Medellín- abril 2026/EPM continúa consolidando su compromiso con el fortalecimiento del sistema eléctrico de Antioquia, con la culminación de obras de modernización y ampliación en tres subestaciones estratégicas: Doradal, Necoclí y Dabeiba.

Los trabajos realizados en estas subestaciones fortalecen la infraestructura eléctrica en distintas subregiones de Antioquia y benefician de manera directa a más de 27.000 usuarios en Puerto Triunfo (corregimiento Doradal), Necoclí y Dabeiba. Esto contribuye a mejorar la atención a hogares, comercios, servicios y actividades productivas.

Inversión que se traduce en mejor servicio

En la subestación Doradal, ubicada en el municipio de Puerto Triunfo, EPM concluyó un proyecto que permitió renovar los equipos necesarios para recibir, controlar y distribuir la energía hacia hogares y comercios de la zona.

Esta modernización, que contó con una inversión aproximada de 12.500 millones de pesos, beneficia a 4.719 usuarios y se refleja en un servicio más estable, con menor riesgo de fallas e interrupciones.

En la subestación Necoclí, en el norte de Urabá, EPM adelantó obras para aumentar la capacidad del sistema eléctrico y prepararlo para el crecimiento del municipio y la región.

Estos trabajos incluyeron la instalación de un nuevo transformador, la ampliación de la capacidad para manejar mayor demanda de energía y la construcción de un edificio desde donde se supervisa y controla la operación de la subestación.

Con una inversión cercana a 8.500 millones de pesos, las mejoras benefician actualmente a 14.879 usuarios, lo que facilita la conexión de nuevos clientes y mejora la continuidad del servicio.

Por su parte, en la subestación Dabeiba, ubicada en el casco urbano de la localidad, EPM llevó a cabo obras para optimizar la distribución de la energía, mediante la modernización de los sistemas que permiten controlar, proteger y operar la subestación.

Gracias a una solución técnica que optimiza el uso del espacio disponible, esta intervención fue posible con una inversión aproximada de 2.300 millones de pesos y beneficia a 8.281 usuarios, quienes hoy cuentan con una infraestructura eléctrica más segura, flexible y estable.

Compromiso con el futuro energético

La culminación de estas obras refuerza la capacidad del sistema eléctrico para responder a la demanda actual y futura, reducir la frecuencia y duración de las interrupciones, mejorar los tiempos de respuesta ante contingencias y brindar mayor seguridad a las personas y a las instalaciones.

Con proyectos como estos, EPM reafirma su compromiso con un sistema eléctrico más robusto, confiable y eficiente, que respalde la competitividad, el bienestar y la calidad de vida de los habitantes de Antioquia.

Cada subestación modernizada representa una inversión que impulsa el progreso, genera oportunidades y fortalece la confianza de las comunidades, ratificando a la energía como un pilar fundamental del desarrollo de Antioquia.

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Durante el proceso de control se puedo evidenciar que la conducta de Enel Colombia tuvo tres efectos concretos sobre el sistema:

Betania, el embalse operado por Enel, quedó fuera del despacho económico, aunque estaba lleno y tenía capacidad para generar.

Entraron plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda que Betania podría haber atendido.

Como consecuencia, el precio de bolsa de energía subió artificialmente. Las simulaciones realizadas por XM, el operador del sistema a solicitud de la Superservicios, confirmaron que, si la Central Hidroeléctrica Betania hubiera ofertado a un precio acorde con sus condiciones reales de operación, el precio de bolsa habría sido inferior en todos los períodos analizados.

Irregularidades detectadas

 La investigación técnica determinó que la Central Hidroeléctrica Betania incurrió en conductas que distorsionaron el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en tres aspectos:

Desconexión de la realidad operativa: se evidenció que la empresa presentó ofertas de precios elevadas que no guardaban relación con los costos variables (costo de oportunidad) de dicho recurso hídrico. Para el periodo evaluado, la planta operaba con niveles de embalse cercanos a su cota máxima y se encontraba realizando vertimientos, condición que, bajo los principios de eficiencia económica, debió traducirse en precios de oferta significativamente inferiores a los registrados para priorizar el despacho de energía más económica, en lugar de los precios ofertados, equiparables a los de las plantas térmicas en ese momento.

