La región generó 176 TWh de electricidad, un 4,1% más interanual. Las renovables aportaron el 64% del total, mientras que la menor disponibilidad hídrica impulsó el uso de gas natural y otras fuentes.

Según el último Reporte Mensual de Generación Eléctrica emitido por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), América Latina y el Caribe generó 176 TWh de electricidad en mayo de 2026. La cifra representa un crecimiento del 7,32% respecto al mes anterior y un incremento del 4,1% en comparación con mayo de 2025. La principal fuente energética continuó siendo la hidroelectricidad, con el 43,4% de la producción total, seguida por el gas natural (24,4%) y la energía eólica (11,6%).

El crecimiento de la generación se registró en medio de una recomposición del despacho eléctrico regional. Frente a mayo de 2025, la producción hidroeléctrica disminuyó 10 TWh debido a una menor disponibilidad hídrica. Dicha reducción fue compensada principalmente por un incremento de 6 TWh en la generación con gas natural y de 4,4 TWh en la eólica, además de mayores aportes del carbón mineral, el petróleo y sus derivados.

A pesar del menor recurso hídrico, el 64% de la electricidad generada en la región durante mayo provino de fuentes renovables. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, esta proporción osciló entre el 63% y el 72%, lo que ratifica la prevalencia de las energías renovables en la matriz eléctrica regional.

Nueve de los 27 Países Miembros de la OLACDE superaron el promedio regional de renovabilidad en mayo: Paraguay (100%), Costa Rica (96%), Uruguay (94%), Brasil (89%), Colombia (82%), Venezuela (82%), Belice (75%), Ecuador (72%) y Perú (66%).

Los resultados reflejan una matriz con elevada participación renovable, al tiempo que evidencian la necesidad de contar con fuentes complementarias para responder a las variaciones en las condiciones hidrológicas y la demanda eléctrica.

• En el encuentro se presentará el avance de las inversiones privadas en infraestructura de importación desarrolladas que garantizan la continuidad del suministro.
• La próxima semana, 19 y 20 de agosto, se llevará a cabo el 8° Congreso Internacional del GLP – GASNOVA – Energía en crecimiento, el principal evento del sector del Gas Licuado del Petróleo (GLP) en Colombia, donde se analizará su consolidación como parte de la solución a los retos de abastecimiento energético que afronta Colombia.

El sector del GLP está creciendo su participación en la canasta energética del país. Con corte a junio de 2026, el consumo de los sectores industrial y comercial aumentó 41,3%, en comparación con 2025, dados los retos que tiene el gas natural en materia de abastecimiento  y al aumento de la competitividad del GLP. Este combustible limpio, se está consolidando como parte de la solución a los problemas de abastecimiento energético que enfrenta el país, a pesar de que se está disminuyendo la oferta nacional del mismo y de que esta tendencia ha implicado acudir a una mayor cantidad de producto importado. 

El sector ha podido abastecer el mercado gracias a los proyectos de inversión privada en infraestructura de importaciones que está desarrollando desde hace varios años, que garantizan la disponibilidad de este energético al mercado nacional de forma segura e ininterrumpida. 

A la fecha, las importaciones de GLP alcanzan el 61% del total de la demanda del país, y si se mantiene el nivel de crecimiento del primer semestre de 2026, se tendría que importar el 73% a comienzos del año entrante. El mercado nacional de este combustible no ha sentido sobresaltos con estos incrementos en las importaciones, debido a que el precio de la oferta nacional regulada ha estado atado desde hace más de una década al indicador internacional Mont Belvieu, que es el mismo indicador utilizado en las importaciones de producto. Durante el 8° Congreso GASNOVA se presentará el estado actual de los proyectos de inversión privada en infraestructura de importación.

También se analizarán las experiencias en materia de marcos regulatorios en diferentes países en la región. En particular, se presentará el caso de Argentina, país cuyo gobierno ha introducido medidas de liberación de mercado y fomento a la inversión con el fin de beneficiar a los usuarios del servicio.

Petrobras y Ecopetrol confirmaron un nuevo descubrimiento de gas natural en aguas profundas del Caribe colombiano, luego de culminar la perforación del pozo exploratorio Sandía-1, ubicado en el bloque GUA-OFF-0.

El hallazgo adquiere especial importancia debido a la disminución de las reservas probadas de gas del país y a las crecientes presiones sobre el abastecimiento y los precios del combustible en el mercado colombiano.

