Miércoles 23 de septiembre, de 11 de la mañana a 2:00 de la tarde

En el barrio Mateguadua, en el sector comprendido desde la Estación de Servicio de Texaco hasta las urbanizaciones ubicadas cerca de la variante, además de las fincas localizadas más allá de la variante.

Viernes 25 de septiembre, de 8:00 de la mañana a 5:00 de la tarde

En la totalidad de viviendas y comercios de los barrios Los Almendros y Los Pinos.

En el barrio Ortiz en las manzanas ubicadas a lado y lado de la Diagonal 100 en el trayecto comprendido entre Perros y Hamburguesas La 70 y el Puente El Chispero, incluyendo el Colegio Cooperativo y la Clínica Urabá.

“Presentamos excusas por los inconvenientes que esta interrupción del servicio pueda ocasionar y les recordamos que estas labores de reparación representan seguridad para la calidad y confiabilidad del sistema. Para mayor información, comunícate gratis, desde fijo o celular, a la línea gratuita 018000415115” dice la empresa en su comunicado oficial.

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Para hacer posible que ISA y EPM realicen con seguridad diversos trabajos de mantenimiento y modernización en subestaciones y redes en la subregión de Urabá y en algunos municipios de otras subregiones de Antioquia, que permitan garantizar la continuidad y calidad del servicio, es necesario interrumpir, de manera programada, el servicio de energía eléctrica en algunos sectores de las siguientes localidades de Antioquia y Chocó:

Miércoles 26 de agosto

Municipios Arboletes, Necoclí, San Juan de Urabá, San Pedro de Urabá, Turbo, Apartadó, Carepa y Chigorodó (Antioquia), y Riosucio y El Carmen del Darién (Chocó)

De 6:30 a.m. a 6:00 p.m.

En toda la zona urbana y la zona rural de estos municipios.

Municipio de Mutatá

De 6:30 a.m. a 6:00 p.m.

En la zona rural, excepto en las veredas Chontadurito, Chontadural, Mutatacito, Cañaduzales, Aguas Claras, Surrambay, Mungudó, Villa Luz y Leoncito.

Municipio Nuevo Belén de Bajirá (Chocó)

De 6:30 a.m. a 6:00 p.m.

En la zona rural, excepto en las veredas La Primavera, Tierradentro, Campo Alegre, Brisas, Camelias y Nueva Esperanza.

Municipio de San Andrés de Cuerquia

De 6:45 a.m. a 2:45 p.m.

En las veredas: Alto Seco, Loma Grande, El Roble, Santa Gertrudis, El Morro, El Filo y Travesías.

Municipio de Yarumal

De 9:30 a.m. a 04:30 p.m.

En las veredas: Rosarito, Yarumalito y La Gabriela. Interrupción servicio de energía

Viernes 28 de agosto

Municipio de San Andrés de Cuerquia

De 8:00 a.m. a 4:00 p.m.

En las veredas: El Vergel, La Chorrera y El Barro.

Municipio de Barbosa

De 9:00 a.m. a 3:00 p.m.

En las veredas: Monteloro, La Herradura, Volantín y Las Lajas.

Municipios El Bagre y Nechí

De 9:00 a.m. a 4:00 p.m.

En las veredas: San Pedro, Medios de Maniceria y El Pital.

Sábado 29 de agosto

Municipio de San Juan de Urabá

De 6:00 a.m. a 1:00 p.m.

En las veredas: Bocas del Río San Juan, Montebello y Caña Brava.

Municipio de Arboletes

De 6:00 a.m. a 1:00 p.m.

En las veredas: Bajo Grande, Las Pavitas, Canime, Cerro de Las Lajas, El Guaimaro, Barrancuda y en el sector Nueva Jerusalén.

EPM hace un llamado a sus clientes y usuarios del área de la interrupción de energía en estos sectores, a prepararse adecuadamente para esta interrupción:

Antes de la interrupción: cargar dispositivos electrónicos, guardar agua potable y alimentos no perecederos, y asegurar fuentes alternativas de comunicación.

Durante la interrupción: mantener desconectados los electrodomésticos para evitar daños, especialmente en caso de picos de tensión al restablecer el servicio. Consumir primero los alimentos perecederos y evitar abrir refrigeradores para conservar la temperatura. Hay que recordar que neveras y refrigeradores no se deben desconectar.

