Colombia se quedaría sin energía en una parte de 2027: dicen en qué meses podría haber apagones y piden soluciones para evitarlo

El fenómeno de El Niño es un evento climático natural que se produce por el calentamiento anómalo de las aguas superficiales del océano Pacífico tropical. Forma parte de un ciclo mayor llamado El Niño-Oscilación del Sur (Enos). Para 2026 y 2027, se tiene previsto que sea el más intenso de los últimos 30 años con sequías y temperaturas históricas. Ya presiona el sistema eléctrico colombiano con cuatro meses consecutivos de aportes hídricos por debajo de la media histórica.

Por eso, el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam) declaró de manera oficial la presencia del evento y estimó en 75% la probabilidad de que alcance una intensidad sin precedentes desde 1950. Los pronósticos anticipan que esa condición persistirá en Colombia.

Como dato preocupante, los aportes de agua que alimentan los embalses de generación de energía se ubican en 51,15% y acumulan una brecha de 4.208 gigavatios por hora (GWh) frente a los niveles observados durante El Niño de 2015-2016. La diferencia equivale a cerca de 17 días de atención de la demanda nacional, de acuerdo con los análisis del sistema.

Al 9 de octubre, los embalses alcanzaban 74,96% de su capacidad, 2,9 puntos porcentuales por debajo de la meta fijada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) para esa fecha. El nivel también estaba 7,59 puntos por debajo del 82,55% requerido para comenzar la temporada de verano el 1 de diciembre, y las simulaciones prevén que el almacenamiento podría caer a 30,77% en abril de 2027.

Riesgo de abastecimiento eléctrico entre febrero y abril de 2027

XM, operador del Mercado de Energía Mayorista, advirtió por medio de un informe que Colombia podría no cubrir toda la demanda eléctrica entre febrero y abril de 2027 si se repite una sequía con aportes deficitarios semejantes a los de 2015-2017 y la generación térmica no mantiene un nivel continuo superior a 85 GWh/día promedio hasta abril de ese año. Por supuesto, la situación derivaría en apagones, como en los años 90. El análisis sitúa el mayor riesgo en la reducción de las reservas hídricas.

Bajo ese escenario, varios embalses del Sistema Interconectado Nacional (SIN) entrarían en mínimos históricos entre febrero y abril de 2027, con menor capacidad de las plantas hidroeléctricas para responder a la demanda y recuperar sus niveles de almacenamiento. XM señaló que el margen de maniobra sería limitado. “Los resultados indican que la atención confiable de la demanda dependerá de la disponibilidad efectiva de todos los recursos de generación, con escaso margen para capacidad ociosa o indisponibilidades prolongadas”, anotó la entidad.

La operación térmica aparece como una de las condiciones para evitar un faltante de energía. XM fija como umbral una generación sostenida por encima de 85 GWh/día promedio, mientras que el informe técnico indica que el parque térmico requeriría operar a su máxima capacidad, de 100 GWh/día, para impedir un desabastecimiento.

Dicho documento advierte que, si la generación térmica no logra superar de forma continua los 85 GWh/día hasta abril de 2027, el país “no estaría en capacidad de atender de forma segura y confiable la demanda de energía en Colombia”.

Por supuesto, la disponibilidad de combustibles condiciona esa operación. Las termoeléctricas necesitarían gas natural nacional e importado, además de cerca de 34.039 barriles diarios de combustibles líquidos para respaldar sus obligaciones de energía firme.

A esa exigencia se suma una cartera del mercado eléctrico de $4,29 billones. El informe presenta ese monto como otro factor que puede afectar las condiciones necesarias para sostener la generación térmica durante el período de mayor presión hídrica.

Demanda récord y menor margen de maniobra del sistema

El consumo eléctrico marcó máximos históricos desde mayo de 2026. La demanda máxima diaria llegó a 266,56 GWh/día, con un aumento de 4,9% frente al mismo período del año anterior, tendencia que se mantuvo en los primeros días de octubre.

Ante esa trayectoria, XM pidió gestionar de forma eficiente el consumo de energía. El crecimiento de la demanda reduce el margen disponible en un sistema que depende de reservas hidráulicas bajo presión y de la disponibilidad plena de las plantas térmicas. El operador identificó seis elementos que incrementan la vulnerabilidad: el crecimiento sostenido de la demanda, la falta de energía firme, una menor disponibilidad hidroeléctrica para atender los picos de consumo, la expansión por debajo de lo esperado, una menor capacidad de regulación de los embalses y los atrasos en transmisión.

La expansión de la infraestructura tampoco avanza al ritmo previsto. El 50% de los proyectos de transmisión registra retrasos frente a su fecha inicial de entrada en operación, y solo 25,3% de los 4.475 MW de nueva energía esperados había entrado en funcionamiento en lo transcurrido del año.

Retrasos en transmisión y señales de tensión operativa

Las tensiones ya se reflejaron en la operación cotidiana durante septiembre de 2026, cuando disminuyó la disponibilidad de generación. “Esa reducción afectó la capacidad para cubrir la demanda bajo criterios de seguridad y confiabilidad”, anotó la entidad.

El 28 de septiembre, la demanda superó la disponibilidad declarada por los agentes para el despacho. Un día después ocurrió la misma situación en el redespacho, y la programación del 1 de octubre contó con una reserva disponible de solo 152 MW.

Restricciones en el Caribe y medidas para moderar el consumo

Según XM, el sistema acumula 201 restricciones operativas, con una concentración particular en el área Caribe. La región reúne 73% de los eventos de alerta o emergencia relacionados con el agotamiento de la capacidad de transformación.

Anotó que la regulación ha impulsado incentivos para el ahorro voluntario entre la demanda regulada y mecanismos destinados a habilitar excedentes energéticos. Las herramientas buscan moderar el consumo y ampliar los recursos disponibles antes de que la reducción de lluvias y de reservas hidráulicas alcance su mayor impacto.

La capacidad de respuesta dependerá de que generación, combustibles, transmisión y consumo mantengan condiciones operativas suficientes. Con reservas más estrechas, cada indisponibilidad prolongada puede reducir aún más el margen del sistema eléctrico.