

La taxonomía admite, además, expresión cuantitativa. Como valores de trabajo, a cada nivel se le puede asociar una banda de incertidumbre —del orden de ±5 % para [A], ±15 % para [B] y ±40 % para [C]— cuya propagación a los agregados convertiría las cifras puntuales del balance en intervalos; y la clasificación misma, hoy de codificador único, admite protocolo escrito y doble codificación independiente, lo que la transformaría en un índice de observabilidad replicable en cualquier país. Ambas extensiones se declaran como trabajo en curso en el anexo: el argumento de este artículo no depende de ellas, pero su verificabilidad mejora con ellas.

4. Los diecinueve energéticos: de la producción al consumo

4.1 El universo del balance

Un análisis que se pretenda integral debe declarar su universo. El BECO contabiliza, en su matriz vigente (serie 2006–2024), diecinueve energéticos: ocho primarios y once secundarios, verificados columna a columna en el archivo oficial "BECO VER 01 1975–2024" de la UPME [13]. El consumo final de energía fue de 1.528.901 terajulios (TJ) en 2023 y de 1.498.690 TJ en 2024 según el dato preliminar, con el diésel, la gasolina y la electricidad concentrando el 58 % [11].

Las tablas siguientes presentan cada energético con su magnitud en su unidad de negocio —la unidad en la cual el mercado respectivo compra y vende— y su equivalente en petajulios, que permite la comparación entre todos. Se indican además los principales actores de cada cadena y el nivel de evidencia de su documentación.

Energéticos primarios (8):

Energéticos secundarios (11):

4.2 El peso de la energía en los costos y la holgura competitiva

La energía no pesa igual en todos los negocios, y esa heterogeneidad define quién puede absorber los precios documentados en la sección 11 y quién no:

• En el extremo superior está la minería y metalurgia intensiva: en Cerro Matoso, la operación de ferroníquel del país, la energía —electricidad y gas— representa cerca del 50 % de la estructura de costos, pues el 90 % del costo está en el procesamiento térmico y solo el 10 % en la mina [40]. Para un productor que vende ferroníquel a precio internacional, cada punto de sobrecosto energético sale directamente del margen.
• En la industria electro-intensiva (siderurgia, cemento, vidrio, papel) la electricidad alcanza hasta el 17 % de los costos de producción [97]; en la cerámica y el vidrio el gas es el insumo térmico crítico.
• Los gremios documentan la consecuencia: ante alzas del gas contratado de hasta 100–120 % para 2026 —la siderurgia pasó de contratos de US$10,1 a hasta US$22,3/MMBtu—, las industrias del acero y del cemento anticiparon traslados a los precios de sus productos, y la ANDI reportó que las empresas solo lograron asegurar la mitad del gas que requieren para ese año [89, 90, 97].

La holgura frente a los competidores externos es, en consecuencia, estrecha: los sectores transables intensivos en energía compiten contra plantas de Perú, México o Estados Unidos que pagan la electricidad y el gas a una fracción del precio colombiano (sección 11.2). Cuando el diferencial supera el margen operativo del negocio, el resultado no es una pérdida contable sino una decisión de localización: el sector cerámico ya evalúa trasladar producción a Perú [97].

4.3 Dos ausencias del balance

El hidrógeno no figura aún en el BECO. La Ley 2099 de 2021 —la ley de transición energética, que otorgó incentivos tributarios a las fuentes no convencionales— incorporó el hidrógeno verde y azul al catálogo de fuentes [45], y la Hoja de Ruta del Hidrógeno fijó metas a 2030 de 1 a 3 GW de electrólisis [46]. El avance es limitado: a 2025–2026 solo dos proyectos habían alcanzado decisión final de inversión (≈7 MW) y la proyección a 2030 es de 511 MW, una fracción de la meta [47]. La UPME lista el hidrógeno y el biogás como "oportunidad de mejora" del balance [13]: el vector sobre el cual el país ha declarado ambiciones no está aún incorporado a su contabilidad energética.

El coque ilustra la asimetría documental. Colombia es el tercer exportador mundial de un energético secundario —detrás de China y Polonia [41]— cuyo balance interno (producción de coquerías, consumo siderúrgico, inventarios) no se publica de forma desagregada. La regla de la sección 3 se confirma: la documentación es proporcional a la institucionalidad de medición, no a la importancia del flujo.

5. Combustibles líquidos: función amortiguadora y exposición fiscal

Los combustibles líquidos cumplen una función amortiguadora en el sistema energético colombiano y concentran, simultáneamente, su mayor exposición fiscal.

Estructura física. La producción de crudo promedió 746,6 kbd entre enero y octubre de 2025 (−3,7 %) [19], alcanzó 740.812 bd en el primer trimestre de 2026 [20] y descendió a 728.835 bd en mayo de 2026 (−2,8 % interanual) [21]. La capacidad nominal de refinación asciende a cerca de 450 kbd —Barrancabermeja ≈250 kbd y Cartagena ≈200 kbd—, con cargas reales que promediaron 213,5 kbd en Barrancabermeja durante el primer semestre de 2025 [36, 37]. De la comparación entre producción y carga de refinación se sigue que algo más de la mitad del crudo se exporta y el remanente alimenta las refinerías nacionales.

Dependencia importadora. El BECO 2023 establece que las importaciones equivalieron al 42 % del consumo de gasolina y al 16 % del consumo de diésel [11]. La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas proyecta que la gasolina se mantendrá entre 20 % y 35 % de importación hacia 2030–2032 y que el diésel requerirá importación estructural del orden del 10 % de la demanda a partir de 2028 [48]. Un indicio de que esta condición dejó de ser prospectiva: en 2025 el Gobierno autorizó a un mayorista privado (Primax) a importar gasolina —en volúmenes del orden de 100.000 a 130.000 barriles, conforme a la autorización divulgada— durante 24 meses para prevenir desabastecimiento [49].

Exposición fiscal. El Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) —el mecanismo mediante el cual la Nación cubre la diferencia entre el precio internacional de referencia y el precio interno regulado— acumuló un déficit de $79,6 billones entre 2022 y 2025, equivalente a 4,39 % del PIB [16], y cerró 2025 con un déficit anual del orden de $3,3–3,8 billones [50, 51]. El diferencial de la gasolina se corrigió mediante alzas mensuales entre 2022 y 2024; el del diésel permanece: el ACPM se comercializa alrededor de $2.400 por galón por debajo del precio internacional [51].

Observabilidad del precio. El precio es la variable que vincula los líquidos con la inflación, la tasa de cambio y el presupuesto público. El Ingreso al Productor lo fijan MinHacienda y MinEnergía, y la CREG publica precios de referencia por ciudad en circulares mensuales en formato PDF [52]. La información existe; lo que no existe es una serie mayorista abierta, oportuna y legible por máquina que permita integrar el precio de los líquidos con el del gas y el de la electricidad en un mismo sistema de análisis. Para el vector que representa el 42 % del consumo final del país, esta condición resulta desproporcionada respecto de su importancia sistémica.

6. Carbón: dualidad exportadora y respaldo térmico interno

El carbón colombiano presenta una dualidad que ningún sistema de información sectorial captura en su integridad.

Dimensión exportadora. En 2024 la producción nacional alcanzó 59,3 Mt (−14,5 % frente a 2023) y las exportaciones 64,6 Mt por 7.106,6 MUSD FOB [24]. El carbón representó el 52,6 % del PIB minero, el 79 % de las regalías mineras y el 14,3 % de las exportaciones totales del país [24]. La serie del DANE registra la contracción del grupo "hulla, coque y briquetas": 9.163 MUSD (2023) → 7.107 MUSD (2024) → 4.902 MUSD (2025), esto es, −46 % en dos años [53]. El precio FOB colombiano (referencia ARGUS API-10) pasó de 280,78 USD/t en 2022 a 92,03 en 2024 y 74,37 en octubre de 2025 [24].

Los balances empresariales de 2025 confirman la contracción desde la fuente: Cerrejón produjo 16,8 Mt (frente a 19,1 Mt en 2024) y pagó $673.000 millones en regalías [38]; Drummond produjo 26,4 Mt, exportó 25,2 Mt (−16,7 %) y aportó cerca de $2,1 billones entre regalías, impuestos y contribuciones [39]. Las regalías mineras totales del país cayeron 63 % entre 2023 y 2024 según la Contraloría [54]. Dentro del grupo, el coque merece mención propia: 3,9 Mt exportadas que constituyen el primer producto industrial de exportación de Colombia, con Milpa como mayor exportador [41].

Dimensión doméstica. El consumo interno se sitúa entre 5 y 10 Mt/año frente a ~64 Mt exportadas: el país exporta del orden del 85–90 % de su carbón. La generación térmica a carbón consume entre 3 y 5 Mt/año según se trate de un año seco o húmedo, sobre una capacidad instalada cercana al 9 % de la matriz. El dato oficial registra el desplazamiento entre regímenes: el consumo de carbón para generación pasó de 73,99 millones de MBTU en 2023 a 96,45 millones en 2024 —aproximadamente 102 PJ— por el evento seco de ese ciclo [44], durante cuyos meses críticos las plantas térmicas cubrieron más del 40 % de la energía despachada [61].

De lo anterior se deriva una tensión del trilema que conviene enunciar con precisión. El carbón térmico interno opera como reserva de confiabilidad del sistema eléctrico, y su capacidad se está desmontando —Prodeco devolvió sus títulos mineros en 2021; Cerrejón anunció recortes [38] y su cierre anticipado se negocia con el Gobierno desde mayo de 2026 [155]— por efecto del precio internacional, la conflictividad social y la política de transición. Ninguno de estos factores incorpora de manera explícita el valor de dicha capacidad como respaldo en años de hidrología deficitaria. Se trata de una decisión orientada por el vértice de sostenibilidad adoptada sin cuantificación de su costo en el vértice de seguridad.

Tal cuantificación no es viable con la información disponible: la Agencia Nacional de Minería no desagrega el consumo interno por uso final, y las cifras de producción difieren entre las fuentes [24]. Todo modelo que pretenda valorar el carbón como activo de confiabilidad debe recurrir al prorrateo —descender a nivel [C]— precisamente en el punto donde la decisión de política pública se encuentra en curso.

7. Gas natural: un vector con dos regímenes

7.1 El régimen dual: hidrología abundante o térmicas encendidas

El consumo de gas natural en Colombia no es una serie estable: opera en dos regímenes claramente diferenciados, determinados por la hidrología del sistema eléctrico. Comprender esa dualidad es indispensable para interpretar cualquier cifra de gas.

En el régimen de hidrología abundante, los embalses despachan la mayor parte de la electricidad y las térmicas operan al mínimo. En 2022, un año de La Niña, la generación fue 83,7 % hidráulica y solo 14,6 % térmica [60]; en 2025, nuevamente húmedo, la térmica osciló entre 10 % y 12 % del despacho [62], las térmicas a gas consumieron mínimos de 165 GBTUD [57] y el precio de bolsa eléctrica promedió 245,8 COP/kWh en el año [66]. En este régimen el gas es fundamentalmente un energético de la industria, los hogares y los vehículos, y la demanda total del país se contrae: 858 GBTUD promedio en 2025, un 16,4 % menos que el año anterior [57].

En el régimen de térmicas encendidas, la sequía invierte la ecuación. Durante el ciclo seco 2023–2024, el consumo de gas del sector termoeléctrico saltó 67 % [55]: las térmicas pasaron de consumir 180–200 Mpcd a máximos de 612 Mpcd [56], la participación térmica en el despacho superó el 40 % —en abril de 2024 la generación fue 46 % térmica contra 48 % hidráulica [61]— y la demanda total de gas del país alcanzó 1.039–1.041 GBTUD [55, 57].

