"Estamos con racionamiento técnico". Esta es la alerta del exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta tras conocer datos recientes de XM, el operador del mercado eléctrico, sobre los 304 instrucciones de desconexión de circuitos para evitar un colapso.
Esta advertencia se dio de manera paralela al Boletín Energético No. 356 de XM, con corte al 21 de agosto. El documento confirma que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) entró en una fase crítica, con la región Caribe como epicentro y con Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare bajo alerta para los próximos meses.
El diagnóstico junta varios problemas al mismo tiempo, en primer lugar, una demanda de energía que crece más rápido de lo previsto; asimismo, unas obras de generación y transmisión que llevan meses de atraso y, por último, un fenómeno de El Niño que se perfila como uno de los más fuertes desde que hay registros.
En ese orden, XM ya empezó a ordenar cortes de luz, especialmente en la Costa Caribe, para evitar que se apague o colapse todo el sistema.
Entre el 1 de enero y el 19 de agosto, el Centro Nacional de Despacho de XM dio 304 órdenes de desconexión de carga, es decir, cortes de luz programados o de emergencia para aliviar la red. De esas 304 órdenes, 289 se concentraron en el área Caribe. La región cargó con el 95% de todos los cortes del país.
El resultado se mide en Demanda No Atendida (DNA), el término técnico para la energía que los usuarios debieron recibir y no recibió. Entre el 1 de abril y el 19 de agosto, el Caribe se quedó sin 20,83 gigavatios-hora de energía por esta causa.
La frecuencia de los apagones creció mes a mes, por ejemplo, en mayo hubo DNA durante 29 de los 31 días. En junio, 17 de 30 días. En julio, 23 de 31 días. En agosto, la falla se volvió diaria: se registró del 1 al 7, del 9 al 15 y el 19 del mes.
Tres zonas concentran la sobrecarga de la red: en el Cesar, las subestaciones de Valledupar acumularon 781,4 megavatios-hora de energía no atendida. En Bolívar, la línea Ternera-Gambote sumó 580,42 megavatios-hora. Y en la franja entre Sucre y Bolívar, las líneas Chinú-Sincé y Mompox llegaron a 827,25 megavatios-hora.
Asimismo, XM aclara que no todos los cortes tienen el mismo origen, ya que de los 20,83 gigavatios-hora perdidos, 9,62 gigavatios-hora correspondieron a mantenimientos obligatorios de la red y 0,133 gigavatios-hora se debieron a la activación automática de esquemas de protección conocidos como EDAC, que desconectan circuitos para evitar que una falla se propague.
El resto sí refleja el desgaste real de la infraestructura, ya que 4,13 gigavatios-hora por fallas directas en la red de distribución local, 6,94 gigavatios-hora por el agotamiento de la red de transmisión regional o por puntos débiles en las subestaciones, y 2,77 gigavatios-hora de racionamiento aplicado directamente bajo criterios de confiabilidad del sistema.
https://x.com/amylkaracosta/status/2092047675629641883?ref_src=twsrc%5Etfw
Además del déficit de energía se suma la alerta reciente del Instituto de Investigación Internacional para el Clima y la Sociedad (IRI) y la NOAA, la agencia oceánica y atmosférica de Estados Unidos, que confirman una probabilidad del 100% de que se consolide un nuevo El Niño para la temporada 2026-2027.
Lo que inquieta a los analistas de XM es qué tanto el fenómeno vaya a ser tan fuerte. Existe un 95% de probabilidad de que alcance una categoría "muy fuerte" entre octubre y diciembre de 2026, el trimestre más crítico para el sistema eléctrico.
Mes a mes, esa probabilidad se mueve entre el 90% y el 95% durante todo el segundo semestre. Así las cosas, los números que miden la temperatura del mar lo confirman. Por ejemplo, la anomalía térmica en la región del Pacífico conocida como Niño 3.4 ya superó los 2,5 grados centígrados en promedio semanal.
En Colombia, el Ideam proyecta un aumento generalizado de la temperatura que golpeará con más fuerza al Caribe, la región Pacífica y la Andina.
También ese calor ya se siente en la factura de energía del país porque el uso de aires acondicionados y ventiladores empujó la demanda del SIN a un récord histórico en agosto, con picos de hasta 262,67 gigavatios-hora al día y 12.529 megavatios de potencia máxima horaria, un 6,68% más que en el mismo mes de 2025.
En contexto: Carta de MinEnergía alerta riesgo de apagón en el Caribe si Air-e no paga a las térmicas
El dato más preocupante del informe de XM tiene que ver con la Energía Firme para el Cargo, conocida como ENFICC. Es, en palabras simples, la cantidad de energía que el sistema garantiza tener disponible en cualquier momento, incluso en la peor sequía.
