Colombia nunca ha consumido tanta electricidad como ahora. En julio de 2026, la demanda del Sistema Interconectado Nacional alcanzó los 262,65 gigavatios-hora por día, con una potencia máxima de 12.475 megavatios, ambos récords históricos, según la operadora XM, filial de ISA. El crecimiento frente al mismo mes del año anterior es del 6,28 %, con incrementos notables en el Caribe (8,4 %) y Guaviare (13,4 %). No hay una sola región del país donde el consumo no haya subido. Este auge ocurre justo cuando el sistema se prepara para uno de sus inviernos más exigentes en décadas.
Déficit de energía firme y retraso en nueva capacidad
El margen de optimismo se reduce. El más reciente boletín de XM advierte que la energía firme disponible ya no alcanza para cubrir la demanda proyectada. El déficit entre la Energía Firme en Condiciones Críticas de Hidrología disponible y la demanda esperada para la vigencia 2026-2027 es de 3.906 gigavatios-hora anuales, el más alto de los tres períodos analizados. La brecha no se cierra sola: de los 4.475 megavatios de nueva capacidad que debían ingresar al sistema en 2026, a 9 de julio apenas habían entrado 681, apenas el 14,7 % de la meta.
La probabilidad de que El Niño 2026-2027 se consolide es del 100 %. La incertidumbre está en la intensidad: hay un 81 % de probabilidad de que el evento sea muy fuerte entre octubre y diciembre de 2026, y un 63 % entre noviembre de 2026 y enero de 2027. Menos lluvias significan menos agua en los embalses, lo que obliga a las plantas térmicas a trabajar más.
Aportes hídricos por debajo de la media
El sistema hídrico del país lleva dos meses consecutivos con aportes por debajo de la media histórica. En julio, los aportes reales se ubicaron en 214,55 gigavatios-hora por día, frente a una media histórica de alrededor de 265. El Caribe es la región más deficitaria, con solo el 58 % de sus aportes habituales en junio. La buena noticia es que el nivel agregado de los embalses está en 78,41 % del volumen útil, por encima de la senda de referencia. Sin embargo, las simulaciones de XM proyectan que en el escenario sintético más crítico el embalse agregado podría descender hasta el 19,93 % en el punto más bajo del verano, con los principales embalses operando por debajo de sus mínimos históricos, "algunos de ellos en valores cercanos al 0 % de su volumen útil", advierte.
Chivor y Guavio: el corazón eléctrico en riesgo
Chivor, una de las centrales hidráulicas más importantes del país con 1.000 megavatios de capacidad total, saldrá de operación en su segunda etapa (500 megavatios) entre el 16 de octubre de 2026 y el 10 de junio de 2027. Al mismo tiempo, Guavio, que tiene 1.250 megavatios, realizará obras de realce en su bocatoma que implican desocupar completamente el embalse entre septiembre y diciembre de 2026. Después de ese período, la central operará apenas a filo de agua, generando solo según el caudal que llegue en tiempo real.
Chivor y Guavio son el corazón eléctrico del área oriental del país. Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare dependen de manera crítica de esas dos centrales. De acuerdo con XM, en la estación de verano 2026-2027, "la demanda no se puede cumplir sin contar con Chivor y Guavio". Para algunos períodos del día, con ambos recursos comprometidos simultáneamente, el sistema no lograría cubrir los requerimientos mínimos para la atención segura del área oriental. La consecuencia técnica es la desatención programada de demanda: racionamiento, una palabra que aparece cinco veces, a modo de alerta, en un informe de 58 páginas.
A esto se suma el mantenimiento de la planta de regasificación de Cartagena entre el 30 de julio y el 3 de agosto, que introduce incertidumbre adicional sobre la generación mínima requerida para la seguridad del Caribe, precisamente cuando la región ya registra 31 de las 37 restricciones activas en estado de emergencia del sistema.
Térmicas al límite y deuda creciente
Las plantas térmicas llevan meses siendo el colchón que evita el desequilibrio del sistema. En julio generan en promedio 62 gigavatios-hora por día, un 30 % más que el mes anterior. El gas importado es el combustible dominante, seguido del carbón y con una presencia menor del gas nacional. El problema es doble: mantener las térmicas operando a ese ritmo durante el verano demanda volúmenes de combustible que requerirían, en el escenario más crítico, hasta 439.000 unidades térmicas británicas por día de gas natural durante 21 semanas, y hasta 23.030 barriles diarios de combustibles líquidos.
Además, esa exigencia prolongada está dejando una factura. La deuda total del Mercado de Energía Mayorista al 10 de julio asciende a COP 3,4 billones. El 57 % de esa deuda la cargan los generadores, y dentro de ellos el 79,8 % corresponde a generación térmica. El precio de bolsa promedio se ubica en un nivel que XM califica como "bajo", lo que, combinado con los costos de combustible, crea una ecuación donde las térmicas generan, pero no necesariamente recuperan lo que cuesta generar.
Red de transmisión con 37 restricciones en emergencia
La transmisión tampoco está tranquila. Según XM, el sistema registra 37 restricciones activas en emergencia y 48 adicionales en alerta. La concentración es particularmente grave en el Caribe, que concentra 31 de las 37 emergencias: sobrecargas en transformadores de Barranquilla, Valledupar, Santa Marta, Cartagena, bajas tensiones generalizadas, susceptibilidad a colapsos de tensión en nodos críticos. Entre el 1 de abril y el 10 de julio, XM impartió 216 instrucciones de desconexión de carga por sobrecarga o tensiones fuera de rango. En junio, el Centro Nacional de Despacho instruyó desconectar 456 megavatios-hora por razones de seguridad. El área oriental enfrenta restricciones adicionales específicas: la red de la Sabana Norte de Bogotá depende de manera crítica de la generación de Termozipa, y los proyectos de expansión que deberían haber aliviado esa dependencia llevan años retrasados.
Un sistema "normal" pero al borde del colapso
El sistema no está en colapso. Los embalses están por encima de su senda de referencia. El estado del sistema esta semana es "normal". Pero la hoja de ruta que XM traza en el boletín 350 señala que la combinación de El Niño muy fuerte, Chivor y Guavio fuera simultáneamente, expansión insuficiente y una deuda creciente en el mercado configura el escenario de mayor presión sobre el sistema eléctrico colombiano desde el apagón de 1992. En el escenario sintético más crítico que XM simuló, el parque térmico debería operar de manera sostenida a 100 gigavatios-hora por día durante más de diez meses seguidos. Eso nunca ha ocurrido en la historia del sistema. La misma simulación muestra que el sistema podría mantener los índices de confiabilidad regulatorios, pero lo haría con los embalses operando por debajo de sus mínimos históricos y con las térmicas exprimidas durante casi un año completo. Como se explicó, el margen de optimismo es cada vez menor; en cambio, para que algo salga mal, como la falla de combustible, mantenimientos imprevistos o temporadas más secas de lo proyectado, es lo más estrecho en décadas.