El amortiguador entre ambos regímenes es el gas natural licuado importado, regasificado en la terminal de Cartagena. Sus volúmenes cuentan la historia completa: 3 Mpcd en 2022, 82 Mpcd en 2023, 217 Mpcd en 2024 —con entregas récord de 450 Mpcd al grupo térmico en abril de 2024— [55, 56]. En octubre de 2025, con hidrología alta, la regasificadora inyectó 145 GBTUD (31 % de su capacidad); en junio de 2026, con el nuevo ciclo seco en curso, 300 GBTUD (65 %) [58]. La factura en divisas de ese amortiguador se examina en la sección 10.

El ciclo seco en curso [152] reproduce el patrón: en junio de 2026 las térmicas a gas consumieron 224 GBTUD en promedio con picos de 290 [58], el precio de bolsa eléctrica escaló desde 213 COP/kWh en enero hasta un pico de 516 COP/kWh en mayo (+297 % interanual) [65], los embalses cerraban la primera semana de julio en 78,2 % del volumen útil con quince de veinticuatro por debajo de la meta [71], y la participación del gas importado en el consumo nacional marcó récords sucesivos: 23,8 % en marzo, 29 % en mayo, 32 % en la primera semana de junio y 33 % en la primera de julio [69]. El operador del sistema advirtió además que, de los 4.475 MW de nueva capacidad esperados para 2026, solo habían entrado 331 MW a comienzos de julio, con riesgo de déficit hacia 2027 [67].

La implicación analítica es directa: toda cifra de gas citada sin identificar el régimen hidrológico en que se midió es ambigua. La demanda "de un año normal" y la de un año seco difieren en cerca de 200 GBTUD —una quinta parte del mercado—, y esa diferencia es precisamente el vaso comunicante entre la hidrología, el gas, el carbón y los líquidos que ningún sistema de información sectorial observa de manera integrada.

De esa dualidad se sigue el papel singular del gas natural en la matriz: es la bisagra crítica entre el sistema renovable y el no renovable. Es el primer energético que se expande cuando la hidroelectricidad se contrae y el primero que se repliega cuando ella retorna; el carbón y los líquidos de respaldo entran después y con menor elasticidad. Ningún otro vector conecta con esa inmediatez la variabilidad del recurso renovable con el respaldo fósil, y por esa razón la calidad de la información sobre el gas condiciona la calidad de todas las decisiones de respaldo del sistema.

7.2 Producción en declive y dependencia creciente

Sobre ese patrón cíclico se superpone una tendencia estructural: la producción nacional declina. El gas comercializado cayó a 717 Mpcd en mayo de 2026 (−10,4 % interanual) [21], las reservas probadas se redujeron 13 % en 2024 hasta 2.064 Gpc —un horizonte de 5,9 años de producción— [22], y el país atendió el 20 % de su demanda de 2025 con importaciones [23].

El déficit nacional se está cubriendo con molécula importada por dos vías simultáneas: el GNL para la generación y, de manera creciente, el GLP para la industria que migra. Las importaciones de GLP pasaron de representar el 23,9 % de la oferta nacional en 2024 al 39,9 % en 2025 y al 51,7 % en 2026 [197], mientras la demanda de GLP creció 7,6 % en 2025, jalonada por los sectores industrial y comercial (+16,2 %) [198]. La respuesta de infraestructura en curso: la Regasificadora del Pacífico prevé iniciar operaciones el 1 de noviembre de 2026 con 60 Mpcd, y Ecopetrol desarrolla una terminal en Coveñas de 250 Mpcd para el primer trimestre de 2027 [154].

7.3 El déficit y la dispersión de su estimación

Sobre una demanda del orden de 1.000 GBTUD, las estimaciones publicadas del déficit de gas firme para 2026 oscilan entre el 10 % y el 39 % de la demanda: 206 GBTUD según el Gestor del Mercado sobre las declaraciones de venta en firme; 151 GBTUD con la aplicación de una resolución de la CREG de 2025 que amplió las modalidades de comercialización (Resolución CREG 102 015); cerca de 98 GBTUD si el gas importado se declarara disponible para venta en firme; y hasta 39 % según la proyección de una calificadora [70]. Las cuatro estimaciones se recogen aquí de la compilación del propio administrador del mercado [70]; su convergencia con las advertencias independientes de cobertura industrial [96, 97] respalda el orden de magnitud, no las cifras puntuales. La conclusión robusta no es ninguna de esas cifras sino su dispersión —cercana a la proporción de cuatro a uno— y el hecho de que una parte del rango no depende de la geología sino de una decisión de declaración contable. Cuando la incertidumbre sobre el año en curso tiene esa estructura, el problema es de información antes que de recurso.

La teoría económica describe el mecanismo. Cuando una de las partes no puede observar el atributo decisivo —aquí, la firmeza real del suministro y los precios efectivos amparados por confidencialidad—, el mercado converge a resultados ineficientes que la sola competencia no corrige [196]. El costo de esa opacidad, sin embargo, no se paga en la exactitud de un pronóstico lejano: se paga en el presente. Cuando cuatro estimaciones del déficit del año en curso difieren en una proporción de cuatro a uno, quien enfrenta una restricción de suministro no dispone de una imagen única y confiable de lo que hay disponible, y por tanto no puede elegir ni evaluar cuál es el energético de menor costo económico para sustituir el faltante. Ese es el objeto de un observador central —y no la adivinación del futuro—: dar, en el momento de la escasez, la capacidad de escoger la asignación que minimiza el daño a la economía. La respuesta institucional internacional apunta en esa dirección: Australia, ante pronósticos contradictorios de suficiencia de gas en su costa oriental, adoptó un pronóstico oficial único de referencia —el Gas Statement of Opportunities del operador de mercado, anual, con metodología pública, que orienta la inversión sin decidirla [163]—. Conviene, eso sí, precisar su alcance: una referencia pública no hace coincidir todas las opiniones sobre el futuro —los analistas independientes siguen disputándola—, pero constituye el terreno común de observación del presente sobre el cual se decide.

7.4 El gestor y el alcance de su observación

El mercado mayorista de gas cuenta desde 2017 con un Gestor del Mercado: la Bolsa Mercantil de Colombia, designada en virtud de la Resolución CREG 114 de 2017 —la norma que reorganizó la comercialización mayorista de gas y creó esa figura—, administra las subastas, el registro de contratos y el boletín electrónico del mercado, y publica un índice diario de precios del mercado secundario [72]. Su designación fue prorrogada por un año a partir de enero de 2026.

El gas dispone, en consecuencia, de mejor información de la que suele reconocerse. Sus limitaciones son dos: el ámbito de observación del gestor es el mercado de gas —no la competencia del gas frente a los demás vectores—, y una fracción sustantiva del precio efectivo está amparada por confidencialidad contractual. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios cuantificó la consecuencia en su análisis de formación de precios de 2026: los precios internos del gas se situaron 199 % por encima del referente estadounidense Henry Hub durante 2020–2026 [59]. El referente exige una precisión de lectura: Henry Hub mide el precio en el mercado más líquido del mundo, no la paridad de importación relevante para Colombia —el GNL entregado suma licuefacción, flete y regasificación, de modo que el diferencial frente a esa paridad es menor—. La implicación económica es entonces otra y más estructural: a medida que crece la dependencia importadora (sección 7.2), el precio interno converge hacia el costo del suministro marginal importado. Las consecuencias industriales de ese diferencial se examinan en la sección 11.

8. La asimetría de actualidad de la información

El contraste más significativo del diagnóstico corresponde a la actualidad de la información disponible por vector:

Elaboración propia sobre los portales oficiales de XM, la Bolsa Mercantil, la ANH y la UPME, consultados en julio de 2026 [13, 18, 72].

El contraste dentro del propio sector es aleccionador: el vector mejor medido recibió además, por la Resolución CREG 101 018 de 2022, un sistema de información del mercado mayorista —el SIMEM, administrado por XM— que publica datos abiertos y descargables desde 2023 [170, 171]; ningún otro vector cuenta con un equivalente. Y el estándar internacional agrava la comparación: desde 2001, la iniciativa JODI —impulsada por APEC, Eurostat, la AIE, OLADE, la OPEP y la División de Estadística de las Naciones Unidas— fijó en lo mensual el estándar de transparencia de los datos de petróleo y gas, con más de un centenar de países participantes [166].

La lectura de la tabla admite una inversión analítica: las fuentes primarias anteceden entre uno y tres años al balance que las integra. El país mide su energía con periodicidad próxima al tiempo real de manera fragmentada, y consolida esa medición mediante reconciliación manual, una vez al año, con dos años de rezago —el balance de 2022–2023 fue presentado en diciembre de 2024 [12]—.

El BECO constituye un marco contable riguroso, con metodología que adopta estándares internacionales y serie desde 1975 [13]. La limitación es estructural: se construye reconciliando manualmente siete o más fuentes independientes —carbón de la ANM y el DANE, gas de la ANH y la Bolsa, crudo de la ANH, GLP del Sistema Único de Información, gasolinas y diésel del sistema SICOM, biocombustibles del gremio, electricidad de XM [11]—. La propia UPME reconoce que el consumo de leña, magnitud comparable a la del gas natural, se estima y no se mide [11].

La arquitectura de información reproduce la fragmentación: el sistema de información minero-energético (SIMEC) opera con módulos separados para electricidad, hidrocarburos, información ambiental y fuentes no convencionales [73]. Existen módulos; no existe un balance en línea.

Un ejemplo acotado ilustra el alcance de la limitación: la composición por fuente de la oferta interna primaria —el dato más elemental sobre la matriz de un país— no es extraíble de ningún documento publicado en formato procesable. La construcción de las tablas de la sección 4 exigió descargar la hoja de cálculo oficial y procesarla manualmente, columna a columna [13]. El procedimiento es viable y la información es pública; no es, sin embargo, legible por máquina, y en consecuencia no admite un sistema de observación continua. La distinción entre información publicada e información integrable define el problema que este artículo examina.

De lo anterior se sigue una implicación constructiva. Allí donde Colombia estableció un operador neutral con información centralizada —XM— el vector se tornó medible, asegurable, simulable y capaz de emitir señales de inversión que movilizaron capital. La electricidad no es intrínsecamente más fácil de medir que el gas: la lectura que este artículo propone es que medió una decisión institucional de medirla. El diseño está verificado en ese vector; lo que se propone es su extensión al conjunto.

La historia institucional ofrece, de hecho, la estructura de un experimento natural con dos tratamientos. El primer tratamiento fue la creación del operador y administrador del mercado eléctrico (1994–1995): la latencia del dato del vector tratado cayó al tiempo real, mientras los vectores no tratados conservaron sus rezagos. El segundo fue la designación del Gestor del Mercado de gas (2017): la latencia del gas descendió de mensual a diaria en el perímetro gestionado (sección 7.4), y el carbón y los líquidos —que no recibieron observador— permanecen donde estaban. La comparación, antes y después de cada tratamiento y entre vectores tratados y no tratados, es la evidencia más fuerte disponible del mecanismo que este artículo postula: la observabilidad sigue a la institución, no a la física del energético.

La asimetría, por lo demás, dejó de ser un asunto puramente interno. El 19 de febrero de 2026 Colombia fue admitida como miembro pleno de la Agencia Internacional de Energía —el 33.º, primero de América Latina—, con las obligaciones de reporte estadístico estandarizado y de monitoreo de mercados propias de la membresía, y con la ratificación del instrumento de accesión pendiente de trámite en el Congreso [157, 158, 159]. Un país cuyo balance integrado se publica con dos a tres años de rezago no puede satisfacer ese estándar con la arquitectura vigente: la capacidad que este artículo propone es también el instrumento de cumplimiento de un compromiso ya adquirido.