El pozo Sandía-1 se encuentra a unos 42 kilómetros de la costa, en una zona con una profundidad marina de 1.285 metros. Asimismo, está situado cerca de otros descubrimientos relevantes, a 18 kilómetros de Sirius-1 y Sirius-2 y a nueve kilómetros de Copoazú-1.

La perforación comenzó el 12 de junio y concluyó el 29 de julio, cuando el pozo alcanzó su profundidad final. Los intervalos en los que se detectó gas serán sometidos a evaluaciones mediante registros de pozo y posteriores análisis de laboratorio.

Por ahora, las compañías no han precisado la cantidad de gas encontrada ni el volumen de reservas que podría ser comercialmente aprovechable.

Un nuevo impulso para la exploración offshore

El bloque GUA-OFF-0 es operado por Petrobras, que cuenta con una participación de 44,4%, mientras que Ecopetrol posee el 55,6%, en el marco del contrato firmado con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Para ambas empresas, los resultados obtenidos con Sandía-1 ratifican las perspectivas que ofrece la exploración de hidrocarburos en aguas profundas del Caribe.

Petrobras señaló que este tipo de descubrimientos forma parte de su estrategia para reponer reservas mediante la exploración de nuevas fronteras. Ecopetrol, en tanto, destacó que los resultados obtenidos en la campaña offshore evidencian el potencial gasífero de la región y podrían contribuir a incrementar la oferta de gas en los próximos años.

La cercanía de Sandía-1 con Sirius y Copoazú también incrementa el interés por este corredor exploratorio, donde ya se han identificado otros recursos de gas natural.

Ahora, las evaluaciones técnicas permitirán determinar con mayor precisión las características del yacimiento y establecer si el descubrimiento presenta condiciones para un eventual desarrollo comercial.

Colombia enfrenta una reducción de sus reservas de gas

El anuncio de Petrobras y Ecopetrol se produce en un contexto desafiante para el sector energético colombiano. De acuerdo con la información más reciente de la ANH citada en el reporte, las reservas probadas de gas natural disminuyeron 17% durante 2025, al pasar de 2.064 Gpc en 2024 a 1.717 Gpc al cierre del año pasado.

Naturgas también ha advertido que la reducción acumulada de las reservas llega al 46% en los últimos cinco años, por lo que considera necesario acelerar el desarrollo de nuevos proyectos de producción tanto en tierra como en el ámbito offshore.

El gremio sostiene que Colombia aún cuenta con recursos y capacidades técnicas para ampliar su producción, aunque resulta necesario avanzar con mayor rapidez desde la etapa de exploración hasta el desarrollo efectivo de los yacimientos.

En este escenario, el descubrimiento de Sandía-1 representa una nueva oportunidad para fortalecer la reposición de reservas, aunque su impacto sobre la oferta nacional dependerá de los resultados de las siguientes evaluaciones.

Precios del gas reflejan una mayor presión sobre la oferta

La reducción de la producción nacional también se ha reflejado en el comportamiento de los precios del gas.

Según el analista y profesor Sergio Cabrales, durante julio de 2026 el precio promedio de los nuevos contratos de gas natural nacional llegó a US$14,03 por millón de BTU (MBTU), el nivel más alto registrado hasta ese momento en el mercado primario colombiano.

En julio se negociaron alrededor de 715.786 MBTU diarios. Los contratos de contingencia registraron precios promedio de US$16,58 por MBTU en Cupiagua y US$15,74 en Cusiana. En otros campos, los precios fueron de US$15 en Jobo, US$13,09 en Sinú-9 y US$10,83 en Ballena.

A esta situación se suma el mayor costo del gas proveniente del exterior. Para los contratos correspondientes a junio, julio y agosto, el precio promedio del gas importado alcanzó US$18,39 por MBTU, según Cabrales.

Estos valores reflejan un mercado caracterizado por una oferta nacional más limitada y una mayor necesidad de recurrir a contratos de contingencia y al suministro externo.

De esta manera, Sandía-1 se suma a los esfuerzos de Colombia por ampliar sus recursos de gas natural y garantizar el abastecimiento energético futuro. Sin embargo, será necesario completar los estudios técnicos para determinar cuánto gas contiene el descubrimiento y si puede convertirse en una fuente comercial de producción.