Con el inicio del verano energético en diciembre, el sistema eléctrico y de gas de Colombia entra en una etapa de alta vulnerabilidad. El sector enfrenta de manera simultánea la disminución de aportes hídricos por el fenómeno de El Niño, la caída continua en la producción de gas nacional, retrasos en el 53 % de los proyectos de transmisión y serias dificultades financieras en comercializadoras del Caribe como Air-e y Afinia. Según datos del operador XM, los embalses registraron en octubre aportes hídricos de solo 60,77 % del promedio histórico, mientras que para el periodo 2026-2027 se proyecta un déficit de energía firme de 7.669 gigavatios hora.
La capacidad de almacenamiento de los embalses refleja el aumento del consumo nacional, el cual ha crecido un 80 % en los últimos 20 años. El gerente del Centro Nacional de Despacho de XM, Carlos Correa, explicó que la reserva hídrica medida en días de consumo pasó de 120 días en 2002 a 66 días en la actualidad. Para atender una demanda diaria cercana a los 260 GWh, el país dependerá de un esquema mixto sostenido por 140 GWh de generación hidráulica, 100 GWh de aporte térmico y 20 GWh de energía solar, con la meta de llevar los embalses a niveles superiores al 80 % antes del primero de diciembre.
Por su parte, la escasez de gas natural acentúa la presión operativa sobre la industria y el sector térmico. El informe InfoGas 2026 de Promigas revela que las reservas probadas cayeron de 3.164 a 1.717 gigapies cúbicos entre 2021 y 2025, acompañadas por una reducción del 31 % en la producción fiscalizada. Durante una audiencia de la Comisión Quinta del Senado en Barranquilla, la ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, reconoció que la normalización del abastecimiento tomará entre tres y cuatro años, aunque la ANH confía en la incorporación de 55 millones de pies cúbicos diarios desde proyectos en el Caribe hacia 2027.
La coyuntura impacta de forma directa a la estructura de costos del sector productivo. Daniel Romero, director de la Cámara de Grandes Consumidores de Energía y Gas de la Andi, advirtió que el vencimiento de contratos en diciembre obligará a las empresas a recurrir al gas importado, cuyo costo podría escalar de 15 a 30 dólares por millón de BTU, tras un periodo donde la industria ya ha contraído su consumo del energético en un 30 %. A este escenario se suma la alerta de la Andi sobre la necesidad de incorporar entre 3.500 y 4.000 megavatios de nueva capacidad de generación para garantizar la estabilidad a mediano plazo.
Frente a la contingencia, el parque térmico nacional que cuenta con 6.100 megavatios de capacidad disponible intensifica sus esquemas de mantenimiento y provisión de combustibles como carbón y gas importado para plantas clave como Termobarranquilla, Flores y Termocandelaria. El presidente ejecutivo de Andeg, Alejandro Castañeda, señaló que el abastecimiento actual es estable, pero advirtió que los meses más críticos para la operación se concentrarán entre marzo y abril, periodo en el que la generación térmica deberá operar a máxima capacidad para resguardar las reservas de agua del país.
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