Air-e y la crisis eléctrica golpean a los pequeños productores que abastecen de carbón a las térmicas

Bogotá D.C., agosto de 2026. Las dificultades financieras de Air-e y la cadena de pagos del sistema eléctrico están llegando a un eslabón menos visible, pero estratégico para la confiabilidad energética del país: los pequeños y medianos productores de carbón que abastecen a las centrales térmicas.

Mientras las generadoras esperan recursos para atender sus obligaciones, varios productores mineros deben mantener abiertas sus operaciones, incluso cuando sus compradores reducen pedidos o establecen plazos de pago de hasta 90 y 120 días.

Carlos Andrés Cante, presidente de Fenalcarbón, advirtió que el problema se hizo más visible después del Fenómeno de El Niño 2023-2024, cuando las compras de carbón cayeron a niveles mínimos.

Aunque algunas térmicas privadas conservaron programas de adquisición y respaldo para sus proveedores, las empresas públicas han enfrentado mayores restricciones de financiación, lo que ha aumentado la presión sobre la cadena de suministro.

La deuda eléctrica llega hasta las minas

La crisis no se limita a las generadoras. Según Cante, de los cerca de $2,1 billones que el sistema eléctrico adeuda a las térmicas, entre $150.000 millones y $200.000 millones podrían estar relacionados con obligaciones frente a productores de carbón.

Para un pequeño minero, una suma de $1.000 millones puede significar la diferencia entre mantener abierta una operación o suspenderla.

El problema es especialmente complejo porque una mina de carbón no puede cerrarse de manera simple mientras espera nuevos pedidos. La operación minera requiere mantenimiento constante para evitar inundaciones, acumulación de gases, deterioro de frentes de trabajo y pérdida de capacidad productiva.

Una mina no puede apagar operaciones de un día para otro

Cante explicó que el suministro de carbón depende de que las térmicas estén generando. Cuando las plantas reducen compras, los productores deben pasar a fases de mantenimiento, pero no pueden abandonar completamente la operación.

Si una generadora vuelve a requerir carbón de manera repentina, el proveedor no siempre puede responder de inmediato. Salir del mantenimiento y recuperar capacidad productiva puede tomar varios días.

La reconstrucción de la planta de trabajadores también toma tiempo. Una mina que antes operaba con 200 trabajadores puede haber reducido su equipo a cerca de 20 durante periodos de baja actividad. Reactivar turnos, contratar personal con experiencia y cumplir exigencias ambientales no ocurre de forma instantánea.

Plazos de pago presionan a pequeños y medianos mineros

El plazo de pago se ha convertido en uno de los factores de mayor presión para los productores.

Una generadora puede establecer condiciones de pago a 90 o 120 días, pero un pequeño minero debe cubrir costos inmediatos de operación, nómina, seguridad, mantenimiento, transporte, maquinaria y obligaciones ambientales.

La pregunta de fondo, según Fenalcarbón, es quién financia al productor pequeño o mediano mientras espera el pago de un comprador mucho más grande.

Menores aportes hídricos aumentan necesidad de térmicas

La situación adquiere mayor relevancia por el comportamiento reciente de los recursos hídricos.

Según XM, los aportes hídricos estuvieron alrededor del 76% de la media histórica durante mayo y junio, y cerca del 80% en julio.

Cuando hay menor disponibilidad de agua, la generación hidroeléctrica se reduce y el sistema necesita aumentar la participación de plantas térmicas que operan con combustibles como gas, carbón o líquidos.

Gobierno anuncia $1,5 billones para la cadena eléctrica

En medio de este escenario, el Gobierno Nacional anunció un paquete de $1,5 billones para atender necesidades de liquidez del sector energético durante lo que resta de 2026.

Los ministerios de Hacienda y de Minas y Energía señalaron que los recursos buscan proteger la continuidad del servicio y evitar que las dificultades financieras comprometan la operación del sistema.

El primer giro será de $300.000 millones y se realizará como parte del pago de la deuda corriente con los generadores térmicos.

Recursos adicionales a subsidios de energía

El Gobierno indicó que los recursos destinados al pago de deuda con generadores serán adicionales a los pagos de subsidios de energía para usuarios de los estratos 1, 2 y 3.

Esta precisión es relevante porque el mercado eléctrico enfrenta varias presiones simultáneas: deudas con generadores, compromisos con proveedores de combustible, pagos de subsidios, riesgo climático y necesidades de inversión.

Para los productores de carbón, el anuncio es importante porque una mayor generación térmica puede incrementar la demanda del combustible, pero esa demanda requiere una cadena de suministro con liquidez suficiente para producir y entregar a tiempo.

El efecto cascada de una comercializadora en crisis

Cuando una comercializadora tiene dificultades para cumplir sus obligaciones, el efecto se traslada a las generadoras.

Las generadoras, a su vez, enfrentan compromisos con proveedores de combustible, entre ellos los productores de carbón térmico.

Así, una deuda que inicia en el mercado eléctrico puede terminar afectando minas, trabajadores, transportadores, proveedores de maquinaria, municipios mineros y comunidades que dependen de esa actividad.

Nuevo esquema para asegurar suministro de carbón

Frente a la presión actual, el sector plantea modificar la manera en que se abastecen las centrales térmicas.

La propuesta consiste en avanzar hacia esquemas de suministro en boca de mina, con contratos y volúmenes de mayor escala que conecten directamente la producción del mineral con las necesidades de las plantas.

