El sistema eléctrico colombiano afronta el posible fenómeno de El Niño 2026-2027 con una capacidad de maniobra más limitada que en episodios anteriores, así lo aseguran desde ERCO Energía. El crecimiento sostenido del consumo, la reducción de las reservas hidráulicas, el rezago de nuevos proyectos y la dependencia del respaldo térmico conforman una combinación que podría elevar los precios y aumentar el riesgo de restricciones.
Durante el webinar “Entender para actuar”, organizado por ERCO Energía, representantes de la generación, la comercialización y la regulación coincidieron en que el principal desafío no es el evento climático en sí mismo, sino la estrechez estructural entre la oferta disponible y una demanda que continúa avanzando.
“El problema no es el Niño”, afirma Mario Rubio, secretario técnico del Comité Asesor de Comercialización. El especialista sostiene que estos ciclos se presentan periódicamente y que su aparición permite evaluar hasta qué punto el sistema está preparado para responder a condiciones hidrológicas adversas.
Según las cifras expuestas durante el encuentro, la demanda aumentó más de un 100% desde comienzos de siglo, mientras la capacidad activa neta de generación se expandió alrededor de un 70%. Esa diferencia redujo progresivamente el margen entre producción y consumo.
El fenómeno también se observa en un horizonte más cercano. Desde 2015, el requerimiento diario pasó de unos 200 GWh a máximos cercanos a 260 GWh, lo que representa un incremento de aproximadamente el 35%.
Adriana Asensio, gerente de ERCO Generación, señala que la oferta creció más lento que el consumo y que esa brecha obliga al sector a buscar nuevas soluciones. “Esa falta de maniobra hoy es la que nos está poniendo en aprietos”, manifestó la directiva.
Los embalses pierden capacidad frente a una demanda en ascenso
Uno de los indicadores más sensibles es la cantidad de días durante los cuales los embalses podrían abastecer el consumo nacional. De acuerdo con los datos compartidos en el webinar, esa reserva habría disminuido desde cerca de 120 días hace seis o siete años hasta un rango actual de entre 60 y 70 días con los embalses llenos.
Jorge Valencia, excomisionado y exdirector ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, explica que la pérdida responde tanto al incremento del consumo como a factores que reducen el volumen aprovechable de los reservorios.
“Nosotros estamos perdiendo más o menos entre un 5 y un 6 por ciento de capacidad de almacenamiento al año”, advirtió Valencia, quien identificó a la sedimentación como una de las principales causas.
El problema no se limita a que entre menos agua durante una sequía. Incluso cuando los embalses alcanzan niveles elevados, el volumen almacenado representa cada vez menos jornadas de consumo porque la demanda continúa aumentando.
A esa situación se suma la falta de nuevas centrales hidroeléctricas de gran escala. Los participantes remarcan que, después de Ituango, no existe claridad sobre cuál será la próxima gran instalación de esta tecnología que ingresará al sistema.
Valencia agrega que el consumo crece alrededor de 3,5% anual en condiciones promedio, pero puede acelerarse durante los periodos de temperaturas elevadas. En días particularmente calurosos, la demanda observada habría alcanzado 262 GWh, por encima de los valores medios esperados.
“Ya sabemos que según las cuentas no podemos pasar un verano medianamente fuerte”, alertó el exregulador. Bajo ese escenario, la única herramienta inmediata sería moderar el consumo, dado que las obras de generación y transmisión requieren varios años para ser planificadas, autorizadas y construidas.
La vulnerabilidad aumenta durante los momentos de menores aportes hídricos. En anteriores veranos intensos, el ingreso de agua al sistema se ubicó entre 60 y 65 GWh equivalentes por día. Frente a una demanda cercana a 260 GWh, las demás tecnologías deberían cubrir aproximadamente 200 GWH.
Sin embargo, según las estimaciones mencionadas en el webinar, las fuentes renovables no convencionales aportarían entre 20 y 25 GWh diarios, por lo que el resto debería provenir principalmente de la generación térmica y de las reservas hidráulicas.
Cuando disminuyen las lluvias, las instalaciones a gas, carbón o combustibles líquidos deben incrementar su producción para preservar el agua almacenada.
La situación financiera agrega otra restricción. En el encuentro se mencionó una deuda cercana a 3,4 billones de pesos en el mercado mayorista, de la cual una proporción significativa afectaría a los generadores y, en especial, a las compañías térmicas.
Al mismo tiempo, los comercializadores podrían enfrentar una exposición a bolsa cercana a 40% o 44% durante el último trimestre del año y el primer trimestre de 2027, dependiendo de la evolución de los contratos y de la energía disponible.
Ese nivel de exposición supone un riesgo para las tarifas. La bolsa es un mercado de muy corto plazo y refleja el costo de la última unidad necesaria para atender la demanda. Durante una sequía, el valor del agua almacenada aumenta porque utilizarla hoy puede obligar al generador a comprar electricidad más cara en el futuro.
¿La intervención de precios podría desalentar nuevas inversiones?
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Ante un incremento de los valores mayoristas, una de las alternativas discutidas públicamente es intervenir el mercado.