Alteración del orden de mérito: al ofertar precios que no reflejaban sus costos variables, la planta Betania fue desplazada del despacho nacional por unidades de generación de mayor costo. Esta conducta impidió que el mercado operara bajo el principio de «menor costo de prestación del servicio», forzando la entrada de plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda.

Distorsión del precio de bolsa: la investigación técnica confirmó que este comportamiento generó una señal de precio artificial en el Mercado de Energía Mayorista. A través de simulaciones, la Superservicios comprobó que el precio de bolsa real fue superior al precio que se habría formado en un escenario de competencia eficiente, impactando los costos sistémicos de la energía. 

La libertad de competencia de los prestadores debe ejercerse dentro del marco de la eficiencia económica y el bienestar del usuario final. “Esta actuación administrativa no busca limitar la autonomía empresarial, sino garantizar que los precios reflejen las condiciones reales de escasez o abundancia de los recursos”, expresó el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón.

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De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, cerca del 25% de las plantas de generación eléctrica se han acogido a esta nueva fórmula tarifaria, entre ellas entidades públicas como EPM, Gensa, Urrá y Gecelca, además de proyectos solares y otras tecnologías.

Este mecanismo busca corregir distorsiones históricas de más de 30 años en el mercado eléctrico, permitiendo que la energía generada con agua deje de estar indexada a los precios del gas importado o de combustibles líquidos, uno de los principales factores que ha encarecido las tarifas, especialmente en los periodos de sequía.

Según la cartera energética, esta decisión empieza a corregir un diseño de mercado que implantó esa regla desde el 20 de julio de 1995, y que ahora permite aliviar el bolsillo de millones de familias colombianas que ahora pagarán menos por el servicio eléctrico.

El Gobierno reconoce el compromiso de las empresas públicas y privadas que se acogieron a la medida, y señala que este avance permite construir un sistema energético más equitativo al servicio de la ciudadanía.

“Colombia hoy enfrenta las consecuencias de decisiones equivocadas del pasado: si Isagen siguiera siendo pública y no hubiera sido privatizada por el exministro Mauricio Cárdenas, hoy podríamos estar superando el 35% del sistema bajo este esquema y ampliando aún más el beneficio para los usuarios, dijo el ministro Edwin Palma.

El Ministerio de Minas y Energía reiteró que el Gobierno nacional continuará adoptando medidas regulatorias y de política pública orientadas a garantizar tarifas justas, soberanía energética y una transición hacia fuentes limpias.

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EPM dio a conocer en comunicado público las actuaciones que en la actualidad adelanta como operadores de Hidroituango, tras el anuncio de un proceso sancionatorio iniciado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), agregando que responderá a los requerimiento, dentro del debido proceso:

1. EPM opera la central hidroeléctrica Ituango en estricto cumplimiento de las disposiciones contenidas en la licencia ambiental, los actos administrativos vigentes y la Resolución 2306 de 2019, que establece, entre otras condiciones, que en época de estiaje (enero, febrero, marzo, julio, agosto y septiembre) los caudales descargados deben ser, como mínimo, iguales a los registrados en la estación de medición ubicada en Olaya, en la entrada del embalse.

Los caudales de entrada y salida, así como los niveles del embalse de Hidroituango, se reportan de manera permanente y, en tiempo real, al Centro de Monitoreo de los Recursos Naturales de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), garantizando la trazabilidad completa de la operación.

 2. Es importante destacar que durante la temporada de lluvias de 2025 y, en lo corrido de 2026, la operación del embalse de Hidroituango ha contribuido a mitigar los efectos de eventos hidrológicos significativos aguas abajo de la presa. Por ejemplo, en la creciente presentada el 11 de abril de 2025, cuando el caudal del río Cauca alcanzó niveles cercanos a los 5.000 m³/s a la altura de Bolombolo. En ese momento, se descargaron 3.000 m³/s por el vertedero y las descargas de generación, lo que permitió evitar inundaciones aguas abajo de la presa.

