Con embalses al 60%, Colombia enfrenta riesgo de apagón por llegada del súper El Niño

El reloj energético de Colombia ya está corriendo. La Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos (NOAA) confirmó en su más reciente actualización que existe una probabilidad del 90% de que el fenómeno El Niño se consolide en septiembre de 2026 y se mantenga durante todo el último trimestre del año.

La probabilidad de que se materialice desde el periodo mayo-julio ascendió a 61%, frente al apenas 25% que proyectaba en marzo.

Lo más inquietante del escenario radica en que esta vez podría tratarse de un “súper El Niño”, el más intenso en al menos una década, con anomalías en la temperatura oceánica que podrían superar los 2 °C por encima del promedio histórico.

Para Colombia, esa señal climática no es solo meteorológica. Es una alerta económica de primer orden que llega cuando el sistema energético acumula vulnerabilidades estructurales que ningún episodio anterior enfrentó con esta combinación.

Así las cosas, según Bia Energy, el resultado de la ecuación para este año es predecible: embalses bajos, activación masiva de termoeléctricas, mayor demanda de gas importado, precio de bolsa de la energía en niveles críticos, inflación en cascada sobre alimentos, transporte, manufactura y servicios.

Lea más: Se acabó La Niña y las probabilidades de un fenómeno de El Niño son del 90% para agosto-octubre

Colombia vulnerable ante el fenómeno de El Niño

¿Por qué Colombia es tan vulnerable ante El Niño? La respuesta corta está en su matriz eléctrica. Cerca del 70% de la generación de energía eléctrica del país depende de las lluvias para mover las turbinas de sus centrales hidroeléctricas.

Incluso, según datos de XM, administrador del mercado de energía mayorista, cerca del 65% de la generación de energía proviene de estas fuentes hídricas.

Además, la Upme ha documentado que en episodios recientes del fenómeno de El Niño, los embalses han caído por debajo del 30% de su capacidad, arrastrando consigo los precios y la estabilidad del suministro.

Por ejemplo, lo vivido en el fenómeno de El Niño de 2024 lo ilustra, en ese momento, los embalses llegaron a un mínimo histórico de 27% de llenado, en abril de ese año el país estuvo a una semana de un apagón, según Natalia Gutiérrez, presidenta de Acolgen y del Consejo Gremial Nacional.

En ese momento crítico, la generación termoeléctrica tuvo que cubrir el 55% del total consumido en un día en Colombia, luego 37% con gas y 18% con carbón, mientras el precio de la energía en la bolsa se disparó más de un 200%, trasladando presión a toda la economía.

Hoy, los embalses del Sistema Interconectado Nacional (SIN) están por el orden del 60%. Para el 16 de abril, el nivel llegó al 61,63%.

XM advirtió en un boletín que deberían alcanzar el 80% para cuando comience el periodo de menores precipitaciones, en agosto. Eso implica un incremento de 17,19 puntos porcentuales en apenas 16 semanas, para volver al nivel registrado en enero, cuando llegó el primer frente frío.

“Previo a la estación de verano 2026-2027 y en escenarios de hidrología deficitaria como los analizados, el nivel del embalse agregado del SIN al inicio del verano debería ser superior a 80%, con valores máximos que deberían alcanzarse desde agosto, con el fin de garantizar la atención de la demanda y cumplir con los índices de confiabilidad”, precisó XM.

En esa misma línea, Sergio Cabrales, profesor y consultor del sector minero-energético, coincidió en que el 2026 arrancó con los embalses en un 80%, pero actualmente se ubica en un 60%. “Se requiere comenzar el próximo verano con los embalses por encima del 80% para sobrellevar el verano energético de 2026-2027”.

La trampa del gas: más importaciones, precios más altos

Hoy, las condiciones para esperar a El Niño en septiembre son aún más exigentes que hace dos años, ya que las importaciones de gas natural, clave para respaldar la generación térmica, crecieron en un 166% en 2024, mientras la producción nacional cayó un 9%.

Además, el problema es que el respaldo térmico que el país necesita para compensar la caída hídrica cuesta cada vez más y escasea cada vez más.

Colombia dejó de ser autosuficiente en gas natural en 2024. La producción cayó 17,1% en 2025 y en febrero de 2026 alcanzó su nivel más bajo para ese mes desde 2009.

Para tapar el hueco, las importaciones de gas se dispararon, pasaron de representar menos del 3% del suministro entre 2015 y 2023 a superar el 23% en el primer trimestre de 2026.

