Bogotá D.C., octubre de 2026. La discusión sobre los efectos del Fenómeno de El Niño en Colombia comienza a desplazarse desde el precio de la electricidad hacia una preocupación más estructural: qué tan preparado está el sistema para garantizar suficiente energía durante una temporada seca prolongada.

Un estudio del Observatorio del Caribe Colombiano, citado por Portafolio, analiza la evolución de la generación hidráulica y térmica, el abastecimiento de combustibles, la regulación del mercado y el comportamiento de la demanda.

Su conclusión es que, aunque existen mecanismos regulatorios que podrían moderar algunos incrementos extremos en el precio de la energía, permanecen señales de alerta relacionadas con la disponibilidad física de generación y las restricciones de infraestructura.

El principal riesgo aparece cuando coinciden menos agua en los embalses, mayor consumo, necesidad de utilizar más plantas térmicas y dificultades para mantener suficiente disponibilidad de esas unidades.

El sistema depende ampliamente de la generación hidráulica

Colombia mantiene una participación elevada de generación hidroeléctrica, una característica que durante años ha permitido utilizar el agua como una de las principales fuentes para atender la demanda.

Sin embargo, esa dependencia aumenta la sensibilidad del sistema frente a fenómenos climáticos.

Cuando las lluvias disminuyen, los embalses reciben menos aportes y el operador debe administrar las reservas para evitar agotarlas antes de finalizar la temporada seca.

La principal alternativa para reducir el uso del agua es aumentar la participación de la generación térmica.

Las térmicas adquieren mayor importancia durante El Niño

Las plantas térmicas pueden utilizar gas natural, carbón y combustibles líquidos para producir electricidad cuando la generación hidráulica disminuye.

Esta capacidad de respaldo es precisamente una de las principales herramientas del sistema colombiano para responder ante periodos de baja hidrología.

El análisis del Observatorio plantea, sin embargo, que la disponibilidad del parque térmico ha venido disminuyendo de manera sostenida durante 2026.

Si esta tendencia continúa al mismo tiempo que aumenta la necesidad de utilizar estas plantas, el reto podría trasladarse desde los precios hacia la capacidad efectiva de atender la demanda.

Plantas a gas disponían de 3.132 MW a comienzos de septiembre

Según las cifras recogidas por el estudio, a comienzos de septiembre de 2026 las plantas térmicas que utilizan gas natural registraban aproximadamente 3.132 MW de capacidad efectiva neta disponible.

Esta capacidad supera individualmente a otras fuentes como carbón, combustibles líquidos y biomasa dentro de la comparación planteada.

El gas aparece así como uno de los combustibles centrales para reemplazar parcialmente la generación hidráulica durante una sequía intensa.

Pero una mayor utilización implica también un aumento considerable del volumen de combustible requerido.

Generación con gas podría aumentar 72% en un escenario exigente

En el escenario más exigente presentado por el Observatorio, la generación eléctrica basada en gas natural aumentaría desde aproximadamente 40.440 MWh diarios hasta 69.375 MWh diarios.

Esto representaría un crecimiento cercano al 72%.

Un salto de esta magnitud requeriría una disponibilidad mucho mayor de gas para el sector eléctrico.

Como la producción nacional no sería suficiente para cubrir todo ese incremento, el sistema tendría que aumentar significativamente las importaciones.

El GNL importado se convierte en una pieza de seguridad energética

Colombia cuenta con infraestructura que permite importar gas natural licuado (GNL), regasificarlo y utilizarlo en las centrales térmicas.

El estudio considera que para 2027 podría existir una mayor disponibilidad internacional de GNL debido a la entrada de nuevos proyectos de exportación.

Esto reduciría, en principio, el riesgo de que una mayor demanda colombiana coincida necesariamente con una escasez global del combustible.

Sin embargo, disponer de gas en el mercado internacional no garantiza por sí solo que todo el volumen requerido pueda ingresar al sistema colombiano.

La capacidad de regasificación también tiene límites

Para utilizar GNL importado se necesita infraestructura suficiente para descargar, almacenar y regasificar el combustible.

