El Niño haría que los embalses caigan por debajo del 30% y habría problemas en el sistema eléctrico del país, según XM

Colombia evitó programar racionamientos eléctricos el 28 y 29 de septiembre de 2026, cuando la capacidad disponible de generación cayó hasta igualar la demanda, pese a que los embalses agregados se encontraban cerca del 80% de su capacidad. El sistema se salvó porque entraron en operación plantas térmicas que no estaban previstas para esas jornadas, pero la situación reveló una vulnerabilidad que podría repetirse durante el verano 2026-2027.

El gerente general encargado de XM, Juan Carlos Morales, atribuyó el estrecho margen a mantenimientos, fallas e indisponibilidades que redujeron la capacidad efectiva del sistema.

“Nos quedamos sin capacidad para atender la demanda de energía eléctrica en Colombia y esa situación nos llevó casi a tener que programar racionamientos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) por déficit de potencia”, afirmó durante la intervención que hizo en el Congreso de Mercados de Energía Mayorista en Cartagena.

XM advirtió que un fenómeno de El Niño fuerte, menores aportes hídricos, mayor consumo y limitaciones de red pueden volver a tensionar el sistema durante el próximo verano. La disponibilidad de combustibles y la situación financiera del mercado también condicionarán la respuesta.

Aunque Colombia cuenta con cerca de 23,4 gigavatios de capacidad instalada y en pruebas, esa cifra no equivale a potencia disponible en todo momento. La caída de la generación solar al anochecer, junto con salidas por mantenimiento o fallas, dejó al sistema con una oferta insuficiente para responder a los picos nocturnos de demanda.

Déficit de potencia que puso al sistema al límite

XM distingue entre la energía, que mide la electricidad consumida durante un periodo, y la potencia, que corresponde a la capacidad necesaria para atender la demanda en un instante determinado. Por eso, los embalses cercanos al 80% no garantizaban que hubiera generación suficiente en las horas de mayor consumo.

Durante 2026, la demanda diaria alcanzó alrededor de 267 gigavatios hora y la potencia máxima se ubicó cerca de 12,7 gigavatios. Para el verano, las proyecciones contemplan un consumo de 271 gigavatios hora al día y una potencia máxima próxima a 13 gigavatios, con mayor presión por las altas temperaturas y el uso de sistemas de refrigeración.

Dicha brecha también se observa frente al fenómeno de El Niño de 2015-2016. La demanda de energía aumentó cerca de 34%, mientras la energía firme disponible solo creció alrededor de 8%; en potencia, el requerimiento subió 28%, frente a un incremento de 17% en la oferta para cubrirlo.

El Niño presionaría embalses, demanda y generación térmica

Los aportes hídricos de octubre de los embalses se ubicaron cerca del 60% de la media histórica y, en Antioquia, alrededor del 40%. Las estimaciones citadas por XM de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos (Noaa) asignan una probabilidad superior al 83% a un evento de El Niño fuerte o muy fuerte entre enero y marzo de 2027.

De acuerdo con la entidad, la presión sobre las reservas se agrava porque el consumo avanzó más rápido que la capacidad de almacenamiento y el nivel de los embalses, según el funcionario, podría caer por debajo del 30%. Y es que entre 2004 y 2025, la demanda eléctrica creció 78%, mientras los embalses pasaron de unos 15.000 a 17.600 gigavatios hora, un aumento cercano al 15%.

Morales comparó los embalses con una cuenta de ahorros cuyos ingresos son los aportes de agua y cuyos retiros corresponden a la generación hidroeléctrica. “Esa cuenta de ahorros antes me duraba hasta 107 días, pero esa cuenta de ahorros hoy solamente me dura 66 días”, señaló sobre la reducción de la autonomía de las reservas.

En algunos escenarios de hidrología deficitaria, XM prevé que la generación térmica tendría que operar al máximo durante siete meses. Esa exigencia demandaría 484 Giga BTU por día (Gbtud) de gas natural importado y nacional, otros 35 Gbtud de Termoyopal y cerca de 34.039 barriles diarios de combustibles líquidos. La generación térmica permite preservar agua en los embalses, pero depende de la disponibilidad de combustible, de la operación técnica de las plantas y de la capacidad financiera de los agentes.

“Si me están advirtiendo que los aportes van a ser deficitarios, ¿qué puedo hacer para mejorar el ahorro? Mayor generación térmica. Ese sí es un elemento gestionable”, explicó Morales. Las limitaciones de transmisión añaden otra vulnerabilidad.

XM contabilizó 364 instrucciones de desconexión de demanda asociadas a restricciones de red y reportó al menos 28 gigavatios hora de demanda no atendida entre abril y septiembre, con afectaciones en Antioquia, Caribe, Nordeste, Oriente y Suroccidente.

Medidas para evitar nuevos riesgos de racionamiento

La presión operativa coincide con una deuda total del mercado de energía mayorista de $4,29 billones al 13 de octubre de 2026. Los generadores concentraban $2,57 billones de ese monto, incluidos cerca de $1,8 billones adeudados a las plantas térmicas, cuya participación sería mayor durante el periodo seco.

Además, uno de los escenarios de XM estima que el 48% de la demanda regulada podría estar expuesta al precio de bolsa en febrero de 2027. La combinación de una mayor generación térmica, costos de combustibles y dificultades de pago puede elevar la presión sobre comercializadores, generadores y usuarios.

XM propuso:

• Garantizar el abastecimiento de combustibles.
• Sostener la generación térmica.
• Promover medidas de ahorro y eficiencia.
• Incorporar excedentes de generación y proyectos distribuidos.
• Usar puntos de conexión disponibles para plantas de emergencia.
• Agilizar la entrada de nueva generación.
• Reducir las restricciones que impiden transportar electricidad hacia los centros de consumo.

La compañía registró un ahorro promedio de 3,28 gigavatios hora diarios, aunque Morales aclaró que ese resultado no puede atribuirse únicamente a las medidas regulatorias. “La demanda es un jugador importante. Si hay ahorro de energía, ese ahorro de energía me lleva a que mi cuenta tenga que sacar menos para poderla cuidar”, sostuvo el directivo.

El margen para responder al próximo verano dependerá de las medidas que se adopten antes de que bajen los aportes de agua y aumente el consumo. La planificación de redes, generación, combustibles y financiamiento deberá avanzar con anticipación para evitar que un nuevo episodio deje al sistema sin capacidad disponible.