Al restablecerse el servicio de energía: evitar manipular cables o equipos eléctricos y revisar el estado de alimentos y medicamentos que requieran refrigeración.

En los hogares con personas oxígeno-dependientes o que requieren refrigeración permanente de insulina, se recomienda, de manera preventiva, evaluar alternativas temporales que garanticen su bienestar durante la interrupción.

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Se trata de un análisis del estado de ejecución de los proyectos de expansión, de las restricciones del Sistema Interconectado Nacional (SIN) reportadas por XM, y de los posibles efectos económicos y operativos derivados del atraso de la infraestructura de transmisión, con corte a mayo de 2026.

La principal conclusión del informe establece que el incumplimiento de las fechas de puesta en operación (FPO) de los proyectos del STN y del STR se encuentra asociado principalmente a aspectos logísticos y técnicos de la ejecución de las obras, demoras en los trámites de licenciamiento ambiental y dificultades en la gestión predial y de servidumbres.

Sin embargo, la oportunidad en la ejecución de estos proyectos constituye un elemento determinante para la incorporación de nueva generación y el avance de la transición energética, dado que la disponibilidad de la infraestructura de transmisión condiciona la conexión de estas iniciativas al Sistema Interconectado Nacional.

A mayo de 2026, el informe encuentra que el 48,5 % de las restricciones identificadas (189 de 390) no presenta un proyecto de expansión asociado, y que el 94,9 % no cuenta con una obra en ejecución conforme al cronograma, lo que evidencia restricciones cuya atención aún no ha sido incorporada mediante obras de expansión del sistema.

Puntos clave del análisis técnico:

El costo de las restricciones del SIN —que los usuarios pagan a través de la tarifa— acumuló $58,9 billones entre 2008 y 2025. De ese total, $24,9 billones, equivalentes al 42,2 %, se concentraron en los últimos cuatro años del período, en línea con el aumento de los proyectos de expansión vencidos, que pasaron de cero en 2008 a 30 en 2025.

 El costo total llegó a un máximo de 8,34 billones de pesos en 2024 —7,2 veces el valor registrado en 2008— y, aunque descendió a 5,36 billones en 2025 por la normalización hidrológica, se mantuvo en un nivel 4,7 veces superior al de hace 18 años.

 El área operativa Caribe concentra el 39,0 % de las restricciones identificadas, de las cuales setenta y tres (73) no cuentan con proyecto asociado, lo que implica una exposición diferencial de los usuarios de esa región.

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Como parte de los análisis que hace la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) sobre el funcionamiento del sistema energético y las preocupaciones para fortalecerlo ante riesgos asociados a la ocurrencia del fenómeno de El Niño, el Observatorio de Servicios Públicos presentó una evaluación integral del Cargo por Confiabilidad tras 20 años de su implementación.

Vale recordar que el Cargo por Confiabilidad nació en 2006 como un mecanismo financiero, funciona como un “seguro” que los usuarios pagan en la factura de energía para que las generadoras mantengan sus plantas listas y disponibles ante situaciones de escasez hídrica como las asociadas al fenómeno de El Niño.

Uno de los principales resultados muestra que desde 2006, los usuarios les han transferido a las empresas generadoras, $97,1 billones constantes de 2025, de estos, cerca del 62 % se ha remunerado a plantas hídricas y, aproximadamente, el 37 % a plantas térmicas.

Por ubicación, Antioquia ($26,5 billones), Atlántico ($15,8 billones) y Cundinamarca-Meta ($13,1 billones) concentran la mayor remuneración histórica.

El análisis evidencia limitaciones en el funcionamiento del mecanismo. Por ejemplo, en 2025, el Cargo por Confiabilidad aportó el 21,5 % de los ingresos y el 111 % de las utilidades del sector de generación.

“¿Cómo es posible que después de 20 años de un esquema de confiabilidad se hable de apagón cuando los usuarios del servicio de energía les han entregado 97 billones a las empresas de generación? Estas deben garantizar realmente la suficiencia de la generación eléctrica del sistema, particularmente en condiciones de hidrología crítica”, expresó el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón.