La terminal de SPEC LNG en Cartagena es actualmente una pieza fundamental de este esquema de respaldo.

Una contingencia ocurrida en septiembre de 2026 demostró la sensibilidad del sistema frente a esta infraestructura.

Una condición técnica redujo temporalmente la capacidad de entrega de gas importado y llevó al Ministerio de Minas y Energía a declarar un racionamiento programado de gas natural de carácter preventivo. :chatgpt-content-reference{index="0"}

La contingencia de SPEC fue temporal

El evento de septiembre no terminó convirtiéndose en una afectación prolongada.

MinEnergía informó que los trabajos correctivos permitieron recuperar completamente la capacidad de regasificación, equivalente a 475 millones de pies cúbicos diarios.

El racionamiento programado de gas terminó el 29 de septiembre de 2026 y durante la contingencia se garantizó la atención completa de la demanda esencial. :chatgpt-content-reference{index="1"}

El episodio, sin embargo, mostró por qué la infraestructura de gas forma parte directa de la seguridad eléctrica durante un periodo de alta generación térmica.

Disponibilidad térmica viene disminuyendo desde abril

Una de las principales señales de alerta identificadas por el Observatorio es el comportamiento reciente del parque térmico.

Según la interpretación de los datos de XM presentada en el informe, desde abril se observa una disminución sostenida de la disponibilidad de estas plantas.

El análisis señala que, en algunos momentos, la disponibilidad habría quedado incluso por debajo de las obligaciones de energía firme asociadas a esas unidades.

Esta afirmación corresponde al análisis del Observatorio sobre la información de XM y debe entenderse dentro de ese contexto metodológico.

XM ya ha advertido sobre la necesidad de máxima disponibilidad térmica

La importancia del parque térmico durante periodos de baja hidrología también ha sido señalada directamente por XM en episodios anteriores de El Niño.

El operador ha indicado que, bajo condiciones de bajos aportes, puede ser necesario contar con generación térmica cercana a su máxima capacidad y garantizar suficiente gas y logística de combustibles líquidos. :chatgpt-content-reference{index="2"}

El reto actual consiste en asegurar que esta capacidad esté disponible precisamente cuando aumente la exigencia sobre los embalses.

La demanda también viene creciendo

La presión sobre la oferta ocurre simultáneamente con un aumento del consumo.

Según las cifras utilizadas por el estudio, durante septiembre la demanda diaria pasó de alrededor de 250.900 MWh a cerca de 258.900 MWh.

Esto representa un incremento aproximado de 3,2% dentro del periodo analizado.

Una demanda creciente reduce el margen que existe entre los recursos disponibles y las necesidades del mercado.

Menos oferta disponible y más consumo reducen el margen de seguridad

El sistema eléctrico necesita mantener capacidad adicional para responder a fallas, mantenimientos o eventos inesperados.

Cuando la demanda se acerca demasiado a la oferta disponible, cualquier indisponibilidad adquiere una importancia mayor.

Esto explica por qué el estudio concentra su preocupación en la confiabilidad y no únicamente en la evolución de los precios.

Las tarifas también podrían aumentar

El informe no descarta efectos económicos para los usuarios.

En un escenario en el que la disponibilidad hidráulica disminuyera hasta aproximadamente 20%, el precio promedio del componente de generación podría aumentar de manera considerable frente a los niveles observados a comienzos de septiembre.

La simulación del Observatorio plantea un incremento aproximado de 58% en el costo promedio de generación bajo esas condiciones.

Sin embargo, ese incremento no se trasladaría automáticamente ni en la misma proporción al valor completo de la factura.

Air-e podría llegar a $1.126 por kWh en el escenario estudiado

Para usuarios de estrato 4 atendidos por Air-e, la simulación ubica la tarifa alrededor de $1.126 por kWh.

Esto representaría un incremento aproximado de 27,8% frente al punto de referencia utilizado por el estudio.

Esta cifra corresponde a una simulación del Observatorio y no a una tarifa decretada ni a una proyección oficial de la empresa o de la CREG.

