El sistema energético de Colombia atraviesa uno de sus momentos más desafiantes de la última década. Con un incremento sostenido en el consumo de los hogares y las industrias por vacaciones de mitad de año y la celebración del Mundial; sumado a un panorama climático que amenaza con reducir las lluvias a niveles críticos por olas de calor, el país se encuentra en una carrera contra el tiempo para garantizar que los focos y electrodomésticos sigan encendidos.
Según el más reciente boletín energético de XM, el administrador del Sistema Interconectado Nacional (SIN), las variables actuales obligan a encender todas las alarmas preventivas.
En lo corrido de junio de 2026, la demanda de energía en el país muestra un comportamiento al alza, que preocupa a los expertos. En comparación con el mismo periodo del año pasado, el consumo creció un 5,99%.
Este incremento sigue la misma tendencia de mayo, cuando se marcaron hitos con los días de mayor demanda histórica de energía, alcanzando los 261,86 GWh-día, y picos de potencia de 12,475 MW.
Asimismo, las regiones con mayor aumento en su demanda comercial fueron Chocó, con un 14,44%, seguido de Guaviare con un 13,18%. Otras zonas como el Valle (8,80%) y el Caribe (6,84%) también superan el promedio nacional, presionando una red que ya identifica múltiples restricciones operativas.
Este dinamismo en el consumo, impulsado en parte por las altas temperaturas, sitúa al sistema cerca de los escenarios más exigentes proyectados por la UPME, recalcó XM.
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El fantasma del racionamiento con embalses al límite
La mayor preocupación de XM radica en la capacidad de los embalses para soportar los próximos meses. Aunque actualmente el nivel del embalse agregado del SIN se sitúa en un 73,7% (con corte al 17 de junio de 2026), las proyecciones de cara al verano 2026-2027 son sombrías si se materializan los escenarios de sequía extrema.
En su boletín, XM realizó simulaciones basadas en una “serie sintética crítica” que modela qué pasaría si los aportes hídricos fueran deficitarios y prolongados. Los resultados indican que el nivel de los embalses podría desplomarse hasta un 19,28%.
En este escenario, la operación de los principales embalses del país estaría por debajo de sus mínimos históricos, lo que genera un “alto riesgo para la atención confiable y segura de la demanda eléctrica”, dada la incertidumbre de producir energía con niveles de reserva tan bajos.
Para evitar llegar a este punto, XM advierte que el sistema debe anticiparse y lograr que los embalses superen el 80% de su capacidad antes de que inicie la temporada de verano.
Cabe recordar que el motor de esta crisis es el fenómeno de El Niño, cuyas condiciones ya están plenamente presentes tanto en la atmósfera como en el océano Pacífico ecuatorial. Por eso, el Ideam confirmó que existe una probabilidad superior al 95% de que el fenómeno se fortalezca durante el segundo semestre de 2026 y persista hasta el primer trimestre de 2027.
Lo más alarmante es que existe un 63% de probabilidad de que El Niño alcance una intensidad “Muy Fuerte” entre noviembre de 2026 y enero de 2027. Los datos científicos muestran un calentamiento superficial del océano con anomalías de temperatura de entre 1.3°C y 1.5°C en la región central del Pacífico, además de un debilitamiento de los vientos alisios, señales inequívocas de un evento climático de gran impacto.
Esta situación reduciría drásticamente los aportes hídricos, que en escenarios deficitarios podrían caer por debajo del 50% de la media histórica en meses clave como diciembre o enero.
Las señales que envía el sistema eléctrico frente a la llegada del fenómeno de El Niño
Ante los datos de XM, Sergio Cabrales, profesor y consultor del sector minero-energético, señaló que el sistema se encuentra en una fase de preparación ante las condiciones climáticas adversas que ya empiezan a evidenciarse.
Según explicó, los embalses del Sistema Interconectado Nacional (SIN) cerraron mayo con un nivel de llenado de 69,12% y actualmente se ubican alrededor de 74,76%, ligeramente por encima de la senda de referencia fijada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
“El sistema eléctrico colombiano continúa preparándose para el fenómeno de El Niño. Aunque los embalses muestran niveles superiores a la referencia establecida por la CREG, la demanda de energía alcanzó en mayo 7.665 GWh, con un crecimiento cercano al 8,75% frente al mismo mes de 2025, impulsado principalmente por las altas temperaturas”, afirmó Cabrales.
El experto destacó que, si bien las fuentes renovables aportaron 82% de la generación eléctrica del país, la producción con combustibles fósiles aumentó 39,5% frente a abril, especialmente por el mayor uso de gas importado. A su juicio, esto evidencia la necesidad de reforzar la confiabilidad del sistema.
“Las condiciones del fenómeno de El Niño ya están presentes, por lo que es urgente implementar todas las medidas disponibles, como el programa Apagar Paga, el impulso a la autogeneración, la entrada en operación de las plantas regasificadoras de Buga y Puerto Bahía, así como el despacho anticipado de las plantas térmicas a carbón y gas natural”, agregó.
La preocupación es compartida por Natalia Gutiérrez, presidenta de Acolgen, quien advirtió que los más recientes análisis técnicos muestran que el riesgo de un fenómeno de El Niño fuerte o muy fuerte para el periodo 2026-2027 dejó de ser una posibilidad lejana para convertirse en un escenario altamente probable.
