Un colombiano promedio podría empezar a notar en su factura la cuenta de una crisis que hasta ahora se ha discutido solo en las oficinas de XM. El operador del sistema eléctrico reportó que la deuda total del mercado mayorista llegó a 3,58 billones de pesos al 6 de agosto, con los generadores concentrando el 57,6% de esa cartera y, dentro de ese grupo, las plantas térmicas responsables del 79,15% de lo que se debe.
La exposición en bolsa de los comercializadores —es decir, la proporción de energía que deben comprar a precio de mercado spot en lugar de contratos— subió a 13% en julio, luego de moverse entre 10% y 11% en los meses anteriores. Es la señal más directa de que el costo de sostener el sistema en los próximos meses podría trasladarse al usuario final.
La deuda que puede llegar a la factura
El propio boletín de XM lo plantea sin rodeos: el riesgo financiero "puede afectar la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional", y lo atribuye al "incremento de los costos a reconocer por combustibles requeridos para generación térmica ante evento El Niño" y a "comercializadores que atienden usuarios finales con alta exposición en bolsa". El precio de bolsa diario ya se movía cerca de los 1.000 pesos por kilovatio hora a comienzos de agosto, con un precio de escasez superior que superó los 1.090 pesos.
Un Niño fuerte con la demanda ya en máximos
El trasfondo de ese riesgo financiero es un sistema que llega al fenómeno de El Niño con menos margen del que necesitaría. El Instituto de Investigación Climática (IRI) y el Centro de Predicción Climática de la NOAA calculan una probabilidad del 100% de que el fenómeno se consolide entre octubre y diciembre de 2026, con 81% de probabilidad de que sea "muy fuerte".
La demanda eléctrica ya marcó máximos históricos este año: 262,67 GWh/día y 12.475 MW de potencia máxima, con un crecimiento de 7,43% en agosto frente al mismo mes de 2025.
Los proyectos que no llegaron a tiempo
Ese crecimiento no ha estado acompañado de la entrada oportuna de nuevos proyectos. Del total de 4.475 MW que se esperaba que entraran en operación en 2026, solo 721,8 MW estaban en funcionamiento al 6 de agosto, es decir, el 16,1%. De los 42 proyectos de transmisión en curso, el 60% registra atrasos frente a su fecha de puesta en operación inicial. XM es explícito sobre la consecuencia: "el atraso reduce la flexibilidad operativa" del sistema.
La brecha entre lo que el sistema puede garantizar de forma confiable —la Energía Firme, o ENFICC— y lo que efectivamente demanda el país ya es negativa y va en aumento: -3.107 GWh/año en la vigencia actual, -5.468 GWh/año en 2026-2027 y -5.102 GWh/año en 2027-2028. El boletín lo resume así: "se requiere contar con la Energía Firme suficiente para atender la demanda esperada en el mediano y largo plazo, de manera confiable".
Caribe, la región donde el déficit ya es apagón
La región Caribe es, según el reporte, la zona donde ese déficit ya se traduce en cortes reales. Entre abril y agosto se presentaron 19,39 GWh de demanda no atendida, de los cuales 6,5 GWh corresponden al agotamiento del Sistema de Transmisión Regional o a "vulnerabilidades topológicas que hoy resultan críticas para la operación".
Se dieron 250 instrucciones de desconexión de carga por restricciones de seguridad en departamentos como Cesar, Bolívar y Sucre. En lo corrido de agosto, la desconexión por criterios de seguridad se ha presentado todos los días.
Bogotá y la Sabana, bajo vigilancia
El otro punto crítico señalado por XM es el área Oriental, que cubre Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare. Entre diciembre de 2026 y abril de 2027 coincidirán la indisponibilidad de 500 MW de la planta Chivor —por un mantenimiento solicitado por AES Colombia que se extenderá hasta junio de 2027— y obras de mantenimiento en Guavio. El boletín advierte que, "para algunos periodos del día, no se logra cubrir los requerimientos mínimos para la atención segura y confiable de la demanda del área Oriental", y que la Sabana Norte de Bogotá depende de la generación de la planta Zipas para no quedarse sin respaldo.
El escenario que más preocupa a mediano plazo
El escenario que más preocupa a XM, sin embargo, es el de mediano plazo. Bajo el supuesto de una hidrología deficitaria similar a la de 2015-2016 o 2023-2025, el embalse agregado del sistema podría caer hasta 16,8% en el segundo trimestre de 2027, y el país necesitaría sostener una generación térmica cercana a 100 GWh/día durante nueve meses consecutivos, algo que —según el propio documento— "no ha sido alcanzado en la historia" del sistema.
En dos de las cien simulaciones estocásticas que XM corrió con las condiciones actuales, no sería posible cumplir con los índices de confiabilidad que exige la regulación.
Para sostener esa generación térmica, el sistema tendría que consumir hasta 419 GBTUD de gas natural y hasta 21.720 barriles diarios de combustibles líquidos en el peor escenario, lo que vuelve a poner el foco en la disponibilidad y el precio de esos insumos, ya al alza: el precio de oferta de los líquidos superaba los 1.360 pesos por kilovatio hora a comienzos de agosto.
Las recomendaciones de XM
Entre las medidas que XM plantea a los agentes del sector están materializar mayor generación térmica en tiempo real, agilizar la aprobación de generación distribuida por parte de los operadores de red, intensificar campañas de ahorro de energía, y —de forma explícita— "eliminar simultaneidad de trabajos en Chivor y Guavio", el punto que hoy concentra el mayor riesgo para la Sabana de Bogotá.
Claves del tema en cuatro preguntas:
¿Cuánto debe actualmente el mercado mayorista de energía en Colombia?
La deuda total del mercado mayorista llegó a $3,58 billones al 6 de agosto de 2026, según el reporte de XM.
¿Quién concentra la mayor parte de la deuda del mercado eléctrico?
Los generadores concentran el 57,6% de la cartera. Dentro de este grupo, las plantas térmicas representan el 79,15% de las obligaciones.
¿Por qué preocupa la deuda del mercado eléctrico?
Porque el aumento de los costos de generación, especialmente térmica, y la exposición de los comercializadores al mercado spot pueden aumentar la presión financiera sobre el sistema y eventualmente trasladarse a los costos que enfrentan los usuarios.
¿Qué está pasando con el precio de la energía en bolsa?
A comienzos de agosto, el precio diario de bolsa se ubicaba cerca de $1.000 por kilovatio hora, mientras el precio de escasez superó los $1.090 por kilovatio hora.