Colombia evitó el racionamiento de energía durante el crítico Fenómeno de El Niño de 2023–2024, que llevó los niveles de algunos embalses a mínimos históricos. Pero los expertos del sector son enfáticos: el riesgo no desapareció, solo se aplazó. El sistema eléctrico colombiano enfrenta una combinación de factores estructurales —alta dependencia hidroeléctrica, lenta incorporación de renovables, incertidumbre regulatoria e inversión insuficiente en nueva capacidad— que mantienen latente la amenaza de un racionamiento futuro. Comprender estos factores es esencial para las empresas que dependen de un suministro eléctrico confiable y para los actores del sector que toman decisiones de inversión de largo plazo.
La dependencia histórica de Colombia de la hidroelectricidad
Colombia tiene una de las matrices eléctricas más dependientes de la hidroelectricidad en el mundo. Con una capacidad instalada total de aproximadamente 18.900 MW en 2024, entre el 65% y el 70% corresponde a generación hidroeléctrica. Esta concentración fue históricamente una ventaja competitiva: el agua es una fuente renovable y de bajo costo operativo, lo que durante décadas permitió a Colombia tener tarifas eléctricas relativamente bajas y una de las matrices más limpias de la región.
Sin embargo, esa misma concentración crea una vulnerabilidad sistémica ante la variabilidad climática. Cuando el régimen de lluvias se altera —como ocurre durante los episodios de El Niño, que reducen las precipitaciones en las cuencas hidrográficas del país— los embalses se vacían y la generación hidráulica cae. El sistema debe compensar ese déficit con generación térmica (gas natural, carbón, fuel oil), que es significativamente más costosa, o con importaciones de electricidad desde Ecuador o Venezuela cuando hay disponibilidad.
El Fenómeno El Niño y los niveles críticos de los embalses
El Niño de 2023–2024, que inició en noviembre de 2023, fue uno de los más intensos de los últimos años. En su punto más crítico (primer semestre de 2024), el nivel promedio del sistema de embalses de Colombia bajó a zonas de alerta, con algunos embalses estratégicos —como Guatapé y Betania— en niveles inferiores al 30% de su capacidad útil. El precio de la energía en la bolsa mayorista se disparó, llegando a valores cercanos al precio de escasez, lo que presionó al alza las tarifas para usuarios regulados y comprimió los márgenes de los comercializadores.
Colombia tiene un historial documentado de cómo los episodios severos de El Niño pueden derivar en racionamiento. El evento más grave ocurrió entre 1992 y 1993, cuando el país implementó cortes de energía de hasta 9 horas diarias durante varios meses, con consecuencias económicas estimadas en más de USD 1.000 millones de la época. Durante El Niño de 2015–2016, el sistema volvió a presionarse al máximo, con embalses que cayeron al 25% promedio, aunque el racionamiento fue evitado mediante generación térmica masiva y medidas de ahorro. La tabla siguiente muestra la evolución de los episodios más relevantes:
| Episodio El Niño | Nivel mínimo embalses | ¿Hubo racionamiento? | Duración / impacto |
|---|---|---|---|
| 1992–1993 | <15% (crítico) | Sí — cortes hasta 9 h/día | Varios meses; pérdidas >USD 1.000 M |
| 2009–2010 | ~25% | No (apagones locales menores) | Medidas de ahorro y generación térmica |
| 2015–2016 | ~25% (sistema) | No (estuvo muy cerca) | Activación masiva de térmica, precios récord |
| 2023–2024 | ~28–30% (puntos críticos) | No (evitado) | Precios elevados; meses de alerta máxima |
Fuente: XM, UPME, CREG. Niveles de embalse expresados como porcentaje del volumen útil del sistema agregado.
Los factores que mantienen latente el riesgo de racionamiento
El riesgo de racionamiento no es solo meteorológico. Existen factores estructurales que limitan la capacidad del sistema para responder a los episodios climáticos adversos:
- Alta mortalidad de proyectos de generación: Colombia ha perdido cientos de MW de capacidad proyectada por cancelación o retraso de proyectos. Causas frecuentes: oposición de comunidades indígenas en consulta previa, problemas de financiación, dificultades en la adquisición de predios y licencias ambientales demoradas. La UPME estima que solo una fracción de los proyectos adjudicados en las últimas subastas de energía firme se materializarán en los plazos comprometidos.