Afinia podría ubicarse cerca de $1.309 por kWh

Para los usuarios de estrato 4 atendidos por Afinia, la simulación alcanza aproximadamente $1.309 por kWh.

El aumento estimado sería cercano al 26,7%.

Al igual que en Air-e, se trata de un escenario construido bajo supuestos específicos de disponibilidad hidráulica y costos de generación.

El Precio de Escasez Inferior cambia el comportamiento del mercado

Uno de los factores que diferencia el actual episodio de El Niño frente a crisis anteriores es la evolución del Precio de Escasez Inferior (PEI).

La CREG creó este mecanismo como un nivel adicional de protección frente a precios de bolsa elevados.

La regulación busca que el precio de escasez funcione como un techo de segundo nivel, mientras los contratos continúan siendo la principal cobertura de los usuarios frente a la volatilidad del mercado spot. :chatgpt-content-reference{index="3"}

CREG amplió el uso del Precio de Escasez Inferior en 2026

En marzo de 2026, la Comisión abrió una nueva oportunidad para que determinadas plantas con obligaciones de energía firme pudieran acogerse al PEI.

La Resolución CREG 101 102 de 2026 estableció opciones de transición para plantas con obligaciones correspondientes a los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028. :chatgpt-content-reference{index="4"}

Posteriormente, documentos regulatorios señalaron que 23 plantas se acogieron a ese esquema. :chatgpt-content-reference{index="5"}

El PEI busca limitar episodios extremos de precio

Una de las motivaciones del mecanismo es reducir la exposición del mercado a escenarios en los que el precio de bolsa aumenta significativamente durante periodos de escasez.

La CREG ha señalado que el precio de escasez debe recuperar su función como techo adicional dentro del mercado eléctrico. :chatgpt-content-reference{index="6"}

Esto ayuda a explicar por qué el estudio del Observatorio considera que el riesgo tarifario podría ser más acotado que el riesgo operativo bajo determinadas condiciones.

Contratos continúan siendo la primera protección para los usuarios

La mayoría de comercializadores no compra toda la electricidad directamente en el mercado spot.

Una parte importante se adquiere mediante contratos de suministro que permiten fijar previamente condiciones de precio y cantidad.

Por eso, incluso durante momentos de precios elevados en bolsa, el efecto sobre la tarifa final puede ser menor para una comercializadora altamente contratada.

El grado de exposición varía entre empresas y regiones.

Estratos subsidiados tienen mecanismos adicionales de protección

El análisis también destaca que los hogares subsidiados cuentan con restricciones adicionales sobre la velocidad con la que determinados incrementos pueden trasladarse a las tarifas.

Estas reglas pueden moderar el impacto inmediato sobre usuarios de menores ingresos.

Sin embargo, limitar el traslado al usuario no elimina el costo económico del sistema, por lo que también debe existir suficiente financiación para cubrir los subsidios correspondientes.

Caribe concentra varias alertas operativas

El estudio señala que la región Caribe presenta algunos de los mayores desafíos de infraestructura y demanda no atendida.

Sobrecargas, restricciones de red y limitaciones en subestaciones han obligado a adoptar cortes técnicos en determinadas circunstancias para mantener la seguridad del sistema.

Estas situaciones son diferentes a un racionamiento nacional por falta de energía, pero muestran que la capacidad de transporte puede convertirse en un cuello de botella regional.

Generación suficiente no sirve si la red no puede transportarla

La confiabilidad depende tanto de producir electricidad como de llevarla hasta los puntos de consumo.

Una región puede enfrentar restricciones incluso si existe generación disponible a nivel nacional cuando las líneas o transformadores se encuentran saturados.

Por eso, los riesgos asociados a El Niño deben analizarse junto con la expansión y mantenimiento de las redes eléctricas.

La liquidez de los generadores también entra en la ecuación

El informe relaciona parte de la menor disponibilidad térmica con las dificultades financieras que enfrenta el mercado.

Diferentes comercializadores mantienen obligaciones pendientes con generadores, mientras las plantas térmicas necesitan recursos para comprar combustibles antes de producir electricidad.