9. La planeación: integración prospectiva y fragmentación en la ejecución

La afirmación de que Colombia carece de planeación integrada requiere matización, pues no se ajusta a los hechos.

En el nivel prospectivo existe integración. El Plan Energético Nacional —el ejercicio de prospectiva a treinta años que elabora la UPME— reúne en un solo documento electricidad, hidrocarburos y minería; la familia vigente de documentos corresponde al PEN 2024–2054, con la construcción iterativa de la actualización 2025–2055 en curso [174]. Su limitación es de naturaleza: el plan es indicativo, no vinculante.

En el nivel de ejecución la planeación se fragmenta. Los instrumentos que efectivamente orientan la inversión son sectoriales, con horizontes y metodologías diferentes:

La distinción del renglón del gas merece explicarse, porque ilustra cómo se pierde horizonte entre el análisis y la decisión. La UPME publicó el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural con horizonte 2023–2038 [74]; el Ministerio adoptó posteriormente el plan mediante un acto administrativo (la Resolución 40031 de enero de 2025 [75]) con horizonte 2023–2032. El horizonte de planeación se reduce en seis años al transitar del estudio al acto que lo adopta: el análisis mira a 2038, la decisión vinculante llega a 2032. Para un vector cuyas reservas tienen un horizonte de 5,9 años de producción [22], esa reducción tiene consecuencias materiales.

Coexisten, en consecuencia, tres planes con tres horizontes y tres metodologías, sin un mecanismo que asegure su consistencia recíproca. Un evento hidrológico adverso, sin embargo, afecta simultáneamente a los tres.

Las señales de inversión presentan una asimetría equivalente. La electricidad dispone del Cargo por Confiabilidad —el mecanismo mediante el cual el mercado eléctrico remunera la disponibilidad de energía firme para los períodos de escasez, cuya subasta de expansión 2029–2030 la CREG puso en consulta en 2026— y de convocatorias públicas de transmisión a 25 años [76]. El gas y los líquidos carecen de un producto equivalente que remunere la firmeza. Se solicita al mercado inversión en firmeza de gas sin que exista el instrumento que la retribuya; la brecha entre lo planeado y lo ejecutado que documenta la sección 14 sugiere el resultado.

10. La dimensión externa y fiscal: un superávit que se contrae por ambos frentes

El aseguramiento energético es un determinante de primer orden de las cuentas externas y fiscales. Las series oficiales del período 2023–2025 describen un deterioro simultáneo por el lado de los ingresos y por el de los egresos.

10.1 Ingresos externos: la contracción de la canasta exportadora energética

Las exportaciones del grupo "combustibles y productos de las industrias extractivas" descendieron de 26.139 MUSD en 2023 a 19.190 MUSD en 2025: una pérdida cercana a 7.000 MUSD y a catorce puntos de participación en dos años (del 52,5 % al 38,2 % del total exportado) [53].

Fuente: DANE, boletines técnicos de exportaciones, acumulado enero–diciembre [53].

El petróleo y sus derivados aportaron por sí solos el 30,3 % del total exportado en 2024 [80]. En 2025, por primera vez en décadas, la canasta exportadora no minero-energética (26.396 MUSD, +20,0 %) superó a la minero-energética [53]. El dato admite una lectura favorable —diversificación— y una advertencia: la diversificación observada procede en mayor medida de la caída del numerador energético que de una transformación estructural del aparato exportador, y ocurre mientras el país incrementa sus importaciones energéticas.

10.2 Egresos externos: la factura de la importación energética

Las importaciones de combustibles y lubricantes se mantuvieron entre 5.800 y 6.500 MUSD anuales en el trienio [77]. Dentro de ellas, el gas natural licuado exhibe la dinámica del régimen dual descrito en la sección 7: 441 MUSD en 2023, 907 MUSD en 2024 —el año de térmicas encendidas— y 779 MUSD en 2025, con recomposición del origen (las compras a Estados Unidos cayeron 49,7 % y las de Trinidad y Tobago crecieron 190,5 %) [77]. El nivel de importación alcanzado a mediados de 2026 —del orden de un tercio del consumo— implica, de sostenerse, un valor anual de 1.200–1.600 MUSD a precios de entrega de 10–14 USD/MMBtu (cálculo propio): entre 1,3 y 1,8 veces el máximo histórico.

La membresía en la Agencia Internacional de Energía añade una dimensión prospectiva a esta sección: la obligación de existencias de emergencia de los miembros equivale a noventa días de importaciones netas —inactiva hoy para Colombia en su condición de exportador neto de crudo—, de modo que la contracción de la canasta exportadora documentada en 10.1 acerca al país, año tras año, a una obligación de medición y administración de existencias para la cual no existe capacidad institucional [157, 160].

10.3 El saldo neto y la inversión

La balanza energética-extractiva neta (exportaciones del grupo menos importaciones del mismo grupo) se redujo de ≈18.622 MUSD (2023) a ≈12.100 MUSD (2025): una contracción cercana al 35 % en dos años (cálculo sobre cifras DANE [53, 77]). En el mismo período el déficit comercial total del país alcanzó un máximo histórico [77]: el superávit energético, tradicional financiador de ese déficit, se contrae precisamente cuando más se requiere.

La inversión anticipa la misma trayectoria: la inversión extranjera directa total cerró 2025 en 9.174 MUSD según el Banco de la República, y la del sector de minas y canteras colapsó a 159 MUSD (−95,4 %) [78, 79], mientras el PIB minero completó tres años consecutivos de contracción.

10.4 La renta fiscal se desvanece mientras los pasivos energéticos crecen

Las transferencias totales de Ecopetrol a la Nación alcanzaron $58,3 billones en 2023; los dividendos girados al Gobierno descendieron de $21,6 billones (2023) a $11,3 billones (2024) y $7,8 billones (2025), con proyección de $5,1 billones para 2026: en términos del PIB, de 1,4 % a cerca de 0,3 % en tres años [81, 82, 83]. En paralelo, los pasivos fiscales de origen energético se acumulan: además del FEPC ya citado [16], los subsidios de energía y gas demandan del orden de $5 billones anuales —con necesidades estimadas por los gremios en $8,9 billones para 2025–2026 [84, 85, 86]— y el saldo de la opción tarifaria —el mecanismo que difirió alzas de tarifas eléctricas durante la pandemia y dejó un saldo por cobrar de los comercializadores— se situaba en ≈$2,2 billones a comienzos de 2026, dentro de una deuda total del Gobierno con el sector estimada en $9,2 billones [87].

La conclusión de esta sección admite un enunciado compacto: el país está perdiendo simultáneamente el superávit externo energético y la renta fiscal energética, mientras acumula pasivos energéticos crecientes. Cada una de estas series existe y es pública; ninguna instancia las consolida sobre el mismo balance que registra los flujos físicos. La pregunta de cuántas divisas cuesta un año seco —que el modelo de la sección 3 estima en un incremento de la salida anual desde ≈3.600 hasta ≈9.100 MUSD en el escenario de estrés severo (estimación propia)— no tiene hoy respuesta oficial, porque ninguna entidad tiene el mandato de calcularla.

11. Asequibilidad, bienestar y competitividad: el trilema en las cifras

11.1 Hogares: el canal inflacionario, el costo de no suministrar y el acceso

Los energéticos pesan de manera directa cerca de 6,9 % de la canasta del índice de precios al consumidor (electricidad 2,94 %, combustibles para vehículos 2,91 %, gas 1,02 %) [88], sin contar los efectos indirectos por transporte e indexación. El canal es cuantitativamente significativo: la corrección del precio de la gasolina aportó 1,14 puntos porcentuales a la inflación de 2023 [15], y en junio de 2026 el rubro de servicios públicos crecía 5,02 % anual, con un incremento proyectado cercano a $45/kWh en la tarifa eléctrica del año [89, 98].

En el extremo opuesto de la asequibilidad se encuentra el costo de no suministrar. La regulación colombiana lo cuantifica mediante el Costo Incremental Operativo de Racionamiento (CRO): el valor por kilovatio-hora que representa racionar a los usuarios, calculado y publicado mensualmente por la UPME por escalones de severidad. En julio de 2026 los valores vigentes van de 2.460 a 15.488 COP/kWh según el escalón [90]. Frente a una tarifa comercial del orden de 800–900 COP/kWh [95], racionar cuesta entre 3 y 18 veces el valor del suministro: la asimetría que justifica tratar la seguridad como restricción y no como preferencia. El precedente histórico es conocido: el racionamiento de 1992–1993 impuso cortes de hasta nueve horas diarias en Bogotá y fue el catalizador de las leyes de servicios públicos y eléctrica de 1994, esto es, de la arquitectura institucional vigente. Las crisis energéticas colombianas han producido instituciones; la tesis de este artículo es que conviene producirlas antes de la crisis.

El acceso completa el cuadro del bienestar: la cobertura de energía eléctrica alcanzó 93,12 % en 2024 —98,71 % urbana y 75,92 % rural— con 539.351 viviendas conectadas en el año [91], y el Plan Nacional de Sustitución de Leña se propone eliminar la cocción con leña en tres fases con hitos en 2026, 2030 y 2050 [92]. Cerca de una cuarta parte de los hogares rurales permanece sin servicio, y la leña —el energético que el balance nacional declara estimar y no medir, con estimaciones que difieren en un múltiplo según la fuente [11]— sigue supliendo la cocción de los hogares de menores ingresos: la población más vulnerable es también aquella cuyo consumo energético el sistema de información registra con menor calidad.

11.2 Industria: el diferencial de costo frente al exterior

La comparación internacional de precios industriales sitúa a Colombia en posición desfavorable en sus dos energéticos de red:

• Electricidad. El precio promedio para la industria pasó de US$0,213/kWh en 2024 a US$0,224/kWh en 2025, el segundo más alto de América Latina según el gremio de los grandes consumidores [93]. Un comparativo de consultoría de 2025 ubica la tarifa empresarial colombiana como la más alta de la región: US$0,200/kWh frente a US$0,175 en Perú, US$0,148 en Chile, US$0,132 en México y US$0,135 en Estados Unidos [94]; un registro independiente de diciembre de 2025 la sitúa en US$0,259/kWh, 139 % del promedio mundial [95].
• Gas natural. La Superintendencia cuantificó el diferencial en 199 % sobre el referente Henry Hub para 2020–2026 [59]. El precio para la industria se duplicó entre 2022 y 2025 según la ANDI, las empresas solo aseguraron la mitad del gas que requieren para 2026 con un alza esperada de 50,8 % [96], y la industria del acero proyectó contratos de hasta US$22,3/MMBtu frente a US$10,1 el año anterior [97].

Los efectos ya son observables y constituyen, en sí mismos, flujos entre vectores que ningún sistema sectorial registra de manera integrada:

• Migración inter-energética por precio. Entre 2025 y enero de 2026, el 16 % de la demanda industrial no regulada de gas (38,6 GBTUD) no renovó contratos y migró a otros energéticos: 50 % a GLP, 23 % a carbón, 12 % a bagazo, 10 % a fuel oil y 5 % a electricidad [68]. La cifra procede del gremio del gas y conviene contrastarla con los registros del mercado; su orden de magnitud es consistente con la contracción de la demanda industrial que reporta el Gestor [57] y con la advertencia de cobertura de la ANDI [96]. En términos del trilema: una falla de asequibilidad en un vector produjo una regresión de sostenibilidad en cuatro vectores distintos, y el fenómeno solo resulta visible al observar los vasos comunicantes.
• Relocalización. El sector cerámico evalúa el traslado de producción hacia Perú ante alzas contratadas de gas de hasta 200 % [97], y las industrias del acero y del cemento anticiparon traslados a los precios de sus productos ante alzas del gas contratado de hasta 100–120 % para 2026 [97]. El país carece además de producción competitiva de amoníaco y urea —insumos gas-intensivos de la seguridad alimentaria—, ausencia que la literatura sectorial atribuye al costo y a la no disponibilidad de gas de largo plazo [96].

