Bogotá D.C., septiembre de 2026. Colombia vuelve a mirar hacia uno de los episodios más difíciles de su historia energética reciente: el racionamiento eléctrico de comienzos de la década de los noventa. En medio de las alertas por el Fenómeno de El Niño 2026-2027, menores aportes hídricos, retrasos en nueva generación y una creciente demanda eléctrica, un análisis económico calculó cuánto podría costarle al país repetir un escenario similar.

Según un ejercicio elaborado por Lumen Economic Intelligence, un racionamiento de profundidad y duración semejantes al ocurrido entre 1992 y 1993 tendría un impacto estimado de $30,7 billones.

La cifra equivale aproximadamente al 1,6% del Producto Interno Bruto (PIB) y contempla no solamente la producción que empresas y sectores dejarían de generar por falta de electricidad, sino también la pérdida de bienestar de los hogares.

El análisis fue presentado por Luis Fernando Mejía, fundador y CEO de Lumen Economic Intelligence, durante el 18° Congreso Anual de Energía de Acolgen realizado en Bogotá.

$30,7 billones sería el costo de repetir el escenario de 1992

El escenario más severo analizado por Lumen toma como referencia el racionamiento que vivió Colombia durante 343 días entre 1992 y 1993.

En ese periodo, el sistema eléctrico dejó de atender aproximadamente 2.400 gigavatios-hora, equivalentes al 6,8% de la demanda eléctrica de ese momento.

Aplicar una interrupción de profundidad y duración similares a la economía actual tendría un impacto estimado de $30,7 billones.

La magnitud evidencia que un problema eléctrico no se limita al sector energético: rápidamente se convierte en un problema productivo, laboral, fiscal y social.

Solo la producción perdida representaría $25 billones

Si el cálculo se limita únicamente a la producción que dejaría de realizarse como consecuencia de la falta de electricidad, el impacto alcanzaría aproximadamente 1,3% del PIB.

En términos monetarios, esto representa cerca de $25 billones.

El resto del cálculo hasta completar los $30,7 billones corresponde principalmente a la pérdida de bienestar de los hogares, un efecto que no siempre aparece directamente reflejado en las estadísticas tradicionales de producción.

Vivir durante meses con interrupciones de electricidad significa menor capacidad para refrigerar alimentos, estudiar, trabajar, utilizar comunicaciones, acceder a servicios digitales o mantener condiciones normales dentro de los hogares.

210.000 empleos podrían estar en riesgo

El impacto laboral sería otro de los efectos más graves de un escenario de racionamiento prolongado.

Según el ejercicio presentado por Lumen, un escenario comparable con el de 1992 podría poner en riesgo cerca de 210.000 puestos de trabajo.

El vínculo entre energía y empleo es directo. Empresas que no pueden operar con normalidad producen menos, enfrentan mayores costos y pueden verse obligadas a reducir turnos, aplazar producción o disminuir su planta laboral.

Industrias intensivas en electricidad serían especialmente sensibles, pero también comercio, restaurantes, servicios, logística, telecomunicaciones y pequeñas empresas podrían enfrentar pérdidas relevantes.

Hasta 480.000 personas podrían caer en pobreza monetaria

El deterioro productivo también tendría efectos sobre los ingresos de los hogares.

Lumen calcula que hasta 480.000 personas adicionales podrían caer en condición de pobreza monetaria bajo el escenario más severo.

Una reducción de empleo, horas trabajadas o ingresos puede afectar rápidamente a hogares que se encuentran cerca de la línea de pobreza y que cuentan con poco margen financiero para enfrentar una caída temporal de recursos.

Por eso, el análisis plantea que garantizar el suministro eléctrico debe entenderse también como una política de protección de ingresos y bienestar social.

Lumen utilizó costos de racionamiento de la UPME

Para realizar el ejercicio, Lumen Economic Intelligence utilizó como referencia los costos de racionamiento empleados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

La UPME calcula indicadores que buscan estimar cuánto cuesta para la economía dejar de suministrar una unidad de electricidad a los usuarios del Sistema Interconectado Nacional.

El denominado Costo Incremental Operativo de Racionamiento (CRO) se expresa en pesos por kilovatio-hora y representa el costo marginal asociado a racionar usuarios del sistema.

Estos valores permiten traducir una cantidad de energía no suministrada en impactos económicos aproximados sobre diferentes actividades productivas y usuarios.

Tres escenarios para la temporada seca 2026-2027

El análisis no contempla un único escenario.

Lumen construyó tres escenarios de racionamiento para la temporada seca de 2026-2027, con diferentes porcentajes de demanda no atendida y distintas duraciones.

El escenario más severo utiliza como referencia el episodio de 1992-1993, mientras los demás representan situaciones menos profundas o prolongadas.

