El 61% de la capacidad instalada de Colombia es agua. Cuando llueve menos, ese 61% no desaparece: se reemplaza. Y hoy, casi la mitad de ese reemplazo llega en barco.

Durante años la conversación sobre confiabilidad eléctrica en Colombia se resolvió mirando una sola variable: el nivel de los embalses. Sigue siendo la más importante, pero ya no alcanza. Con el Fenómeno de El Niño 2026-2027 encima, hay una segunda variable que decide tanto como la lluvia y casi nadie la mira: la disponibilidad de gas.

Cuando baja el agua, el sistema cambia de combustible

La matriz eléctrica colombiana está construida sobre el agua. En periodos sin El Niño, la generación hidráulica aporta en promedio el 82% de la electricidad del país (XM, elaborado por Grupo Cibest, agosto de 2026). Es una ventaja enorme: energía limpia, barata y de sobra. También es una dependencia.

Cuando la hidrología se deteriora, el sistema no se queda corto de un día para otro. Cambia de combustible. Las plantas térmicas, que funcionan con gas, carbón y líquidos, cubren lo que el agua deja de generar. Y hacen dos cosas a la vez: producen la energía que falta y, al producirla, permiten no turbinar, es decir, guardar agua en el embalse para los momentos más críticos.

Ese mecanismo hoy está exigido. En agosto de 2026 la generación térmica despachada centralmente promedió 70 GWh al día, y el promedio de los últimos siete días con corte al 27 de agosto fue de 59 GWh al día. El estudio energético de corto plazo de XM pide más de 97 GWh al día, y en series de hidrología deficitaria el requerimiento sostenido llegaría hasta 100 GWh al día por hasta nueve meses (Boletín Energético 357, XM, 28 de agosto de 2026).

La diferencia entre lo que el parque térmico está produciendo y lo que el sistema le pide es, en la práctica, el margen de confiabilidad del país. Y ese margen se paga con combustible.

El dato que cambia la conversación: 44% del respaldo térmico ya viene de gas importado

Con corte al 27 de agosto de 2026, de los 71,1 GWh diarios de generación térmica del país, 31 GWh se produjeron con gas importado. Cerca del 44%. El resto se repartió entre carbón (29 GWh), gas nacional (9 GWh) y líquidos (2,1 GWh). Son cifras calculadas sobre el Boletín Energético 357 de XM.

No siempre fue así. El gas ha representado en promedio el 63% de la generación térmica de los últimos seis años, pero desde septiembre de 2023 su composición cambió de manera estructural: el sistema pasó de abastecerse casi en su totalidad con producción nacional a depender del gas importado en más del 75% de esa generación (Grupo Cibest, agosto de 2026).

Dicho de otro modo: el seguro que protege al sistema eléctrico colombiano cuando falta lluvia ya no se produce mayoritariamente en Colombia.

El gas también tiene sus propios límites

La segunda parte de la historia es que ese seguro tiene sus propias restricciones, y son tres:

• La producción nacional cae

La producción de gas natural en Colombia cae 17,4% en el último año y acumula una contracción anual compuesta de 7,4% en los últimos cuatro. Las reservas probadas retroceden 16,8% anual.

Como resultado, el gas importado pasó de representar el 0,3% de la oferta total del país en 2022 a un 26,8% en el acumulado de enero a julio de 2026 (Grupo Cibest, agosto de 2026, con datos del Balance Energético Colombiano).

• El gas importado cuesta el doble 

En julio de 2026 el gas importado se cotizó cerca de USD 15,9 por millón de BTU, frente a USD 7,9 del gas nacional. Esa brecha encarece el respaldo térmico y, cuando el sistema necesita despachar más térmica, se traslada al costo de operación del sistema completo.

• La capacidad de importación depende hoy de una sola terminal

La importación se concentra en la regasificadora de SPEC en Cartagena, con 475 GBTUD de capacidad, de los cuales 400 están destinados al parque térmico. Hay tres ampliaciones en camino: la regasificadora del Pacífico, con 60 GBTUD prevista entre octubre y diciembre de 2026; Puerto Bahía, con 126 GBTUD para el primer trimestre de 2027; y una ampliación de SPEC de 58 GBTUD esperada para el segundo trimestre de 2027 (Grupo Cibest, agosto de 2026).

