La seguridad energética de Colombia enfrenta una presión que combina el aumento de la demanda, el retraso de proyectos y la necesidad de garantizar el suministro de gas. En el Congreso Anual de Energía de Acolgen, realizado este jueves en el club El Nogal, en Bogotá, el sector generador y el Gobierno plantearon cómo ampliar la oferta mientras el sistema se acerca a un periodo de menor margen.
Natalia Gutiérrez, presidenta de Acolgen, advirtió que el país tiene una necesidad inmediata y otra que tardará varios años en resolverse. “Tenemos una necesidad coyuntural. Un problema estructural”, subrayó.
Gutiérrez señaló que una hora diaria de racionamiento eléctrico podría costarle al país entre COP 170.000 millones y COP 200.000 millones, según el escenario. Los sectores más afectados serían manufactura, minería y comercio, actividades que concentran cerca del 24 % del PIB y del 30 % de los empleos nacionales, de acuerdo con sus declaraciones.
La cifra permite poner en perspectiva lo que está en juego cuando se habla de restricciones de energía. Una interrupción no afecta solamente el consumo de los hogares. Para una fábrica, una mina o un establecimiento comercial, puede significar producción detenida, operaciones aplazadas y mayores costos.
El riesgo tampoco es solamente hipotético. XM, la compañía encargada del Sistema Interconectado Nacional, ha advertido que el área oriental del país podía enfrentar racionamientos en los meses siguientes por la coincidencia de los mantenimientos programados de las hidroeléctricas de El Guavio y Chivor con los efectos del fenómeno de El Niño. La salida simultánea de ambas centrales comprometería más de 1.700 megavatios del sistema.
Juan Carlos Morales, gerente encargado de XM, explicó entonces que también se afectaría la generación de seguridad del área oriental. La alternativa que se gestionaba era reprogramar al menos uno de los mantenimientos.
XM aclaró que el escenario estaba lejos de un gran apagón nacional. El problema, de todos modos, era la capacidad de respuesta en una zona concreta cuando coinciden una demanda elevada, menores aportes hídricos y centrales importantes fuera de operación.
El reporte más reciente de XM muestra que el nivel de embalse útil del sistema se ubicó en 78,89 %, mientras los aportes al sistema llegaron a 67,69 %, frente a un promedio de 72,97 %. A finales de agosto, Guavio y Chivor estaban por encima del 90 %, pero algunos embalses de la región occidental se encontraban cerca del 50 %.
De manera que, al tomar en cuenta los lunares al momento de promediar el embalse útil y que el agua no está distribuida de manera uniforme en el territorio, se evidencia más firme que el racionamiento está aún como un punto crítico en el debate energético.
Si ocurriera, detalla Fernando Mejía, CEO de Lumen Economic Intelligence, afectaría 80.000 y 210.000 empleos y llevaría entre 160.000 a 480.000 personas a la pobreza monetaria, y el costo potencial rondaría los COP 30,7 billones, equivalente a la estimación de la reconstrucción por el terremoto del 10 de agosto.
La demanda crece más rápido que la oferta
De acuerdo con cifras de XM citadas por el gremio, el déficit de energía firme frente a la demanda se ubicará en 5,4 % en 2026, subirá a 7,8 % en 2027 y se mantendrá en 7,6 % en 2028.
La energía firme es aquella que puede garantizarse incluso cuando las condiciones de generación son desfavorables. En un sistema con una participación importante de hidroeléctricas, esa capacidad resulta especialmente relevante cuando disminuyen los aportes de los embalses.
Para Acolgen, el dato muestra que el riesgo no desaparece con el fin del fenómeno de El Niño. Hay una diferencia entre la electricidad que el país necesita y la velocidad con la que se incorpora nueva capacidad para atenderla.
La demanda eléctrica nacional crece alrededor de 6 % anual, señaló Gutiérrez, mientras la expansión de la oferta avanza a un ritmo alrededor de 3 %.