Uno de los hallazgos del análisis es que, aunque se creó para mitigar la escasez de agua, el 48 % de los recursos del Cargo por Confiabilidad se destina a plantas hídricas o se utiliza para respaldar compromisos con otras plantas hídricas. Es decir, se le paga un «seguro contra la sequía» a la misma fuente de energía que se queda sin agua cuando llega un Fenómeno de El Niño.

Además, tras dos décadas de cobros, gran parte de los recursos continúa remunerando plantas que tienen entre 20 y 30 años de antigüedad, sin traducirse en un aumento real de la capacidad instalada del sistema.

Una de las recomendaciones del informe es la importancia de revisar el diseño regulatorio y la efectividad del Cargo por Confiabilidad (por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG y del Ministerio de Minas y Energía) para incentivar la entrada de nuevas plantas de generación más eficientes y de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.

Mercado Secundario y DDV

Además, el 90% de las medidas de los planes de acción de las plantas generadoras son comerciales y no incorporan respaldo físico nuevo al sistema. El margen de holgura para recuperar capacidad física es mínimo; cualquier atraso en mantenimientos aumenta la dependencia de medidas comerciales.

A pesar de las alertas del sector sobre un posible desabastecimiento, los análisis técnicos indican que no hay un riesgo inminente de apagón a corto plazo, siempre que los mecanismos de seguridad funcionen adecuadamente.

El Observatorio de Servicios Públicos está disponible enhttps://www.superservicios.gov.co/participa/observatorio

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A través del Ministerio de Minas y Energía, el Gobierno del Cambio expidió dos nuevas resoluciones que modernizan la normatividad para la interconexión eléctrica con los dos países vecinos, y fortalece la cooperación energética en la región.

En el caso de Venezuela, la resolución fija reglas claras para la conexión, rehabilitación y operación de interconexiones eléctricas, promoviendo un mayor aprovechamiento de la infraestructura existente bajo estrictos criterios de seguridad, confiabilidad y transparencia.

La norma, sin embargo, establece que no se podrá afectar el abastecimiento de la demanda nacional, y faculta al Centro Nacional de Despacho para limitar o suspender intercambios cuando las condiciones del sistema lo requieran.

“Estos son tiempos de integración, no son tiempos del egoísmo ni de aislarnos, sino de de cooperación entre países. Hace 10 años Colombia y Venezuela estaban interconectados y se les llevaba energía barata a Puerto Carreño, en el Vichada, y el Gobierno de (Iván) Duque decidió romper relaciones cerrar la frontera: eso generó pobreza, ilegalidad y hambre. ¿Quién abrió la frontera? el presidente Gustavo Petro», señaló el jefe de la cartera energética, Edwin Palma Egea.

Para la interconexión eléctrica con Ecuador, en el marco de las decisiones de la Comunidad Andina de Naciones, la resolución fortalece las transacciones internacionales de electricidad mediante reglas comerciales transparentes que preservan el despacho económico de los sistemas y garantizan la libre competencia entre los participantes.

“La integración energética regional no significa poner en riesgo el suministro de los colombianos. Todo lo contrario: estas resoluciones garantizan que primero está el abastecimiento nacional y, sobre esa base, Colombia pueda aportar a la seguridad energética de nuestros países vecinos mediante reglas claras, transparencia y confiabilidad.», insistió el funcionario.

Con estas decisiones, Colombia fortalece su papel como proveedor confiable de energía para la región, impulsa la integración energética andina y crea condiciones para un mercado eléctrico más eficiente, competitivo y resiliente, manteniendo como prioridad la seguridad energética de los colombianos.

“Estamos construyendo una política energética con visión latinoamericana. Aprovechamos la infraestructura existente, fortalecemos la cooperación con Ecuador y los países fronterizos y consolidamos a Colombia como un actor estratégico de la transición energética regional, siempre defendiendo nuestra soberanía y la seguridad del Sistema Interconectado Nacional», puntualizó el ministro Palma Egea.

El anuncio de la expedición de estas dos resoluciones las hizo el jefe de la cartera energética durante la entrega de la Granja Solar en el municipio de El Agrado, Huila.

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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.

La entrada EPM responderá reparos de la ANLA. se publicó primero en El Pregonero del Darién.