El problema es que la demanda que proyecta la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) ya superó esa garantía.
Para el periodo que va del 1 de diciembre de 2025 al 30 de noviembre de 2026, el sistema tiene un faltante de 4.863 gigavatios-hora al año. La brecha se abre todavía más en la vigencia 2026-2027, con un déficit de 7.207 gigavatios-hora al año.
Y no se cierra en el corto plazo, ya que para 2027-2028 el hueco sigue en 7.180 gigavatios-hora al año.
Ese déficit ya descuenta varias plantas que hoy no tienen contratada su Obligación de Energía Firme (OEF), el compromiso que respalda esa garantía. En la vigencia actual quedan por fuera Cartagena 1, Cartagena 3 y Termoyopal 1. En 2026-2027 se suma Cartagena 3 junto con Termoyopal 1. Y para 2027-2028 la lista crece hasta incluir Guajira 1, Guajira 2, Termoyopal 1 y 2, Cartagena 3, y los proyectos eólicos Casa Eléctrica, Apotolorru, Alpha y Beta.
Parte de la explicación de este déficit está en el atraso de la infraestructura nueva. Colombia esperaba sumar 4.475 megavatios de nueva capacidad de generación durante 2026.
Con corte al 20 de agosto, solo entraron en operación real 724,8 megavatios, apenas el 16,2% de la meta del año.
El cuello de botella también está en las líneas de transmisión, debido a que el Sistema de Transmisión Nacional tiene 42 proyectos críticos en desarrollo y el 60% de ellos registra retrasos frente a la fecha en que debían entrar en operación.
Sin esas líneas, alerta XM, el sistema pierde la flexibilidad que necesita para mover energía entre regiones cuando una zona se queda corta.
https://x.com/XM_SA_ESP/status/2092209164936257565?ref_src=twsrc%5Etfw
Por otro lado, la capacidad efectiva de generación del SIN suma 21.734,28 megavatios. El agua sigue siendo la columna vertebral de la matriz, ya que la generación hidráulica representa el 61% del total, con 13.220,67 megavatios entre plantas grandes y pequeñas centrales.
Le sigue la térmica, que aporta el 29% con 6.214,62 megavatios, el respaldo que entra a jugar cuando el agua escasea. La energía solar suma un 10%, con 2.298,99 megavatios, mientras que la eólica permanece en cero por ciento en operación comercial definitiva.
Asimismo, los ríos del país trajeron en agosto apenas el 68,69% de su caudal histórico, el tercer mes consecutivo en zona deficitaria.
Por eso, el volumen útil del embalse agregado del SIN se reporta en 79,40%, una cifra que en principio no alarma, pero que esconde un dato más serio, ya que desde el 3 de agosto, el nivel real de almacenamiento está por debajo de la senda de seguridad que fija la Resolución CREG 26 de 2014.
En ese orden, el país ya suma seis semanas seguidas en estado oficial de Vigilancia CREG.
Conozca aquí: "Este país podría enfrentar un apagón en 2027": la alerta de exgerente de EPM
Los modelos de mediano plazo son más duros todavía, porque proyectan que el embalse agregado nacional podría caer a un crítico 16,2% en el segundo trimestre de 2027.
Así las cosas, si la temporada seca se extiende, embalses como Guatapé, Chivor, Guavio, La Tasajera, Muña, Salvajina, Sogamoso y El Quimbo operarían por debajo de sus mínimos históricos de los últimos 20 años.
En medio de esta sequía, el país acumuló vertimientos por 411,35 gigavatios-hora entre el 1 de julio y el 20 de agosto. Es decir, agua que se liberó de los embalses sin pasar por las turbinas, energía que se perdió y no se aprovechó.
El Guavio concentró el 61,6% de ese desperdicio, con 253,29 gigavatios-hora. Le siguió Esmeralda con el 33,2% (136,45 gigavatios-hora), Ituango con el 2,87% (11,81 gigavatios-hora) y Playas con el 2,38% (9,8 gigavatios-hora).
Tambié el sistema eléctrico colombiano atraviesa hoy su momento de mayor debilidad operativa, con 37 restricciones de red en estado de emergencia y 48 más en alerta al mismo tiempo.
Y el riesgo no se queda en el Caribe, XM advierte sobre un riesgo inminente de déficit de potencia en el área Oriental, que cubre Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare, entre diciembre de 2026 y abril de 2027.
Dos mantenimientos programados explican esa alerta. La firma AES Colombia dejará fuera de servicio 500 megavatios de la central Chivor, en su etapa 2, desde el 16 de octubre de 2026 hasta el 10 de junio de 2027.