“El Boletín Energético 347 de XM confirma que el riesgo asociado a un fenómeno de El Niño fuerte o muy fuerte ya no es una hipótesis remota. De acuerdo con el Ideam, existe una probabilidad superior al 95% de consolidación del fenómeno y del 63% de que alcance una intensidad muy fuerte, comparable con algunos de los eventos más severos registrados desde 1950”, señaló.
Gutiérrez explicó que el crecimiento de la demanda eléctrica, que avanza a tasas cercanas al 6% anual y registra máximos históricos de consumo, contrasta con el lento avance de los proyectos de expansión de la oferta energética.
“De los 4.475 megavatios previstos para entrar en operación durante 2026, a junio solo habían ingresado 306 megavatios, equivalentes al 6,8% de lo proyectado. Esto reduce cada vez más los márgenes de maniobra del sistema y aumenta la necesidad de acelerar la incorporación de nueva capacidad de generación”, afirmó.
La dirigente gremial recordó además que, según los análisis de XM, en escenarios climáticos similares a los observados durante el fenómeno de El Niño de 2015-2016, sería necesario mantener durante largos periodos una generación térmica superior a 90 GWh diarios, con exigencias extraordinarias en materia de combustibles y disponibilidad operativa.
“Los embalses deberían llegar al inicio del verano con niveles superiores al 80% para garantizar condiciones adecuadas de confiabilidad. En escenarios extremos, el almacenamiento agregado podría caer hasta cerca de 19%, incrementando significativamente el riesgo de dificultades para atender la demanda”, advirtió.
Termoeléctricas: el respaldo indispensable ante la sequía
Ante la falta de agua en las represas, el país debe volcarse hacia su parque de generación térmica para evitar racionamientos. El análisis de XM estima que se requiere una generación térmica máxima y sostenida para garantizar el suministro.
En un escenario base de sequía, el sistema necesitará que las termoeléctricas entreguen más de 90 GWh-día de forma constante durante todo el verano. Sin embargo, si la hidrología es aún más deficitaria (similar a los años 1991-1993), el requerimiento podría subir a 100 GWh-día por cerca de diez meses consecutivos.
Es importante anotar que requerimientos térmicos tan altos solo se han alcanzado durante un máximo de 20 días seguidos en toda la historia del SIN, lo que da una idea de la magnitud del esfuerzo técnico que se avecina.
Por otro lado, este nivel de operación térmica no solo depende de las máquinas, sino de la disponibilidad física de los combustibles. XM señala que de no contar con el suministro necesario de gas, carbón y líquidos, el riesgo de desatención de la demanda aumenta exponencialmente.
Para el verano 2026-2027, se estima que las necesidades de gas natural (importado y nacional) oscilarán entre los 328 y los 408 GBTUD en promedio, con picos de hasta 439 GBTUD. En cuanto a los combustibles líquidos, se prevé un consumo promedio de hasta 21,980 barriles diarios, con máximos que podrían rozar los 23,000 barriles. Asegurar la logística de “retanqueo” y la infraestructura de regasificación de Cartagena (SPEC LNG), que tiene programado un mantenimiento entre julio y agosto de 2026, será vital para la estabilidad del sistema.
En ese orden, Colombia cuenta actualmente con una capacidad efectiva neta de 22,944.41 MW, de los cuales el 58% es hidráulica, el 27% térmica y el 15% solar. Si bien el país ha avanzado en la diversificación, los datos de entrada de nuevos proyectos muestran un rezago preocupante.
Para el año 2026, se esperaba el ingreso de 4,475 MW de nueva energía, según los conceptos de la Upme. No obstante, a la fecha, solo han ingresado 306 MW, lo que representa apenas un 6.8% de la meta anual. Esta falta de nueva energía firme obliga al sistema a depender casi exclusivamente de los recursos existentes, los cuales están siendo llevados al límite por la demanda creciente.
De hecho, para la vigencia actual, la demanda supera en 1,971 GWh/año la Energía Firme (ENFICC) disponible del sistema.
A la crisis por falta de agua y retrasos en proyectos se suma la vulnerabilidad de la infraestructura de transmisión. XM ha identificado 194 restricciones en el sistema, de las cuales 37 están en estado de emergencia y 48 en alerta.
Las zonas más críticas son el Caribe, el Nordeste y la región Oriental. En estas áreas, se violan frecuentemente los límites de seguridad o es imposible atender la totalidad de la demanda bajo ciertas condiciones de falla. Por ejemplo, en el área Oriental (Bogotá y Meta), existe un agotamiento de la red que genera dependencia absoluta de la generación de Termozipa, mientras que en el Caribe, la falta de proyectos estructurales obliga a una alta dependencia de generación térmica local para evitar caídas de tensión.
El calendario de mantenimientos añade más presión, ya que grandes plantas tienen salidas programadas que reducirán la oferta disponible en momentos clave. Chivor (500 MW) solicitó mantenimiento desde octubre de 2026 hasta junio de 2027.
Por su parte, Guavio, la hidroeléctrica más grande del país, realizará obras en su bocatoma entre septiembre y diciembre de 2026, lo que la obligará a operar solo con el agua que le llegue diariamente (“filo de agua”), sin poder usar sus reservas. Otras plantas como Gecelca 32 (270 MW) y Porce III (175 MW) también tienen paradas programadas para el segundo semestre de 2026.
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