Corficolombiana: un racionamiento eléctrico le costaría al PIB $5.600 millones por hora, en medio de un Niño histórico

La llegada del fenómeno de El Niño es inminente. Se espera que para el último trimestre del año alcance su mayor intensidad.

Un Niño que podría ser el más fuerte registrado

De acuerdo con un informe de Corficolombiana, El Niño 2026 está superando registros históricos y para final del año se espera que supere en dos grados el promedio histórico de la temperatura oceánica. Desde 1950, esto solo ha sucedido en tres episodios: 1982, 1997 y 2015, e incluso el IDEAM asigna una probabilidad del 75% de que este Niño se consolide como el más fuerte desde que se tiene registro.

Los efectos no se harán esperar, al igual que su transmisión a la economía. El Banco de la República estima que el principal canal de transmisión de El Niño a la economía es a través de los alimentos, la energía y la actividad agropecuaria. En este sentido, el sector ganadero ya registra afectaciones: Fedegán estimó pérdidas económicas cercanas a 70.000 millones de pesos entre el 1 de junio y el 1 de agosto, principalmente por la muerte de bovinos y con afectaciones en 19 departamentos.

En el fenómeno de El Niño de 1997-1998, agrega el informe de Corficolombiana, el más similar en trayectoria hasta la fecha, la CEPAL estimó pérdidas económicas equivalentes al 0,55% del PIB. Más aún, según el BID (2024), un fenómeno de El Niño de intensidad muy fuerte podría reducir el crecimiento económico en 0,9 puntos porcentuales.

El costo hora a hora de un racionamiento

"Los episodios de El Niño de intensidad fuerte suelen venir acompañados de mayores presiones inflacionarias, particularmente en alimentos, así como de incrementos en las tarifas residenciales de energía y en los precios de bolsa. Asimismo, estimamos que ante un eventual racionamiento el costo sobre el PIB sería de 5.600 millones de pesos de 2025 por hora", agrega la entidad.

El bajo margen de maniobra del sistema energético

En su informe, lanza una advertencia: el bajo margen de maniobra que tiene el sistema energético. Al 10 de septiembre, había ingresado apenas el 23% de los 4.475 MW de nueva capacidad de generación previstos para 2026.

"Este rezago no es un fenómeno aislado de este año. De hecho, entre 2021 y 2025 ingresó alrededor de una quinta parte de la capacidad de generación que estaba programada, reflejando dificultades persistentes para materializar oportunamente los proyectos previstos. Esto limita el margen disponible para atender el incremento de la demanda y reduce la capacidad del sistema para compensar una menor disponibilidad de generación hidroeléctrica".

Pero, además, este rezago no es exclusivo de la generación; también se extiende a la infraestructura de transmisión, que actualmente registra retrasos en el 60% de los proyectos del Sistema de Transmisión Nacional.

Proyectos clave retrasados

"Un caso particularmente relevante es el de la línea Colectora, infraestructura estratégica para conectar al Sistema Interconectado Nacional (SIN) la generación eólica de La Guajira, cuya entrada en operación fue aplazada de agosto de 2026 a abril de 2027, y los proyectos Chivor II Norte y Sogamoso, fundamentales para Bogotá, Meta y el Guaviare. El retraso limita la incorporación efectiva de nueva generación y reduce las alternativas disponibles para diversificar la matriz durante un período de mayor presión sobre la generación hidroeléctrica", explica Corficolombiana.

Una demanda que crece más de lo previsto

Pero este escenario se da en un contexto de crecimiento de la demanda superior al inicialmente previsto. En agosto, el consumo de energía eléctrica aumentó 6,5% interanual, mientras que las últimas proyecciones de la UPME revisaron al alza las expectativas para los próximos meses, con crecimientos anuales superiores al 10% durante el cuarto trimestre de 2026.

La preocupación aumenta por varios factores. Uno, la brecha de energía en firme (la que da el suministro en escenarios más extremos) ya se ubica en un 7,7% frente a la demanda proyectada para 2026-2027, cuando hace tres meses se proyectaba en el 4,4%, lo que evidencia una insuficiencia de respaldo para atender el próximo período crítico bajo condiciones adversas.

