En ejercicio de sus funciones de inspección, vigilancia y control sobre los prestadores de los servicios de energía eléctrica, acueducto y alcantarillado, entre otros, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) informa que tras la emergencia sísmica del pasado 10 de agosto, los operadores de red (OR) han avanzado oportunamente en el restablecimiento del servicio de energía en los departamentos más afectados y la activación de sus planes de gestión de riesgos.

En el caso del servicio de acueducto, alcantarillado y aseo se reportan daños estructurales y de conducción en bocatomas, plantas de tratamiento y tanques de almacenamiento en municipios de Caldas, Risaralda y Chocó. También hay retrasos en rutas de recolección y restricciones en sitios de disposición final.

Restablecimiento del servicio de energía eléctrica

Con información preliminar con corte al 13 de agosto de 2026 y de acuerdo con la información reportada por los operadores de red (OR) y por el operador del mercado (XM), las principales afectaciones se concentran en redes de distribución local (SDL) y en algunos activos del Sistema de Transmisión Regional (STR) de los departamentos de Caldas, Cauca, Chocó, Quindío, Risaralda, Valle del Cauca y Nariño.

Previo al evento, el Sistema Interconectado Nacional registraba una demanda cercana a 9.400 megavatios (MW). Como consecuencia del sismo se presentó una reducción temporal de la demanda cercana al 18 % (aproximadamente 1.700 MW), que se ha venido recuperando de manera sostenida.

Evolución de usuarios sin servicio por operador de red

Información preliminar de la evolución de los usuarios sin servicio entre el 10 y el 13 de agosto de 2026:

Cifras preliminares con base en los reportes de los OR y de XM/CND; sujetas a actualización. El total inicial es un valor mínimo estimado (no incluye la cuantificación puntual de EEP–Pereira, cuya afectación inicial fue del 100%).

Al corte del 13 de agosto permanecían aproximadamente 75.000 usuarios sin servicio en el Sistema Interconectado Nacional, frente a más de 1,5 millones afectados al inicio del evento. Esto equivale al restablecimiento del servicio a más de 1,45 millones de usuarios, lo que representa una recuperación superior al 95 % de la afectación inicial.

El caso de mayor atención es el Chocó (OR DISPAC), cuyo sistema opera de manera radial por la indisponibilidad de la línea Cértegui 115 kV, lo que reduce su capacidad de respuesta ante nuevas contingencias.

Zonas No Interconectadas (ZNI) – Chocó

En las Zonas No Interconectadas se registran afectaciones a plantas de generación que mantienen sin servicio a tres localidades del departamento del Chocó, sobre las cuales la SSPD realiza seguimiento prioritario:

Servicios de acueducto, alcantarillado y aseo

Como consecuencia del movimiento sísmico, 11 prestadores de acueducto, alcantarillado y aseo ubicados en Valle del Cauca (Alcalá, Cali y Yotoco), Caldas (Pácora y Viterbo), Chocó (El Carmen de Atrato y Tadó) y Risaralda (Guática, Santa Rosa de Cabal y Dosquebradas) han reportado afectaciones operativas y de infraestructura:

Acueducto y Alcantarillado: daños estructurales y de conducción en bocatomas, desarenadores, plantas de tratamiento (PTAP) y tanques de almacenamiento en municipios como Pacora, Guática, El Carmen de Atrato, Santa Rosa de Cabal y Alcalá.

Servicio de Aseo: retrasos en rutas de recolección y restricciones en sitios de disposición final por el bloqueo de vías con escombros y deslizamientos en Cali, Tadó, Yotoco y Dosquebradas.

De igual manera, en la ciudad de Cali se reportó el colapso estructural de la Estación de Clasificación y Aprovechamiento (ECA) de la Asociación de Recicladores de la Comuna 20, hecho en el que lamentablemente se registró una víctima fatal.

Desde el inicio de la emergencia, los operadores han garantizado la atención continúa participando activamente en los Puestos de Mando Unificado (PMU) locales y adaptando la reubicación de sedes operativas en los casos necesarios.