En esa oportunidad, el embalse permitió contener el pico de la creciente. Adicionalmente, EPM desplegó equipos técnicos y sociales en las comunidades ribereñas y coordinó en tiempo real con el Departamento Administrativo de Gestión del Riesgo de Desastres de Antioquia (DAGRAN), las administraciones municipales y los Consejos Municipales de Gestión del Riesgo, con el fin de proteger la vida y la movilidad de los habitantes del área de influencia. Durante este evento, la infraestructura se mantuvo estable y operó con normalidad.

 En la actual temporada de lluvias, no se han registrado emergencias aguas abajo asociadas a las descargas de Hidroituango.

 3. Hidroituango cuenta con un Centro de Monitoreo Técnico (CMT) que opera las 24 horas del día, los 7 días de la semana, con el apoyo de estaciones de medición ubicadas en La Virginia, La Pintada, Bolombolo y Olaya. Esto permite anticipar, con hasta 40 horas, situaciones que puedan afectar la seguridad de las comunidades y activar oportunamente las medidas de protección necesarias.

 EPM mantiene comunicación permanente con los Consejos Municipales y Departamentales de Gestión del Riesgo, los organismos de socorro y las comunidades aguas abajo, priorizando la protección de la vida por encima de cualquier consideración comercial.

 4. El embalse de Hidroituango opera actualmente en torno a la cota 409 metros sobre el nivel del mar (m s. n. m.), cifra que corresponde a una cota operativa declarada a XM para fines de coordinación del sistema eléctrico y cumplimiento ambiental, y que no representa el límite estructural del embalse.

 El diseño de la presa establece que la cota máxima de operación normal es la 420 m s. n. m. Las condiciones que hoy limitan la operación responden a obligaciones ambientales y no a restricciones de la infraestructura.

 EPM ha manifestado a la ANLA su disposición para ejecutar la remoción de la capa vegetal pendiente entre las cotas 409 y 420 m s. n. m., y ha solicitado las autorizaciones correspondientes. También ha planteado, en diversas oportunidades, la necesidad de ajustar las condiciones operativas del embalse, con el propósito de ampliar su capacidad para contribuir a la regulación de crecientes y fortalecer la protección de las comunidades aguas abajo, objetivo que EPM considera prioritario.

 5. En relación con el procedimiento sancionatorio anunciado el pasado lunes 30 de marzo, EPM informa que los apoderados de la Sociedad Hidroeléctrica Ituango S.A. E.S.P. fueron notificados para conocer el acto administrativo correspondiente. Una vez se conozca dicho acto administrativo, la Empresa dará respuesta oportuna a la autoridad ambiental y ejercerá las acciones a que haya lugar, dentro del debido proceso.

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Los hechos que investigados

– No realizar el control de los caudales descargados aguas abajo del sitio de presa, a través de la regla de operación.

– No garantizar que los caudales descargados desde el vertedero sean, por lo menos iguales, a los caudales registrados en la estación Olaya de entrada al embalse.

– No realizar el aprovechamiento forestal de 59,82 hectáreas en el vaso del embalse; el rescate, ahuyentamiento y salvamento de fauna durante el ascenso del nivel del embalse; el rescate de germoplasma, y el rescate y reubicación de especies en veda previo al ascenso del nivel del embalse.

La decisión fue adoptada por la entidad tras las recomendaciones contenidas en el Concepto Técnico 2997 de 2026, emitido por el equipo de profesionales de la Subdirección de Seguimiento de Licencias Ambientales de la Anla.El proceso sancionatorio se inicia cuando se determina un presunto incumplimiento de las obligaciones ambientales por parte del titular o beneficiario de la licencia ambiental, y de acuerdo con la Ley 1333 de 1999 (modificada por la Ley 2387 de 2024), la Anla cuenta con un plazo máximo de cinco años desde la apertura del proceso sancionatorio para determinar responsabilidad.