La brecha no implica que Colombia vaya a quedarse automáticamente sin electricidad. El sistema tiene diferentes fuentes de generación y mecanismos para responder a cambios en la demanda y la disponibilidad. El problema aparece cuando el margen se reduce y varios factores adversos ocurren al mismo tiempo.
A eso se suma el tiempo que toma construir nueva infraestructura. Una planta no entra al sistema cuando se anuncia: necesita financiación, permisos, construcción, conexión y pruebas. Lo mismo ocurre con las redes necesarias para transportar la energía hacia los lugares donde se consume.
El gremio propone un régimen de estabilidad de 30 años para las inversiones de largo plazo. Gutiérrez aseguró que las empresas han destinado cerca de COP 140 billones a proyectos, plantas de generación y otras iniciativas. En 2025, añadió, se ejecutaron COP 261.000 millones en iniciativas ambientales y COP 365.000 millones en proyectos sociales en más de 80 municipios.
El Gobierno quiere acelerar los proyectos
El vicepresidente José Manuel Restrepo sostuvo durante el evento que Colombia debe apuntar a un crecimiento económico anual del 6 %, acompañado de una expansión de la productividad.
Según sus declaraciones, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) ha advertido sobre la caída del crecimiento potencial asociada con el estancamiento de la productividad y una menor inversión.
Su propuesta para el sector energético parte de cuatro frentes.
El primero es un banco de proyectos estratégicos, con 100 iniciativas en fase de estructuración y 35 priorizadas. El segundo busca destrabar proyectos mediante la revisión de trámites, licencias y procedimientos. El tercero plantea incentivos para atraer capital y el cuarto apunta a aumentar la participación del ahorro nacional en la financiación de infraestructura, de 15,9 % a 24 % del PIB, mediante nueve mecanismos.
Restrepo afirmó que algunas demoras pueden llegar a 800 días.
La consulta previa también apareció en la discusión. El vicepresidente la reconoció como un derecho constitucional, pero señaló que la falta de regulación sobre sus procedimientos termina generando incertidumbre para los desarrolladores y las comunidades.
“Lo que no está regulado no protege a nadie, ni al desarrollador, ni sobre todo a la comunidad, que ve irse el proyecto”, dijo.
La Guajira aparece como uno de los territorios donde el Gobierno busca ampliar la generación. Restrepo afirmó que en la Alta Guajira apenas se ha desarrollado 0,2 % del potencial y planteó avanzar en energía eólica, solar, hidráulica y térmica, además de nuevas tecnologías como la nuclear.
La apuesta no se limita a aumentar la capacidad instalada. El Gobierno también vincula la disponibilidad de energía con la posibilidad de atraer nuevas actividades económicas.
“El megavatio colombiano compite por una demanda que no espera: la de la inteligencia artificial”, sostuvo Restrepo.
La instalación de centros de datos requiere un suministro eléctrico abundante y confiable. Para Colombia, eso introduce una competencia adicional por la energía disponible: no se trata solo de atender la demanda actual, sino de tener capacidad para nuevas industrias que pueden llegar en los próximos años.
El gas se convirtió en la urgencia inmediata
La presión sobre el sistema eléctrico ocurre al mismo tiempo que el país necesita cada vez más gas importado.
Colombia comenzó a requerir gas del exterior para atender la demanda de hogares, comercios y vehículos desde finales de 2024. Las importaciones ya se utilizaban para respaldar la generación térmica y, según cifras de Naturgás publicadas en enero, cerca del 20 % del gas consumido en el país era importado. Para 2026, el gremio estimaba que la proporción podía subir a 26 %.
El problema llega también al consumidor. El gas importado resulta más costoso que el nacional por el precio de la molécula y los costos de transporte y regasificación. Naturgás estimó para este año aumentos del gas vehicular de hasta 38 % en algunas regiones. En el mercado residencial, proyectó incrementos de entre 20 % y 25 % en el Eje Cafetero y Antioquia.