El deterioro hidrológico: embalses y aportes por debajo del promedio

Aunque los embalses se encuentran actualmente en el 78,7% de su capacidad, la situación hidrológica evidencia un deterioro sostenido. Desde abril, los aportes hídricos se han ubicado por debajo de la media histórica y, en agosto, fueron 25% inferiores a este promedio, mientras que al 15 de septiembre el déficit alcanzó el 27%.

El análisis advierte que este comportamiento ha venido modificando la composición de la matriz de generación. Entre enero y mayo de 2026, antes de la declaratoria de inicio de El Niño, la generación hidráulica representó en promedio 78% de la generación, frente al 13% de la térmica. En septiembre, la participación hidráulica se ubica en un 59%, mientras que la generación térmica alcanza el 31,6%.

"La presión sobre el recurso hídrico ya se ha traducido en medidas de racionamiento de agua adoptadas en varios municipios de Santander, Nariño y Cundinamarca, así como en Medellín", añade el estudio.

La generación térmica, cada vez más protagónica

La menor disponibilidad hídrica y la creciente participación de la generación térmica sugieren que la capacidad de respuesta del sistema dependerá cada vez más de fuentes de respaldo distintas a la generación hidroeléctrica. Ante este escenario, la generación térmica adquiere un papel cada vez más relevante como respaldo del sistema.

Sin embargo, una mayor participación térmica incrementa simultáneamente las necesidades de gas natural, carbón y combustibles líquidos.

El cuello de botella del gas natural

La experiencia del fenómeno de 2023-2024 permite dimensionar este riesgo: el consumo de gas natural de las plantas térmicas pasó de niveles habituales de 180-200 MBTUD a 550 MBTUD en abril de 2024, con máximos diarios de 612 MBTUD. En línea con esta tendencia, la demanda de gas para generación térmica ya creció 85% anual en agosto de 2026. La mayor dependencia de la generación térmica pone de manifiesto la necesidad de fortalecer oportunamente la infraestructura de abastecimiento y transporte de gas natural. Un incremento de entre 350 y 400 MBTUD, como el observado durante el último episodio de El Niño, superaría la capacidad adicional prevista por los proyectos que entrarían en operación a finales de 2026 y en el primer trimestre de 2027.

"Por ello, es prioritario evitar nuevos retrasos en los proyectos destinados a ampliar la capacidad de suministro de gas, especialmente los de regasificación. En este frente, sobresale el avance de la ampliación de SPEC, cuya entrada anticipada está prevista para el 1 de octubre de 2026 y que permitirá aumentar la capacidad de importación en un volumen equivalente a cerca del 6% (58 MPCD) de la demanda nacional de gas. A ello se suman las terminales de Buenaventura y Puerto Bahía, cuya entrada en operación está prevista para los próximos meses", señala Corficolombiana.

Pero advierte que, si los proyectos no entran, podría consolidarse un déficit de oferta equivalente a entre el 15% y el 20% de la demanda nacional de gas. En un escenario en el que las importaciones podrían cubrir más del 40% de la demanda, contar con infraestructura adicional reduce la vulnerabilidad ante caídas de la producción nacional y aumentos de la demanda térmica.

El caso Canacol: una caída pronunciada

A ese desafío se suma la situación de Canacol, cuyo suministro representa actualmente cerca del 7% de la demanda nacional. La reducción de su producción ha profundizado el problema de abastecimiento: el suministro de Canacol pasó de hasta 220 GBTUD en 2021-2022 a menos de 60 GBTUD en agosto de 2026.

El costo de un racionamiento de gas, en pesos y por metro cúbico

La UPME estima que, para el sector termoeléctrico, un racionamiento de gas tendría un costo de $6.187 por m³, al considerar tanto los impactos directos sobre los usuarios como los efectos sobre el Sistema Interconectado Nacional. El impacto dependería, entre otros factores, de las condiciones hidrológicas y de la disponibilidad de generación alternativa.

"Nuestros cálculos, con base en las elasticidades de la UPME, sugieren que un desabastecimiento equivalente al 1% de la demanda de gas destinada a generación térmica tendría un costo cercano a 867 millones de pesos diarios. Para los hogares, el costo nacional de racionamiento se estima en 8.662 pesos por m³, reflejando las consecuencias que una interrupción del suministro podría tener sobre el bienestar de los usuarios. En este segmento, una restricción equivalente al 1% de la demanda tendría un costo cercano a 455 millones de pesos diarios", concluye el análisis.