- Incertidumbre regulatoria: Los cambios en las reglas del mercado mayorista, las discusiones sobre la reforma al cargo por confiabilidad y las señales mixtas del gobierno Petro sobre la transición energética desalientan la inversión privada en nueva capacidad. Los generadores necesitan certeza de largo plazo para comprometer inversiones de USD 500 millones o más en una planta.
- Declinación de la producción de gas natural: El gas es el principal combustible de las plantas térmicas que respaldan al sistema cuando bajan los embalses. La producción nacional de gas está en declive por la maduración de los campos existentes (La Guajira, Cusiana, Cupiagua) y la política del gobierno Petro de no otorgar nuevos contratos de exploración. Sin gas nuevo, el respaldo térmico del sistema se debilita estructuralmente.
- Renovables que avanzan más lento de lo necesario: Colombia tiene una meta de incorporar al menos 5.000 MW de energías renovables no convencionales (ERNC) para 2026. El avance real a mediados de 2024 era de apenas ~900 MW en operación, con varios proyectos en construcción pero con retrasos. La energía solar y eólica no son despachables (dependen del sol y el viento), por lo que necesitan complementarse con almacenamiento o respaldo firme, lo que eleva la complejidad de integración.
- Demanda creciente sin planificación suficiente: La demanda eléctrica de Colombia ha crecido sostenidamente: la minería, el sector industrial, la expansión del parque vehicular eléctrico proyectado y la masificación del gas domiciliario (que libera demanda de leña pero aumenta la de electricidad en zonas remotas) presionan la curva de demanda. El plan de expansión de la transmisión también presenta rezagos.
La transición energética: ¿solución o nuevo factor de riesgo?
El gobierno del presidente Gustavo Petro ha posicionado la transición energética como una prioridad de Estado, con el objetivo de reducir la dependencia de los combustibles fósiles y avanzar hacia una matriz 100% renovable. Sin embargo, la velocidad y la secuencia de esta transición generan tensiones con la necesidad de mantener la confiabilidad del sistema en el corto y mediano plazo.
La política de no otorgar nuevos contratos de exploración de petróleo y gas, si bien es consistente con objetivos climáticos de largo plazo, tiene implicaciones inmediatas sobre el respaldo térmico del sistema eléctrico. Colombia necesita gas para sus plantas térmicas de respaldo hoy, mientras el parque de renovables se construye. Un retiro prematuro de la generación térmica —sin suficiente capacidad renovable e infraestructura de almacenamiento— podría crear exactamente el tipo de brecha de suministro que se busca evitar.
Los expertos del sector proponen una transición escalonada y con respaldo firme: primero consolidar los proyectos renovables en construcción, desarrollar capacidad de almacenamiento (baterías, bombeo hidráulico), modernizar la red de transmisión y solo entonces reducir gradualmente la dependencia del gas térmico. Este enfoque implica mantener por varios años más la capacidad térmica existente como seguro sistémico.
Impacto económico de un eventual racionamiento
Un episodio de racionamiento eléctrico en Colombia tendría consecuencias económicas significativas y asimétricas según el sector. Las empresas con mayor exposición son aquellas con procesos continuos e intensivos en energía: manufactura (textil, cementeras, siderurgia), minería, agroindustria refrigerada, centros de datos y comercio de grandes superficies. La crisis de 1992–1993 dejó lecciones que aún son referencia en los análisis de riesgo energético empresarial:
| Sector | Impacto estimado ante racionamiento | Medidas de adaptación posibles |
|---|---|---|
| Manufactura intensiva | Alto — paros de producción, pérdida de pedidos | Generación propia (diésel, solar), programas de demanda flexible |
| Comercio y retail | Medio — pérdida de ventas en horarios de corte | Plantas de emergencia, UPS, acuerdos de horario diferencial |
| Servicios (oficinas, fintech) | Bajo-Medio — trabajo remoto como válvula | Nube, continuidad de negocio en la nube, generadores |
| Agroindustria refrigerada | Alto — pérdida de producto perecedero | Frío de respaldo, sistemas de almacenamiento de frío |
| Minería y energía | Alto — procesos continuos no interrumpibles | Autogeneración, contratos bilaterales de energía firme |
| Centros de datos / telco | Crítico — no toleran interrupciones | UPS + planta diésel + fuentes redundantes (norma N+1) |
¿Qué pueden hacer las empresas para prepararse?
Ante un riesgo que los expertos califican como latente pero no inminente, las empresas tienen un margen de tiempo para adoptar medidas preventivas. Las estrategias más efectivas incluyen:
- Contratos de energía en el mercado bilateral: Negociar contratos de suministro a precio fijo con generadores directamente, en lugar de depender de la bolsa mayorista (donde los precios se disparan durante El Niño). Esto requiere volúmenes mínimos y asesoría especializada, pero protege contra la volatilidad de precios.