Recuérdese la estructura de costos de la sección 4.2: cuando la energía pesa el 50 % de los costos de un productor de ferroníquel [40] o hasta el 17 % de los de la industria electro-intensiva [97], los diferenciales documentados no son un matiz contable sino la diferencia entre competir y cerrar. De este conjunto se sigue la definición operacional que la sección 13 formaliza: la energía constituye una ventaja competitiva cuando el costo de la energía entregada a los sectores transables es menor o igual que el de los competidores externos, de manera sostenida y verificable. Las series citadas indican que Colombia transita en la dirección contraria, sin un instrumento que mida el diferencial de forma continua.

12. El referente institucional: el Banco de la República por dentro

La propuesta de este artículo toma su arquitectura del Banco de la República. Antes de proponerla conviene, por tanto, explicar con precisión cómo funciona esa institución: sus cimientos constitucionales, su gobernanza, su declaración de propósito y —de particular relevancia para lo que sigue— su financiación.

12.1 Cimientos constitucionales

La Constitución de 1991 dedicó al Banco un capítulo propio (artículos 371 a 373) [101]. El artículo 371 lo define como persona jurídica de derecho público con autonomía administrativa, patrimonial y técnica, sujeta a un régimen legal propio, y le asigna las funciones de banca central: regular la moneda, los cambios internacionales y el crédito; emitir la moneda legal; administrar las reservas internacionales; ser prestamista de última instancia de los establecimientos de crédito, y servir como agente fiscal del Gobierno. El artículo 372 constituye a su Junta Directiva como la autoridad monetaria, cambiaria y crediticia. El artículo 373 le fija un mandato primario —"el Estado, por intermedio del Banco de la República, velará por el mantenimiento de la capacidad adquisitiva de la moneda"— y un blindaje: el Banco no puede otorgar créditos al Gobierno salvo decisión unánime de la Junta, lo que en la práctica cierra la puerta a la financiación monetaria del gasto público [101, 108].

El punto de diseño que importa subrayar: la autonomía del Banco no procede de una ley que un gobierno posterior pueda modificar, sino de la propia Constitución. La Ley 31 de 1992 —su ley marco— desarrolló lo que la Carta había fundado [102].

12.2 Gobernanza: cómo se protege la independencia en la práctica

La Junta Directiva tiene siete miembros: el Ministro de Hacienda, quien la preside; el Gerente General, elegido por la propia Junta; y cinco codirectores de dedicación exclusiva, nombrados por el Presidente de la República para períodos de cuatro años prorrogables [102]. La clave del diseño está en la renovación escalonada: cada Presidente solo puede reemplazar a dos de los cinco codirectores a mitad de su mandato [102]. Ningún gobierno, por tanto, obtiene mayoría automática en la autoridad monetaria durante su período; el mecanismo operó exactamente así en 2025, cuando el gobierno de turno solo pudo designar dos codirectores nuevos [103]. La rendición de cuentas es al Congreso: la Junta presenta un informe al inicio de cada período de sesiones ordinarias [106].

12.3 Misión y propósito declarados

El propio Banco formula así su misión en su plan estratégico vigente (2026–2029): "Contribuir al bienestar de los colombianos mediante la preservación del poder adquisitivo de la moneda, el apoyo al crecimiento sostenible de la actividad económica y el empleo en coordinación con la política económica general, el aporte a la estabilidad financiera, al buen funcionamiento de los sistemas de pago, a la generación y difusión del conocimiento, y a la actividad cultural del país" [99, 100]. Obsérvese la estructura: un objetivo primario verificable (el poder adquisitivo de la moneda) armonizado explícitamente con la salud general de la economía —la misma armonización que la sección 2 reclamó para el trilema energético—.

El diseño no es una idiosincrasia colombiana sino la aplicación de un resultado central de la teoría económica: la delegación en una institución independiente resuelve el problema de inconsistencia temporal de la política discrecional [175], y un mandato único confiado a un cuerpo técnico con preferencias más conservadoras que las del gobierno de turno mejora el resultado social sin cambiar los objetivos [176].

El resultado colombiano es consistente con la asociación que la evidencia comparada documenta entre independencia del banco central y menor inflación [177, 178]: la inflación, que alcanzó 32,4 % en 1990 —la máxima desde 1963—, ha transcurrido en un dígito de manera sostenida desde comienzos de siglo [107]; cerró 2025 en 5,10 % y corría a 6,14 % anual en junio de 2026, por encima de la meta de 3 % pero en otro orden de magnitud que el de la era pre-autonomía [89]. La literatura advierte, con razón, que la independencia formal no basta por sí sola: opera donde existe una coalición que la respalda [179]; la sección 13.5 retoma esa advertencia para el diseño del ACEN.

12.4 La financiación: autonomía sin presupuesto público

El detalle menos conocido del diseño es el más pertinente para este artículo: el Banco de la República no recibe recursos del Presupuesto General de la Nación. Sus ingresos provienen del rendimiento del portafolio de reservas internacionales, del señoreaje y de sus operaciones [104]. La relación fiscal opera en sentido contrario al habitual: las utilidades del Banco, descontadas las reservas estatutarias, pertenecen a la Nación y se le transfieren (Ley 31 de 1992, artículo 27) [102]. En 2025 el Banco obtuvo la mayor utilidad de su historia —$13,89 billones— y transfirió $13,85 billones al Gobierno en febrero de 2026: por segundo año consecutivo giró más recursos a la Nación que Ecopetrol [105].

La lección institucional es doble. Primera: la independencia financiera no es un lujo sino una condición de la independencia técnica —quien depende de la apropiación presupuestal anual depende de quien la aprueba—. Segunda: una entidad técnica bien diseñada no es una carga fiscal; puede ser lo contrario. La sección 16 aplica ambas lecciones al diseño del ACEN.

13. La propuesta: un Articulador Central de los Energéticos (ACEN)

Si el diagnóstico establece que el país no observa sus propios vasos comunicantes —ni en los flujos físicos (secciones 3 a 8), ni en los externos y fiscales (sección 10), ni en los de competitividad (sección 11)—, la respuesta no puede consistir en una instancia adicional de coordinación ni en un nuevo portal de información. Requiere una institución.

La propuesta es específica: un Articulador Central de los Energéticos (ACEN) que integre los diecinueve energéticos del balance nacional en una función técnica única, cuyo mandato principal sea el aseguramiento de la energía como ventaja competitiva del país, orientado a identificar el mejor punto alcanzable del trilema. Un organismo que no opera el mercado ni participa en él: lo mide, lo simula y le comunica sus resultados. La analogía con el Banco de la República, desarrollada en la sección anterior, se resume así:

13.1 Funciones

1. Balance de actualización continua. Un diagrama de flujos nacional de los diecinueve energéticos, actualizado con la periodicidad de sus fuentes primarias —diaria y mensual, no anual con dos años de rezago—, construido federando XM, el Gestor de Gas, la ANH, el SICOM, el SUI, la ANM y los gremios de biocombustibles. No se requiere tecnología inexistente; la dificultad efectiva es la conciliación de fuentes que hoy difieren entre sí —las discrepancias documentadas en las secciones 3 y 6—, y esa conciliación es precisamente la función que se propone institucionalizar.
2. Simulación multivectorial de estrés — la capacidad de elegir bajo escasez. Es el corazón operativo del ACEN, y conviene enunciarlo con precisión: dar a quien decide, en el momento mismo de la restricción, la capacidad de elegir y evaluar cuál es la asignación de recursos de menor costo económico. Ante un ciclo seco: qué volumen de gas se desplaza de la industria y la refinación hacia la generación; qué carbón térmico se requiere y cuál está disponible; qué importación de líquidos y de GNL resulta necesaria, a qué precio, con qué efecto sobre el FEPC, la balanza de pagos y la tasa de cambio —de modo que la opción que se adopte sea la que minimiza el daño a la economía, y no la que impone la circunstancia por falta de una alternativa visible. No se trata de adivinar cuándo llegará la sequía, sino de estar en capacidad de decidir bien cuando llegue. Esa capacidad no es retórica: es exactamente lo que formaliza la función objetivo de la sección 13.2, que minimiza el costo total de abastecimiento más el costo económico de la energía no suministrada. La demanda eléctrica que ese ejercicio debe cubrir ya crece a ritmos récord: 82,1 TWh en 2024 y aceleración por encima de 4 % en 2026 [63, 67].
3. Señales de inversión. Publicar periódicamente la localización de las brechas, valoradas de manera comparable entre vectores: firmeza de gas, almacenamiento, respaldo térmico, transmisión, regasificación y refinación.
4. Guía técnica y simulada a las instancias de decisión. El ACEN no decide: pone a disposición de quien decide la evaluación comparada de cada alternativa —su costo, su efecto y su riesgo— para que la elección sea informada y su costo, público. Da la capacidad de elegir; no ejerce la elección. Este atributo lo distingue de una instancia de coordinación.

13.2 Formalización del mandato: una función objetivo para el trilema

Un mandato que no admite formalización no admite rendición de cuentas. El mandato del ACEN puede enunciarse como problema de optimización explícito, con parámetros, restricciones y resultados públicos. El estatus de la formulación debe declararse: lo que sigue es la formalización del mandato —el estándar contra el cual la entidad rinde cuentas—, no un modelo resuelto; su implementación computacional es el objeto de la acción 2.2 del plan.

Sea x el vector de decisiones de operación y expansión del sistema energético (despacho por tecnología, asignación del gas entre generación, refinación, industria y vehículos, importaciones de GNL y de refinados, decisiones de capacidad), y sea ω el estado de la naturaleza (hidrología, precios internacionales, disponibilidad de infraestructura). El problema del aseguramiento integrado admite la formulación:

min_x E_ω [ C(x, ω) + Σ_s VoLL_s · ENS_s(x, ω) + τ · G(x, ω) ]

sujeto a: (1) los balances físicos por energético, nodo y uso —los vasos comunicantes—; (2) las restricciones de capacidad, transporte y logística de cada vector; (3) seguridad: energía no suministrada esperada por sector dentro del límite admisible; (4) sostenibilidad: emisiones acumuladas dentro del presupuesto climático; (5) restricción fiscal y macroeconómica: costo neto de subsidios y estabilización dentro del presupuesto.

donde C es el costo total de abastecimiento a precios de frontera, ENS_s la energía no suministrada al sector s, VoLL_s su valor unitario, G las emisiones y τ su precio.

Dos de los parámetros críticos ya los produce la regulación colombiana. El VoLL dispone de un ancla oficial: el CRO que la UPME publica mensualmente por escalones —entre 2.460 y 15.488 COP/kWh en julio de 2026 [90]— y que el mercado eléctrico emplea en la formación del precio de escasez; el ACEN lo generalizaría al conjunto de los energéticos. El precio del carbono dispone de un piso vigente: el impuesto nacional al carbono, con tarifa de $29.070,49 por tonelada de CO₂ equivalente en 2026 [109].

