Lo que importa hoy, en cinco minutos.
El riesgo fiscal y el energético buscan nuevo dueño
Las empresas colombianas enfrentan una redistribución de riesgos que puede afectar sus márgenes, su financiación y sus decisiones de inversión para 2027. El ajuste fiscal reduce el espacio para el gasto público, mientras la incertidumbre energética introduce nuevas presiones sobre el costo de operar. La pregunta que articula esta edición es quién puede absorber esas cargas y en qué condiciones.
Entre el 22 y el 26 de octubre, el Gobierno recortó $13,8 billones del presupuesto y avanzó en su revisión de beneficios tributarios. En paralelo, Brookfield explora vender su participación en Vanti, mientras ISAGEN reorganiza su portafolio mediante ventas de activos de generación. Estas operaciones muestran capital en movimiento, aunque todavía no permiten concluir que exista una retirada generalizada de inversionistas internacionales.
Ambos frentes convergen con el costo de financiarse. Este viernes 30, el Banco de la República decidirá si mantiene la tasa de intervención en 12,25% o vuelve a incrementarla. En la encuesta de ANIF, 13 de 19 analistas esperan que suba a 12,50%.
La Ley de Rescate pondrá precio a las exenciones que hoy sostienen márgenes
El Gobierno anunció una ley que busca recortar 2,2% del PIB del gasto de 2027, entre $40 y $45 billones, aunque el proyecto aún no se ha radicado formalmente. A esa escala, el ajuste no cabe solo en el gasto de funcionamiento, y los analistas apuntan a exenciones de IVA, al subsidio del ACPM y a la fusión de entidades. La atención debe estar en la radicación efectiva del proyecto, el articulado sobre beneficios tributarios y la reacción de la curva de TES.
El presidente Abelardo de la Espriella confirmó el domingo la intención de radicar la ley sin detallar medidas. El ministro de Hacienda, Miguel Gómez, llega con el Presupuesto de 2027 expedido por decreto ($634,9 billones) tras un error de conciliación en el Congreso, un recorte de $13,8 billones frente al de 2026 y un déficit de 4,6% del PIB entre enero y agosto. El viernes completó un segundo canje de TES por $10,3 billones, con un costo de $467.000 millones, y fijó el tercero para el 19 de noviembre. El exministro Juan Camilo Restrepo y la excodirectora del Banco de la República Carolina Soto apuntan a las exenciones de IVA y al subsidio del ACPM como el terreno donde tendría que buscarse el grueso del recorte, por ser las partidas de mayor peso; Jorge Iván González, exdirector del DNP, ve imposible un ajuste de ese tamaño sin reforma tributaria.
La incógnita que el Gobierno debe despejar es la composición de esos $40 a $45 billones. De ella depende, por ejemplo, si las empresas con tarifas diferenciales de IVA, subsidios al combustible o contratos con entidades fusionables quedan expuestas. Para los fondos de pensiones y los demás tenedores de TES, la ley es la primera prueba creíble del ajuste: el canje alivió los vencimientos de 2026 y 2027 y llevó parte de la deuda hasta 2062, y el apetito por esos plazos depende de que el recorte sea real. El sector financiero también está a la expectativa. Nuestro juicio, comprobable en abril, apunta a que más de la mitad del ajuste efectivo vendrá por ingresos (exenciones y subsidios), aunque el Gobierno lo presente como austeridad.
Pero hay un efecto que no se puede dejar de lado. Cada peso que el Gobierno capta emitiendo deuda para cubrir su déficit es un peso que no va al crédito productivo, y obliga a pagar tasas que se vuelven el piso de todo el mercado. Mientras el Estado compita con tanta fuerza por el ahorro disponible, el crédito seguirá caro y el Banco de la República tendrá menos margen para bajar su tasa, por más que la inflación ceda. Quien lo paga no es el Gobierno, que siempre consigue quien le preste: son las mipymes y la empresa sin holgura de caja que no pueden competir por ese crédito. El ajuste fiscal bien hecho es más que una meta contable: es la condición para que el dinero vuelva a fluir hacia la economía real.
