El sistema eléctrico colombiano cuenta actualmente con una Capacidad Efectiva Neta (CEN) de 21.315,61 megavatios (MW), correspondiente al total de las plantas en operación comercial que participan en el Mercado de Energía Mayorista. De esta capacidad instalada, el 62 % proviene de fuentes hidráulicas, el 29 % de generación térmica y el 9 % de energía solar.
Con corte al 4 de junio, según reporte entregado por XM, el nivel agregado de los embalses destinados a la generación de energía se ubicó en 69,43 % de su volumen útil, según los reportes de los agentes generadores. Esta cifra se encuentra 0,63 puntos porcentuales por debajo de la senda de invierno establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg.
Durante 2026, el país ha registrado un incremento sostenido en la demanda de energía eléctrica. El fenómeno ha estado asociado principalmente al aumento generalizado de las temperaturas máximas en diferentes regiones desde marzo.
Como resultado, el consumo creció 5,67 % en marzo, 6, 7% en abril y 8,76% en mayo frente a los mismos meses de 2025. De hecho, durante mayo se alcanzaron máximos históricos de demanda eléctrica.
Al comparar estos resultados con las proyecciones realizadas por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el consumo registrado en mayo se ubicó cerca de 130 GWh por debajo del escenario superior de confianza del 95%, pero 245 GWh por encima del escenario medio contemplado en la actualización de proyecciones publicada en septiembre de 2025.
Panorama energético de mediano plazo
Los análisis realizados a partir de distintos supuestos, entre ellos las proyecciones de demanda de la UPME, los proyectos con Obligaciones de Energía Firme (OEF), los parámetros operativos reportados al Centro Nacional de Despacho (CND) y los mantenimientos programados de las unidades de generación, evidencian varios retos para la seguridad energética del país.
Entre las principales conclusiones se destaca que, antes del periodo seco 2026-2027 y bajo escenarios de hidrología deficitaria similares a los registrados históricamente, el nivel agregado de los embalses debería superar el 80 % al inicio de la temporada de verano. Para ello, sería necesario alcanzar niveles máximos de almacenamiento desde agosto de 2026, garantizando así la atención de la demanda bajo los estándares de confiabilidad establecidos.
Los estudios también advierten que el sistema deberá anticiparse desde la temporada de lluvias de 2026 para enfrentar una eventual reducción de aportes hídricos durante el verano 2026-2027. Este escenario exigiría una participación prolongada del parque térmico para asegurar el suministro de energía.
La magnitud de este desafío dependerá de los aportes hídricos que se registren antes del verano y de la velocidad de recuperación posterior. Experiencias históricas, como la hidrología observada entre 1991 y 1993, muestran que las condiciones de bajos aportes podrían extenderse incluso durante 2027.
En un escenario base, que contempla la información reportada por los agentes del sector y una hidrología comparable a la registrada durante el fenómeno de El Niño 2015-2016, se proyecta una necesidad de generación térmica superior a los 90 GWh diarios durante toda la temporada seca.
Esta condición obligaría a implementar medidas que garanticen la disponibilidad de recursos e infraestructura suficientes para atender la demanda de manera segura y confiable.
Las simulaciones no contemplan eventos extraordinarios, nuevas indisponibilidades de plantas de generación ni una prolongación de la temporada de bajos aportes hídricos, factores que podrían incrementar los riesgos para la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.