Tres propiedades de la formulación merecen señalarse. Primera: el trilema deja de ser una metáfora. Los tres vértices aparecen como componentes conmensurables —la asequibilidad en la función de costo, la seguridad en la restricción (3), la sostenibilidad en la (4)— y la armonización con la economía sana que la sección 2.2 reclamó aparece como la restricción (5). La frontera eficiente se obtiene variando los parámetros; la distancia entre el punto observado y la frontera mide la ineficiencia del arreglo vigente. La migración industrial de la sección 11.2 es, en estos términos, un desplazamiento involuntario sobre la superficie del trilema que nadie decidió y nadie midió. Segunda: las señales de inversión son resultado del modelo, no agregados por decreto. Las variables duales de los balances y de las restricciones de firmeza corresponden, en el óptimo, al valor marginal de una unidad adicional de capacidad en cada punto del sistema: son, con precisión técnica, las señales que la función 3 de la sección 13.1 asigna al ACEN. Una precisión técnica acompaña esta propiedad: la interpretación de los duales como precios exige convexidad, y la operación real —con arranques y mínimos técnicos— no lo es; la especificación deberá adoptar y declarar la relajación estándar de los mercados organizados (relajación lineal o formación convexa de precios, la práctica de los operadores estadounidenses), y hará bien en construirse sobre un marco de modelación abierto ya existente en lugar de un desarrollo propio [194, 195]. Tercera: la ventaja competitiva admite definición operacional. El mandato se verifica comparando el precio sombra de la energía entregada a los sectores transables con el costo de los competidores externos, trimestre a trimestre.

La formulación declara sus supuestos. El operador de valor esperado supone neutralidad frente al riesgo; una versión aversa al riesgo sustituiría la esperanza por una medida coherente de riesgo sobre los escenarios ω. La penalización por VoLL en el objetivo y la cota de la restricción (3) conviven de manera deliberada: la cota expresa el estándar regulatorio mínimo y la penalización valora las mejoras por encima de él. El parámetro τ adopta el impuesto al carbono como precio revelado de la política climática vigente, no como estimación del costo social del carbono. Y la lectura de las variables duales como señales requiere condiciones de regularidad del problema —convexidad o una relajación apropiada— que la publicación del modelo haría verificables por terceros. La exigencia de publicación no es cortesía metodológica: la literatura de modelación energética establece la apertura del código y de los datos como condición de calidad y de legitimidad de los análisis que sustentan política pública, y la reproducibilidad por terceros como su prueba [194, 195].

Cabe una precisión sobre la naturaleza del instrumento: la formulación no es planificación centralizada sino la formalización de un ejercicio de observación. El ACEN no ejecutaría x —las decisiones permanecen en los agentes y en los mecanismos de mercado—; calcularía y publicaría el óptimo condicional, sus duales y la distancia frente a lo observado, del mismo modo en que el Banco de la República publica su pronóstico de inflación sin fijar los precios de la economía.

Una segunda precisión concierne a la eficacia. La señal del ACEN, a diferencia de la tasa de intervención, no es vinculante ni dispone de un instrumento de ejecución propio. Su eficacia descansa en un mínimo procedimental que la ley puede establecer sin alterar competencias: el concepto previo del ACEN —público y no vinculante— como requisito de trámite en decisiones definidas (planes de abastecimiento, subastas de firmeza, autorizaciones de cierre de activos de respaldo), de manera que apartarse de la señal sea posible pero deba motivarse por escrito. Es el estándar que la regla fiscal aplica mediante el concepto de su comité técnico [145], reforzado aquí con la publicación obligatoria que aquel no tiene. El mecanismo tampoco es una invención local: corresponde al principio de cumplir o explicar que la OCDE codificó para los consejos fiscales independientes [182, 183], cuya eficacia —documentada por la literatura— opera por el canal reputacional del costo público de apartarse de la señal técnica [184, 185].

13.3 Destinatarios de la guía técnica

El ACEN no sustrae competencias: provee a cada entidad el insumo que hoy construye por su cuenta, con supuestos divergentes.

El mecanismo se deja ilustrar con dos decisiones reales. En el ciclo seco 2023–2024, el orden de atención del gas ante restricciones lo conceptuó el consejo sectorial competente sin un modelo público del efecto de cada asignación sobre la refinación, la industria y la balanza de pagos (secciones 7 y 13.4): con la señal del ACEN, la misma decisión se habría adoptado conociendo el costo de cada alternativa en los demás vectores, y quien se apartara del óptimo habría debido motivarlo. En la negociación de cierre de la mina de mayor producción del país, en curso desde mayo de 2026 [155], el Estado negocia sin una valoración pública del servicio de respaldo térmico que ese carbón presta ante hidrología deficitaria (sección 6): con la señal, la contraprestación de ese servicio sería una cifra sobre la mesa y no una intuición. En ambos casos el decisor conserva la decisión; lo que cambia es aquello que le resulta posible ignorar sin costo.

13.4 El antecedente: la CACSSE sesiona en XM

La propuesta cuenta con un antecedente institucional documentado. Existe la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE) —creada por la Resolución 80658 de 2001 del entonces Ministerio de Minas y Energía—, que reúne a MinMinas, la UPME, la CREG, los dos consejos de operación, Ecopetrol, TGI e ISA, y que el Gobierno instaló "de manera permanente en XM" para monitorear el mantenimiento de la regasificadora de Cartagena, según el anuncio oficial del propio Ministerio [110].

La elección de la sede tiene fundamento funcional: es allí donde se concentra la información. Cuando el país necesita examinar su situación energética de manera integrada —incluido el gas— acude al único ámbito donde existe un sistema de observación consolidado. El ACEN no es, en consecuencia, una figura sin precedente: corresponde a la CACSSE constituida como organismo permanente, dotada de modelo propio y de mandato técnico. En su configuración actual, la CACSSE se convoca ante la contingencia y delibera sin un simulador integrado propio; la distinción entre una instancia de coordinación de crisis y un organismo técnico permanente es la distinción entre una capacidad reactiva y una anticipatoria.

Un segundo elemento apunta en la misma dirección: corresponde al Consejo Nacional de Operación de Gas conceptuar sobre el orden de prioridad de atención del suministro cuando existen restricciones insalvables [112]. La pregunta más crítica del aseguramiento integrado —quién recibe el gas cuando falta— se resuelve en un consejo sectorial, sin un modelo público que cuantifique el efecto de cada asignación sobre el resto del sistema. Es, precisamente, el flujo que la sección 3 identificó en el nivel [C].

13.5 La condición de independencia

XM desempeña sus funciones como operador neutral, si bien su neutralidad es funcional y regulatoria, no estructural: es filial de ISA, sociedad en la cual Ecopetrol adquirió en 2021 una participación de 51,4 % [113]. En el ámbito eléctrico el arreglo ha resultado suficiente. Un articulador que procese información sobre gas, líquidos y refinación, en cambio, modelaría mercados en los cuales su propio grupo empresarial ostenta posición relevante. La observación no comporta juicio alguno sobre la conducta de los agentes: identifica una incompatibilidad de diseño. Por esta razón el referente es el Banco de la República y no una empresa del sector: lo que corresponde replicar no es solo la función sino la autonomía.

La analogía tiene, con todo, límites que conviene declarar antes de que otros los señalen, y el primero exige precisión sobre qué se toma de quién. En términos analíticos, el ACEN es un consejo fiscal de la energía —una institución de señal sin instrumento de ejecución, como los consejos que la OCDE codificó [182] o como la agencia estadística estadounidense [161]—; del Banco de la República no se importa la función sino el diseño de la autonomía: el mandato único, la junta protegida y la financiación no presupuestal. La señal del ACEN carece del instrumento de ejecución que la tasa de interés provee al Banco; de ahí el mecanismo de concepto previo de la sección 16.4, que es el sustituto que la literatura de los consejos fiscales valida [184]. La independencia formal solo produce resultados donde una coalición la sostiene [179]: los destinatarios de la sección 13.3 son la constituencia que el diseño debe cultivar. Y trasladar una forma institucional sin su función degenera en imitación sin sustancia [180]; el antídoto es el mandato verificable. Los criterios de delegación legítima que la literatura contemporánea exige —objetivo especificable, desempeño medible, rendición de cuentas ante el poder elegido [181]— son los que el articulado de la sección 16.4 incorpora.

13.6 El espejo internacional

La pregunta obligada —¿existe esto en alguna parte del mundo?— admite una respuesta precisa: ninguna institución combina los cuatro atributos del ACEN —observación multivectorial, simulación pública, señal no vinculante e independencia con financiación sectorial—, pero cada atributo opera, probado por separado, en una institución real. Los casos se seleccionaron por un criterio declarado: máxima variación sobre esas cuatro dimensiones de diseño —cada caso prueba un atributo distinto—, más un contraejemplo deliberado; su codificación sistemática bajo variables comunes es la extensión comparativa natural de este trabajo.

Dos lecturas se siguen de la tabla. Primera: el ACEN no inventa atributos; los combina —la independencia analítica de la EIA, la integralidad del NESO, la señal informativa del GSOO, la función de balance de la EPE, la financiación de la CORES—. Segunda: la dirección del movimiento internacional es hacia más observación integrada, no hacia menos: el NESO se creó en 2024, la Agencia Internacional de Energía modela la seguridad energética de corto plazo de sus miembros de forma multivectorial desde 2011 [188], y Colombia asumió con su membresía plena de 2026 las obligaciones de datos correspondientes [157].

14. Por qué la UPME no puede desempeñar el papel del ACEN

La objeción natural a la propuesta es que la función descrita parecería corresponder a la UPME. El examen de su diseño institucional y de su desempeño muestra por qué no puede cumplirla, sin que ello constituya un reproche a su equipo técnico: la entidad hace lo que su arquitectura le permite.

Conviene precisar, de entrada, que el mandato de información existe desde el origen: el artículo 16 de la Ley 143 de 1994 ordenó a la UPME establecer los requerimientos energéticos del país, y establecer y operar los sistemas de información que se requieran, con la obligación correlativa de los agentes de suministrarle los datos [129]. Tres décadas después, el balance se publica con años de rezago. La carencia, en consecuencia, no es de mandato: es de arquitectura —independencia, financiación e instrumentos—, y ese es el objeto de esta sección. Pero el dato admite una lectura más exigente, que este artículo hace suya: treinta años de mandato incumplido no revelan descuido sino preferencia. La opacidad ha sido un equilibrio con beneficiarios —quienes negocian mejor cuando el otro no observa, quienes difieren costos que nadie consolida—, y un equilibrio no se corrige agregando un mandato más de la misma naturaleza: se corrige cambiando los pagos. Eso es lo que distingue al diseño de la sección 16 de una reiteración del artículo 16 de 1994: financiación que no depende de quien se beneficia de la opacidad, publicación con calendario que elimina la discreción de no publicar, y un costo público —el deber de motivación— para quien decida apartarse de lo observado.

Primero: no es independiente por diseño. La UPME es una unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía [114]. Su Director General es un servidor de libre nombramiento y remoción del Presidente de la República: puede ser retirado en cualquier momento, sin causal ni procedimiento [114]. Su órgano de gobierno —el Consejo Directivo— está presidido por el propio Ministro o su delegado [115]: el planificador es gobernado por la entidad cuya política debe evaluar. Las consecuencias son observables: al menos cinco directores titulares y dos encargados en la última década [116], y, en octubre de 2025, la solicitud simultánea de "renuncia protocolaria" a los directores de cinco entidades adscritas del sector, incluida la UPME [117]. Una entidad cuyo director puede ser removido de un día para otro no puede publicar señales incómodas con credibilidad.

Segundo: carece de los instrumentos. Su presupuesto depende del Presupuesto General de la Nación y es reducido —del orden de $60.000 millones anuales, unos 15 MUSD [118]—. Su mandato legal es de planeación indicativa: sus planes no obligan a los agentes ni al propio Gobierno [119]. Puede solicitar información, pero carece de régimen sancionatorio propio ante la renuencia [114], y no opera ningún sistema transaccional del mercado: sus registros son de proyectos e incentivos, no de operaciones [119].