Frente a esta situación, y reafirmando el compromiso de proteger a los usuarios mediante el restablecimiento —a la mayor brevedad posible— de la continuidad, seguridad y calidad de los servicios públicos, la Superservicios estructuró un plan de seguimiento a los Planes de Emergencia y Contingencia (PEC).

Asimismo, se instalaron mesas de trabajo permanentes para el reporte e Inspección, Vigilancia y Control (IVC), apoyadas en una matriz donde los prestadores registran los avances y la superación de la emergencia.

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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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Bogotá/ mayo de 2026. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la empresa Promotora de Gases del Sur S.A. E.S.P. (Progasur), suscribieron un Programa de Gestión Acordado (PGA) para corregir tarifas de transporte de gas natural y proteger a los usuarios finales.

Se trata de una medida de control, que permite a las empresas implementar acciones pertinentes para la mejora de la prestación del servicio. Progasur aplicará la tasa de descuento regulada del 10,94 %, corrigiendo el cobro superior que venía efectuando desde 2023.

El ajuste rige de manera inmediata. El acuerdo establece la devolución de $8.796.569.197 millones, que corresponde a las diferencias acumuladas entre el 1 de julio de 2023 y el 31 de mayo de 2026.

Las devoluciones a los usuarios iniciarán en junio de 2026 y finalizarán el 31 de diciembre de 2026. La devolución beneficiará a más de 2.6 millones de usuarios en los departamentos de Antioquia, Boyacá, Caldas, Caquetá, Cauca, Cundinamarca, Huila, Nariño, Tolima, Valle del Cauca y Norte de Santander.

Progasur notificará a las distribuidoras para que trasladen de forma efectiva e inmediata la devolución a los usuarios en la factura. La Superservicios vigilará que cumplan con este traslado. Estas actuaciones propenden por la protección de los derechos de los usuarios finales, garantizando que reciban un servicio bajo condiciones de equidad y eficiencia.

De esta manera, siguiendo las instrucciones del presidente de la República, Gustavo Petro, la Superservicios actúa de forma proactiva en estricto cumplimiento de sus funciones de inspección, vigilancia y control, enmarcadas en la Constitución Política y la ley, reafirmando su papel como garante del interés general y de la sostenibilidad del sistema.

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Medellín/mayo-2026- El superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón, lidera en Medellín, Antioquia, una evaluación integral a las Empresas Públicas de Medellín (EPM), la cual analizará el carácter financiero, técnico y administrativo que presta en los servicios de acueducto, alcantarillado, energía y gas combustible.

La jornada de inspección y vigilancia, realizada en ejercicio de las funciones de inspección y vigilancia de la Superservicios, tiene como propósito verificar el cumplimiento de la normativa vigente y los marcos regulatorios aplicables a los servicios públicos domiciliarios.

La visita contará con el acompañamiento de las Superintendencias Delegadas para Acueducto, Alcantarillado y Aseo; Energía y Gas Combustible, y para la Protección al Usuario y sus Direcciones Técnicas.

En materia de acueducto se supervisará la gestión operativa, técnica y ambiental, garantizando que la infraestructura y los procesos se ajusten a los estándares exigidos para el bienestar de la comunidad.

Respecto a energía y gas se evaluarán aspectos relacionados con la continuidad, calidad y seguridad en la prestación de los servicios, el cálculo adecuado y cobro de las tarifas a los usuarios finales y el cumplimiento del marco regulatorio, así como los planes de inversión y expansión de la compañía.

Además, se revisarán las medidas proyectadas frente al Fenómeno del Niño previsto para finales de año, el estado de avance en la entrada en operación de las cuatro unidades de generación de Hidroituango pendientes y el cronograma detallado del proyecto, considerando la alta participación de EPM en el parque de generación del país.

En cuanto a Protección al Usuario se verificará la eficacia en la atención de peticiones, quejas y recursos (PQR), la correcta aplicación de los estratos y el cumplimiento de los derechos de los usuarios.

De acuerdo con el mandato del presidente Gustavo Petro, los usuarios siempre deben estar en el centro de la prestación, por eso a través de esta evaluación de desempeño, la Superservicios analizará que la operación de EPM guarde estricta coherencia con las regulaciones de cada sector, la Ley 142 de 1994 y la Ley 143 de 1994, entre otras normas sectoriales.

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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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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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