En términos de volumen, son cerca de 200 millones de pies cúbicos diarios para atender la demanda térmica y no térmica, residencial, industrial y vehicular.

El gas importado, que llega a través de la única planta regasificadora del país en Barú (operada por SpecLng), se ubica entre 15 y 16 dólares por millón de BTU, mientras que el gas nacional cuesta alrededor de 6 dólares.

Esa brecha de costos ya llegó a los hogares. en Bogotá, las tarifas de gas subieron un 36% en 2025; en Medellín, un 22%. Y si no entran nuevos campos de producción, Colombia podría depender de importaciones para el 56% de su gas en 2029, según proyecciones de Naturgas.

Luz Stella Murgas, presidenta del gremio, señaló que la urgencia inmediata es acelerar nuevos proyectos de regasificación que complementen la infraestructura existente en Barú para afrontar El Niño que se avecina.

“En el último fenómeno del Niño 23-24, el 30% de la energía que consumimos los colombianos se generó con gas natural. En 2026, el 21% del total de la demanda térmica y no térmica de gas ya es importado. Necesitamos con urgencia que entre en operación una infraestructura adicional”, señaló.

La posibilidad de importar gas desde Venezuela apareció en la discusión, pero Murgas aclaró que es una opción más dentro de la necesidad de habilitar todas las fuentes disponibles, nacionales e internacionales. Sobre el gasoducto Antonio Ricaurte, fuera de operación desde 2015, advirtió que sin una transacción comercial o contrato suscrito, cualquier precio que se maneje es “mera expectativa”.

Entérese: La carrera por activar nuevas regasificadoras en medio del alarmante déficit de gas en Colombia

La alarma del SIN sin margen de maniobra

Ante esta panorama desafiante, el exministro de Minas Amylkar Acosta calificó el momento como riesgoso porque “el país no está preparado para enfrentarlo”.

Su diagnóstico da cuenta que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) ya registra un déficit del 2% en oferta de energía en firme en 2026, proyectado a 3,5% para 2027, debido al atraso en la entrada de proyectos clave tanto de generación, se necesitan hasta 2.500 MW adicionales, como de transmisión.

Mientras tanto, la demanda de energía crece a un ritmo de 2,62% anual, sin que el sistema cuente con margen de maniobra.

Cabrales agrega que, entre 2020 y 2026, apenas se ha incorporado el 16,7% de la capacidad de generación eléctrica proyectada, mientras la demanda continúa creciendo, solo se han incorporado 4.729 megavatios, lo que equivale al 16,7% de lo previsto.

“La brecha acumulada entre lo proyectado y lo efectivamente incorporado alcanza 22.263 megavatios en los últimos seis años, lo que evidencia un desacople persistente entre la planeación y la ejecución del sistema”, alertó el analista.

En lo corrido de 2026, de 4.475 megavatios esperados, han ingresado únicamente 259 MW (5,79%), lo que profundiza el rezago en el año más reciente.

Acosta añade otro agravante, de los 23 embalses con los que cuenta el país al servicio de las hidroeléctricas, solo uno, El Peñol en Antioquia, que alimenta la hidroeléctrica de Guatapé, tiene capacidad de regulación superior a un año.

Los demás no superan los cuatro meses. “Una sequía prolongada nos apaga. Así de sencillo”, advirtió.

En paralelo, Cabrales insistió en que la demanda eléctrica crece de manera sostenida, mientras la capacidad efectiva no se expande al mismo ritmo, lo que incrementa la estrechez del sistema y eleva el riesgo de racionamiento en escenarios de hidrología baja, como el previsto para el verano 2026–2027.

El cuadro se complica aún más por el frente financiero. Las empresas comercializadoras de energía enfrentan una crisis de impago, el Gobierno nacional les adeuda más de 3,6 billones de pesos en subsidios al consumo de energía, y la intervenida Air-e les debe a su vez más de 2 billones de pesos a las comercializadoras.

Conozca más: XM alerta sobre la necesidad de ampliar oferta energética térmica por la llegada de El Niño

¿Qué dicen los datos de XM y qué tan grave es el riesgo?

XM fue explícito en su boletín al señalar que el país deberá ampliar su oferta térmica para satisfacer la demanda durante el fenómeno.

La entidad alerta que se espera “una alta exigencia de las reservas de los embalses del SIN que podría poner en riesgo la atención segura del mando”.