Tercero: el desempeño confirma los límites del diseño. El balance energético se publica con dos años de rezago —la edición 2022–2023 se presentó en diciembre de 2024 [12]—. La brecha entre plan y realidad es crónica: según el gremio de generadores, de la nueva energía que la UPME proyectó incorporar cada año solo entró en operación el 7 % en 2021, el 27,5 % en 2022, el 17,5 % en 2023, el 25,3 % en 2024 y cerca del 10 % en 2025 [121] —aun cuando en ese último año se declararon en operación 75 proyectos de generación [153]—. La propia entidad lanzó en 2024 un programa de "obras urgentes" de transmisión con horizontes de entrada de cuatro a siete años [122], una convocatoria tan sensible como la de la regasificadora del Pacífico fue declarada desierta en 2023 [120], y el sistema enfrenta advertencias de estrechez de suministro desde 2027 por retrasos en proyectos planeados [123].

La conclusión no es que la UPME sobre: sus funciones de planeación indicativa y administración de convocatorias seguirían siendo necesarias. La conclusión es que la función del ACEN —observación integrada, simulación neutral y señal creíble— exige atributos (independencia del ciclo político, financiación no presupuestal, facultades de información con consecuencias) que la arquitectura de la UPME no tiene ni puede adquirir por vía administrativa. Dotarla de ellos exigiría, precisamente, la reforma legal que la sección 16 describe; y en ese caso el resultado ya no sería la UPME, sino el ACEN. El caso brasileño confirma la lectura: la EPE ejerce desde 2004 la función de balance y prospectiva integrados de todos los vectores, pero su vinculación al ministerio sectorial la mantiene expuesta a la misma dependencia [164].

Una segunda alternativa merece descarte explícito: asignar la función al DANE mediante una cuenta satélite de la energía. El DANE aporta el instrumento jurídico central de esta propuesta —la reserva estadística [140]— y es socio natural de la cuenta satélite externa y fiscal (acción 2.4 del plan). Pero su función es la estadística descriptiva con periodicidad anual, no la simulación operativa ni la emisión de señales de inversión; una oficina de estadística que publicara señales sobre mercados que no modela comprometería la neutralidad que la sustenta sin adquirir capacidad prospectiva. La cuenta satélite es un producto contable; la función del ACEN es la observación y la simulación continuas. Son complementos, no sustitutos.

La tercera alternativa —extender el modelo del gestor de mercado, vector por vector— reproduce el problema en lugar de resolverlo. La figura demuestra que la observación sectorial puede delegarse por resolución (sección 7.4), pero cada gestor observa su propio mercado y ninguno observa los vasos comunicantes entre mercados; una federación de observadores sectoriales sin función integradora es, con precisión, la arquitectura vigente que las secciones 3 y 8 documentan.

El precedente de la Misión de Transformación Energética. La reforma institucional del sector ya fue diagnosticada por el propio Estado. La Misión de Transformación Energética (2019–2020) —una veintena de expertos nacionales e internacionales convocados por el Gobierno, con un foco dedicado al cierre de brechas institucionales— recomendó, entre otras medidas, dotar a la CREG de una comisión de dedicación exclusiva con períodos escalonados de inspiración expresa en la junta del Banco de la República, independizar a XM de ISA y fortalecer técnicamente a la UPME [168, 169]. Un lustro después, ninguna de las tres reformas estructurales se había adoptado. La lección no debilita esta propuesta: la precisa, y coincide con lo que la literatura comparada documenta sobre los trasplantes de independencia en la región —fracasan donde el presidencialismo es fuerte, las coaliciones volátiles y la reforma carece de portador con incentivos [179, 180]—; la condición favorable colombiana es la tradición tecnocrática que el propio Banco de la República encarna, y la amenaza, la politización de juntas que esta misma sección documenta. Aquellas recomendaciones carecían de titular institucional, de evidencia en operación y de vehículo legislativo; la vía de este artículo invierte los tres términos —el núcleo pre-ACEN produce la evidencia antes del trámite (sección 18), el artículo 154 identifica al titular de la iniciativa (sección 15), y la ratificación pendiente de la membresía en la Agencia Internacional de Energía ofrece a la Comisión Quinta un paquete de política de Estado dentro del cual la ley del ACEN es el instrumento de cumplimiento [157]—.

15. Fundamento constitucional: la vía en dos etapas

La analogía con el Banco de la República tiene consecuencias jurídicas precisas.

El fundamento de la función es pacífico. El artículo 334 de la Constitución asigna al Estado la dirección general de la economía y ordena su intervención, por mandato de la ley, en la explotación de los recursos naturales y en los servicios públicos; el 365 dispone que el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de los servicios públicos; el 80 ordena planificar el aprovechamiento de los recursos naturales [101]. Una función de observación e información es una modalidad de intervención de baja intensidad cuya creación por ley resulta constitucionalmente pacífica.

La restricción está en la independencia. El artículo 150-7 faculta al Congreso para crear entidades, pero dentro de "la estructura de la administración nacional": las entidades así creadas quedan en la Rama Ejecutiva, bajo la dirección del Presidente [101]. El estatuto de la administración pública (Ley 489 de 1998, artículos 38 y 40) integra expresamente a las comisiones de regulación y a las unidades administrativas especiales en esa rama, y reserva el régimen autónomo pleno a los organismos a los que la propia Constitución se lo otorgó [127]. La jurisprudencia constitucional cierra el argumento: los órganos autónomos del artículo 113 son de estirpe constitucional —su autonomía la funda la Carta, no la ley (sentencia C-372 de 1999)— [124]; el rango constitucional en materia de regulación quedó reservado a la Junta del Banco de la República y a la entonces Comisión Nacional de Televisión (sentencia C-150 de 2003) [126]; y la regulación que ejercen la CREG y sus pares es una función presidencial delegada, que el Presidente puede reasumir (sentencia C-1162 de 2000; Ley 142, artículo 68) [125, 128].

La iniciativa es del Gobierno. El artículo 154 de la Constitución reserva a la iniciativa gubernamental —o a su aval expreso durante el trámite— las leyes que crean entidades del orden nacional o determinan la estructura de la administración [101]; la propia ley nuclear, de origen parlamentario, avanzó con el respaldo del Ejecutivo [130, 132]. El proyecto requiere además el análisis de impacto fiscal del artículo 7 de la Ley 819 de 2003, con concepto del Ministerio de Hacienda [156] —favorable por construcción, pues la financiación propuesta no compromete el Presupuesto General (sección 16.3)—. La consecuencia práctica no es menor: el destinatario primero de esta propuesta no es el Congreso sino el Gobierno, cuya firma abre el trámite. De ahí que el plan de la sección 18 asigne la radicación al Gobierno Nacional y reserve al Congreso el trámite. Y una pieza de técnica legislativa convierte la membresía en la Agencia Internacional de Energía de argumento en mecanismo: la exposición de motivos debe incluir el mapeo, obligación por obligación, entre los compromisos del instrumento de accesión —reporte estadístico, monitoreo de mercados, preparación ante emergencias [157]— y la función del ACEN que satisface cada uno, de modo que la ley y la ratificación se tramiten como el paquete de política de Estado que materialmente son.

De allí la vía en dos etapas, cuya lógica es acumular evidencia antes de exigir la decisión de mayor costo político:

• Etapa primera — ley ordinaria. Creación del ACEN por ley de la República, con la máxima independencia que ese rango permite. La sección siguiente detalla el diseño, que puede apoyarse en un precedente legislativo inmediato.
• Etapa segunda — acto legislativo. Constitucionalización del mandato según el modelo de los artículos 371 a 373: órgano autónomo del artículo 113, junta con períodos fijos, mandato único. El trámite del artículo 375 exige ocho debates en dos períodos ordinarios consecutivos, con mayoría simple en la primera vuelta y absoluta en la segunda [101].

Sobre una pregunta frecuente conviene precisión: no se requiere plebiscito ni referendo. El plebiscito es un mecanismo de consulta sobre decisiones del Ejecutivo y no crea instituciones; la reforma constitucional por referendo (artículo 378) existe como vía alternativa, pero la vía ordinaria de reforma es el acto legislativo tramitado por el Congreso, tal como se adoptaron las demás reformas institucionales del país [101]. La secuencia importa por una razón práctica: el trámite de un acto legislativo con un simulador en operación y resultados publicados es un trámite sobre evidencia; sin ellos, es un trámite sobre promesas.

16. El proyecto de ley: articulado, dientes y financiación

16.1 Un precedente legislativo inmediato: la ley de energía nuclear

El Congreso acaba de resolver un problema institucional análogo. El proyecto de ley conocido como la "ley nuclear" (466 de 2024 Cámara – 323 de 2025 Senado), aprobado por unanimidad en sus cuatro debates y en etapa de sanción presidencial a mediados de 2026 [130, 132, 133, 134], crea la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear: una agencia estatal de naturaleza especial con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera [131].

Tres decisiones de ese diseño son directamente aplicables al ACEN:

1. La vinculación se escogió para proteger la independencia. La ponencia descartó expresamente adscribir la agencia a los ministerios que promueven u operan la tecnología —incluido el sector energía— por conflicto de interés, y descartó las figuras de superintendencia y de comisión de regulación; optó por vincularla al Departamento Nacional de Planeación, entidad sin rol de promoción ni operación, en aplicación del principio de "independencia efectiva" del régimen internacional [131]. Trasladado al ACEN: la entidad no debería adscribirse a MinMinas —el sector cuya política debe evaluar— sino vincularse a una entidad transversal, sobre el mismo fundamento.
2. Dirección técnica con período fijo. El Director General de la agencia nuclear requiere posgrado y mínimo diez años de experiencia en la materia, tiene período fijo de seis años —más largo que el período presidencial— y solo puede ser removido por faltas graves [131]. Es un estándar superior al de los comisionados de la CREG (períodos de cuatro años [129]) y el antídoto exacto contra la rotación que la sección 14 documentó en la UPME.
3. Las multas no financian a la entidad. La ley nuclear dispone que las sanciones que imponga la agencia no ingresan a su patrimonio sino al de la Nación [131]: quien sanciona no se lucra de sancionar. Es la solución precisa al riesgo de juez y parte que cualquier diseño de financiación debe evitar.

16.2 Los dientes: obligación de reporte con reserva y con consecuencias

Para centralizar la información, el ACEN requiere dos facultades que la ley debe otorgar de manera expresa, y para ambas existe precedente colombiano consolidado:

• Obligación universal de reporte bajo reserva. El modelo es la reserva estadística del DANE (Ley 79 de 1993, artículo 5): toda persona natural o jurídica está obligada a suministrar los datos solicitados, y la entidad solo puede publicarlos como agregados —el dato individual está protegido por reserva legal— [140]. Este es el instrumento que permite recibir información comercialmente sensible (contratos de gas importado, costos de generación, inventarios) sin vulnerar la confidencialidad: el ACEN publicaría el balance y las señales, nunca el dato individual. La misma ley provee el régimen ante la renuencia: multas de 1 a 50 salarios mínimos [141].
• Sanciones proporcionales al incumplimiento de reporte. Para los agentes regulados, el referente es el régimen de la Superintendencia de Servicios Públicos (Ley 142, artículo 81, actualizado en 2019): multas de hasta 100.000 salarios mínimos [128]. El régimen se aplica: en 2025 la Superintendencia impuso multas por más de $35.715 millones, con la falta de reporte al Sistema Único de Información entre las causales principales [142], incluida una sanción de $427 millones a la propia sociedad portuaria de la regasificadora de Cartagena por información inexacta [143]. La Superintendencia de Industria y Comercio dispone de facultades análogas ante el no envío de información (hasta 100.000 salarios mínimos o el 150 % de la utilidad derivada) [144].

El contraejemplo también existe y conviene tenerlo presente: el Comité Autónomo de la Regla Fiscal, creado por ley en 2021 como cuerpo técnico independiente, carece de financiación propia —su presupuesto es un rubro de MinHacienda, la entidad a la que debe vigilar— y sus pronunciamientos no son vinculantes [145, 146]. Es un diseño de independencia declarada sin instrumentos; el ACEN no debe repetirlo.