El ejercicio no significa que Colombia necesariamente vaya a enfrentar un racionamiento de esa magnitud, sino que busca dimensionar las consecuencias económicas que tendría si el riesgo llegara a materializarse.

Energía firme estaría 7,8% por debajo de la demanda prevista

Una de las variables que genera preocupación es el balance entre la energía firme disponible y la demanda esperada.

De acuerdo con las cifras presentadas durante el Congreso de Acolgen, para la vigencia 2026-2027 la energía firme disponible estaría alrededor de 7,8% por debajo de la demanda prevista.

Ese déficit representa una alerta porque la energía firme corresponde a aquella que puede garantizarse incluso bajo condiciones críticas de hidrología.

Cuanto menor sea el margen entre energía firme y consumo, menor será la capacidad del sistema para absorber contingencias, mantenimientos o retrasos de proyectos.

La brecha equivale a cerca de 28 días de consumo

La diferencia señalada entre energía firme y demanda equivaldría aproximadamente a 28 días de consumo eléctrico.

Esta comparación ayuda a dimensionar la magnitud del faltante potencial si el país entra en una temporada seca prolongada sin contar con suficiente respaldo adicional.

El sistema dispone de distintos mecanismos para administrar esta situación, incluyendo generación térmica, ahorro, importaciones, almacenamiento y optimización de embalses.

Sin embargo, todos esos recursos necesitan estar disponibles simultáneamente para reducir el riesgo.

Aportes hídricos están por debajo de la media histórica

La hidrología es otra de las principales variables bajo vigilancia.

Desde mayo, los aportes de agua a los embalses se han ubicado aproximadamente entre 75% y 79% de la media histórica, según las cifras mencionadas en el análisis.

Menores aportes significan que entra menos agua de la habitual a los embalses, reduciendo la velocidad con la que pueden recuperar las reservas utilizadas para generar electricidad.

Durante El Niño, esta situación puede mantenerse durante varios meses y aumentar progresivamente la presión sobre el almacenamiento.

El Niño aumenta el riesgo para la generación hidráulica

El escenario climático aumenta la importancia de la planeación preventiva.

Las proyecciones climáticas utilizadas por el sector muestran una alta probabilidad de un Fenómeno de El Niño muy fuerte durante los próximos meses.

Un evento intenso puede reducir precipitaciones, disminuir caudales y limitar la generación hidráulica disponible durante la temporada seca.

En un sistema con alta participación hidroeléctrica, este comportamiento obliga a aumentar el respaldo de otras tecnologías para garantizar continuidad en el servicio.

Solo 23% de la nueva capacidad prevista había entrado

Otro factor de presión son los retrasos en nueva capacidad de generación.

Con corte al 10 de septiembre de 2026, habían comenzado a operar aproximadamente 1.027 MW de los 4.475 MW que estaban previstos para entrar en funcionamiento durante el año.

Esto representa cerca del 23% de la capacidad originalmente programada.

Los retrasos reducen el margen disponible precisamente cuando la demanda continúa creciendo y las condiciones climáticas se vuelven más exigentes.

Proyectos retrasados dejan menos margen de seguridad

Cuando una nueva planta no entra en la fecha esperada, el sistema debe continuar dependiendo de la infraestructura existente durante más tiempo.

Esto resulta especialmente complejo si algunas centrales deben realizar mantenimientos o si una sequía reduce la producción hidroeléctrica.

Los retrasos pueden estar relacionados con permisos ambientales, financiación, consultas previas, construcción, adquisición de equipos o falta de capacidad de conexión.

Para Lumen, recuperar el ritmo de expansión es una de las prioridades para disminuir la exposición a futuras temporadas secas.

Embalses ofrecen menos días de respaldo

El crecimiento de la demanda también ha reducido el margen que representan los embalses frente al consumo del país.

Medida en días de demanda máxima, la capacidad de almacenamiento habría pasado de aproximadamente 87 días durante el Fenómeno de El Niño de 2015-2016 a cerca de 67 días actualmente.

Esto no significa necesariamente que los embalses tengan menor capacidad física, sino que una demanda más alta consume más rápidamente una reserva equivalente.

Cuanto mayor sea la demanda diaria, menos días puede cubrir un mismo volumen de agua almacenada.

Generación térmica será uno de los principales respaldos

Frente a una reducción de generación hidroeléctrica, las centrales térmicas adquieren un papel fundamental.

Estas plantas pueden utilizar gas natural, carbón o combustibles líquidos para generar electricidad cuando el sistema necesita preservar los embalses.

Por ello, Lumen plantea garantizar desde ahora las condiciones necesarias para que el parque térmico permanezca disponible durante toda la temporada seca.

