Colombia lleva más de dos semanas con los embalses por debajo de la senda de referencia que el país necesita para llegar en buena forma al fenómeno de El Niño. La cifra no dispara alarmas de racionamiento todavía, pero sí ha puesto al sector eléctrico en modo vigilancia, con la vista puesta en dos fechas: noviembre y diciembre.

Una meta que lleva 15 días sin cumplirse

El sistema eléctrico colombiano se rige por un indicador diario que fija cuánta agua deberían tener los embalses para garantizar el abastecimiento si llega una sequía prolongada. Esa "senda de referencia", definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), dejó de cumplirse el 8 de julio, cuando el nivel cayó a 78%, frente a una meta de 78,37% para esa fecha.

El rezago no ha cerrado desde entonces. El 22 de julio, el volumen útil se ubicó en 79,42%, frente a una meta de 80,70%: una brecha de 1,28 puntos porcentuales que llegó a ser más amplia días atrás, cuando el 18 de julio el desfase tocó -1,51%.

La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén) atribuye la diferencia a la menor lluvia registrada en varias regiones del país, no a un incumplimiento de las generadoras en su obligación de conservar agua. El presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, coincide en que el nivel de almacenamiento sigue siendo alto y que la situación, por ahora, no es crítica.

No todos los embalses están igual de mal

Detrás del promedio nacional hay una fotografía desigual. Embalses como Guavio, Calima, Ituango, Esmeralda y Peñol superan el 90% de llenado, muy por encima de la meta. En el otro extremo, Porce II, Punchiná y Porce III son los más comprometidos, con niveles de 60,09%, 59,71% y 51,04% respectivamente.

Esa dispersión se complica con dos mantenimientos que reducirán la capacidad disponible justo en la temporada más sensible: Enel Colombia desocupará por completo el embalse de Guavio entre septiembre y diciembre para obras de realce en la bocatoma, mientras que AES Colombia adelantará mantenimiento en la etapa 2 de la planta Chivor entre el 16 de octubre de 2026 y el 10 de junio de 2027. Ante esto, la Superintendencia de Servicios Públicos pidió a la Creg, XM, el Consejo Nacional de Operación, Enel y AES revisar los cronogramas y verificar los respaldos de las Obligaciones de Energía Firme.

El escenario que más preocupa: diciembre

Para el sector, el punto de quiebre es el 1 de diciembre. Si los embalses no superan el 80% de capacidad útil para esa fecha, Colombia entraría a la fase más intensa de El Niño con un colchón de seguridad más estrecho. La presidenta de Acolgén, Natalia Gutiérrez, explica que permanecer por debajo de la senda de referencia no activa automáticamente racionamientos ni intervenciones en el mercado, pero sí es una señal de alerta de que la recuperación avanza más lento de lo esperado.

Las proyecciones de XM son, de hecho, más severas que en informes previos: el operador estima ahora que el embalse agregado del Sistema Interconectado Nacional podría caer a un mínimo de 20,69% en diciembre de 2026. De confirmarse, sería el nivel más bajo registrado en la historia del sistema, por debajo incluso del 27% alcanzado en el verano de 2024-2025, que hasta ahora era el antecedente más cercano.

Un dato que resume la magnitud del reto: hace una década, el embalse agregado a capacidad plena alcanzaba para abastecer la demanda durante casi 90 días. Hoy, esa misma agua llena solo cubriría alrededor de 60 días de consumo.

Más térmicas, más gas y más presión financiera

Para cuidar el agua embalsada, el mercado necesita que las hidroeléctricas suban el precio de su oferta en la bolsa de energía y dejen espacio a la generación térmica de respaldo, que funciona con carbón, gas natural y combustibles líquidos. Actualmente las térmicas aportan cerca del 29% de la energía del país, unos 60 gigavatios hora (GWh) diarios. XM calcula que, en un escenario de sequía prolongada, sería necesario sostener cerca de 100 GWh diarios de generación térmica durante unos diez meses.

Tomás González, director del Centro Regional de Estudios de Energía (Cree), advierte que aumentar la generación térmica no es solo una decisión técnica: exige garantizar la disponibilidad de combustibles, lo que a su vez requiere que las empresas tengan liquidez suficiente para comprarlos.

Ahí aparece un cuello de botella financiero. Las generadoras térmicas siguen expuestas a la deuda de la comercializadora Air-e, que según cifras recientes se ubica cerca de 1,8 billones de pesos al corte de julio. El Ministerio de Minas y Energía pidió a la Superintendencia de Servicios Públicos priorizar esos pagos, en la medida en que la falta de liquidez podría dificultar la compra de gas, carbón y combustibles líquidos, además de cubrir los costos operativos necesarios para mantener la generación.

La demanda no da tregua

Mientras la oferta se ajusta, el consumo sigue subiendo. Según cifras de XM, la demanda eléctrica creció 6,67% en julio, impulsada por las altas temperaturas, y el promedio diario llegó a 262,67 GWh. Estimaciones del operador proyectan además un déficit estructural de generación de 3.107 GWh para el periodo 2025-2026, que subiría a 5.468 GWh en 2026-2027 y se mantendría por encima de los 5.100 GWh en el periodo siguiente, como resultado combinado del crecimiento de la demanda y los retrasos en la entrada de nuevos proyectos de generación y transmisión.

Acolgén insiste en que el ahorro de energía puede marcar la diferencia: durante El Niño de 2015-2016, las campañas de uso eficiente lograron reducir la demanda cerca de un 4%, lo que ayudó a la recuperación de los embalses. El gremio también plantea la necesidad de actualizar el Estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento, a cargo del Ministerio de Minas y Energía y la Creg, y de acelerar la entrada de nuevos proyectos de generación, en particular parques solares.

El resumen para el sector

Colombia no está, hoy, ante un riesgo inminente de apagón. Pero la combinación de embalses rezagados, mantenimientos que restan capacidad justo antes de la temporada crítica, una demanda que no deja de crecer y una cadena de pagos tensionada en las térmicas configura un escenario que exige seguimiento cercano en las próximas semanas. Noviembre y diciembre concentrarán las señales que definirán qué tan preparado llega el sistema eléctrico a la fase más exigente de El Niño.