El sistema eléctrico colombiano enfrentará un incremento significativo en la exigencia de sus recursos de generación durante el verano de 2026-2027, cuando el crecimiento de la demanda y la posibilidad de un periodo de bajos aportes hídricos obligarán a una mayor participación de las plantas térmicas para garantizar el suministro de energía. Así lo advierte XM en su más reciente Panorama Energético de Mediano Plazo, en el que plantea que el país deberá preparar desde meses antes la operación del sistema para afrontar un escenario similar al registrado durante el fenómeno de El Niño de 2015-2016.
Demanda máxima en aumento: de 199 GWh a 262 GWh diarios
El análisis muestra que la demanda máxima de energía durante el verano seguirá aumentando. Mientras en el periodo 2015-2016 alcanzó cerca de 199 GWh diarios, para el verano de 2026 la proyección se ubica en alrededor de 262 GWh diarios. Aunque la incorporación de proyectos solares permitirá aportar cerca de 20 GWh diarios adicionales, el incremento total de la demanda será cercano a 60 GWh por día frente a una década atrás, por lo que los 40 GWh restantes deberán ser cubiertos principalmente con generación térmica y recursos hidráulicos.
Menor capacidad de embalses frente al consumo
Las proyecciones también reflejan cambios en la relación entre las reservas de agua almacenadas y el consumo de energía. Hace diez años la capacidad útil de los embalses equivalía a 87 días de la demanda máxima diaria. Para 2026 esa relación descendería hasta 64 días, debido al crecimiento sostenido del consumo eléctrico, pese a que el sistema contará con nuevos recursos de generación.
Demanda supera la energía firme disponible
Dentro del análisis de mediano plazo, XM identifica que durante la vigencia comprendida entre diciembre de 2025 y noviembre de 2026 la demanda proyectada supera en 1.971 GWh al año la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) disponible en el sistema. El documento explica que para las siguientes vigencias se incorporan proyectos con Obligaciones de Energía Firme, aunque algunos aún no han entrado en operación o continúan sujetos a los cronogramas regulatorios establecidos.
El operador indica que garantizar suficiente energía firme será determinante para atender el crecimiento del consumo eléctrico tanto en el mediano como en el largo plazo. Para elaborar el estudio se utilizaron los escenarios de demanda publicados por la UPME, junto con la información de las plantas existentes, proyectos con obligaciones asignadas y las actualizaciones regulatorias aplicables a cada periodo analizado.
Presión sobre el área Oriental y centrales clave
Otro de los aspectos analizados corresponde al área Oriental del Sistema Interconectado Nacional. Allí, XM señala que los mantenimientos programados sobre infraestructura de generación y transmisión reducen los márgenes de seguridad operativa, especialmente porque varios proyectos de expansión aún no han entrado en servicio. Según el informe, durante el verano de 2026-2027 la atención segura de la demanda dependerá de la disponibilidad de centrales como Chivor y Guavio, además de la generación de Termozipa para abastecer la Sabana Norte de Bogotá.
Mantenimientos y combustibles elevan la presión sobre el sistema
XM incorpora dentro de sus simulaciones los mantenimientos reportados por las empresas generadoras. Entre ellos figuran las intervenciones previstas por AES en la infraestructura del embalse de Chivor, que implicarían la indisponibilidad de 500 MW entre octubre de 2026 y junio de 2027, así como las obras adelantadas por Enel en Guavio, donde la compañía informó que el embalse deberá vaciarse entre septiembre y diciembre de 2026 y posteriormente operar bajo condiciones de filo de agua, dependiendo del recurso hídrico disponible. En conjunto, estos trabajos podrían retirar temporalmente hasta 1.750 MW del sistema.