La disponibilidad técnica de las plantas debe estar acompañada por disponibilidad de combustibles y capacidad financiera para adquirirlos.

Garantizar gas y combustibles líquidos

Una de las recomendaciones centrales es asegurar el abastecimiento de gas y combustibles líquidos para las centrales térmicas.

Las plantas no pueden operar únicamente con capacidad instalada: necesitan contratos de combustible, infraestructura de transporte, inventarios y condiciones logísticas suficientes.

En un escenario prolongado de baja hidrología, la demanda térmica puede aumentar de forma significativa y presionar el mercado de gas.

Por eso, el suministro debe planificarse antes de que el sistema llegue a su periodo de mayor exigencia.

Mantenimiento de térmicas debe completarse antes de la sequía

Lumen también plantea completar los mantenimientos necesarios para maximizar la disponibilidad del parque de generación.

Una planta indisponible durante los meses críticos reduce la capacidad del sistema para responder a una caída de los recursos hidráulicos.

La coordinación de mantenimientos es especialmente importante cuando varias centrales importantes podrían salir de operación simultáneamente.

El objetivo es entrar a la temporada seca con la mayor cantidad posible de capacidad disponible.

Liquidez para mantener las plantas encendidas

La salud financiera de los generadores también hace parte de la seguridad energética.

Las plantas térmicas necesitan recursos para comprar combustible, realizar mantenimientos, pagar proveedores y cumplir garantías dentro del mercado eléctrico.

Si existen retrasos significativos en los pagos, la operación puede verse afectada incluso cuando la planta está técnicamente disponible.

Por eso, Lumen plantea que los mecanismos de remuneración y pago deben garantizar recursos suficientes cuando las centrales sean requeridas.

Gestión de la demanda antes de llegar al racionamiento

Otra de las herramientas propuestas es anticipar la gestión de la demanda.

Reducir el consumo voluntariamente antes de llegar a una situación de emergencia puede disminuir la cantidad de generación requerida y ayudar a conservar agua en los embalses.

El análisis plantea utilizar incentivos al ahorro y campañas enfocadas especialmente en las horas en las que el sistema enfrenta mayor exigencia.

Una reducción pequeña aplicada sobre millones de usuarios puede representar una disminución importante de la demanda agregada.

Ahorrar en horas críticas tiene mayor impacto

No todas las horas del día tienen la misma presión sobre el sistema.

Los momentos de máxima demanda requieren que entren más plantas de generación y pueden incrementar el uso de recursos costosos o escasos.

Concentrar las campañas de ahorro en estas franjas puede tener un efecto superior al de reducir consumo en horarios en los que existe mayor disponibilidad.

La gestión inteligente de la demanda será cada vez más relevante a medida que crezca la participación de fuentes variables como solar y eólica.

Reglas estables para atraer inversión

Resolver el corto plazo no elimina la necesidad de fortalecer la expansión futura.

Lumen plantea que Colombia necesita reglas regulatorias estables que den previsibilidad a inversionistas y permitan desarrollar nuevos proyectos de generación.

Las inversiones energéticas requieren varios años desde su planeación hasta su entrada en operación, por lo que cambios frecuentes de reglas pueden retrasar decisiones o aumentar los costos de financiación.

La seguridad jurídica se convierte así en otro componente de la seguridad energética.

Licencias y consultas deben avanzar con mayor velocidad

El análisis también plantea agilizar procesos relacionados con licenciamiento y consultas necesarias para nuevos proyectos.

Esto no implica eliminar requisitos ambientales o de participación, sino reducir retrasos administrativos y mejorar la coordinación entre entidades.

Cada año adicional que tarda una obra estratégica puede aumentar la brecha entre oferta y demanda.

En un contexto de crecimiento sostenido del consumo, los cronogramas adquieren una importancia cada vez mayor.

La transmisión también es parte del problema

Incorporar nueva generación no es suficiente si la energía no puede transportarse hasta los principales centros de consumo.

Por esa razón, Lumen incluye las obras de transmisión eléctrica dentro de las prioridades.

Una planta solar, hidroeléctrica o térmica puede estar completamente disponible, pero si la red no tiene capacidad para evacuar su producción, parte de esa energía no podrá aprovecharse.

Los retrasos en líneas y subestaciones pueden convertirse en un cuello de botella tan importante como la falta de nueva generación.

Empresas serían las primeras en sentir los cortes

La actividad productiva es particularmente vulnerable a las interrupciones eléctricas.

Industrias, minas, fábricas, comercios y centros logísticos necesitan suministro continuo para mantener maquinaria, refrigeración, iluminación, comunicaciones y sistemas de control.

