Abril de 2026

Mucho se habla de la situación de posible desabastecimiento de energía eléctrica en el país, frente a la llegada de un Fenómeno del Pacífico como el que algunas agencias internacionales pronostican para finales del presente año y el primer cuatrimestre del próximo.

En el año 2023, cuando se iniciaba el último evento Niño registrado en el país, se tenían unas condiciones para afrontar la disminución de caudales en los ríos que abastecen las principales centrales hidroeléctricas instaladas en Colombia. Es importante tener como referencia dicho período, puesto que, conforme la información publicada por el Centro Nacional de Despacho, CND, al final de dicho período seco se llegó al nivel más bajo de los embalses de las últimas décadas, un poco por debajo del 28% del total que se podría tener como reserva en los embalses que se utilizan para generación de electricidad.

Pero, ¿qué significa este 28%? ¿Es el 28% de qué? Ese porcentaje corresponde a la porción de la energía que se puede almacenar en los embalses del sistema que se encuentra disponible para generar, día a día. Ese mismo porcentaje, a la fecha de elaboración de este artículo, corresponde al 61,32%, lo cual, según registros históricos, es relativamente alto para un mes de abril, el cual corresponde a la transición entre verano e invierno en nuestro país.

Desde esta perspectiva, existe relativa confianza de muchos en el sector, puesto que, en opinión de ellos, se cuenta con reserva suficiente para afrontar la época de lluvias, y la posterior época de sequía que se pronostica por parte de las agencias internacionales, e incluso de Colombia.

Sin embargo, es importante mencionar que, si comparamos con la situación que se presentaba en el Sistema eléctrico para el inicio del Fenómeno de El Niño 2023-2024, debemos partir del análisis de algunas variables, que indican la posibilidad o no de llegar a situaciones de desabastecimiento.

La primera, sobre la cual ya mencionamos el estado actual, el Embalse Agregado, es decir, la capacidad de almacenamiento de los embalses que alimentan a las plantas de generación hidroeléctricas. Según datos que pueden consultarse en www.xm.com.co, en el mes de agosto de 2023, el embalse agregado alcanzaba el valor de 18.183 GWh, es decir, si todos los embalses del sistema estuvieran a capacidad plena, se podrían producir estas unidades de energía equivalentes para atender la demanda. Sin embargo, esta capacidad, a la fecha, corresponde a 16.908 GWh, 7,01% menos de capacidad de reserva en unidades de energía que a inicios del período seco de 2023. Esto implica que, alcanzando el mismo porcentaje del embalse agregado del sistema para inicios del verano, se tendrían muchas menos unidades de energía disponibles para utilizar en dicho período seco. De hecho, XM S.A. E.S.P. acaba de anunciar que se requiere alcanzar un nivel estimado mínimo de 80% del embalse agregado, para poder atender la demanda durante el período seco que se avecina, a lo cual nos referiremos más adelante.

Pero si se considera que no se pueden desocupar totalmente los embalses, estaríamos en que un nivel crítico del embalse agregado se alcanza en niveles de 25%, por lo cual, si se inicia en un 80%, se tendría el 55% de reserva con respecto al embalse agregado, para ser utilizado en el verano, que corresponde a 9.300 GWh aproximadamente.

Otra variable que debe considerarse es la demanda. Para el año 2023, la demanda promedio fue de 219 GWh-día, frente a la del 2025, que fue de 230 GWh-día, es decir, un 5% adicional. Sin embargo, si tomamos el período seco de septiembre de 2023 a mitad de abril de 2024, el promedio de los días de semana de lunes a viernes (en su mayoría días hábiles), dicho valor sube a 233 GWh-día, es decir, cerca de un 6% adicional de demanda por los días de altas temperaturas (que se registran en períodos secos en el país).

Suponer entonces que podemos estar “confiados” porque los embalses se encuentran en un nivel alto, genera desconfianza en la atención de la demanda en el mediano plazo en el país, teniendo en cuenta estas dos variables muy importantes para garantizar la confiabilidad: la reserva con la cual cuenta el sistema, cada día menor; y la demanda a ser atendida, cada día más alta, y considerablemente más alta en épocas de bajas hidrologías.

Alguien diría entonces que para eso han entrado las energías renovables al Sistema. Y efectivamente contribuyen a disminuir el riesgo de atención de la demanda en el próximo evento seco, pero no lo elimina totalmente. El aporte de la generación solar durante el año 2025, con respecto a la demanda, fue del 5,3%. Entendiendo que la capacidad instalada se ha incrementado, y que el año 2025 ha tenido períodos de altas lluvias, solamente para este ejercicio vamos a suponer que corresponde al 7% del total del sistema en días cálidos.