Como antecedente, en los periodos de bajas precipitaciones de 1991-1993 y 2015-2017, el parque térmico operó con promedios iguales o superiores a 100 gigavatios por hora diarios durante 20 semanas consecutivas. En el último periodo seco (2023-2025), esa exigencia se mantuvo solo por 11 semanas. El país necesitará resistir mucho más.

En ese sentido, Sandra Fonseca, exdirectora de Asoenergía, recomendó aumentar el ritmo de embalsamiento y realizar una revisión detallada y constante de los aportes hídricos, aunque advirtió que el sistema seguirá bajo presión en términos de precios, disponibilidad y confiabilidad.

El exministro Andrés Camacho coincidió en que la matriz energética del país aún se evidencia la dependencia de la generación térmica. “Se debe asegurar el mantenimiento, la operación y las condiciones para que esta fuente esté en capacidad de suplir la demanda”.

Actualmente, la capacidad neta por tipo de generación se distribuye en 62% hidráulica, 29,2% térmica y 8,8% solar.

Con La Niña 2025-2026 que llegó a su fin, la generación hidroeléctrica todavía oscila entre el 80% y el 85% de participación, en febrero alcanzó el 95% durante los picos de lluvia.

Pero Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, advierte que esa holgura ya se evaporó. “Durante la década pasada, el margen de maniobra era del 7%. Esas eran las reservas de energía firme. Hoy no las tenemos. El próximo gobierno deberá afrontar cómo enfrentar El Niño sin caer en un apagón y cómo garantizar el abastecimiento durante los próximos tres años”.

Con el gas importado más caro por las tensiones en Medio Oriente, la industria ya recurrió al carbón como alternativa, desde mediados de marzo, las térmicas a carbón escalaron hasta 25 GWh, mientras el gas mantiene picos superiores a 40 GWh.

Castañeda y Carlos Cante, presidente de Fenalcarbón, confirmaron que las empresas ya empezaron a subir su inventario de carbón como medida preventiva.

Ante este escenario, el sector privado tiene una ventana estrecha para protegerse. Las empresas con consumos superiores a 55.000 kWh mensuales tienen acceso al mercado no regulado de energía, donde es posible negociar contratos de suministro a mediano y largo plazo con tarifas fijas o indexadas, blindándose de la volatilidad del precio de bolsa.

Las compañías que lo hicieron antes del Niño de 2024 pagaron hasta tres veces menos que quienes quedaron expuestos al mercado spot durante la crisis.

Sebastián Ruales, CEO de Bia Energy, alertó que hay un desafío empresarial, porque “las empresas colombianas no pueden darse el lujo de llegar a otro fenómeno de El Niño sin información, sin contratos de largo plazo y sin una estrategia de gestión energética. La señal está sobre la mesa. La pregunta es ¿quién actúa antes de que los embalses bajen? La energía es el insumo de todos los insumos. Gestionarla sin datos es como dirigir una empresa sin estados financieros”.

Por eso, recomendó diversificar fuentes hacia contratos con generadores de energía solar y eólica, gestionar activamente el perfil de carga hacia franjas de menor precio de bolsa, implementar estrategias de eficiencia energética y monitorear el consumo en tiempo real.

Además: Este año habría un “súper fenómeno del Niño”, el más fuerte en 140 años, ¿qué pasará en Colombia?

Según explica, Esteban Quintana, CEO de Klik Energy, en un sistema como el colombiano, donde cerca del 70% de la generación depende de la hidroelectricidad, esa caída en las lluvias se traduce casi automáticamente en un encarecimiento de la energía en bolsa durante los meses críticos.

Desde su lectura, el efecto no se limita a la oferta. También obliga a activar mecanismos de ajuste por el lado de la demanda. Quintana recuerda experiencias como el programa “Apagar Paga” y el esquema de Respuesta de la Demanda (RD), que permitieron en su momento que los usuarios participaran reduciendo su consumo para aliviar la presión sobre el sistema.

Aun así, subraya que el país cuenta con herramientas para enfrentar el choque. “El esquema de cargo por confiabilidad y la entrada en operación del parque térmico permiten suplir la caída de la generación hídrica cuando escasea el recurso”. En ese sentido, el sistema está diseñado para responder, aunque el costo de esa respuesta, en un contexto de menor agua, inevitablemente se refleje en tarifas más altas.