- Autogeneración solar: La instalación de paneles fotovoltaicos para autogeneración es la medida más accesible para empresas medianas y grandes. Reduce la dependencia de la red durante el día (cuando el racionamiento suele ser menor) y puede combinarse con baterías para cobertura nocturna parcial.
- Programas de respuesta a la demanda: CREG ha desarrollado mecanismos para que grandes consumidores reciban incentivos económicos por reducir voluntariamente su demanda en horas pico. Participar en estos programas es una forma de convertir el riesgo en una oportunidad de ingreso.
- Auditorías de eficiencia energética: Reducir el consumo base de la empresa a través de mejoras en iluminación, refrigeración, motores industriales y gestión de edificios inteligentes disminuye directamente la exposición al riesgo de racionamiento y reduce costos operativos permanentemente.
- Planes de continuidad de negocio: Documentar protocolos claros de priorización de procesos ante cortes eléctricos: qué sistemas son indispensables, en qué orden se reconectan, qué generación de respaldo existe y cómo se coordina con el equipo operativo.
Preguntas frecuentes sobre el racionamiento de energía en Colombia
¿Por qué Colombia depende tanto de la energía hidráulica?
Colombia tiene una geografía privilegiada para la generación hidroeléctrica: ríos caudalosos, desniveles topográficos importantes y altas precipitaciones en buena parte del territorio. Esto permitió construir grandes embalses como Guatapé, Betania, El Quimbo y Urrá con costos operativos muy bajos. Durante décadas, esta fue una ventaja comparativa real. El problema es que la concentración en una sola fuente crea una dependencia estructural que se vuelve riesgo sistémico cuando las variables climáticas cambian. La diversificación hacia solar, eólica y gas es necesaria precisamente para reducir esa concentración.
¿Cuándo fue el último racionamiento de energía en Colombia?
El último racionamiento severo y generalizado ocurrió entre 1992 y 1993, durante un episodio extremo de El Niño. En ese período, Colombia implementó cortes de electricidad de hasta 9 horas diarias durante varios meses, con graves consecuencias para la industria y la economía. Desde entonces, el país ha logrado evitar racionamientos formales —incluso durante El Niño de 2015–2016 y el de 2023–2024—, aunque en ambos casos el sistema estuvo muy cerca del umbral crítico y los precios de la energía se dispararon significativamente.
¿Qué es el cargo por confiabilidad y cómo protege el sistema eléctrico?
El cargo por confiabilidad es un mecanismo de remuneración que el mercado eléctrico colombiano paga a los generadores por tener disponible una cantidad de energía garantizada (la “Obligación de Energía en Firme” u OEF) para períodos de escasez. Los generadores que comprometieron energía firme deben entregarla cuando el precio de bolsa supera el “precio de escasez”, o pagar penalidades. Es el principal instrumento de mercado para garantizar confiabilidad sistémica, pero ha sido objeto de debate sobre su efectividad cuando los proyectos que ganan las subastas no se construyen a tiempo.
¿Qué impacto tiene la política energética del gobierno Petro sobre el riesgo de racionamiento?
La política de no otorgar nuevos contratos de exploración de petróleo y gas tiene implicaciones directas sobre el suministro de gas natural para las plantas térmicas de respaldo. En el corto plazo (2024–2028), Colombia necesita ese gas para compensar los déficits hidráulicos durante El Niño. Si la producción nacional de gas cae más rápido de lo que crecen las renovables, el margen de confiabilidad del sistema se reduce. Los expertos del sector coinciden en que la transición es necesaria pero debe ser escalonada, manteniendo el respaldo térmico mientras se consolida la nueva capacidad renovable.
¿Las empresas pueden protegerse contra un eventual racionamiento de energía?
Sí, hay varias estrategias disponibles. Las más accesibles son: instalar generación solar para autogeneración diurna, negociar contratos bilaterales de energía a precio fijo con generadores (para grandes consumidores), participar en programas de respuesta a la demanda de la CREG, implementar mejoras de eficiencia energética que reduzcan el consumo base, y documentar planes de continuidad de negocio con generación de respaldo (plantas diésel, UPS) para procesos críticos. El costo de estas medidas preventivas es significativamente menor que el impacto de un racionamiento no anticipado sobre la producción.