Otro elemento a considerar es que el respaldo del sistema que nos brindan las termoeléctricas, debe cuantificarse, para cerrar este ejercicio que se propone. Si tomamos las plantas térmicas instaladas en el país, y suponemos que pueden generar a plena capacidad durante las 24 horas del día, nos podrían entregar aproximadamente 139 GWh-día de energía. Sin embargo, conforme lo muestran las estadísticas, y considerando la disponibilidad de este tipo de plantas, de alrededor del 85% en períodos secos prolongados, estarían aportando al sistema alrededor de 118 GWh-día.

Finalmente, es importante hablar de los aportes hidrológicos al Sistema, es decir, la cantidad de agua (expresada en unidades de energía que se puede producir con dicha agua) que entra al sistema todos los días. Para ilustrar el tema, es necesario decir que, según nuestros datos históricos de aportes hidrológicos, en el mes de abril, debería estar entrando al sistema el volumen de agua para producir aproximadamente 221 GWh-día de energía, que es la media histórica de abril. Sin embargo, aún en la actualidad, en donde está empezando la fase del Fenómeno del Pacífico de transición entre condiciones de Fenómeno de La Niña y condición neutral, el promedio de aportes hidrológicos de lo corrido del mes está alrededor de 170 GWh-día (76,87% de la media), incluso con días por debajo del 60%, es decir, por debajo de 135 GWh-día. Pero en períodos de sequías extremas, estos aportes pueden bajar a valores promedio entre 70 y 80 GWh-día.

¿Todos estos datos para qué? Si tenemos en la actualidad una demanda promedio de 235 GWh-día (año 2026), y consideramos que en verano se puede incrementar aproximadamente un 6%, estaríamos con una demanda promedio a ser atendida cercana a 250 GWh-día. Sin embargo, se han registrado días durante los últimos dos meses, con demandas cercanas a 260 GWh-día.

Partiendo entonces del promedio de 250 GWh-día, y de aportes promedio de 80 GWh-día, generación solar de 18 GWh-día y menores (en su mayoría plantas filo de agua) diaria de aproximadamente de 6 GWh-día, se requieren 146 GWh-día entre térmicas y embalse. Considerando que un fenómeno de El Niño puede prolongarse unos 6 meses (puede extenderse más, pero los 6 meses corresponderían a los de aportes muy bajos), entonces la reserva la podríamos gastar a razón de 52 GWh-día (9.300 dividido en 180 días). Es decir, se requerirían aproximadamente 94 GWh-día de generación térmica.

Para este ejercicio se suponen valores relativamente conservadores, para no presentar situaciones que podrían tornarse más críticas. Pero si la demanda promedio sube, por ejemplo, a niveles de 260 GWh-día, para gastar el agua a la misma tasa de uso (52 GWh-día), se necesitaría subir el nivel de generación térmica a 104 GWh-día. Este nivel de demanda es una situación que es bastante factible de que se presente.

Entonces, además de depender del clima (que los aportes durante el período anterior al inicio de el Fenómeno de El Niño sean suficientes para alcanzar el nivel de embalse deseado), debemos contar con un parque de generación térmico en buenas condiciones, con insumos suficientes para generar, de forma que se pueda utilizar la reserva de agua de los embalses en forma adecuada para sortear la sequía que se podría presentar. Y en este punto, cobra especial relevancia la situación financiera por la que atraviesa el sector, que se podría ver más afectada si las empresas con alta exposición a la Bolsa no cumplen con sus obligaciones con el mercado, puesto que los mayores vendedores en Bolsa durante los veranos son los generadores térmicos, que requieren recaudar los dineros para pagar los insumos de generación (contratos de carbón, gas natural, combustibles líquidos, principalmente). Si esto último no se cumple, se incrementa la vulnerabilidad del sistema, tanto por las variables climáticas, como por las dificultades financieras que se podrían generar, poniendo en riesgo estas últimas la sostenibilidad de las empresas, y el adecuado desempeño de los activos de generación durante un verano prolongado.

La adecuada administración del riesgo, tanto climático como financiero, es la clave para sortear adecuadamente el Fenómeno de El Niño que se avecina. Como se dice coloquialmente, que nos coja confesados, y que la “Confianza” en que estamos “sobrados” porque venimos de épocas de altas hidrologías en las cuales naturalmente el embalse está en buenos niveles de acumulación, no se nos traduzca en desconfianza en el sistema eléctrico, porque lleguemos a una situación no deseada de racionamiento de la demanda.

Notas Relacionadas:

• - Que no haya que decir, apague y vámonos
• - El sector energético es eje del crecimiento económico
• - Al borde del apagón…
• - Con luz, agua y gas, el país avanza