Ninguna de esas fechas es casual: en un escenario simulado por XM para el verano 2026-2027, y es un escenario, no un pronóstico, el sistema podría requerir entre 433 y 519 GBTUD de gas natural al día para que todas las plantas térmicas comprometidas puedan cumplir. XM lo plantea sin rodeos: de no contar con el combustible requerido por el parque termoeléctrico, aumentan los riesgos de desatención en el suministro eléctrico.

Cómo se lee esto sin alarmismo

Nada de lo anterior anuncia un apagón. Un racionamiento eléctrico no se activa porque un embalse baje de cierto nivel ni porque un combustible se encarezca: se declara cuando el parque de generación resulta insuficiente frente a la demanda esperada, bajo las reglas de la Resolución CREG 119 de 1998. Es una decisión técnica y reglada, no un umbral automático.

El sistema, además, ya está actuando. El despacho térmico anticipado permite conservar embalse. El programa de ahorro de energía de la Resolución CREG 101 120 de 2026, vigente desde el 1 de septiembre por seis meses, gestiona la demanda con una meta de consumo por usuario. Y la entrada de nueva capacidad de importación de gas está programada justo para la ventana crítica.

Lo que cambia no es el nivel de riesgo. Es la lista de variables que hay que mirar. Al embalse y a los aportes hídricos hay que sumarles, desde este verano, la disponibilidad y el precio del gas.

Los sectores que lo sentirían primero

Si el gas llegara a escasear, la regulación define un orden de prioridad: primero los usuarios residenciales y los pequeños comercios, el sector salud, el gas vehicular, las estaciones de compresión del Sistema Nacional de Transporte y las refinerías; después la demanda no esencial con contratos de suministro con garantía de no interrupción; y de último, la industria.

Por eso Grupo Cibest construyó, con la Encuesta Anual Manufacturera del DANE, un índice de vulnerabilidad energética por sector industrial. Estos son los más expuestos:

La lectura más útil del índice es contraintuitiva: no mide cuánto consume un sector, sino qué tan independiente es de la red. El autoabastecimiento neto pesa el 50% del cálculo; la carga de gas, 20%; la carga eléctrica, 20%; y otros energéticos, 10%. Por eso las refinerías marcan 0% y los ingenios azucareros 6%, pese a ser grandes consumidores: cogeneran con sus propios combustibles y con bagazo.

Una planta no está expuesta por consumir mucho. Está expuesta por depender de una sola fuente.

Lo que estamos mirando en Santa Fe Energy

Nuestro equipo de tecnología y datos revisa cada mañana el mismo tablero: aportes hídricos por región, nivel del embalse agregado frente a la senda de referencia de la CREG, generación térmica del día y su composición por combustible, precio de bolsa y estado del sistema. Desde este año, la composición del combustible térmico dejó de ser un dato de contexto y pasó a ser una de las variables de decisión.

Operamos pequeñas centrales hidroeléctricas en el occidente antioqueño y comercializamos energía en el mercado mayorista, así que leemos el sistema desde los dos lados: el de quien genera y el de quien compra. Publicamos esa lectura porque un mercado que entiende sus propias señales negocia mejor, y eso nos conviene a todos los que estamos en él.

La confiabilidad eléctrica dejó de ser una sola pregunta sobre el agua. Hoy son dos: cuánta agua hay, y con qué se va a respaldar cuando no alcance. La primera se responde mirando los embalses. La segunda, mirando el gas.

Entender de dónde viene la energía ayuda a entender por qué su confiabilidad depende de más de una cosa a la vez.

Termómetro del respaldo térmico

Las seis variables que dicen si el sistema eléctrico colombiano tiene con qué respaldarse, dónde consultarlas gratis y cada cuánto se actualizan. 

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Fuentes citadas en el artículo

• XM. Boletín Energético 357, 28 de agosto de 2026. Generación térmica por combustible, requerimientos de corto y mediano plazo, balance ENFICC frente a demanda y estado del sistema.

• Grupo Cibest. Fenómeno de El Niño: riesgos para la confiabilidad y la seguridad energética. Informe sectorial, agosto de 2026. Datos de oferta y precios de gas, capacidad de regasificación e índice de vulnerabilidad energética.

• DANE. Encuesta Anual Manufacturera, base del índice de vulnerabilidad energética elaborado por Grupo Cibest.

• CREG. Resolución 119 de 1998 (declaración de racionamiento programado) y Resolución 101 120 de 2026 (programa de ahorro de energía).