Con los embalses por debajo de la meta y el gas a tope, ¿enfrenta el país un riesgo real de apagón?

Bogotá D.C., agosto de 2026. El sistema energético colombiano enfrenta un momento decisivo ante la reducción de los caudales que alimentan las principales centrales hidroeléctricas del país. El nivel consolidado de reservas hídricas se ubicó en 78,76%, por debajo de la senda de referencia de 82,43% trazada por XM para el periodo actual.

Esta diferencia obliga a administrar con mayor cuidado el agua disponible en los embalses, restringir el uso de generación hidráulica y elevar la participación de las plantas térmicas para evitar un desgaste acelerado de las reservas que deben respaldar el suministro eléctrico hasta finales de abril.

La coyuntura se presenta en medio de los primeros impactos del Fenómeno de El Niño, que reduce los aportes hídricos, presiona la operación de las hidroeléctricas y obliga al sistema a depender más de generación térmica, gas importado, carbón, diésel y fuel oil.

Aunque el riesgo de apagón se vuelve visible en un escenario de embalses por debajo de la meta y combustibles exigidos al máximo, los expertos señalan que el objetivo operativo es contenerlo mediante gestión eficiente del sistema, uso de térmicas, inventarios de combustibles y decisiones regulatorias oportunas.

Embalses por debajo de la senda de referencia

El nivel de reservas hídricas es una de las variables más sensibles para el sistema eléctrico colombiano, debido al peso de la generación hidráulica dentro de la matriz nacional.

Según el reporte citado por Portafolio, los embalses se ubicaron en 78,76%, por debajo de la meta operativa de 82,43%. Esta brecha preocupa porque el sistema necesita acumular agua antes de la temporada seca para sostener la generación durante los meses de menores lluvias.

El especialista en energía Sergio Cabrales explicó que la situación es preocupante porque ya se empiezan a sentir los efectos de El Niño: los caudales que llegan a los embalses bajan, lo que impide que estos aumenten su nivel al ritmo requerido.

La meta es mantener reservas por encima del 80%

De acuerdo con el análisis, el objetivo operativo es mantener los embalses por encima del 80%. Esta referencia permite contar con agua suficiente para enfrentar el periodo seco y reducir el riesgo de restricciones en el servicio eléctrico.

Cabrales señaló que la senda de referencia indica que el sistema debería estar por encima del 82%, pero se encuentra alrededor del 78%, lo que abre una brecha importante frente a la recomendación técnica.

La preocupación aumenta porque los embalses deben durar hasta finales de abril, momento en el que se espera que termine la fase más exigente del fenómeno y puedan regresar las lluvias.

Menos agua obliga a prender más térmicas

Cuando disminuye la disponibilidad hídrica, el sistema debe reducir la generación con agua y aumentar la participación de las plantas térmicas. Esta sustitución permite conservar embalses, pero eleva los costos de operación.

Las plantas térmicas pueden operar con gas natural, carbón, diésel o fuel oil. En condiciones normales, el sistema privilegia las fuentes más económicas disponibles, pero durante una sequía prolongada la prioridad pasa a ser la continuidad del suministro.

Por eso, el precio de la energía puede subir aunque el servicio se mantenga. La generación térmica con combustibles importados o líquidos es más costosa que la generación hidráulica en periodos de abundancia de agua.

SPEC opera cerca de su límite

La situación hídrica coincide con una estrechez en la oferta de gas natural. La planta de regasificación SPEC, ubicada en Cartagena, opera cerca de su límite para abastecer plantas térmicas clave como Tebsa, Termocandelaria y Termoflores.

Esta infraestructura tiene una capacidad máxima de alrededor de 400 GBTUD. Según el análisis, el consumo de gas importado exclusivo para generación térmica ha registrado picos de 344,6 GBTUD, lo que equivale a más del 86% del techo operativo disponible.

La presión aumenta porque el país también requiere gas para otros sectores. Tras la pérdida de autosuficiencia en demanda no térmica a finales de 2024, se necesitarían cerca de 65 GBTUD adicionales para atender otros usos.

Gas importado, carbón y combustibles líquidos

Ante la menor generación hidráulica y la estrechez del gas, el sistema ha tenido que recurrir a una combinación de gas importado, carbón y combustibles líquidos para garantizar la operación de las térmicas.

Cabrales señaló que proyectos estratégicos como nuevas plantas de regasificación, entre ellas Puerto Bahía, son clave para ampliar la disponibilidad de gas. Si estos proyectos no entran a tiempo, el sistema tendría que depender más de combustibles líquidos.

Esta estrategia permite proteger la seguridad del servicio, pero traslada presiones económicas a la bolsa de energía y eventualmente a las tarifas finales de los usuarios.

Precios en bolsa podrían subir

En periodos de alta disponibilidad hídrica, el precio de la energía en bolsa puede ubicarse habitualmente entre $150 y $200 por kilovatio hora.

Cuando la matriz incorpora gas importado, el costo puede subir a rangos de $800 a $900 por kilovatio hora. Si se requiere generación con diésel o fuel oil, el valor puede elevarse hasta cerca de $1.500 por kilovatio hora.

Esto significa que la prioridad de evitar un apagón puede venir acompañada de precios más altos. En una coyuntura crítica, la continuidad del servicio pasa por encima del costo de corto plazo, aunque el impacto tarifario sigue siendo una preocupación para hogares y empresas.

¿Hay riesgo real de apagón?

