Colombia ya vive racionamiento técnico de energía: ¿qué significa?

Bogotá D.C., 25 de agosto de 2026. Colombia atraviesa un momento crítico en su sistema eléctrico. Según datos recientes de XM, operador del mercado eléctrico, el país ya registra eventos de desconexión de carga asociados a restricciones de red y confiabilidad, un escenario que el exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta calificó como racionamiento técnico.

De acuerdo con El Colombiano, el Boletín Energético No. 356 de XM, con corte al 21 de agosto de 2026, muestra que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) entró en una fase crítica, con la región Caribe como epicentro de los cortes y con el área Oriental bajo alerta para los próximos meses.

El diagnóstico reúne varios factores simultáneos: una demanda que crece más rápido de lo previsto, atrasos en obras de generación y transmisión, presión sobre la red, déficit de energía firme, riesgo climático por El Niño y problemas financieros dentro del mercado eléctrico.

En términos prácticos, el racionamiento técnico no necesariamente equivale a un apagón nacional. Se trata de desconexiones ordenadas por el operador para aliviar la red, evitar sobrecargas y prevenir que una falla localizada se propague hacia un colapso mayor del sistema.

XM reportó 304 órdenes de desconexión de carga

Entre el 1 de enero y el 19 de agosto de 2026, el Centro Nacional de Despacho de XM emitió 304 órdenes de desconexión de carga.

Estas órdenes corresponden a cortes programados o de emergencia para aliviar la red y evitar que una sobrecarga o contingencia derive en un problema más amplio para el sistema eléctrico.

De las 304 órdenes, 289 se concentraron en el área Caribe. Esto significa que la región asumió cerca del 95% de todos los eventos de desconexión del país.

Caribe concentra el racionamiento técnico

La Costa Caribe es hoy el epicentro de la alerta. Entre el 1 de abril y el 19 de agosto, la región acumuló 20,83 GWh de Demanda No Atendida (DNA).

La DNA corresponde a la energía que los usuarios debieron recibir, pero no recibieron por restricciones, fallas, mantenimientos o decisiones de confiabilidad.

La frecuencia de los eventos aumentó durante los últimos meses: en mayo hubo DNA durante 29 de 31 días; en junio, durante 17 de 30 días; en julio, durante 23 de 31 días; y en agosto se reportaron afectaciones en múltiples jornadas consecutivas.

Zonas críticas: Valledupar, Ternera-Gambote y Chinú-Sincé

Tres zonas concentran buena parte de la sobrecarga de la red en el Caribe.

En el Cesar, las subestaciones de Valledupar acumularon 781,4 MWh de energía no atendida.

En Bolívar, la línea Ternera-Gambote sumó 580,42 MWh. Además, en la franja entre Sucre y Bolívar, las líneas Chinú-Sincé y Mompox alcanzaron 827,25 MWh.

No todos los cortes tienen el mismo origen

XM aclara que no todos los eventos de Demanda No Atendida tienen la misma causa.

De los 20,83 GWh registrados en el Caribe, 9,62 GWh correspondieron a mantenimientos obligatorios de la red.

Otros 0,133 GWh se explican por la activación automática de esquemas de protección conocidos como EDAC, que desconectan circuitos para evitar que una falla se propague.

El resto refleja problemas más estructurales: 4,13 GWh por fallas directas en la red de distribución local, 6,94 GWh por agotamiento de la red de transmisión regional o puntos débiles en subestaciones, y 2,77 GWh de racionamiento aplicado bajo criterios de confiabilidad.

El Niño aumenta la presión sobre el sistema

La alerta técnica coincide con un escenario climático complejo. Según el reporte citado, organismos internacionales como IRI y NOAA prevén la consolidación de un nuevo Fenómeno de El Niño para la temporada 2026-2027.

El riesgo principal es que una reducción de lluvias disminuya los aportes hídricos, presione los embalses y obligue a depender durante más tiempo de generación térmica.

En Colombia, el Ideam proyecta aumento generalizado de temperatura, con impactos más fuertes sobre el Caribe, la región Pacífica y la región Andina.

Demanda eléctrica marcó récord en agosto

El aumento de temperaturas ya se refleja en el consumo eléctrico.

Según el reporte, el uso de aires acondicionados y ventiladores impulsó la demanda del SIN a un récord histórico en agosto, con picos de hasta 262,67 GWh diarios y 12.529 MW de potencia máxima horaria.

Esto representa un crecimiento de 6,68% frente al mismo mes de 2025, una variación significativa para un sistema que ya enfrenta retrasos de infraestructura y menor margen de energía firme.

Déficit de energía firme no cierra las cuentas

Uno de los datos más delicados del informe tiene que ver con la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC).