Gestión sancionatoria

La autoridad ambiental informó, además, que a la fecha Hidroituango ha acumulado 29 procesos sancionatorios, de los cuales 20 están activos y 9 ya han sido fallados de fondo.

De los 55 procesos sancionatorios activos a electrificadoras, Hidroituango acumula 2, Isagen 13 y Enel 9, entre los de mayor número de casos abiertos.

Por sectores, en 2025 la Anla impuso 36 sanciones a empresas del sector Infraestructura; 30 sanciones en el sector Hidrocarburos; 14 en Minería; 12 en Posconsumo, 11 (cada uno) en Sistemas de recolección y Energía; 7 en Plaguicidas; 2 en Diversidad biológica; y 1 sanción en Proyectos especiales.

En el último año, la Anla ha impuesto 124 sanciones, es decir, nueve veces más que el promedio del gobierno anterior.

Adicionalmente, ha impuesto  multas por $82.467 millones, que representan un aumento del 230% frente cuatrienio pasado.

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Para garantizar un mejor servicio son necesarios trabajos de mantenimiento, expansión y modernización que mejoren su funcionamiento, amplíen su cobertura y perduren en el tiempo. Para muchas de estas intervenciones es indispensable realizar por un tiempo y de manera controlada la interrupción de la energía eléctrica.

Cuando realizan estas interrupciones programadas, EPM avisa a la ciudadanía con anticipación y a través de diferentes medios de comunicación. En ocasiones, con distribución de volantes entregados puerta a puerta; en su cuenta de X (@epmestamosahi); con cuñas radiales y mensajes en otros medios de comunicación; o a través de otros medios que permiten que los usuarios estén enterados. También puedes ingresar a su sitio web (EPM | Interrupciones de energía) y consultar con tu número de contrato si tendrás una interrupción.

 Si mantienes actualizados tus datos en EPM, la Empresa podrá avisarte oportunamente sobre algunas de las interrupciones programadas. Esta actualización puedes hacerla en la línea de atención al cliente: (604) 44 44 115.

 ¿Qué pasa cuando se va la energía y no te avisan previamente?

Lo más probable es que se deba a un daño o a un imprevisto. Esto puede ocurrir en cualquier momento, aunque las redes están protegidas y son monitoreadas todo el tiempo. En época de muchas lluvias, por ejemplo, hay zonas que pueden tener interrupciones, pues la infraestructura puede verse afectada por caída de árboles o ramas, deslizamientos, vientos fuertes y otras causas naturales ajenas al control de EPM.

Ante un daño en la red, no es posible avisarte con anticipación ni saber desde en principio cuánto tiempo puede tardar la reparación. Sin embargo, puedes ayudar a EPM a solucionarlo lo más pronto posible reportando, a través de los canales de atención, cuando te quedes sin servicio de energía. De esa manera, la empresa puede identificar con rapidez los daños sectorizados y solucionarlos.  En estos casos, puedes comunicarte a la línea de atención al cliente (604) 44 44 115 o reportarlo a través de la página www.epm.com.co en la opción “Reporte de daños”

 Ahora que sabes las razones de algunas de las interrupciones en el servicio de energía de EPM, permanece atento a los canales y comunicados oficiales de la empresa para prepararte con antelación en caso de una interrupción programada y no olvides reportar los daños o los cortes de energía imprevistos.

Dato adicional:

 Si en tu hogar hay pacientes oxigeno-dependientes o que requieren refrigeración permanente de insulina, es importante reportarlo a EPM, con el respectivo certificado emitido por la entidad de salud. Aunque esto no impide la interrupción ocasional del servicio en la vivienda, sí se tendrá en cuenta para priorizar las reparaciones.

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La entidad revisará que, a pesar de la coyuntura, se mantengan las condiciones de eficiencia y no se presenten desviaciones en los estándares de prestación del servicio.

Por ello citó en sus instalaciones de Bogotá a los representantes legales de las siguientes generadoras hidroeléctricas:

AES Colombia & CIA. S.C.A. E.S.P.

Celsia Colombia S.A. E.S.P.

Empresa Urrá S.A. E.S.P.

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Enel Colombia S.A. E.S.P.

