Pico y Placa Medellín
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Colombia entra en una zona de riesgo energético que ya no puede ser tratada como probabilidad. Los datos de XM, operador del sector, muestran que la demanda eléctrica crece con fuerza, mientras la energía firme disponible comienza a resultar insuficiente frente a las necesidades del país. El Sistema Interconectado Nacional registró en septiembre una demanda máxima histórica diaria de 264 gigavatios hora. La potencia máxima histórica por período llegó a 12.683 megavatios, el máximo observado este año. La demanda aumentó 6,7 % frente al mismo mes de 2025.
Este escenario vuelve a poner bajo examen decisiones adoptadas en la administración de Medellín 2020-2023, cuyas consecuencias se reflejan en retrasos de obras y costos que hoy asume el país. Hidroituango es uno de esos casos. Después de superar la contingencia que puso en riesgo la central, EPM logró llevar cuatro unidades a operación y recuperar un proyecto que muchos daban por perdido. Ese resultado habla de la capacidad técnica de la empresa y de sus equipos. El relevo de contratistas y la ruta escogida desde la administración de Daniel Quintero para completar las obras pertenecen a otra esfera, cuyos efectos pueden medirse ahora contra el calendario.
La Contraloría General de Antioquia reportó posible detrimento patrimonial de $108.585 millones para EPM, asociado a presuntas fallas de planeación en el proceso de contratación del proyecto. El expediente pasó a la Contraloría Distrital de Medellín, encargada de establecer eventuales responsabilidades fiscales. Es una cifra considerable. Aun así, puede representar apenas una parte de la cuenta, porque en infraestructura eléctrica también se paga por llegar tarde.
El Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2023-2037 de la UPME contempló un escenario en el que la Fase II de Hidroituango, correspondiente a las unidades 5 a 8 y a 1.200 MW adicionales, entraría en operación en diciembre de 2026. El programa vigente sitúa la terminación de esa etapa en el primer semestre de 2028. Cerca de dieciocho meses separan la fecha utilizada por la planeación energética de la que hoy rige el proyecto.
La coincidencia es difícil de ignorar. En aquel mismo ejercicio, la UPME identificó para septiembre de 2026 señales de tensión en indicadores de confiabilidad y en el balance entre energía firme y demanda. Llegamos a ese punto con los 1.200 MW que se esperaban alrededor de esta fecha todavía pendientes. El país atraviesa un período de mayor exigencia sin una capacidad hidroeléctrica que había incorporado a sus cálculos de expansión, y esa ausencia debe cubrirse de alguna manera mientras las cuatro unidades restantes entran en servicio. Cada mes de retraso obliga a exigir más al resto de la matriz energética y deja menos espacio para enfrentar una contingencia.
Mientras EPM discutía contratistas, condiciones y nuevos procesos, el reloj eléctrico siguió corriendo. La demanda creció, las fechas previstas por la expansión nacional conservaron su curso y las señales de estrechez advertidas por UPME terminaron alcanzándonos.