La ENFICC representa la energía que el sistema garantiza tener disponible incluso en condiciones críticas, como una sequía severa.

El problema es que la demanda proyectada por la UPME ya supera esa garantía para varias vigencias.

Para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2026, el sistema tendría un faltante de 4.863 GWh/año. Para 2026-2027, el déficit subiría a 7.207 GWh/año, y para 2027-2028 se mantendría en 7.180 GWh/año.

Proyectos sin Obligación de Energía Firme

El déficit incluye el efecto de plantas que no cuentan actualmente con su Obligación de Energía Firme (OEF) contratada.

En la vigencia actual quedan por fuera Cartagena 1, Cartagena 3 y Termoyopal 1.

Para 2026-2027 se suman Cartagena 3 y Termoyopal 1. Para 2027-2028, la lista incluye Guajira 1, Guajira 2, Termoyopal 1, Termoyopal 2, Cartagena 3 y los proyectos eólicos Casa Eléctrica, Apotolorru, Alpha y Beta.

Solo entró 16,2% de la capacidad esperada en 2026

Parte de la explicación del déficit está en el atraso de nueva infraestructura.

Colombia esperaba sumar 4.475 MW de nueva capacidad de generación durante 2026. Sin embargo, con corte al 20 de agosto, solo habían entrado en operación real 724,8 MW.

Esto equivale a apenas el 16,2% de la meta anual, una señal de retraso que reduce el margen del sistema ante el crecimiento de la demanda.

Transmisión: 42 proyectos críticos y 60% con retrasos

El cuello de botella también está en las líneas de transmisión.

El Sistema de Transmisión Nacional tiene 42 proyectos críticos en desarrollo, pero 60% de ellos registra retrasos frente a la fecha en que debían entrar en operación.

Sin esas líneas, el sistema pierde flexibilidad para mover energía entre regiones cuando una zona presenta déficit, restricción o falla.

Matriz eléctrica: agua 61%, térmicas 29% y solar 10%

La capacidad efectiva de generación del SIN suma 21.734,28 MW.

La generación hidráulica sigue siendo la columna vertebral del sistema, con 13.220,67 MW, equivalentes al 61% del total.

La generación térmica aporta el 29%, con 6.214,62 MW, mientras que la solar suma el 10%, con 2.298,99 MW. La eólica aún figura con 0% en operación comercial definitiva.

Embalses por debajo de senda de seguridad

Los aportes hídricos también se encuentran en zona de alerta. En agosto, los ríos aportaron apenas el 68,69% de su caudal histórico, completando tres meses consecutivos en zona deficitaria.

El volumen útil del embalse agregado del SIN se ubicó en 79,40%. Aunque este nivel puede parecer suficiente, el reporte advierte que desde el 3 de agosto el almacenamiento real está por debajo de la senda de seguridad definida en la Resolución CREG 26 de 2014.

Con este comportamiento, Colombia acumula seis semanas consecutivas en estado oficial de Vigilancia CREG.

Embalse agregado podría caer a 16,2% en 2027

Los modelos de mediano plazo proyectan un escenario más exigente para el segundo trimestre de 2027.

De acuerdo con el reporte, el embalse agregado nacional podría caer hasta 16,2% si se mantiene una temporada seca prolongada.

En ese escenario, embalses como Guatapé, Chivor, Guavio, La Tasajera, Muña, Salvajina, Sogamoso y El Quimbo podrían operar por debajo de sus mínimos históricos de los últimos 20 años.

Vertimientos: energía potencial no aprovechada

En medio de la sequía, el país acumuló 411,35 GWh en vertimientos entre el 1 de julio y el 20 de agosto.

Esto corresponde a agua liberada de los embalses sin pasar por las turbinas, es decir, energía potencial que no se aprovechó.

El Guavio concentró el 61,6% de esos vertimientos, con 253,29 GWh. Le siguieron Esmeralda, con 136,45 GWh; Ituango, con 11,81 GWh; y Playas, con 9,8 GWh.

Bogotá y el Oriente también están bajo alerta

El riesgo no se limita a la Costa Caribe. XM advierte sobre un posible déficit de potencia en el área Oriental, que cubre Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare, entre diciembre de 2026 y abril de 2027.

Esta alerta está asociada a mantenimientos programados y restricciones en activos relevantes para el abastecimiento de la región.

Si una sequía extrema coincide con una falla imprevista en plantas estratégicas, el Oriente del país podría no contar con capacidad suficiente para cubrir su demanda mínima.

Chivor y Guavio, dos puntos sensibles

Dos mantenimientos explican buena parte de la alerta sobre el área Oriental.

AES Colombia dejará fuera de servicio 500 MW de la central Chivor, 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 150,4 hm³, equivalente al 18,24% de su volumen útil, entre enero y abril de 2027 y 2028.

