Colombia estuvo cerca de un racionamiento eléctrico el 28 y 29 de septiembre de 2026, cuando la disponibilidad declarada por las empresas no alcanzó para cubrir la demanda prevista en determinados momentos. Según Germán Alberto Caicedo, presidente del Consejo Nacional de Operación (CNO), el 28 de septiembre se programaron 98,5 megavatios de racionamiento de emergencia para la hora de mayor demanda de la tarde y, al día siguiente, el redespacho anticipó un recorte de 330 MW.
El corte no llegó a los hogares. Caicedo dijo que eso ocurrió gracias al profesionalismo de los equipos de operación y a una demanda algo menor que la pronosticada. Pero también dejó una advertencia clara: la confiabilidad del sistema no puede depender de un pronóstico favorable.
La señal de estrés no fue aislada. En lo corrido de 2026 se han registrado 364 instrucciones de desconexión de carga. Además, las centrales térmicas, que deberían aportar cerca de 96 GWh diarios, generan en promedio solo 83 GWh. La demanda eléctrica alcanzó máximos de 266,6 GWh en un día y de 12.683 MW en una hora, con un crecimiento del 4,9% frente a octubre del año pasado.
El frente hidrológico también muestra tensión. Al 8 de octubre, los aportes hídricos estaban en 52% de la media histórica. Frente al fenómeno de El Niño de 2015-2016, el sistema acumula un faltante de 4.208 GWh, equivalente a unos 17 días de la demanda nacional. A eso se suma que el nivel de los embalses pasó de 78,1% a 76,3% en una sola semana, incluso en temporada de lluvias.
XM advirtió que el panorama podría complicarse entre marzo y abril de 2027. Juan Carlos Morales, gerente general de XM, señaló que el país podría volver a enfrentar dificultades para cubrir la demanda si los embalses bajan y las condiciones climáticas se endurecen. En su intervención en Cartagena, dijo que el sistema estuvo al límite y que Colombia se quedó sin capacidad para atender la demanda de energía eléctrica.
Caicedo sostuvo que el problema no se explica solo por El Niño. Mencionó retrasos en la entrada de nueva generación, dificultades en transmisión, incertidumbre regulatoria y problemas financieros acumulados durante casi una década. Entre 2020 y 2026, el sistema esperaba incorporar más de 28.000 MW de nueva capacidad, pero solo entraron cerca de 5.600 MW. En la subasta de 2019, para 2023 debían estar operando 4.010 MW y solo habían entrado 1.064 MW.
La transmisión también pesa. Según las cifras presentadas por Caicedo, la mitad de los proyectos está atrasada. Uno de los casos es la línea Colectora, destinada a conectar los parques eólicos de La Guajira con el sistema nacional, cuya entrada se aplazó para 2027 debido a nuevas consultas previas. También cuestionó los aplazamientos de las subastas del cargo por confiabilidad, los meses en que la Creg operó sin quórum y los cambios en las cargas tributarias para los generadores.
Las presiones financieras completan el cuadro. Según Asocodis, a julio las deudas con las compañías del sector sumaban $7,9 billones, incluidas obligaciones relacionadas con Air-e, la opción tarifaria, entidades oficiales y subsidios. La cartera del mercado mayorista alcanzaba $4,29 billones.
El mercado eléctrico está mostrando una verdad incómoda: cuando la inversión se retrasa, la red pierde margen y el costo termina en la mayor vulnerabilidad del sistema. No hay energía barata si falta capacidad firme, ni estabilidad si la señal regulatoria cambia sobre la marcha.
Capital busca reglas claras. Lo que está en juego no es un tecnicismo operativo, sino la seguridad del suministro para hogares, empresas y producción. Cuando el aparato estatal acumula atrasos, incertidumbre y cuellos de botella, el riesgo país sube y el margen de la libre empresa se estrecha.