El riesgo existe, pero no significa que un racionamiento sea inminente. La diferencia es importante: el sistema enfrenta variables críticas, pero aún cuenta con herramientas para administrar la coyuntura.

Entre esas herramientas están el despacho térmico, el uso de combustibles alternativos, la administración de embalses, la regulación técnica, la coordinación del operador del sistema y la experiencia acumulada en fenómenos de El Niño anteriores.

Cabrales recordó que en episodios anteriores, como El Niño de 2014-2015 y 2023-2024, el equipo técnico del sector logró evitar racionamientos. El reto actual consiste en repetir esa gestión bajo un contexto de menor margen, gas más exigido y combustibles más costosos.

El Niño cambia la prioridad operativa

El Fenómeno de El Niño modifica la forma en que se administra el sistema eléctrico. En condiciones normales, la operación busca eficiencia económica. En condiciones críticas, la prioridad se desplaza hacia confiabilidad, seguridad y preservación de reservas.

Esto explica por qué se restringe el uso del agua y se encienden más térmicas, incluso si son más costosas. El objetivo es evitar que los embalses se agoten antes de que termine la temporada seca.

La CREG ha considerado medidas regulatorias orientadas a fortalecer la confiabilidad y disponibilidad de energía en el Sistema Interconectado Nacional ante la posible ocurrencia de El Niño en el segundo semestre de 2026.

Cargo por Confiabilidad bajo escrutinio

La coyuntura también revive la discusión sobre el Cargo por Confiabilidad, mecanismo creado para asegurar que existan plantas listas y disponibles en situaciones de escasez hídrica.

Superservicios ha señalado que los usuarios han pagado más de $97 billones por este concepto desde la creación del mecanismo en 2006, y ha recomendado revisar su diseño regulatorio y su efectividad para incentivar la entrada de nuevas plantas más eficientes.

En una coyuntura como la actual, el Cargo por Confiabilidad se vuelve central porque debe garantizar que la generación firme responda cuando el sistema más la necesita.

Importancia de nuevas plantas y proyectos estratégicos

El análisis muestra que Colombia necesita acelerar proyectos estratégicos de generación, regasificación e infraestructura energética.

Si la demanda crece, los aportes hídricos bajan y el gas importado opera cerca del límite, el sistema necesita mayor capacidad de respaldo. Esto incluye nuevas térmicas, más infraestructura de gas, fuentes renovables firmes, almacenamiento y proyectos que reduzcan la dependencia de una sola tecnología.

La entrada oportuna de proyectos como Puerto Bahía podría ampliar la capacidad de importación de gas y reducir la presión sobre SPEC, especialmente en periodos críticos de El Niño.

Costos altos, pero energía disponible

Una de las conclusiones del análisis es que el país puede evitar racionamientos si administra de forma adecuada los recursos disponibles, aunque el costo de esa operación sea mayor.

La frase de fondo es clara: no hay energía más costosa que la que no se tiene. Por eso, en escenarios críticos, el precio pasa a un segundo plano frente a la necesidad de garantizar el suministro.

Sin embargo, esta lógica no elimina el impacto económico. Si el sistema opera durante semanas o meses con combustibles líquidos y gas importado, las tarifas pueden recibir presiones adicionales.

Ahorro de energía como medida preventiva

En este contexto, el ahorro de energía cobra importancia. Reducir consumos en hogares, comercios e industrias puede aliviar la presión sobre embalses, térmicas y combustibles.

Pequeños cambios de hábitos, como apagar equipos innecesarios, optimizar aire acondicionado, usar iluminación eficiente y desplazar consumos no esenciales, pueden ayudar a reducir la demanda en horas críticas.

El ahorro no reemplaza la necesidad de generación, pero sí puede contribuir a que el sistema opere con mayor margen durante los meses más exigentes.

La continuidad dependerá de la gestión diaria

La posibilidad de evitar un apagón dependerá de la gestión diaria del sistema. Será necesario monitorear embalses, caudales, demanda, disponibilidad térmica, inventarios de combustibles, importaciones de gas y precios en bolsa.

También será clave mantener coordinación entre XM, generadores, transportadores de gas, Ministerio de Minas y Energía, CREG y agentes del mercado.

En escenarios de estrechez, las decisiones oportunas pueden marcar la diferencia entre una operación costosa pero estable y una situación de riesgo para la continuidad del servicio.

Una alerta para la seguridad energética

La combinación de embalses por debajo de la meta, gas importado cerca del límite y necesidad de combustibles líquidos confirma que Colombia enfrenta una alerta de seguridad energética.

No se trata únicamente de un problema de generación. También involucra infraestructura de gas, entrada de proyectos, suficiencia térmica, tarifas, regulación, planeación y comportamiento de la demanda.

La coyuntura muestra que la transición energética debe avanzar sin debilitar la firmeza del sistema y que la diversificación de fuentes debe estar acompañada por infraestructura de respaldo.

Con embalses en 78,76% frente a una referencia de 82,43%, consumo de gas importado térmico con picos de 344,6 GBTUD sobre una capacidad cercana a 400 GBTUD, y mayor uso de carbón, diésel y fuel oil, Colombia enfrenta un escenario exigente. El riesgo de apagón existe, pero no es inevitable. La clave será administrar el agua, garantizar combustibles, mantener la generación térmica disponible, acelerar infraestructura estratégica y promover ahorro para evitar que la estrechez energética se convierta en racionamiento.