Mientras tanto, una parte importante de la nueva oferta nacional todavía está por llegar. Sirius, uno de los principales proyectos de gas del país, tiene prevista su entrada al mercado hacia 2030.
Por eso el Gobierno está mirando tanto la producción nacional como las alternativas de importación. La terminal de regasificación de Cartagena, SPEC LNG, tiene capacidad para 475 millones de pies cúbicos diarios. Ecopetrol avanza además en una alternativa en el Pacífico, con capacidad de 60 millones de pies cúbicos diarios prevista desde el segundo trimestre de 2027, y en la adecuación de infraestructura en Coveñas para importar inicialmente otros 110 millones de pies cúbicos diarios, con comercialización prevista desde el primer trimestre de 2027.
En el Congreso, Restrepo ubicó entre las prioridades inmediatas asegurar el suministro y el transporte de gas. Allí también aparecen nuevas fuentes, regasificadoras y gasoductos.
Venezuela aparece como una alternativa
En ese escenario está nuevamente sobre la mesa el gasoducto Antonio Ricaurte, construido para transportar gas entre Colombia y Venezuela.
La infraestructura, de unos 224 kilómetros, dejó de operar en 2019. El Gobierno colombiano había acordado con PDVSA reponer un tramo de cinco kilómetros para permitir nuevamente el flujo de gas venezolano hacia Colombia.
La alternativa ya había sido planteada por el entonces ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, en enero. En ese momento, el Gobierno analizaba importar gas de Venezuela ante el aumento de las necesidades de abastecimiento, aunque persistían obstáculos técnicos y regulatorios.
Uno de ellos es la infraestructura. Estimaciones del sector ubicaban la reparación del gasoducto entre año y medio y dos años. También estaban pendientes los asuntos relacionados con las sanciones de Estados Unidos sobre PDVSA y las autorizaciones necesarias para realizar las operaciones.
El escenario político de Venezuela puede modificar las condiciones para ese negocio, pero no elimina por sí solo los trámites ambientales, la reparación de la infraestructura ni las condiciones comerciales y financieras que tendría una eventual importación.
El gasoducto, por tanto, puede convertirse en una fuente adicional de suministro, aunque no resuelve por sí mismo la brecha que enfrenta Colombia.
El vicepresidente también defendió durante el Congreso la firma de nuevos contratos de gas y petróleo. “No tiene sentido no firmar nuevos contratos de gas y petróleo”, afirmó.
La posición hace parte de una estrategia que busca aumentar la oferta mientras avanzan otras tecnologías. El Gobierno insistió en el desarrollo de generación eólica, solar, hidráulica y térmica y mantener abierta la posibilidad de nuevas fuentes.
¿Cuándo llegará la energía?
En los próximos meses, el sistema debe enfrentar las condiciones asociadas con El Niño y mantener suficiente generación para cubrir los picos de demanda. En 2027 y 2028, las proyecciones de energía firme muestran una brecha que no desaparece con el cambio en las condiciones climáticas. Hacia 2030, proyectos como Sirius deberían aportar nueva oferta de gas, a pesar de que su entrada, según Naturgás en diálogo con El Espectador, “no es suficiente para cubrir la demanda de gas a largo plazo”.
Entre esos momentos están las inversiones que todavía tienen que atravesar trámites, consultas, financiación, construcción y conexión.
El Gobierno plantea construir condiciones hacia 2030 y una transformación de largo plazo de la matriz energética. Acolgen reclama estabilidad para inversiones que requieren décadas. XM está siguiendo un sistema que ya registró advertencias concretas de posibles racionamientos regionales.
Para el consumidor, el meollo de la energía aparecerá en varios lugares: en el riesgo de una interrupción del servicio, en el precio del gas, en los costos de una empresa que necesita electricidad para producir y en la capacidad del país para atraer nuevas inversiones.
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