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El Sistema Interconectado Nacional enfrenta una serie de condiciones que podrían afectar la atención de la demanda eléctrica durante el verano 2026-2027. Así lo advierte XM en su Boletín Energético 361, en el que identifica riesgos asociados con los aportes hídricos, la generación térmica, el comportamiento de la demanda, la disponibilidad de energía firme y el estado de la infraestructura de transmisión.
El documento señala que existe la posibilidad de que el país no cuente con los recursos suficientes para atender la demanda máxima nacional durante el próximo verano.
XM establece que el riesgo de déficit de energía se materializaría si coinciden varios factores: que la demanda crezca de acuerdo con el escenario medio proyectado por la UPME, que los aportes hídricos permanezcan por debajo de los registrados durante el verano 2015-2016 o continúe una condición deficitaria, y que la generación térmica no logre superar los 85 GWh diarios en promedio de manera continua desde ahora hasta abril de 2027.
A esto se suma la necesidad de mantener el embalse parcial por encima del 30 %, de acuerdo con el umbral establecido por la regulación.
XM advierte que, bajo estas condiciones, “el Sistema no estaría en capacidad de atender de forma segura y confiable la demanda de energía en Colombia, durante el verano 2026-2027”.
El gas se convierte en un factor clave para la generación eléctrica
La advertencia de XM ocurre al mismo tiempo que el país inició un racionamiento programado de gas natural. El boletín registra que el 25 de septiembre el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40524, mediante la cual declaró el inicio de este racionamiento debido a una condición operativa en uno de los trenes de regasificación de la FSRU de SPEC LNG, en Cartagena.
De acuerdo con el documento, “SPEC LNG detectó una condición operativa en uno de los trenes de regasificación de la FSRU que requiere de intervención inmediata”.
La situación adquiere relevancia para el sistema eléctrico porque XM proyecta una participación prolongada de la generación térmica durante el verano 2026-2027. Para ese periodo, el análisis contempla necesidades de 484 GBTUD de gas natural, más 35 GBTUD correspondientes al gas de Termoyopal, para generación termoeléctrica.
También estima necesidades de 34.039 barriles diarios de combustibles líquidos para respaldar la generación térmica.
XM advierte directamente sobre esta relación al señalar que “de no contar con el combustible requerido por el parque termoeléctrico se aumentan los riesgos de desatención de demanda eléctrica”.
La advertencia se produce en un momento en el que la generación térmica adquiere mayor importancia para compensar una menor disponibilidad de recursos hídricos.
La generación térmica no ha alcanzado la meta en varios días de septiembre
Los datos de XM muestran que la generación térmica estuvo por debajo de la meta establecida por el mecanismo de la Resolución CREG 101 127 de 2026 durante varios días de septiembre.
El 21 de septiembre la generación térmica objetivo era de 95 GWh diarios, frente a una generación real de 77,23 GWh. El 22 de septiembre la meta era de 95 GWh y la generación llegó a 83,39 GWh.
El 23 de septiembre la meta aumentó a 100 GWh y la generación real fue de 86,35 GWh, mientras que el 24 de septiembre se fijó nuevamente un objetivo de 100 GWh y se registraron 79,34 GWh. Boletin_361
En todos estos casos, XM reportó que no se cumplió la meta de generación térmica.
Esto toma relevancia frente al escenario de verano planteado por el operador, que requiere una participación prolongada de las plantas térmicas para atender la demanda.
Los aportes hídricos también generan presión sobre el sistema
XM señala que los aportes hídricos acumulados presentan una diferencia de 4.706 GWh frente al fenómeno de El Niño 2015-2016 para la estación analizada, equivalente, según el documento, a aproximadamente 18 días de atención de la demanda.
Para septiembre de 2026, los aportes hídricos promedio estaban en 66,10 %, mientras que el análisis de XM plantea que una condición de aportes deficitarios puede llevar a los embalses a niveles inferiores a los mínimos históricos observados durante anteriores fenómenos de El Niño.
El boletín señala además que algunos escenarios requieren la máxima disponibilidad del parque térmico durante periodos de hasta 10 meses, mientras que en el análisis de corto plazo el requerimiento se aproxima a 102 GWh diarios.
La demanda eléctrica continúa creciendo
Otro de los factores identificados por XM es el comportamiento de la demanda.
El boletín reporta que en septiembre de 2026 la demanda alcanzó 266,81 GWh diarios, mientras que la potencia máxima registrada llegó a 12.683 MW.
La demanda de septiembre presentó una variación de 6,7 % frente a septiembre de 2025, y XM reportó máximos históricos observados durante 2026. Boletin_361
Esto incrementa la presión sobre un sistema que, de acuerdo con el análisis de XM, debe enfrentar simultáneamente una mayor demanda y una menor disponibilidad de recursos hidráulicos.
La energía firme no alcanza para cubrir la demanda proyectada
El problema identificado por XM no está limitado al próximo verano. Para la vigencia 2026-2027, el documento calcula una ENFICC de 85.217 GWh-año, frente a una demanda media proyectada de 92.886 GWh-año. Esto representa una diferencia de 7.669 GWh-año, equivalente a una brecha de 8,3 %.