“Para mí la intervención es la peor solución”, enfatizó Valencia. El especialista considera que limitar el precio ofertado por las centrales térmicas puede provocar que una unidad deje de operar si el ingreso permitido no cubre el combustible y sus costos variables.
La advertencia también apunta al largo plazo. Los proyectos de generación recuperan su inversión durante periodos de 20 o 30 años, por lo que plantearon que los cambios regulatorios inesperados pueden alterar los flujos previstos, dificultar el financiamiento y frenar la incorporación de capacidad.
Rubio compara el diseño del mercado con un reloj suizo compuesto por distintos engranajes. “En el momento en que por algún tema de corto plazo alguien quiera cambiar un engranaje, tú lo tocas y afectas todo el mecanismo”, sostuvo.
El secretario técnico diferencia tres ámbitos: la bolsa de corto plazo, los contratos de mediano plazo y el cargo por confiabilidad de largo plazo. Desde su perspectiva, el problema central no es únicamente el precio de bolsa, sino la insuficiente cobertura contractual de parte de la demanda.
La falta de producto ya se refleja en las negociaciones. Juan Felipe Puerta, líder del negocio de comercialización de energía de ERCO, asegura que comprar electricidad se ha convertido en una tarea compleja porque numerosos generadores ya comprometieron su producción.
“Hoy, le tocas la puerta a un generador y te mandan para el 2032”, aseguró Puerta. Por esa razón, la compañía recomienda que los grandes consumidores analicen contratos de mayor duración y anticipen sus renovaciones.
Un cliente industrial que acuerda el suministro por solo dos años puede encontrarse, al finalizar ese periodo, con incrementos de 30% o 40%, según los ejemplos expuestos. La contratación de largo plazo permite reducir la exposición a la volatilidad, aunque exige evaluar precios y riesgos durante horizontes más extensos.
La demanda aparece como la principal herramienta inmediata
Los expositores coinciden en que Colombia no podrá construir nuevas centrales hidroeléctricas, plantas térmicas o redes de transmisión antes del próximo periodo seco. La respuesta de la demanda surge, por lo tanto, como la principal acción disponible en el corto plazo.
“Tenemos que bajar la demanda, porque no da tiempo para más”, resumió Valencia.
Las medidas incluyen ajustes sencillos en hogares, comercios e industrias. El potencial industrial es mayor. Los usuarios no regulados concentran aproximadamente el 30% del consumo, mientras el mercado regulado representa el 70% restante. Debido a su escala, las fábricas y grandes empresas pueden ofrecer reducciones significativas mediante programas formales de respuesta a la demanda.
ERCO trabaja con clientes que buscan vincularse a estos esquemas para disminuir temporalmente su consumo y acceder a los incentivos correspondientes. La comercializadora sostiene que sus herramientas digitales permitieron a sus clientes acumular ahorros superiores a 50.000 millones de pesos, a partir de la gestión del consumo y de acciones operativas relativamente pequeñas.
Autogeneración y almacenamiento para aliviar la red
Además de la eficiencia, ERCO identifica la autogeneración como una alternativa de ejecución más rápida que los grandes proyectos. Mientras una central de escala utility enfrenta trámites ambientales, conexiones y obras de transmisión, una instalación detrás del medidor podría completarse en cerca de seis meses, según la empresa.
Puerta propone que los grandes clientes desarrollen sistemas solares con almacenamiento capaces de abastecer una parte de su consumo. En el ejemplo expuesto, una industria podría cubrir alrededor del 30% de su requerimiento, reduciendo la energía retirada de la red durante las horas críticas.
Desde el lado de la oferta, ERCO Generación informó que opera 65 MW en plantas no despachadas centralmente y proyecta incorporar otros 120 MW, sujeto a que la regulación y los procedimientos de conexión permitan acelerar el ingreso.
No obstante, los participantes advierten que la energía solar y eólica, aunque necesarias, no resolverán por sí solas la estrechez. Su aporte de energía firme todavía representa una fracción reducida frente a las centrales hidráulicas y térmicas. La discusión incluye centrales hidroeléctricas con criterios de diseño adaptados al cambio climático, almacenamiento de energía, generación térmica, proyectos solares y eólicos, redes del Sistema de Transmisión Nacional y nueva infraestructura de gas.
El riesgo, según los especialistas, es que Colombia supere el próximo fenómeno de El Niño mediante medidas coyunturales, pero vuelva a enfrentar la misma amenaza un año después, cuando las reservas equivalgan a menos días de consumo y la demanda sea todavía mayor.
“No nos podemos acostumbrar”, advirtió Rubio al referirse a la posibilidad de racionamientos periódicos. El especialista sostiene que el sector colombiano ha superado crisis anteriores, pero necesita convertir esta coyuntura en un punto de partida para decisiones estructurales.
La conclusión de los especialistas es que la respuesta inmediata deberá combinar ahorro, gestión activa del consumo, autogeneración, almacenamiento y mayor cobertura contractual. En paralelo, el país tendrá que recuperar la confianza para invertir y habilitar proyectos capaces de acompañar el crecimiento de la demanda.