El Sistema Interconectado Nacional (SIN) atraviesa una fase crítica, con la región Caribe como principal foco de afectación y nuevas alertas para Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare. El diagnóstico aparece en el Boletín Energético No. 356 de XM, con corte al 21 de agosto, y coincide con la advertencia del exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta, quien afirmó: “Estamos con racionamiento técnico”.
“Y no es alarmismo. En lo corrido del año, según XM se han dado 304 instrucciones de desconexión de circuitos para evitar un colapso”, escribió Acosta en su red social de X.
Entre el 1 de enero y el 19 de agosto, el Centro Nacional de Despacho de XM impartió 304 instrucciones de desconexión de carga para aliviar la red y evitar un colapso. De ese total, 289 correspondieron al área Caribe, que concentró el 95% de las desconexiones registradas en el país.
La Demanda No Atendida (DNA), que mide la energía que los usuarios debieron recibir y no recibieron, llegó a 20,83 gigavatios-hora en el Caribe entre el 1 de abril y el 19 de agosto. Los registros muestran una frecuencia creciente: hubo DNA durante 29 de los 31 días de mayo, 17 de 30 días en junio y 23 de 31 días en julio. En agosto, las interrupciones fueron reportadas diariamente en varios periodos del mes.
“En concreto, según XM la red eléctrica en el Caribe está operando al límite de su capacidad”, agregó el exministro. Lea: Ecopetrol: este será el impacto de la adquisición del 51% de Brava Energía
¿Por qué aumentaron los cortes de energía en el Caribe?
XM atribuye los registros a diferentes causas. De los 20,83 gigavatios-hora de energía no atendida, 9,62 correspondieron a mantenimientos obligatorios de la red y 0,133 a la activación automática de esquemas de protección EDAC. Otros 4,13 gigavatios-hora se relacionaron con fallas directas en la distribución local, 6,94 con el agotamiento de la transmisión regional o puntos débiles en subestaciones y 2,77 con racionamiento aplicado bajo criterios de confiabilidad.
Tres puntos concentran parte de la sobrecarga. En Cesar, las subestaciones de Valledupar acumularon 781,4 megavatios-hora de energía no atendida; en Bolívar, la línea Ternera-Gambote registró 580,42 megavatios-hora; y en la zona entre Sucre y Bolívar, las líneas Chinú-Sincé y Mompox llegaron a 827,25 megavatios-hora.
A esta situación se suma la perspectiva climática. El IRI y la NOAA reportaron una probabilidad del 100% de que se consolide un nuevo fenómeno de El Niño durante la temporada 2026-2027. Además, existe un 95% de probabilidad de que entre octubre y diciembre de 2026 alcance la categoría de “muy fuerte”, mientras que la probabilidad se mantiene entre 90% y 95% durante el segundo semestre.
La presión sobre el sistema también proviene del aumento de la demanda. En agosto, el consumo alcanzó un récord histórico, con picos de hasta 262,67 gigavatios-hora diarios y una potencia máxima horaria de 12.529 megavatios, cifra 6,68% superior a la registrada en el mismo mes de 2025. El Ideam, además, proyecta un incremento generalizado de las temperaturas, con mayor impacto en las regiones Caribe, Pacífica y Andina. Lea también: “Es compleja la situación de las generadoras de energía”: presidente de Andeg
¿Cuánto es el déficit de energía que enfrenta Colombia?
La demanda proyectada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) ya supera la Energía Firme para el Cargo (ENFICC), que representa la energía garantizada por el sistema incluso durante una sequía. Para el periodo entre diciembre de 2025 y noviembre de 2026, XM calcula un faltante de 4.863 gigavatios-hora al año. La brecha aumenta a 7.207 gigavatios-hora en 2026-2027 y permanece en 7.180 gigavatios-hora para 2027-2028.
El déficit ocurre mientras la nueva capacidad de generación avanza por debajo de lo previsto. Colombia esperaba incorporar 4.475 megavatios durante 2026, pero con corte al 20 de agosto solo habían entrado en operación real 724,8 megavatios, equivalentes al 16,2% de la meta anual. En transmisión, el Sistema de Transmisión Nacional tiene 42 proyectos críticos y el 60% presenta retrasos frente a sus fechas previstas de entrada en operación.
El componente hídrico mantiene el mayor peso dentro de la generación. La capacidad efectiva del SIN suma 21.734,28 megavatios, de los cuales 13.220,67 corresponden a generación hidráulica, equivalente al 61%. La térmica representa el 29%, con 6.214,62 megavatios, mientras la solar aporta el 10%, con 2.298,99 megavatios. La generación eólica permanece en cero por ciento en operación comercial definitiva.
Los aportes de los ríos también se encuentran por debajo de sus niveles históricos. En agosto llegaron al 68,69% del caudal histórico y completaron tres meses consecutivos en zona deficitaria. Aunque el volumen útil agregado de los embalses se ubicó en 79,40%, desde el 3 de agosto el almacenamiento real está por debajo de la senda de seguridad establecida por la Resolución CREG 26 de 2014. El país acumula además seis semanas en estado oficial de Vigilancia CREG. Le puede interesar: “Estamos trabajando en una solución para el Caribe”: viceministro de Energía
XM también advierte riesgos para otras regiones. En el área Oriental, que comprende Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare, existe un riesgo inminente de déficit de potencia entre diciembre de 2026 y abril de 2027. La alerta está relacionada con mantenimientos en las centrales Chivor y Guavio, mientras que los retrasos en proyectos de transmisión afectan la capacidad para movilizar energía entre regiones. Al mismo tiempo, el sistema registra 37 restricciones de red en estado de emergencia y otras 48 en alerta.
Para sostener el sistema ante bajos aportes hídricos, XM calcula que las plantas térmicas tendrían que operar de manera ininterrumpida durante periodos de entre 28 y 40 semanas, con una generación de 80 a 100 gigavatios-hora diarios. Los modelos de corto plazo exigen de inmediato un promedio de 95 gigavatios-hora diarios de generación térmica. Esta operación requeriría entre 344 y 414 gigabtu diarios de gas, con picos de hasta 433 gigabtu durante el verano de 2026-2027.
La situación energética se acompaña de una presión financiera dentro del sector. Con corte al 21 de agosto, la deuda acumulada en el Mercado de Energía Mayorista alcanzó 4,06 billones de pesos, de los cuales 2,34 billones estaban en mora. El 62% de esa mora corresponde al mercado de corto plazo, el 28% al Sistema de Transmisión Nacional y el 10% a los sistemas de transmisión regional.
En paralelo, el sistema registró 411,35 gigavatios-hora de vertimientos entre el 1 de julio y el 20 de agosto, correspondientes a agua liberada de los embalses sin pasar por las turbinas. El Guavio concentró 253,29 gigavatios-hora, equivalentes al 61,6% del total; Esmeralda representó el 33,2%, Ituango el 2,87% y Playas el 2,38%.