Hidroeléctrica del Alto Porce S.A.S. E.S.P.

Isagen S.A. E.S.P.

 El objetivo de estas diligencias es verificar la información operativa comprendida entre el 1 de enero de 2025 y la fecha actual, bajo los siguientes términos:

Parámetros operativos de embalses: verificación estricta de volúmenes útiles, niveles operativos y disponibilidad declarada. Se auditará la veracidad de la información reportada respecto a caudales, descargas y vertimientos.

Planes de mantenimiento y disponibilidad: revisión obligatoria del detalle de actividades ejecutadas y programadas. Las empresas deberán sustentar técnica y documentalmente cualquier indisponibilidad que afecte la oferta energética.

Gestión y criterios de operación: supervisión de los modelos técnicos empleados para la toma de decisiones y precios de oferta. La Superservicios verificará que la metodología aplicada responda con precisión a las condiciones hidrológicas actuales.

 La Superintendencia reafirma que estas acciones de vigilancia son una herramienta esencial para asegurar la transparencia del sector y el cumplimiento de la regulación y la normativa del sector.

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De acuerdo con el estado de la central Hidroituango, hoy opera con total normalidad y dentro de los parámetros establecidos. Actualmente están en servicio tres turbinas, que generan en conjunto 900 megavatios. La cuarta unidad se encuentra en un mantenimiento programado ya que llegó a 16 mil horas de funcionamiento. A su vez, el vertedero trabaja por ambos canales, con una descarga promedio de 752 metros cúbicosde agua por segundo.

“La central Hidroituango se encuentra funcionando de manera segura y estable, con seguimiento técnico permanente a los caudales del río Cauca y a todos los sistemas asociados a través del Centro de Monitoreo Técnico”, indicó John Maya Salazar, gerente general de EPM.

Con el Centro de Monitoreo Técnico y el Centro de Control de la Operación, EPM realiza un seguimiento constante sobre el comportamiento del río Cauca y la operación de Hidroituango, a través de la observación de más de 3.600 instrumentos. Esta capacidad permite identificar, hasta con 40 horas de anticipación, cualquier situación que pueda afectar la seguridad de las comunidades aguas abajo y activar las medidas necesarias que permitan proteger su vida y su integridad.

Durante lo corrido de 2026, y pese a una situación anómala de lluvias, los registros de monitoreo y verificación operacional indican que no se han presentado condiciones de   ingreso de caudales que hayan requerido elevar el nivel de alerta de Hidroituango niactivar medidas extraordinarias de comunicación preventiva o de alerta temprana.

Modernas tecnologías

El Centro de Monitoreo Técnico de Hidroituango cuenta con cinco estaciones que permiten monitorear en tiempo real todo lo que pasa en la central y sus alrededores, estas son: geodesia que se encarga de todo el monitoreo satelital; hidrométrica que mide los niveles del río y el embalse; interferometría con radares de última generación que ayudan a medir irregularidades de las superficies, sismología, la cual analiza posibles vibraciones o eventos sísmicos en la zona y el circuito cerrado de televisión CCTV, que incluye monitoreos por medio de cámaras y drones.

Otras centrales de generación de EPM

Durante los meses de enero y febrero se han registrado altos aportes en las cuencas que alimentan los embalses de EPM. No obstante, se han mantenido dentro  de condiciones seguras de operación.

Al 9 de febrero de 2026, únicamente Hidroituango presenta vertimientos, con un caudal de 752 metros cúbicos por segundo, registrado a las 10:00 a.m.

Por su parte, las centrales Porce II, Porce III, Tasajera, Guatapé, Guatron y Playas, aunque también han recibido aumentos en sus aportes hídricos, no registran  vertimientos y continúan operando con normalidad, dentro de sus rangos de  seguridad y control técnico.

Hidroituango regulador de caudales

Un ejemplo de la importancia de la central en época de lluvias se presentó precisamente en abril del año pasado, cuando ingresó al embalse un caudal de 5.000 metros cúbicos por segundo.

