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El sistema eléctrico colombiano enfrenta un riesgo de déficit de potencia en el área Oriental del país —que cubre a Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare— entre diciembre de 2026 y abril de 2027, según el Boletín Energético #352 de XM, publicado el 24 de julio.
El riesgo se origina en la coincidencia entre la indisponibilidad de 500 MW de la planta Chivor y el mantenimiento de Guavio, en un sistema que además enfrenta demanda récord, atrasos en nueva generación, restricciones operativas activas en varias regiones del país y un deterioro financiero del mercado eléctrico.
El riesgo en el área Oriental
De acuerdo con el operador del sistema, la zona Oriental depende de manera directa de Chivor y Guavio para cubrir la demanda con seguridad.
El boletín señala que "el requerimiento de recursos de generación para atender de forma segura y confiable la demanda no se puede cumplir sin contar con Chivor y Guavio", y advierte que "para algunos periodos del día no se logra cubrir los requerimientos mínimos para la atención segura y confiable de la demanda del área Oriental".
La afectación potencial se ubica en "Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare" durante la ventana comprendida entre diciembre de 2026 y abril de 2027.
XM añadió que en la Sabana Norte de Bogotá, existe una dependencia adicional de la generación de la planta Zipa, y advierte que "se pueden presentar escenarios de mínima generación en Guavio ocasionando déficit de potencia a nivel sistémico", es decir, un problema que podría extenderse más allá de la región Oriental.
La consolidación de El Niño 2026-2027
Este riesgo específico se produce en el marco de la consolidación del fenómeno de El Niño 2026-2027. Según el boletín IRI-NOAA, existe una probabilidad del 81% de que el fenómeno alcance intensidad "muy fuerte" entre octubre y diciembre de 2026, con una probabilidad de consolidación del 100%.
Los índices ONI y RONI, calculados por la NOAA, se ubicaron en 1,0 y 0,5 respectivamente para el trimestre abril-mayo-junio, en el límite de la categoría El Niño. El propio boletín advierte que "menores aportes hídricos, mayor temperatura y presión sobre la demanda" son las consecuencias esperadas de este fenómeno para el sistema.
Demanda récord y brecha de energía firme
La demanda de energía ya registra máximos históricos. En julio de 2026 la demanda promedio fue de 262,67 GWh/día, un 6,75% más que en julio de 2025, y la demanda máxima horaria llegó a 12.475 MW.
Frente a esa demanda, la energía firme disponible del sistema (ENFICC) resulta insuficiente: la diferencia entre demanda y ENFICC alcanza los 5.468 GWh/año para la vigencia 2026-2027, frente a una brecha de 3.107 GWh/año en la vigencia actual y de 5.102 GWh/año proyectada para 2027-2028.
El boletín subraya que "se requiere contar con la Energía Firme suficiente para atender la demanda esperada en el mediano y largo plazo, de manera confiable".
Atrasos en la entrada de nueva generación
Parte de esa brecha se explica por el atraso en la entrada de nuevos proyectos. De los 4.475 MW esperados para 2026, solo habían entrado en operación 671 MW al 23 de julio, equivalentes al 15% de lo proyectado. De 42 proyectos de generación y transmisión en el Sistema de Transmisión Nacional, el 60% registra retrasos frente a su fecha inicial de puesta en operación.
La matriz de generación actual está compuesta en un 61% por capacidad hidráulica, 29% térmica y 10% solar, sobre una capacidad efectiva total de 21.680,95 MW.
Desconexiones de carga ya ejecutadas
El sistema ya ha debido recurrir a desconexiones de carga en varias regiones. Entre el 1 de abril y el 22 de julio de 2026 se ejecutaron 248 instrucciones de desconexión por sobrecargas, tensiones fuera de rango o contingencias, de las cuales 235 se concentraron en el área Caribe.
La demanda no atendida por criterios de seguridad y confiabilidad en esa región alcanzó un valor de 2.165 MWh entre abril y julio, y el boletín precisa que "todos los días de mayo 2026, exceptuando los días 02 y 03, se presentó DNA por criterios de seguridad en el área Caribe".
Por departamentos, Cesar concentró 781,4 MWh de demanda no atendida asociada a activos de Valledupar, Sucre/Bolívar 548,62 MWh vinculados a la subestación Chinú, y Bolívar 526,27 MWh en la zona de Ternera. XM advierte que, "con la materialización del evento El Niño, se seguirán presentando estas situaciones y podrán aparecer situaciones similares en otros equipos del Sistema en Caribe o resto del SIN".