Retrasos de transmisión agravan riesgo en Bogotá

Bogotá depende en buena parte de la generación interna de la termoeléctrica Termozipa, lo que aumenta el riesgo si no se ejecutan a tiempo los proyectos de transmisión requeridos.

Entre los proyectos clave figuran la línea Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza a 500 kV, el proyecto Chivor Norte-Bacatá y el transformador de Nueva Esperanza.

Estos proyectos permitirían reforzar la capacidad de importar energía hacia la capital y la Sabana en momentos de estrés operativo.

Restricciones también golpean Chocó, Bolívar, Córdoba y Sucre

El desgaste de la red se extiende a otras regiones.

En Chocó, la red de DISPAC presenta degradación y bajas tensiones ante contingencias menores.

En Bolívar, Córdoba y Sucre, el agotamiento de la red de 110 kV limita la capacidad de importar energía desde otras zonas.

En Cauca y Nariño, la vulnerabilidad de la red restringe la exportación de energía hacia Ecuador, mientras que en el nordeste del país las limitaciones reducen la posibilidad de futuras exportaciones hacia Venezuela.

Térmicas deberán asumir gran parte de la carga

Para evitar un apagón generalizado, XM calcula que las plantas térmicas deberán asumir la carga del sistema durante varios meses.

El reporte estima una generación térmica de entre 80 y 100 GWh diarios por periodos que podrían extenderse entre 28 y 40 semanas.

Con la información más reciente y si persisten los bajos aportes de agua, los modelos de corto plazo exigirían un promedio inmediato de 95 GWh diarios de generación térmica para blindar el sistema.

Gas natural será decisivo

El esfuerzo térmico chocará con la disponibilidad real de gas natural.

Mantener encendidas las térmicas a gas requeriría un consumo promedio de entre 344 y 414 GBTUD, con picos de hasta 433 GBTUD durante el verano 2026-2027.

Aunque las cantidades contratadas bajo Obligaciones de Energía Firme llegan a 484 GBTUD, más 35 GBTUD adicionales de Termoyopal, persisten dudas sobre si ese gas estará disponible en tiempo real cuando el sistema lo necesite.

Combustibles líquidos exigirían enorme logística

El reto es mayor para plantas que operan con combustibles líquidos como ACPM y fuel oil.

En un escenario de sequía extendida, plantas como Termodorada, Termonorte, Termovalle, Termoemcali, Termosierra, Cartagena 2 y Termocentro podrían necesitar entre 20.090 y 21.160 barriles diarios durante hasta 19 semanas.

El consumo máximo previsto bajo contratos de energía firme llega a 34.039 barriles diarios, lo que implicaría una operación logística de gran escala por carretera.

Deuda del mercado eléctrico llegó a $4,06 billones

A la presión física y climática se suma el riesgo financiero del mercado eléctrico.

Con corte al 21 de agosto, la deuda acumulada en el Mercado de Energía Mayorista llegó a $4,06 billones, de los cuales $2,34 billones ya están en mora.

La falta de pagos puede afectar la capacidad de los agentes para financiar combustibles, respaldar operación y mantener disponibilidad durante los meses críticos.

Térmicas concentran 79,15% de las acreencias activas

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.

Del lado de quienes tienen recursos por cobrar, los generadores térmicos concentran el 79,15% de las acreencias activas del mercado. Les siguen los generadores mixtos, con 18,11%; hidráulicos, con 1,11%; solares, con 0,20%; y agentes retirados, con 1,43%.

Qué significa para usuarios y empresas

Para los usuarios, el racionamiento técnico puede traducirse en cortes focalizados, interrupciones programadas o desconexiones preventivas en zonas donde la red no soporta la demanda o presenta fallas.

Para las empresas, especialmente las de alto consumo, el escenario aumenta la necesidad de planes de respaldo, uso eficiente de energía, mantenimiento de plantas propias, baterías, generación solar y gestión de demanda.

Para el Estado y los agentes del mercado, el reto consiste en acelerar obras, garantizar combustible, asegurar pagos y evitar que la crisis técnica se combine con una crisis financiera.

Colombia ya enfrenta señales de racionamiento técnico: XM reportó 304 órdenes de desconexión de carga entre enero y agosto, de las cuales 289 se concentraron en el Caribe. La región acumuló 20,83 GWh de Demanda No Atendida, mientras el país enfrenta déficit de energía firme, retrasos de generación y transmisión, embalses bajo senda de seguridad y una deuda de mercado de $4,06 billones. El desafío para 2026-2027 será evitar que la presión de El Niño, la falta de red, el déficit de gas y la mora financiera terminen en cortes más amplios.