Gracias a la operación del proyecto, se logró amortiguar la creciente, descargando cerca de 3.000 metros cúbicos por segundo a través del vertedero y la generación de energía. De igual forma, el pasado 1 de febrero de 2026 se registró una creciente de 2.186 metros cúbicos por segundo, que fue gestionada oportunamente mediante el monitoreo y la operación del embalse.

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EPM desarrolla proyectos estratégicos para fortalecer el sistema eléctrico de Urabá, con el objetivo de responder al crecimiento poblacional y productivo de la subregión. Estas iniciativas apuntan a mejorar la calidad y confiabilidad del servicio, y a ampliar la capacidad energética para atender nuevas necesidades de energía no solo en Urabá sino también en el Occidente antioqueño y el departamento del Chocó.

 Entre las obras de EPM para la comunidad se destacan:

 1. Modernización de infraestructura

Uno de los hitos más recientes es la entrada en operación de la nueva subestación Lagunas 110/44/13,2 kV, ubicada entre Dabeiba y Frontino. A esta obra se suma la modernización de las subestaciones Chorodó y Dabeiba, para asegurar un suministro estable en la región.

Para garantizar la alimentación de esta infraestructura, se construyó una nueva línea de transmisión que intercepta la línea existente Chorodó-Caucheras 110 kV. Estas obras benefician a cerca de 43.500 familias, con una inversión superior a 34 mil millones de pesos.

 2. Mejor calidad del servicio para los usuarios

La modernización del sistema permite una respuesta más rápida ante fallas, gracias al fortalecimiento de la red de 44 kV, y mejorará indicadores de calidad y prestación del servicio, como SAIDI, SAIFI, DIU y FIU. Además, amplía la capacidad para atender futuras expansiones en zonas que hoy no cuentan con cobertura.

 3. Reposición de líneas para atender a más de 540 mil habitantes

Con una inversión de 71 mil millones de pesos, EPM repuso la línea de transmisión Chorodó-Caucheras, de 76 kilómetros, infraestructura que suministra energía a más de 540 mil habitantes de Urabá. Las obras, que se desarrollaron durante más de cuatro años entre planeación, diseño y ejecución, incluyeron un proceso de gestión social con comunidades indígenas del territorio.

 4. Proyectos en ejecución y visión a 2027: subestación Necoclí

Al cierre del primer trimestre de 2026, EPM tendrá lista la ampliación y modernización de la subestación Necoclí 44/13,2 kV, con una inversión estimada en 10 mil millones de pesos. Esto permitirá atender la demanda actual y futura de cerca de 15 mil familias, aumentando la capacidad del sistema de 7.5 a 12.5 MVA y mejorando la confiabilidad operativa.

 5. Nueva subestación Bajirá en Belén de Bajirá

Durante 2026 y el primer semestre de 2027, EPM construirá la nueva subestación Bajirá en Belén de Bajirá y modernizará la capacidad de la subestación Caucheras en Mutatá. Con una inversión superior a 42 mil millones de pesos, estas obras beneficiarán a aproximadamente 35 mil familias en Mutatá, Belén de Bajirá, el sur de Chigorodó y la región del Atrato Medio.

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Estas cantidades, según Ecopetrol, se distribuirán así:

– Modalidad en firme: 28 Gbtud en febrero; 45 en marzo; 40 en abril y 30 en mayo.

– Modalidad con interrupciones: 25 Gbtud en febrero; 23 en marzo; 14 en abril y 9 en mayo.

En total, en febrero se ofertarán 53 Gbtud; 68 en marzo; 54 en abril y 39 en mayo.

Estas cantidades de gas se comercializarán conforme a lo establecido en la regulación por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg). 

Toda la información técnica del proceso y las condiciones de los procesos de comercialización de gas natural será publicada por la estatal Ecopetrol durante la segunda semana de enero, para conocimiento de los agentes interesados, en el siguiente enlace: 

https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/Home/multisitios/comercial/es/sondeosyofertas/ofertas-informacion-comercial/informacion-comercial-gn

La compañía informó además que con esta disposición se busca que el mercado disponga de más cantidad del energético de fuentes nacionales y a precios más competitivos. 

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