Restricciones operativas en otras regiones del país
El boletín identifica condiciones críticas adicionales en Atlántico (por agotamiento de capacidad de transformación 220/110 kV), Córdoba-Sucre (agotamiento de red y bajas tensiones), la zona de Guajira-Cesar-Magdalena (dificultades para gestionar excedentes de reactivos y susceptibilidad a fallas de tensión), Bolívar (limitaciones en la capacidad de importación del área), Nordeste —con la advertencia de que estas condiciones "limitan la capacidad de exportación futura a Venezuela"—, y las zonas de Chocó y Cauca-Nariño, donde se reporta que las restricciones "limitan la capacidad de intercambio a Ecuador".
Entre el 27 de julio y el 9 de agosto de 2026 hay programados mantenimientos sobre unidades como Guatapé, Guavio, Sogamoso, Porce III y varias plantas térmicas, mientras que la terminal de regasificación de Cartagena tendrá mantenimiento anual entre el 30 de julio y el 3 de agosto.
El deterioro financiero del mercado eléctrico
El boletín también documenta el estado financiero del mercado. La deuda total del Mercado de Energía Mayorista asciende a 3,58 billones de pesos al 21 de julio de 2026, de los cuales el 57,6% corresponde a cartera a favor de los generadores, y dentro de ese monto, el 79,15% está asociado a generación térmica. XM identifica como riesgo financiero adicional a los "comercializadores que atienden usuarios finales con alta exposición en bolsa", cuya exposición llegó a 14% en julio, frente a niveles de 10% y 11% en los dos meses anteriores, así como el "incremento de los costos a reconocer por combustibles requeridos para generación térmica ante evento El Niño".
Lo que muestra el análisis de mediano plazo
El análisis energético de mediano plazo elaborado por XM, que simula 100 escenarios hidrológicos, encontró que en dos de ellos "no sería posible cumplir con los índices de confiabilidad establecidos en la regulación vigente". En el escenario de mayor riesgo, el embalse agregado del sistema descendería a 13,4% y los principales embalses del país —entre ellos Chivor, Guavio, El Quimbo, La Tasajera y Sogamoso— operarían por debajo de sus mínimos históricos, "incluyendo algunos de ellos en valores cercanos al 0% de su volumen útil".
Ese escenario exigiría una generación térmica sostenida "por encima de 90 GWh/día promedio durante 4 meses", una operación que, según el documento, "aun no" ha sido "alcanzada en la historia" del sistema.
Para sostener ese nivel de generación térmica, XM calcula un consumo de gas natural de hasta 439 GBTUD en los picos de demanda y de hasta 23.030 barriles diarios de combustibles líquidos, cifras que se acercan a la totalidad de las Obligaciones de Energía Firme contratadas con dichos combustibles.
Las recomendaciones de XM
Frente a este panorama, XM recomienda a los diferentes agentes del sector "actualizar inventario de restricciones operativas de los embalses del SIN operando cerca de su mínimo útil", identificar posibles limitantes en la disponibilidad de las plantas térmicas, hacer seguimiento continuo a los energéticos primarios para el suministro termoeléctrico, coordinar los mantenimientos de generación y transmisión, y "actualizar los pronósticos de demanda futuros, considerando el crecimiento esperado por el aumento de las temperaturas que hoy afectan la operación del SIN".
Claves del tema, en cuatro preguntas:
¿Bogotá tendrá riesgo de racionamiento de energía entre 2026 y 2027?
Según XM, existe riesgo de déficit de potencia en el área Oriental, que incluye a Bogotá, entre diciembre de 2026 y abril de 2027.
¿Qué plantas generan el riesgo eléctrico en el área Oriental de Colombia?
El riesgo se origina en la indisponibilidad de 500 MW de Chivor coincidiendo con el mantenimiento de la planta Guavio.
¿Qué otras regiones tienen restricciones eléctricas además del Oriente?
XM también identifica riesgos operativos en Atlántico, Córdoba-Sucre, Bolívar, Nordeste, Guajira-Cesar-Magdalena, Chocó y Cauca-Nariño.
¿Qué tan grave es El Niño 2026-2027 para el sistema eléctrico colombiano?
El IRI-NOAA calcula 81% de probabilidad de que el fenómeno alcance intensidad muy fuerte entre octubre y diciembre de 2026, en un sistema con demanda en máximos históricos.