Al mismo tiempo, Enel adelanta obras civiles en la bocatoma de la central Guavio, lo que limitará su operación a una cota máxima de apenas 150,4 hectómetros cúbicos, el 18,24% de su volumen útil, entre enero y abril de 2027 y 2028.
Si una sequía extrema coincide con una falla imprevista en cualquiera de estas dos plantas, el oriente del país no tendría cómo cubrir su demanda mínima, lo que obligaría a cortes de energía masivos en Bogotá y la Sabana.
La capital, además, depende en buena parte de la generación interna de la termoeléctrica Termozipa, un riesgo que se agrava por el retraso de proyectos de transmisión clave adjudicados por la UPME, como la línea Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza a 500 kilovoltios, el proyecto Chivor Norte-Bacatá y el transformador de Nueva Esperanza.
El desgaste de la red también se extiende al Chocó, en donde la red de la empresa DISPAC está altamente degradada y muestra bajas tensiones ante contingencias menores.
En Bolívar, Córdoba y Sucre, el agotamiento de la red de 110 kilovoltios limita la capacidad de importar energía desde otras zonas. En Cauca y Nariño, la vulnerabilidad de la red también restringe la exportación de energía hacia Ecuador, un negocio que Colombia reactivó pese a sus propias necesidades internas, en cumplimiento de la Circular MME 40035, en lo corrido de agosto ya se exportaron 25,73 gigavatios-hora.
En el nordeste del país, las limitaciones de red recortan la posibilidad de futuras exportaciones hacia Venezuela.
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Para evitar un apagón generalizado, XM calcula que las plantas térmicas deberán asumir la carga del sistema de forma ininterrumpida durante varios meses, entre 80 y 100 gigavatios-hora al día, por periodos que podrían extenderse entre 28 y 40 semanas. Es decir, más de nueve meses seguidos.
Con la información más reciente, y si persisten los bajos aportes de agua, los modelos de corto plazo exigen un promedio inmediato de 95 gigavatios-hora diarios de generación térmica para blindar el sistema.
Ese esfuerzo choca de frente con la disponibilidad real de gas. Mantener encendidas las térmicas a gas exigirá un consumo promedio de entre 344 y 414 gigabtu diarios, con picos de hasta 433 gigabtu, durante el verano de 2026-2027.
Las cantidades contratadas bajo Obligaciones de Energía Firme llegan a 484 gigabtu diarios, más 35 gigabtu adicionales de Termoyopal, pero persisten dudas sobre si ese gas realmente estará disponible en tiempo real cuando se necesite.
El reto es todavía mayor para las plantas que funcionan con combustibles líquidos como ACPM y fuel oil, entre ellas Termodorada, Termonorte, Termovalle, Termoemcali, Termosierra, Cartagena 2 y Termocentro.
En un escenario de sequía extendida, estas plantas necesitarán entre 20.090 y 21.160 barriles de combustible líquido al día durante hasta 19 semanas, lo que implica movilizar una cantidad enorme de carrotanques por las carreteras del país. El consumo máximo previsto bajo los contratos de energía firme llega a 34.039 barriles diarios.
Por otro lado, los precios altos en la bolsa de energía y la exposición de las empresas comercializadoras dispararon el riesgo de impago dentro del sector.
Durante junio, julio y agosto, las Obligaciones de Energía Firme tradicionales no llegaron a activarse de forma general porque el precio de la bolsa no cruzó el llamado Precio de Escasez de Activación. Como respuesta, el sector empezó a aplicar los nuevos criterios de indexación de la Resolución CREG 101097 de 2026, pensados para amortiguar el golpe financiero.
Aun así, con corte al 21 de agosto, la deuda acumulada en el Mercado de Energía Mayorista llegó a 4,06 billones de pesos, de los cuales 2,34 billones de pesos ya están en mora.
Por tipo de negocio, el 62% de la mora está en el mercado de corto plazo, conocido como Sistema de Intercambios Comerciales. El 28% corresponde al Sistema de Transmisión Nacional y el 10% restante a los sistemas de transmisión regional.
Por tipo de deudor, las empresas generadoras cargan con el 57,60% de toda la deuda del mercado, seguidas por las transportadoras con el 27,71%, los distribuidores locales con el 10,19%, los comercializadores con el 4,48% y XM con un residual 0,02%.
Del lado de quienes tienen dinero por cobrar, los generadores térmicos concentran el 79,15% de las acreencias activas del mercado. Les siguen los generadores mixtos con el 18,11%, los hidráulicos con el 1,11%, los solares con el 0,20% y un grupo de agentes ya retirados formalmente del mercado con el 1,43%.
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