Este problema puede aumentar la percepción de riesgo de nuevas ventas de energía y dificultar la operación de la cadena.

La relación planteada por el Observatorio corresponde a su interpretación de la situación financiera y operativa del sector.

Un problema financiero puede convertirse en un problema físico

La disponibilidad de una planta no depende solamente de que sus equipos estén en buenas condiciones.

También necesita combustible, personal, mantenimiento, contratos y recursos suficientes para sostener la operación.

Si los problemas de liquidez reducen la capacidad de financiar estos componentes, la dificultad puede trasladarse desde los balances empresariales hacia la disponibilidad física del sistema.

Gobierno está diversificando el abastecimiento de combustibles

Las autoridades han comenzado a adoptar medidas precisamente para reducir este tipo de vulnerabilidad.

En octubre, MinEnergía avanzó en lineamientos relacionados con un mecanismo excepcional que permite ampliar las alternativas de abastecimiento de combustibles líquidos para plantas térmicas cuando se presenten condiciones justificadas que pongan en riesgo la confiabilidad.

El Ministerio publicó además el proceso regulatorio para aplicar la medida prevista en el Decreto 1491 de 2026. :chatgpt-content-reference{index="7"}

La seguridad energética depende de varias cadenas al mismo tiempo

El análisis muestra que el suministro eléctrico colombiano depende de varias infraestructuras interconectadas.

Los embalses necesitan agua, las térmicas necesitan gas o combustibles líquidos, las plantas necesitan liquidez y toda la electricidad debe pasar por redes de transmisión y distribución.

Una falla significativa en cualquiera de estos componentes puede reducir el margen disponible para atender la demanda.

El verdadero reto es tener energía disponible cuando se necesite

La principal conclusión del estudio es que el debate sobre El Niño no debería concentrarse exclusivamente en cuánto puede aumentar una factura.

Los mecanismos regulatorios pueden moderar parte de la volatilidad de precios, pero no pueden sustituir una planta indisponible, una falta de combustible o una red saturada.

La confiabilidad depende de contar físicamente con suficiente generación y capacidad de transporte durante los momentos más exigentes.

Los próximos meses serán determinantes

La evolución de la hidrología durante finales de 2026 y comienzos de 2027 determinará qué tan exigente será el escenario.

Si los aportes continúan por debajo de sus promedios, será necesario aumentar el uso del parque térmico y asegurar mayores volúmenes de gas y otros combustibles.

Simultáneamente, la demanda, la disponibilidad de las plantas y el estado de las redes deberán mantenerse bajo seguimiento permanente.

Tarifas importan, pero la confiabilidad será la prueba principal

El escenario planteado por el Observatorio no descarta aumentos tarifarios.

Sus simulaciones muestran incrementos potenciales importantes para usuarios de Air-e y Afinia si la hidrología se deteriora profundamente.

Sin embargo, el documento considera que la existencia del Precio de Escasez Inferior y otros mecanismos regulatorios reduce parte del riesgo de aumentos extremos observados en episodios anteriores.

En consecuencia, el foco se desplaza hacia la capacidad de generar y transportar suficiente electricidad durante la etapa más exigente de El Niño.

El análisis del Observatorio del Caribe Colombiano advierte que el desafío de El Niño podría estar más relacionado con el abastecimiento y la confiabilidad que con un aumento descontrolado de las tarifas. El escenario más exigente plantea que la generación térmica con gas tendría que aumentar cerca de 72%, desde 40.440 hasta 69.375 MWh diarios, mientras la disponibilidad del parque térmico viene mostrando una reducción desde abril. Aunque el estudio proyecta incrementos tarifarios de alrededor de 27,8% para usuarios de Air-e y 26,7% para Afinia en un escenario de fuerte deterioro hidráulico, destaca que mecanismos como el Precio de Escasez Inferior pueden limitar parte de la volatilidad. La atención se concentra, por tanto, en garantizar plantas disponibles, suficiente combustible, liquidez y redes capaces de transportar la energía.