COLOMBIA, 23 de septiembre de 2026. El intenso fenómeno de El Niño que se ha manifestado en Colombia desde mediados de este año ha elevado significativamente los riesgos en el sector energético, especialmente en el suministro de gas natural, con un posible déficit que podría impactar hasta un 20% de la demanda total del país. Según recientes informes, la probabilidad de que este fenómeno alcance una intensidad muy fuerte durante el último trimestre de 2026 se elevó al 98%, mientras que el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam) estima en un 75% que esta sea la más intensa desde que se tienen registros.
El sistema energético colombiano atraviesa un complejo escenario marcado por una menor disponibilidad de agua, crecimiento acelerado de la demanda eléctrica y retrasos significativos en proyectos de generación y de transmisión eléctrica. A la fecha del 10 de septiembre, solo el 23% de los 4.475 MW de nueva capacidad de generación proyectados para 2026 se encontraban operativos, mientras que un 60% de los proyectos mostraban demoras, según reportes de Corficolombiana.
Impacto climático y económico del fenómeno
Desde junio, El Niño ha generado un aumento consecutivo durante cuatro meses en la temperatura del océano, mostrando una trayectoria parecida a la observada durante el fenómeno de 1997-1998, reconocido por su alta intensidad. La anomalía térmica oceánica actual se aproxima a superar los dos grados centígrados sobre el promedio histórico, un nivel alcanzado solo en episodios fuertes como los de 1982, 1997 y 2015.
Los efectos económicos ya se manifiestan: Fedegán reportó pérdidas cercanas a 70.000 millones de pesos entre junio y agosto, principalmente por muertes de ganado bovino en 19 departamentos. A nivel macroeconómico, la Cepal cifró las pérdidas durante el fenómeno de 1997-1998 en 0,55% del Producto Interno Bruto (PIB) colombiano, mientras que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) proyecta que un episodio de intensidad muy fuerte podría reducir el crecimiento económico en 0,9 puntos porcentuales.
Cambio en la matriz de generación y aumento de la demanda térmica
La variabilidad en los aportes hídricos está transformando la estructura de generación eléctrica. Aunque los embalses se encontraban al 78,7% de su capacidad, los aportes de agua desde abril han estado consistentemente por debajo del promedio histórico, con un déficit acumulado del 27% al 15 de septiembre. Esta situación ha disminuido la generación hidráulica del 78% en promedio anual a un 59% en septiembre, mientras que la generación térmica aumentó del 13% al 31,6%, incrementando sustancialmente la demanda por combustibles, especialmente gas natural.
Durante agosto de 2026, el consumo de gas para generación térmica creció un 85% anual. El informe alerta que un incremento adicional de entre 350 y 400 millones de pies cúbicos diarios (MBTUD) es probable, un volumen similar al observado en el último episodio de El Niño, pero que podría exceder la capacidad de suministro que aportarán los proyectos que entrarán en operación entre finales de 2026 y el primer trimestre de 2027.
Presiones al mercado gasífero y medidas en desarrollo
Frente a este panorama, la ampliación de la infraestructura para la importación de gas es crucial. La ampliación de la terminal de liebre seca (SPEC) está prevista para entrar en funcionamiento anticipadamente el 1 de octubre de 2026, aumentando la capacidad de importación en 58 millones de pies cúbicos diarios, equivalente al 6% de la demanda nacional. También están programadas para iniciar operaciones las terminales de Buenaventura y Puerto Bahía.
Sin embargo, si estos proyectos sufren retrasos, el déficit de oferta podría alcanzar entre el 15% y 20% de la demanda nacional, situación que se agrava con la disminución en la producción nacional de gas. Canacol, por ejemplo, reduce su suministro, que representa cerca del 7% de la demanda total, abasteciendo a siete departamentos del Caribe y Norte de Santander. En agosto, la producción cayó a menos de 60 GBTUD, afectando a alrededor de 2,2 millones de usuarios. Adicionalmente, Cerro Matoso habría reducido cerca del 50% de su operación por limitaciones en el suministro de gas.
El sector termoeléctrico enfrenta costos elevados por restricciones en el gas, estimándose un costo de racionamiento de $6.187 por metro cúbico. Corficolombiana calcula que una restricción del 1% en la demanda de gas para generación térmica implicaría pérdidas diarias de aproximadamente $867 millones, mientras que una restricción similar en hogares representaría costos cercanos a $455 millones diarios.
En respuesta, el Gobierno ha implementado el Plan Energía Ya, que contempla una inyección de $1,5 billones destinada a fortalecer la liquidez del sector eléctrico, asegurar el pago de subsidios y mantener la operación del sistema. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) también ha tomado medidas regulatorias para promover el ahorro energético, gestionar la demanda y proteger las reservas hídricas mientras el país enfrenta este complejo desafío climático y energético.
Redacción BusinessCol
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