Dos tensiones jurídicas de estas facultades deben tratarse en el articulado y no dejarse a la reglamentación. La primera es la relación entre reserva estadística y secreto empresarial: la obligación de entrega de información comercialmente sensible supera el juicio de proporcionalidad precisamente porque el diseño prohíbe la publicación individualizada —solo agregados— y sanciona la filtración; el articulado debe hacer explícito ese equilibrio, que es el mismo que ampara al DANE [140]. La segunda es el deslinde de competencias: la información de mercado que hoy recaudan la Superintendencia de Industria y Comercio y la de Servicios Públicos no se duplica —el ACEN accede por interoperabilidad y convenio, con remisión expresa de competencias sancionatorias a las autoridades existentes—, para no sembrar el litigio interinstitucional que suele recibir a las agencias nuevas [128, 144].

El sector eléctrico aporta su propio contraejemplo: el Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista, conformado por la Superintendencia de Servicios Públicos en 2006, cesó actividades una década después sin sucesor, y la función de monitoreo sobrevive hoy como una unidad interna de la propia Superintendencia [172]. La observación sin institución —sin financiación propia, sin cuerpo directivo protegido, sin mandato de publicación— se extingue con el ciclo administrativo que la creó.

16.3 La financiación: autónoma, sectorial y sin juez y parte

La financiación debe cumplir tres condiciones simultáneas: no depender de la apropiación presupuestal anual (independencia del ciclo político), no depender de la venta de servicios en el mercado que observa (neutralidad) y no depender de las sanciones que imponga (no lucrarse de sancionar). El diseño que las satisface combina tres precedentes vigentes:

1. Contribución especial sectorial como fuente principal. El artículo 85 de la Ley 142 de 1994 financia a las comisiones de regulación y a la Superintendencia mediante una contribución que pagan las entidades sometidas a su ámbito, con tope del 1 % de sus gastos de funcionamiento [135]. El modelo opera hace tres décadas: la CREG financia el 100 % de su presupuesto —$40.989 millones en 2025— con una tarifa de 0,82 % [136], y la Superintendencia recauda $259.146 millones de 3.794 prestadores con la tarifa plena [137]. Una contribución análoga, extendida a los agentes de todos los vectores que el ACEN observa y con tarifa máxima fijada por la ley —no por la propia entidad—, cubre la operación sin tocar el Presupuesto General. El diseño tiene, además, espejo internacional: la corporación española de reservas estratégicas (CORES) opera desde 1995 como entidad de derecho público financiada por cuotas obligatorias de los sujetos del sector que observa, bajo tutela ministerial y con personería propia [165]. En el frente constitucional interno, la línea jurisprudencial sobre contribuciones especiales de supervisión exige destinación sectorial específica, relación entre quien paga y quien recibe el servicio, y proporcionalidad de la tarifa: el articulado debe ceñirse expresamente a esos criterios —que el modelo del artículo 85, tres décadas vigente, ya satisface [135]— y explicitar la contraprestación que reciben los contribuyentes: el sistema de información integrada, las señales de firmeza y el acceso al balance continuo son un servicio sectorial identificable, no un impuesto general disfrazado. Ese enunciado es el blindaje de la fuente de financiación ante el control de constitucionalidad.
2. Cargos regulados por servicios de información, tasados por un tercero. XM se financia mediante cargos que pagan los agentes del mercado, cuyas tarifas no fija XM sino la CREG [138, 139]. Si la ley previera cargos por servicios de información regulados —acceso programático al balance, microdatos anonimizados—, sus tarifas deberían tasarse por fuera de la entidad, con el mismo fundamento; en ningún caso funciones transaccionales ni de liquidación, que pertenecen a los administradores de cada mercado y cuya asunción contradiría la definición de la sección 13.
3. Las multas van a la Nación. Conforme al precedente de la ley nuclear [131], los ingresos sancionatorios no engrosan el patrimonio del ACEN.

La restricción de neutralidad exige además una prohibición expresa: el ACEN no puede vender consultoría, pronósticos privilegiados ni servicios comerciales a agentes del mercado. Su producción analítica es un bien público: se publica para todos o para nadie, como el pronóstico de inflación del Banco de la República.

Queda la objeción distributiva previsible: la contribución especial es un costo reconocido que los agentes trasladan, en última instancia, a las tarifas de los usuarios, en un contexto de presión tarifaria y subsidios impagos (sección 10.4). La respuesta está en el orden de magnitud: un presupuesto como el que la sección 16.5 estima, distribuido sobre la energía facturada del país, equivale a menos de un peso por kilovatio-hora, frente a incrementos anuales del orden de $45/kWh ya proyectados por causas ajenas a esta propuesta [98]. Observar el sistema cuesta tres órdenes de magnitud menos que las decisiones que hoy se adoptan sin observarlo.

16.4 El articulado esencial

Con esos elementos, el contenido mínimo del proyecto de ley —de competencia de la Comisión Quinta, la célula legislativa de minas y energía— sería el siguiente:

16.5 Orden de magnitud del costo, y el costo de no actuar

Ninguna propuesta institucional está completa sin precio. Los comparables ya citados lo acotan: la CREG opera con $40.989 millones anuales y una tarifa de contribución de 0,82 % [136]; la Superintendencia recauda $259.146 millones de 3.794 prestadores [137]; la UPME funciona con del orden de $60.000 millones [118]. Un ACEN con junta técnica, un núcleo de modelación y la plataforma de integración descrita en la sección 13.1 se sitúa entre esos referentes: del orden de $50.000 a $80.000 millones anuales —entre una y una y media veces la CREG—, más un costo de montaje concentrado en los primeros veinticuatro meses, financiable con recursos de inversión o cooperación técnica. Distribuido sobre la energía facturada del país, ese presupuesto equivale a menos de un peso por kilovatio-hora. El costo de cumplimiento para los reportantes se acota con una regla de no duplicación: el ACEN reutiliza los reportes existentes —SUI, SICOM, ANH, ANM, XM, Gestor de Gas— a través de la capa de interoperabilidad (acción 1.2), y solo los flujos hoy no observables generan obligación nueva (acción 1.3). Las cifras son órdenes de magnitud y así deben leerse; su función es permitir la comparación que sigue.

El término de comparación es el costo de decidir sin observar. Tres magnitudes del propio expediente lo acotan: un ciclo seco severo añade del orden de 5.500 MUSD anuales a la salida de divisas energéticas (sección 10.4); racionar cuesta entre 3 y 18 veces la tarifa según el CRO vigente [90], de modo que cada punto porcentual de demanda eléctrica no anticipada representa del orden de un billón de pesos anuales en costo de racionamiento; y las decisiones estructurales en curso —el cierre de la minería térmica, la dependencia del GNL, la firmeza del gas— se adoptan sobre estimaciones que difieren hasta en cuatro a uno [70]. Basta que la observación integrada evite una fracción menor del costo de un solo ciclo seco mal anticipado para cubrir décadas de operación de la entidad. La comparación no es un cálculo de retorno —sería falsa precisión— sino una desproporción de tres órdenes de magnitud que ningún análisis de costo-beneficio plausible revierte. El cálculo formal, con todo, existe y cierra el argumento sobre sí mismo: el valor esperado de la información perfecta y de la información muestral (EVPI y EVSI) es una magnitud computable dentro del propio programa estocástico de la sección 13.2 —la diferencia de costo esperado entre decidir con y sin la observación—, de modo que el primer producto del simulador de la acción 2.2 puede ser, precisamente, el costeo riguroso de su propio dueño.

16.6 Riesgos de la propuesta y mitigaciones

Una propuesta que inventaría los riesgos ajenos y omite los propios no merece confianza. Cinco riesgos del diseño, con su mitigación:

1. Captura por la industria que la financia y es observada —el riesgo canónico de la teoría económica de la regulación [190]—. La respuesta que esa misma literatura prescribe es reducir la discrecionalidad que los grupos de interés pueden adquirir [191], y el diseño la adopta: la contribución no se negocia, su tarifa máxima la fija la ley y su liquidación es reglada (sección 16.3). La junta queda sujeta a requisitos técnicos, inhabilidades e intervalos de enfriamiento frente a los agentes; la metodología y los resultados se publican íntegros, de modo que cualquier sesgo es auditable por los destinatarios de la sección 13.3, cuyos intereses no coinciden entre sí.
2. Irrelevancia, el destino del comité fiscal. El contraejemplo del CARF [145, 146] se corrige con tres instrumentos que aquel no tiene: financiación propia, publicación obligatoria con calendario, y el concepto previo de trámite de la sección 16.4, que obliga a motivar por escrito el apartamiento de la señal —las condiciones de eficacia que la OCDE documenta para los consejos fiscales que sí funcionan [183]—.
3. Burocratización y duplicidad. La ley prohíbe al ACEN las funciones operativas, transaccionales y comerciales; el tope de la contribución acota la planta; el BECO migra —no se duplica—; y una cláusula de evaluación externa quinquenal somete la entidad al estándar que ella aplica a los demás.
4. Efecto de mercado de los escenarios publicados. Un pronóstico oficial de estrechez puede inducir compras anticipadas o movimientos de precios. La mitigación es la práctica de los publicadores estadísticos de referencia: calendario fijo de publicación, metodología estable, agregación protegida por la reserva estadística y prohibición de anticipos privilegiados (sección 16.3).
5. La información leída como sustituto de las demás reformas. Los proyectos de generación y transmisión se atrasan hoy por licenciamiento, consulta previa y orden público antes que por falta de simulación (sección 14). El ACEN no reemplaza esas reformas: las hace exigibles, al cuantificar y publicar el costo en firmeza y en divisas de cada retraso —la variable dual de una restricción de ejecución es, precisamente, el precio de ese cuello de botella—. Un sistema que conoce el costo de sus demoras discute sus reformas con otra calidad de argumento. Y el límite físico debe enunciarse con precisión: la información no acorta plazos de construcción ni releva restricciones de transporte; reduce el error sobre cuándo, dónde y cuánto invertir. La promesa acotada es la promesa creíble.

Condiciones de alcance. Cerrar el inventario de riesgos exige declarar bajo qué condiciones la propuesta fracasaría aunque la entidad se cree conforme al diseño. Primera: si apartarse de la señal no tiene costo —de allí que el concepto previo con deber de motivación (sección 16.4) sea condición necesaria y no accesorio—. Segunda: si el equilibrio político prefiere la opacidad; los pasivos del FEPC y de los subsidios tienen beneficiarios de la opacidad, y una señal que los visibiliza tendrá opositores racionales, no solo desinformados. Tercera: si los reportantes degradan el insumo; la mitigación es la validación cruzada entre fuentes (el informe de conciliación de la sección 13.1) y el régimen sancionatorio de la 16.2, pero ninguna sanción sustituye del todo la cooperación. Una propuesta que declara las condiciones bajo las cuales no funciona es más verificable, y por ello más fuerte, que una que promete funcionar siempre.

17. El mecanismo exploratorio de la CREG: un atajo para producir evidencia

Mientras el trámite legislativo madura, existe un instrumento para verificar la tesis a bajo costo. La CREG —la comisión que regula la energía y el gas— publicó en mayo de 2026 un proyecto de resolución que establece las condiciones generales para implementar mecanismos exploratorios de regulación, conocidos como sandbox regulatorios: autorizaciones temporales y vigiladas para probar esquemas innovadores en un perímetro delimitado, con fundamento en la ley de emprendimiento de 2020 y su decreto reglamentario [147, 149, 150]. El proyecto cubre la totalidad de los sectores bajo su competencia —electricidad, gas, GLP y combustibles líquidos—, permanecía en consulta a la fecha de redacción [147], y su primer piloto, sobre logística de cilindros de GLP, ya estaba en curso de aprobación [148].