Un corte puede detener líneas completas de producción y generar costos adicionales incluso después de restablecerse el servicio.

En algunos procesos industriales, reiniciar equipos puede tomar horas y provocar pérdidas de materias primas o productos.

Los hogares también asumirían costos

El impacto sobre los hogares explica por qué el cálculo económico supera los $25 billones asociados únicamente a producción.

La falta de electricidad limita refrigeración, iluminación, conectividad, estudio, teletrabajo y funcionamiento de múltiples electrodomésticos esenciales.

En hogares de menores ingresos, además, existen menos alternativas de respaldo mediante plantas eléctricas, baterías u otros sistemas.

Por eso, las interrupciones prolongadas pueden profundizar desigualdades existentes.

El costo social supera el valor de la electricidad

El ejercicio de Lumen muestra que el valor económico de un apagón no corresponde simplemente al precio de la energía que no se consume.

El verdadero costo incluye producción perdida, empleo, ingresos, bienestar, interrupción de servicios y deterioro de las condiciones de vida.

Por esta razón, invertir en confiabilidad puede resultar económicamente más eficiente que asumir las consecuencias de un racionamiento prolongado.

1992 dejó una transformación profunda del sector

El racionamiento de comienzos de los noventa se convirtió en un punto de inflexión para el sistema eléctrico colombiano.

Después de la crisis, el país reformó su estructura institucional y desarrolló nuevos mecanismos de mercado y confiabilidad orientados a reducir la posibilidad de repetir un episodio similar.

Durante más de tres décadas Colombia ha logrado evitar un racionamiento nacional comparable, incluso enfrentando distintos episodios de El Niño.

El desafío de 2026-2027 consiste en conservar ese resultado bajo condiciones de demanda y clima distintas a las de décadas anteriores.

El análisis no significa que el racionamiento sea inevitable

La estimación de $30,7 billones corresponde a un escenario hipotético construido para dimensionar el riesgo.

No representa una predicción de que Colombia vaya necesariamente a repetir el racionamiento de 1992.

Precisamente, el objetivo del ejercicio es mostrar la magnitud económica de una interrupción y justificar la adopción anticipada de medidas para evitarla.

Disponibilidad térmica, ahorro, entrada de nuevos proyectos, embalses y transmisión serán algunos de los factores que determinarán la evolución real durante la temporada seca.

Seguridad energética debe ser una prioridad económica

Mejía planteó que asegurar el suministro de energía debe tratarse como una prioridad de política económica.

La confiabilidad eléctrica afecta directamente crecimiento, productividad, empleo, competitividad e ingresos de los hogares.

Evitar el racionamiento no es únicamente una responsabilidad de los generadores: requiere coordinación entre autoridades, comercializadores, transmisores, consumidores y responsables de infraestructura.

Las decisiones adoptadas durante los próximos meses serán fundamentales para reducir el riesgo de interrupciones durante la temporada seca.

Qué debe hacer Colombia antes de la temporada seca

El análisis identifica varios frentes inmediatos: asegurar combustibles para plantas térmicas, completar mantenimientos, garantizar liquidez, promover ahorro, agilizar proyectos y fortalecer la infraestructura de transmisión.

También será necesario mantener un seguimiento permanente de aportes hídricos, embalses, demanda y disponibilidad de generación.

La combinación de estas medidas puede ampliar el margen operativo y reducir la probabilidad de que el sistema llegue a un escenario de déficit no administrable.

Un riesgo energético con consecuencias nacionales

La principal conclusión del ejercicio es que el riesgo de racionamiento no debe analizarse exclusivamente como un problema técnico del sector eléctrico.

La energía es un insumo transversal para prácticamente toda la economía, por lo que cualquier interrupción significativa tiene capacidad de afectar simultáneamente producción, empleo, consumo y calidad de vida.

Con un costo potencial de $30,7 billones, proteger la confiabilidad del sistema se convierte en una decisión económica de escala nacional.

Un racionamiento comparable con el de 1992-1993 podría costarle a Colombia aproximadamente $30,7 billones, equivalentes al 1,6% del PIB, según Lumen Economic Intelligence. Si se contabiliza únicamente la producción perdida, el impacto sería cercano a $25 billones o 1,3% del PIB. En el escenario más severo, alrededor de 210.000 empleos estarían en riesgo y hasta 480.000 personas podrían caer en pobreza monetaria. El análisis toma como referencia el episodio de 1992, cuando durante 343 días dejaron de atenderse aproximadamente 2.400 GWh, equivalentes al 6,8% de la demanda. Para reducir el riesgo actual, Lumen propone garantizar generación térmica, combustibles, liquidez, ahorro, nuevas obras de generación y transmisión y reglas estables para la inversión.