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El riesgo del gas importado cambia de manos y lo recoge el capital regional
Brookfield evalúa vender su 74,95% de Vanti, mientras Altia Energy, de capital dominicano, aspira a invertir US$1.000 millones en cinco años comprando activos energéticos en operación. El relevo entre un dueño global y compradores regionales pone un precio de mercado a los activos de gas y energía en Colombia. Lo que hay que seguir es si Grupo Argos cierra la brecha de valoración por Vanti y qué terminal de regasificación elige Altia para entrar como socio.
Las importaciones ya cubren 39% de la demanda del mercado no regulado, y el precio del gas importado alcanzó niveles cercanos a US$30 por MBTU, varias veces el de comienzos de año. Vanti ganó $544.390 millones en 2025, con la utilidad creciendo más rápido que los ingresos. Por la participación de Brookfield, la firma de Bruce Flatt, pujan Grupo Argos (a través de una filial como Odinsa) y los fondos Attia e I Squared: las valoraciones reportadas van de US$700 a US$900 millones (Argos) a US$1.000 millones (los fondos), sin que se haya precisado si corresponden al patrimonio, a la participación en venta o al valor de empresa. El GEB conserva su 25%. Altia, la antigua Termo Yopal, acaba de comprar cinco activos de generación a ISAGEN; su CEO, Nicolás Azcuénaga, declaró que prefieren las adquisiciones para evitar el riesgo constructivo.
La señal del mercado indica que el capital energético en Colombia está rotando de dueño, más que huyendo del sector. Brookfield ya exploraba vender Vanti desde marzo, antes de la crisis gasífera de octubre, y al mismo tiempo su controlada ISAGEN desinvierte cerca de 427 MW: ese movimiento revela lo que realmente es, gestión de portafolio de un mismo fondo global que recicla capital hacia nuevos proyectos. Quienes compran (Altia con respaldo dominicano, Argos, los fondos) pagan por activos probados y evitan el riesgo constructivo. Lo que no está demostrado, y conviene no afirmar, es que la brecha de valoración de Vanti mida solo la incertidumbre del gas, pues puede reflejar sinergias, deuda o el perímetro de la operación. Nuestra perspectiva, condicionada, apunta a que mientras el crédito local siga financiando estas compras la rotación de activos energéticos continuará, y el dato que falta resolver es qué retorno implícito justifica el precio, no quién gana la puja.
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El déficit de generación térmica introduce un riesgo adicional para los márgenes empresariales de 2027
El presidente De La Espriella pidió investigar a las generadoras por presuntos incumplimientos del cargo por confiabilidad, mientras la generación térmica se mantiene por debajo de lo requerido. Con aportes hídricos por debajo de su media histórica, la insuficiencia térmica puede trasladar presión a los costos, los márgenes y la liquidez de las empresas con alta exposición energética en 2027. En los días venidero la expectativa ronda a si la CREG ajusta la remuneración de la generación térmica, y el nivel de los embalses frente a la meta de 80% al 30 de noviembre.
El presidente Abelardo De La Espriella pidió investigar a las generadoras por presuntos incumplimientos del cargo por confiabilidad. Desde septiembre, la CREG activó un mecanismo para elevar la generación hasta referencias de 100 GWh diarios; según el mandatario, esa meta se alcanzó apenas en uno de los 42 días transcurridos y algunas empresas entregaron menos del 30% de lo comprometido. XM reportó un promedio de 82,8 GWh diarios y aportes hídricos equivalentes al 60,46% de su media histórica al 15 de octubre.
Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, atribuye parte del déficit a una remuneración que, según el gremio, resulta insuficiente para recuperar costos financieros, tributarios y operativos. También señala restricciones por mantenimiento. La Superintendencia deberá establecer eventuales incumplimientos individuales, mientras la CREG enfrenta el desafío de asegurar que la regulación permita disponer de la generación requerida.
Las señales financieras ya merecen atención. En septiembre, el precio promedio de bolsa cayó 26,9% frente a agosto, pero la exposición de los comercializadores a ese mercado aumentó de 14,2% a 16,6%. Al mismo tiempo, el precio promedio de los contratos bilaterales del mercado no regulado fue 13,2% superior al de septiembre de 2025. El riesgo energético de 2027 merece incorporarse desde ahora a las proyecciones de márgenes y flujo de caja de las empresas expuestas a variaciones del costo eléctrico. Las compañías con márgenes estrechos, restricciones de liquidez y baja capacidad de trasladar costos enfrentan una vulnerabilidad particular. La evolución de los embalses, la generación térmica efectiva y las condiciones de contratación permitirán comprobar si esa exposición se intensifica. El reto que cada empresa debe entender es cuánto riesgo energético pueden absorber sus márgenes, su caja y sus compromisos de inversión durante 2027.