Su utilidad para esta agenda es acotada y honesta. Un piloto de observación integrada —por ejemplo, sobre la interdependencia gas–generación–refinación durante el ciclo seco en curso— demostraría con evidencia que un tablero integrado produce mejores decisiones que cuatro tableros separados. Pero el instrumento no sustituye a la institución: una autorización de doce meses no resuelve un problema estructural de información. Es la etapa de verificación previa que la vía en dos etapas de la sección 15 requiere. (Las comunidades energéticas, cabe precisar, se regulan por una vía propia y ya vigente, distinta del mecanismo exploratorio [151].)

18. Plan de acción priorizado

El orden de ejecución determina la viabilidad del conjunto: sin la capa de datos, la simulación carece de sustento; sin simulación, las señales carecen de fundamento; y sin evidencia, el trámite institucional carece de argumento.

Tres precisiones de ejecución. Primera: mientras el ACEN no exista, sus acciones las ejecuta un núcleo técnico pre-ACEN —la secretaría técnica de la CACSSE constituida en la acción 4.1, que no requiere ley—, operado mediante convenio interadministrativo entre la UPME, XM y el Gestor de Gas y financiable con recursos de inversión o de cooperación técnica; la ley de la acción 4.2 absorbe ese núcleo, su modelo y su equipo, del mismo modo en que el articulado prevé la migración del BECO. Segunda: los horizontes se cuentan desde julio de 2026; la legislatura que se instala el 20 de julio de 2026 y el tránsito de gobierno del 7 de agosto siguiente definen la primera ventana de radicación del proyecto de la acción 4.2. Tercera: el trámite requiere coalición, no solo argumento. Los interesados con incentivo propio son identificables: los grandes consumidores industriales, que hoy pagan el costo de la opacidad (sección 11.2); los generadores y transportadores interesados en que la firmeza se mida y se remunere; y MinHacienda y el Banco de la República, destinatarios de la cuenta satélite (sección 13.3). Los opositores racionales también: los beneficiarios de la confidencialidad de precios y las entidades cuyo perímetro se toca. La acción 0.3 encarga esa construcción.

Fase 0 — Evidencia temprana (P0, inmediata)

Fase 1 — Cimientos de información (P0)

Las acciones 1.1 y 1.2 exceden el presupuesto de funcionamiento de la UPME [118]: requieren un rubro de inversión o cooperación técnica, gestionable dentro de la vigencia.

Fase 2 — Balance y simulación (P1)

Fase 3 — Señales (P2)

Fase 4 — Constitución institucional (P1, dos etapas)

Ruta crítica

1.1 → 1.2 → 2.1 → 2.2 → 3.1 → 3.2, con 4.1 → 4.2 → 4.3 en paralelo desde la disponibilidad del balance continuo.

Tres acciones escapan a la ruta crítica por urgencia propia: 0.1 (el proyecto de la CREG está pendiente de expedición), 3.3 (la decisión sobre el cierre de la minería de carbón se adopta en el presente sin la cuantificación correspondiente) y 4.1 (no requiere ley). Tres acciones —1.3, 1.4 y el levantamiento de la confidencialidad de los precios del gas importado— son de naturaleza regulatoria y no técnica: son, precisamente, las que convierten el nivel [C] en nivel [A].

Cabe anticipar, por último, una lectura truncada del plan: ejecutar las fases 1 y 2 y detenerse, bajo el argumento de que el beneficio informacional quedaría capturado sin crear entidad alguna. El propio expediente de este artículo la responde: los productos técnicos sin mandato institucional se degradan —el balance existe y llega con años de rezago (sección 8); la instancia de coordinación existe y sesiona ante la crisis (sección 13.4); el cuerpo técnico independiente sin financiación propia existe y no vincula [145, 146]—. La fase 4 no añade una entidad a un sistema que funciona: añade la continuidad, la neutralidad y la consecuencia que las fases 1 a 3 no pueden garantizar por sí mismas.

El plan, por último, se deja evaluar: enuncia sus predicciones antes de ejecutarse. Primera: constituido el núcleo pre-ACEN, la dispersión de las estimaciones oficiales del déficit de gas —hoy de cuatro a uno (sección 7.3)— debe converger dentro de los dos años siguientes; si no converge, el mecanismo postulado es falso o el diseño es insuficiente. Segunda: publicada la información agregada de contratos bajo reserva estadística, la prima de riesgo de la contratación de gas debe descender frente a su nivel actual. Ambas son variables del presente —la convergencia de la lectura del año en curso y la prima que se paga hoy—, no pronósticos del futuro, y por eso son las pruebas que este trabajo asume. Conviene declarar el límite del argumento: la evidencia comparada advierte que una referencia oficial no garantiza la convergencia de las expectativas sobre el futuro —en Australia, el pronóstico oficial de suficiencia coexiste con analistas independientes que lo disputan abiertamente [163]—. El valor del observador no está, pues, en hacer coincidir los pronósticos, sino en dar el terreno común de observación del presente sobre el cual se elige, bajo escasez, la asignación de menor costo económico. Ese es el eslabón firme; la convergencia de pronósticos es el débil, y el diseño no se apoya en él.

19. Conclusiones

El trilema energético no admite solución mediante la optimización independiente de cada vector y la posterior agregación de los resultados. Se resuelve en los vasos comunicantes: en la distribución del gas entre generación, refinación e industria; en la función de respaldo del carbón ante hidrología deficitaria; en la capacidad amortiguadora de los líquidos y su costo fiscal; y en los desplazamientos entre energéticos que el precio induce sin que ninguna autoridad los registre. Esos vasos comunicantes constituyen el componente peor documentado del sistema energético colombiano, y ello no obedece a limitaciones técnicas sino a la ausencia de un mandato institucional de medición.

La evidencia presentada tiene una característica que conviene enunciar: el diagnóstico se sustenta en aquello que no fue posible documentar. Al construir un balance nacional detallado sobre los diecinueve energéticos del BECO, los flujos que obligaron a estimar no fueron los marginales, sino los que determinan la disponibilidad de energía en los ciclos secos. La dimensión macroeconómica agrava el diagnóstico: el superávit externo energético se contrajo cerca de 35 % en dos años, los dividendos de Ecopetrol a la Nación descienden de 1,4 % a cerca de 0,3 % del PIB, los precios industriales de la electricidad y del gas se sitúan entre los más altos de la región, y una fracción de la industria migra ya hacia energéticos de mayor factor de emisión por razones de precio.

Colombia dispone del precedente de diseño y del antecedente institucional. Estableció un operador neutral con información centralizada en un vector —XM en electricidad— y ese vector es el único que se mide en tiempo real, se simula con credibilidad y emite señales de inversión que movilizan capital. Ante las crisis, convoca a todas sus autoridades energéticas en las instalaciones de ese operador, por ser el único ámbito donde existe un sistema de observación consolidado. Y su Congreso acaba de demostrar, con la ley de energía nuclear, que sabe diseñar agencias técnicas con independencia efectiva, dirección de período fijo y financiación que no compromete la neutralidad.

Esa institución tiene denominación, referente, mandato formalizable, vía jurídica y proyecto de ley esbozado: un Articulador Central de los Energéticos que desempeñe, respecto de la energía, la función que el Banco de la República desempeña respecto de la moneda —publicar la información verificable, modelarla con metodología abierta y emitir una señal que todos puedan examinar y controvertir—, financiado por el sector que observa y no por el presupuesto que lo condicionaría, con la reserva estadística que protege el dato individual y las facultades que aseguran su entrega. El Banco no sustrajo competencias a ninguna entidad: estableció un marco de referencia común para la deliberación. Es ese marco el que el sector energético colombiano no posee.

El mandato importa tanto como el diseño. No se trata únicamente de prevenir interrupciones del suministro, sino de que la energía constituya una ventaja competitiva del país y no un riesgo administrado sin información suficiente. Un país que conoce sus disponibilidades, sus déficits y sus costos puede seleccionar su posición en el trilema, en armonía con la salud de su economía; en ausencia de ese conocimiento, la posición le resulta impuesta por las circunstancias.

Una observación final sobre el alcance. El problema aquí descrito —balance rezagado, planeación fragmentada por vectores, dependencia importadora creciente sobre una canasta exportadora que se contrae— no es idiosincrático de Colombia: es reconocible en los sistemas energéticos andinos. Si el diseño propuesto demuestra funcionar en el caso colombiano —el de mayor complejidad vectorial de la subregión y el único con membresía plena en la Agencia Internacional de Energía [157]—, la contribución no es nacional sino regional: un modelo replicable de observación energética integrada para economías en transición con matrices fósiles y renta energética declinante.

Referencias

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Anexo — Nota metodológica y limitaciones

Sobre el modelo. Las cifras del balance proceden de un diagrama de Sankey de la matriz energética en cuatro capas (≈40 nodos y ≈50 flujos, en PJ/año), construido sobre fuentes públicas y reportes de agentes, y contrastado contra el BECO 2023 [11]. El registro de trazabilidad flujo por flujo, con el nivel de evidencia de cada uno, se documenta por separado.

Sobre las fuentes. La verificación es documental y directa contra fuente oficial o corporativa, efectuada entre el 15 y el 16 de julio de 2026. Cuando una cifra procede de un gremio, de una consultoría o de prensa económica, la referencia lo hace explícito; esas cifras —en particular los comparativos tarifarios internacionales [93, 94, 95], la migración de la demanda industrial de gas [68] y los porcentajes de energía en los costos industriales [40, 97]— conviene contrastarlas con las fuentes primarias respectivas al cierre editorial. La composición del BECO se verificó columna a columna contra el archivo oficial, cuyo procesamiento debió realizarse manualmente por no existir versión legible por máquina [13].

Trabajo en curso declarado. Cinco extensiones metodológicas quedan enunciadas en el texto y pendientes de ejecución: (1) el protocolo escrito de codificación de la taxonomía [A]/[B]/[C] con doble codificación independiente y estadístico de acuerdo, que la convertiría en un índice de observabilidad replicable; (2) la calibración empírica de las bandas de incertidumbre por nivel de evidencia —hoy valores de trabajo— y su propagación a los agregados respetando la conservación en los nodos (sección 3); (3) la publicación versionada de los datos y el código del modelo como repositorio citable, en coherencia con el estándar de modelación abierta que el propio artículo exige (sección 13.2); (4) el registro previo de las predicciones de la sección 18, con métrica, ventana temporal y contrafactual definidos antes de la ejecución del plan; y (5) el cómputo del valor esperado de la información (sección 16.5) sobre la implementación del simulador.

Sobre las referencias agregadas en la revisión de julio de 2026. Las referencias 157 a 198 (comparadores internacionales, precedentes colombianos y literatura académica) fueron verificadas por búsqueda documental; en las de prensa y comunicados oficiales colombianos [158, 159, 168, 169, 172, 173] la URL exacta debe fijarse al cierre editorial contra el enlace canónico de cada medio o entidad.

Puntos sensibles a la fecha de publicación. (1) El estado del proyecto de mecanismos exploratorios de la CREG [147], en consulta al cierre de esta redacción. (2) El estado de la sanción presidencial de la ley nuclear [130]. (3) Las cifras de participación del gas importado y de precios de bolsa, que evolucionan mensualmente con el ciclo hidrológico [58, 65, 69].

Cifras de circulación frecuente que no se emplearon por corresponder a atribuciones erróneas: la distribución "petróleo 30,21 % / carbón 27,81 % / gas 22,71 %" corresponde a la matriz mundial y no a la colombiana; y los valores "petróleo 14,2 % / carbón 10,3 % / gas 2,4 %" son tasas de crecimiento del BECO 2023, no participaciones.