Este modelo permitiría dar mayor estabilidad a productores y generadores, reducir incertidumbre logística y garantizar disponibilidad de combustible durante periodos críticos.

Gecelca puede requerir 5.000 toneladas diarias

La magnitud del consumo térmico muestra el tamaño del reto.

Gecelca, considerando sus dos plantas, puede consumir alrededor de 5.000 toneladas de carbón al día.

Atender una demanda de esa escala únicamente mediante camiones provenientes de pequeños productores implica una operación logística compleja y difícil de sostener de manera permanente.

Más generación térmica a carbón, pero con otro modelo

Fenalcarbón sostiene que Colombia requiere más capacidad de generación térmica a carbón, pero con un esquema de suministro diferente.

El planteamiento parte de una realidad operativa: en escenarios de baja hidrología, el carbón puede ayudar a sostener la generación eléctrica, pero necesita contratos, logística, financiamiento y capacidad minera suficiente.

Sin una cadena organizada, el país puede requerir más generación térmica sin contar con el combustible disponible en el momento oportuno.

Plantas gemelas de lecho fluidizado en San Jorge

Una de las alternativas analizadas es el desarrollo de plantas gemelas de lecho fluidizado en la región del San Jorge, bajo un esquema de zona franca.

La iniciativa, asociada con Gecelca, tendría una capacidad de 434 MW adicionales y una demanda diaria cercana a 5.000 toneladas de carbón.

Este tipo de proyectos buscaría vincular la generación térmica con una cadena de abastecimiento más estable desde las zonas productoras.

Proyectos podrían sumar inversiones de 1.500 millones de euros

Además de las plantas asociadas a Gecelca, se han conversado proyectos con titulares mineros que podrían desarrollar plantas de menor tamaño.

El conjunto de iniciativas en análisis podría representar inversiones cercanas a 1.500 millones de euros.

Aunque el monto es elevado, en las conversaciones del sector la financiación no aparece como el principal obstáculo. Se ha mencionado la posibilidad de utilizar garantías de la Nación para facilitar acceso a crédito y permitir que nuevos proyectos de generación a carbón encuentren fuentes de recursos.

El reto es conseguir equipos

El principal desafío estaría en la disponibilidad de equipos especializados.

Según el sector, la tecnología para estas plantas se concentra en países como Japón y China, y buena parte de esa capacidad industrial ya se encuentra comprometida.

Por esta razón, Cante plantea la necesidad de acompañamiento del Gobierno mediante diplomacia comercial para avanzar en acuerdos que permitan asegurar equipos y tecnología.

Impacto sobre empleo en zonas mineras

Las inversiones también tendrían efectos sobre el empleo en zonas mineras.

Además de los puestos asociados con la construcción de nuevas plantas, los proyectos requerirían personal permanente para operación y mantenimiento.

Las minas, por su parte, tendrían que sostener producción suficiente para abastecer las centrales, lo que podría estabilizar empleo local y actividad económica en regiones productoras.

Carbón tendría ventaja en costo frente al gas importado

La comparación de costos del combustible es otro elemento central del debate.

Según cifras presentadas por el sector, un millón de BTU de carbón cuesta alrededor de US$2,5, frente a cerca de US$19 por un millón de BTU de gas importado.

Bajo esta comparación, el carbón tendría una ventaja importante en costo operativo, aunque las nuevas centrales exigirían una inversión inicial elevada.

CAPEX alto, pero OPEX competitivo

Cante reconoció que el CAPEX, o inversión inicial, de este tipo de proyectos es alto y que la tecnología es difícil de conseguir.

Sin embargo, planteó que el OPEX, o costo operativo, podría generar una diferencia importante frente a alternativas más costosas como el gas importado.

Esta discusión combina seguridad energética, costo de generación, disponibilidad de combustible, empleo minero y transición del sistema eléctrico.

El carbón vuelve al centro del debate energético

Aunque la transición energética busca ampliar el papel de fuentes renovables, la presión sobre la red y los riesgos de abastecimiento han devuelto al carbón térmico al centro de la discusión.

En escenarios de baja hidrología o restricciones de gas, las plantas térmicas a carbón pueden aportar energía firme para evitar interrupciones de suministro.

Sin embargo, su papel futuro dependerá de decisiones regulatorias, ambientales, financieras y tecnológicas, así como de la capacidad de estructurar cadenas de suministro responsables y sostenibles.

Qué debe resolverse

La crisis deja varios puntos pendientes: estabilizar pagos a generadores, garantizar que los recursos lleguen a proveedores de combustible, definir esquemas de suministro de largo plazo, fortalecer logística minera y asegurar que pequeños productores puedan financiar su operación.

También será necesario revisar cómo se articulan nuevas inversiones térmicas con metas de transición energética, necesidades de confiabilidad, costos para usuarios y desarrollo regional.

El debate ya no es únicamente cuánto debe Air-e, sino cómo esa deuda afecta a toda la cadena que permite generar electricidad cuando el país más lo necesita.

La crisis financiera de Air-e y del mercado eléctrico está golpeando a los pequeños productores de carbón térmico que abastecen a las plantas generadoras. Según Fenalcarbón, entre $150.000 millones y $200.000 millones de la deuda con térmicas podrían estar relacionados con obligaciones frente a mineros, mientras productores pequeños enfrentan pedidos reducidos y pagos a 90 o 120 días. El anuncio del Gobierno de $1,5 billones, con un primer giro de $300.000 millones, puede aliviar la cadena, pero el sector insiste en que se requieren soluciones de largo plazo para asegurar carbón, generación térmica y continuidad del servicio.