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Gilinski afina su manual de compras de oportunidad, ahora con el Gobierno de intermediario
Una filial de Grupo Nutresa firmó la compra de Presto como unidad productiva, diez días después de que SuperSociedades ordenara la liquidación judicial de su operadora. El Gobierno dijo haber facilitado el negocio y anunció una lista de empresas en dificultades para ofrecerlas a inversionistas; eso abre una ventana de activos en problemas a precio de oportunidad. Ante este hecho el mercado espera el cierre de la operación, todavía sujeto a condiciones, y la publicación de esa lista oficial.
La compra se hace a través de IRCC S.A.S., que adquiere los activos de Franquicias y Concesiones S.A.S. (Frayco), en liquidación desde el 13 de octubre. Nutresa conservará las marcas y los restaurantes y hará sustitución patronal de los trabajadores; el presidente De la Espriella habló de cerca de 700 empleos y atribuyó el contacto entre empresarios al ministro de Comercio, Mauricio Gómez Amín. Con esta operación, Presto pasa a integrar la división Alimentos al Consumidor de Nutresa, donde ya conviven El Corral, Papa John’s y Mimos, y se suma a las compras recientes de La Universal en Ecuador y Tío Rico en Venezuela. La acción de Nutresa cerró el viernes en $319.860, con un alza de $10.200.
Bajo Jaime Gilinski, Nutresa compra marcas con recordación cuando el vendedor ya perdió poder de negociación: Presto se negoció dentro de una liquidación judicial, diez días después de abierta. La novedad está en el papel del Gobierno, que se atribuye el contacto entre empresarios y prepara una lista de empresas en dificultades para ofrecerlas a inversionistas. Esa lista puede funcionar como un canal de operaciones de compra para grupos con caja, en un mercado donde el crédito cuesta más de 12%, y convierte al Estado en intermediario de transacciones privadas, un rol cuyos criterios de selección y conflictos de interés todavía nadie ha explicado. Nuestro juicio: antes de junio de 2027 habrá al menos dos operaciones similares que el Gobierno presente como rescate de empleo.
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Análisis KapitalPaper
Todos compran lo que ya existe, ¿quién construye lo que falta?
Leídas juntas, las cuatro noticias dibujan un país donde el Estado se retira como fuente de demanda y de beneficios, la energía se convierte en la restricción física del crecimiento y el capital privado se reacomoda según quién tolera mejor esos dos riesgos. Como anotamos el 29 de septiembre, cuando Fitch midió el desgaste crediticio de las empresas, el capital sigue llegando a quien ofrece caja y disciplina. Esta semana añade un matiz: llega sobre todo para comprar activos que ya funcionan.
Brookfield, con mandato global, recicla capital entre sus activos colombianos. Altia, Argos y el Grupo Gilinski, con capital regional o local, compran centrales en operación y marcas en liquidación, o pujan por distribuidoras de gas, con la banca colombiana detrás. Ganan quienes tienen balance para comprar con descuento. Quedan en riesgo las empresas cuyo margen depende de una exención que la Ley de Rescate pondrá en revisión, y los desarrolladores que necesitan financiar proyectos nuevos con tasas por encima de 12%.
Ahí está el riesgo de fondo. El capital disponible se concentra en cambiar de dueño los activos existentes, y la oferta adicional de gas y energía firme que El Niño mostró insuficiente todavía no tiene un financiador claro. La propia regulación vigente castiga hoy a quien genera con gas importado. La pregunta que deja la semana es qué reglas traerán la Ley de Rescate, el Plan Nacional de Desarrollo y la CREG para que construir nueva capacidad vuelva a ser rentable.
La agenda de la semana: radicación de la Ley de Rescate en el Congreso; dato de desempleo de septiembre del DANE; decisión de tasas del Banco de la República el viernes 30 de octubre, con consenso en 12,50%; y, en el horizonte, el tercer canje de TES el 19 de noviembre y la meta de 80% en embalses al 30 de noviembre.