La diferencia aumenta en los siguientes periodos:
- 2027-2028: 7.841 GWh-año.
- 2028-2029: 10.300 GWh-año.
- 2029-2030: 10.603 GWh-año.
XM señala que la creciente diferencia entre la energía firme y la demanda proyectada hace necesario asegurar nuevos recursos de generación y complementar los mecanismos existentes para garantizar la atención futura de la demanda.
La mitad de los proyectos de transmisión presenta retrasos
A la situación de generación se suma el estado de la infraestructura de transmisión.
XM señala que el 50 % de los proyectos de transmisión están atrasados frente a su Fecha de Puesta en Operación inicial.
El operador también proyecta un incremento de las restricciones eléctricas y operativas durante los próximos tres años. Incluso considerando proyectos de expansión con promotor asignado y sin asumir nuevos retrasos, XM estima que las restricciones podrían llegar a 251 en 2029.
Si no se materializan los proyectos que están en ejecución, la cifra podría llegar a 273 restricciones.
El documento señala que este escenario generaría una mayor presión sobre la infraestructura de transporte y plantea la necesidad de avanzar en las obras identificadas para reducir las condiciones de riesgo en la prestación del servicio.
El Caribe concentra la mayoría de las desconexiones de carga
La situación también tiene un componente regional.
Entre el 1 de enero y el 23 de septiembre de 2026, XM impartió 360 instrucciones para desconexión de carga por sobrecarga de activos, tensiones fuera de rango o contingencias en tiempo real.
De ese total, 345 instrucciones fueron ejecutadas en el área Caribe.
XM también reportó que entre el 1 de abril y el 23 de septiembre se dio instrucción para desconectar 3,20 GWh de carga en el Caribe por criterios de seguridad y confiabilidad.
El área Oriental también enfrenta restricciones de infraestructura
En el área Oriental, XM identifica una alta dependencia de la generación interna y de la disponibilidad de las redes de transmisión, especialmente de la infraestructura de 500 kV.
El operador señala que los mantenimientos e intervenciones sobre infraestructura de transporte y generación reducen los márgenes operativos, particularmente ante la falta de entrada oportuna de proyectos de expansión.
Entre las obras mencionadas están Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza 500 kV y Chivor Norte-Bacatá.
Además, el mantenimiento de la etapa II de Chivor, previsto entre septiembre de 2026 y junio de 2027, reducirá los márgenes operativos del área en un escenario de aportes hídricos deficitarios.
XM también identifica riesgos financieros en el mercado eléctrico
El boletín incluye un componente financiero asociado a la situación del Mercado de Energía Mayorista.
La deuda del mercado se ubicaba en $4,31 billones, según la información reportada por XM para el periodo analizado. El documento también identifica riesgos asociados al incremento de los costos de combustibles requeridos para generación térmica ante un evento de El Niño y a la exposición en bolsa de algunos comercializadores.
XM también identifica riesgos asociados con cartera e incumplimientos de agentes del mercado.
XM plantea medidas para reducir los riesgos
Ante este escenario, XM plantea una serie de medidas, entre ellas alcanzar la generación térmica requerida para activar el mecanismo previsto en la Resolución CREG 101 127 de 2026, evaluar el uso de puntos de conexión existentes para plantas de emergencia, acelerar la entrada de nuevos proyectos de generación y facilitar la aprobación de generación distribuida.
También plantea mecanismos de gestión de demanda, campañas de ahorro y uso eficiente de energía, reducción de restricciones de red y actualización del estatuto de racionamiento.
El documento, en todo caso, presenta estos elementos como riesgos y escenarios de análisis. XM no señala que Colombia vaya a enfrentar necesariamente un apagón o un racionamiento eléctrico durante el verano 2026-2027. La advertencia está relacionada con las condiciones que podrían llevar al sistema a no contar con recursos suficientes para atender la demanda de manera segura y confiable.
¿Qué advierte XM sobre el déficit de energía en Colombia?
XM advierte un posible déficit de energía durante el verano 2026-2027 si coinciden una mayor demanda, aportes hídricos deficitarios, generación térmica inferior a 85 GWh diarios y niveles del embalse parcial por debajo del umbral establecido por la regulación.
¿Por qué el gas natural es clave para la energía eléctrica?
El gas natural es clave para la generación eléctrica porque XM proyecta una participación prolongada de las plantas térmicas durante el verano 2026-2027 y calcula necesidades de 484 GBTUD de gas natural, más 35 GBTUD de Termoyopal.
¿Qué relación tiene el racionamiento de gas con el sistema eléctrico?
El racionamiento de gas natural puede afectar la generación térmica, cuya disponibilidad será necesaria para atender la demanda eléctrica durante un periodo de menores aportes hídricos. XM advierte que no contar con el combustible requerido aumenta el riesgo de desatención de la demanda.
¿Qué brecha de energía proyecta XM para Colombia?
La brecha de energía entre la ENFICC y la demanda proyectada llega a 7.669 GWh-año para 2026-2027, al comparar 85.217 GWh-año de energía firme con una demanda media de 92.886 GWh-año. Para 2029-2030, la diferencia asciende a 10.603 GWh-año.
