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El Boletín Energético 350 de XM, publicado el 10 de julio de 2026, advierte sobre un atraso significativo en la entrada de nuevos proyectos de generación y transmisión eléctrica, en momentos en que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) enfrenta demanda en máximos históricos y la inminente llegada de un fenómeno de El Niño que, según pronósticos oficiales, tiene 100% de probabilidad de consolidarse entre octubre y diciembre de 2026.
Atraso en la entrada de nuevos proyectos
De los 4.475 MW de nueva capacidad de generación esperados para 2026, solo 681 MW habían entrado en operación al 9 de julio, lo que equivale al 14,7% de lo proyectado para el año. El boletín señala que "el atraso reduce la flexibilidad operativa" del sistema.
La situación se repite en la infraestructura de transmisión. De los 42 proyectos contemplados en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), el 60% presenta retrasos frente a su fecha de puesta en operación inicial.
Probabilidad de El Niño en 100%
De acuerdo con el Boletín IRI-NOAA publicado el 9 de julio, "el pronóstico indica que desde el trimestre junio-julio-agosto se espera una probabilidad de tener un evento de El Niño del 100%". El mismo documento precisa que "a partir del trimestre junio-julio-agosto se espera que las probabilidades de tener un evento El Niño estén por encima del 97% durante todo el horizonte". Para los trimestres SON, OND y NDJ, las probabilidades de que el evento alcance intensidad muy fuerte son de 71%, 81% y 75%, respectivamente.
El Centro Europeo de Pronósticos (ECMWF), en su reporte del 5 de julio, muestra "alta dispersión entre miembros del ensamble, con valores máximos en los meses de noviembre y diciembre que oscilan entre 3.4°C hasta 4.4°C aproximadamente", cifras superiores a las que registra el IRI para el mismo periodo.
Demanda en máximos históricos
La demanda de potencia máxima horaria del SIN llegó a 12.475 MW y la demanda máxima diaria a 262,65 GWh, ambos máximos históricos observados en 2026. La variación de julio frente al mismo mes de 2025 fue de 6,28%.
Por regiones, los mayores incrementos en julio se registraron en Guaviare (13,4%), Chocó (12,5%), Valle (8,9%) y Caribe (8,4%).
La demanda supera la Energía Firme disponible
El sistema enfrenta un déficit entre la Obligación de Energía Firme (ENFICC) y la demanda proyectada. Para la vigencia actual —del 1 de diciembre de 2025 al 30 de noviembre de 2026— la demanda supera en 1.971 GWh/año la ENFICC disponible. Para el periodo 2026-2027 esa brecha se amplía a 3.906 GWh/año.
El boletín concluye que "se requiere contar con la Energía Firme suficiente para atender la demanda esperada en el mediano y largo plazo, de manera confiable".
Restricciones operativas y desconexiones de carga
XM reporta 37 restricciones en estado de emergencia y 48 en estado de alerta en distintas áreas del país, concentradas principalmente en la región Caribe. El documento advierte que "las restricciones en emergencia pueden generar racionamiento de energía continuos en función del crecimiento de la demanda".
Entre el 1 de abril y el 10 de julio de 2026 se impartieron 200 instrucciones de desconexión de carga por sobrecarga de activos, tensiones fuera de rango o para cubrir contingencias en tiempo real; solo en junio, estas desconexiones representaron 456 MWh. El boletín registra además un racionamiento por agotamiento de red de 5,69 GWh de demanda no atendida, "asociada al agotamiento del STR o a vulnerabilidades topológicas que hoy resultan críticas para la operación".
Riesgo concentrado en el área Oriental
Uno de los puntos más señalados por XM es la coincidencia, entre diciembre de 2026 y abril de 2027, de la indisponibilidad de 500 MW de la planta Chivor con el mantenimiento de Guavio. Según el boletín, "para algunos periodos del día no se logra cubrir los requerimientos mínimos para la atención segura y confiable de la demanda del área Oriental", lo que representa riesgo de afectación en Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare.
AES Colombia solicitó el mantenimiento de la etapa 2 de la planta Chivor (500 MW) desde el 16 de octubre de 2026 hasta el 10 de junio de 2027. Por su parte, ENEL informó a XM sobre las obras de realce de la bocatoma en Guavio: "la intervención contempla el desocupado total del embalse entre septiembre y diciembre de 2026. Posterior a este periodo, la central operaría en condición de filo de agua, con disponibilidad sujeta al recurso hídrico afluente".
El documento también señala que "en la Sabana Norte de Bogotá, se evidencia dependencia de la generación de Zipas para la atención segura y confiable de la demanda", y que la falta de entrada oportuna de los proyectos UPME 01-2013 Sogamoso–Norte–Nueva Esperanza 500 kV, UPME 03-2010 Chivor Norte Bacatá y UPME 03-2023 ATR Nueva Esperanza 500/115 kV reduce los márgenes de seguridad del área.
Exigencia prolongada al parque térmico
Los escenarios hidrológicos deficitarios simulados por XM —que replican condiciones similares a las de los veranos 2015-2016 y 2023-2025— muestran que el sistema requeriría generación térmica sostenida por encima de 90 GWh/día durante toda la estación de verano, una operación que, según el boletín, "aún no ha sido alcanzada en la historia" del sistema.
En el escenario de hidrología sintética, construido a partir de mil series de caudales con alta similitud a los eventos de 2015-2016 y 1991-1993, la exigencia se extendería a cerca de 100 GWh/día durante más de once meses continuos, y el embalse agregado del SIN podría descender hasta 19,93%, muy por debajo de la Curva de Administración de Riesgo (CAR).
El análisis de mediano plazo advierte que "los principales embalses del SIN operarían por debajo de sus mínimos históricos, lo cual evidencia alto riesgo para la atención confiable y segura de la demanda eléctrica del sistema, dada la incertidumbre en la producción hidráulica de las plantas en dichos niveles de reservas".
Sin violación de índices de confiabilidad, pero con advertencia
Pese a que el estudio estocástico de mediano plazo no registra violación de los índices de confiabilidad regulatorios, XM precisa: "aún con el embalse agregado por encima del 80% previo al verano 2026-2027 y ante condiciones adversas no consideradas en los supuestos, el sistema podría afrontar condiciones de riesgo para la atención confiable de la demanda".
La deuda total del Mercado de Energía Mayorista (MEM) ascendió a 3,4 billones de pesos al 10 de julio de 2026. De ese total, 1,9 billones de pesos corresponden a obligaciones con generadores, y dentro de esa cartera, el 79,8% está asociado a generación térmica. El boletín atribuye este riesgo al "incremento de los costos a reconocer por combustibles requeridos para generación térmica ante evento El Niño" y a la exposición de comercializadores con alta dependencia de compras en bolsa.
Recomendaciones de XM
Entre las medidas planteadas por el operador del sistema figuran: actualizar el inventario de restricciones operativas de los embalses cercanos a su mínimo útil, identificar limitantes de disponibilidad de plantas térmicas, hacer seguimiento a los energéticos primarios para generación termoeléctrica, gestionar el "retanqueo" de la planta de regasificación de Cartagena —que tendrá mantenimiento entre el 30 de julio y el 3 de agosto de 2026—, coordinar mantenimientos de generación y transmisión para maximizar disponibilidad, y actualizar los pronósticos de demanda considerando el efecto de las mayores temperaturas.
