Una planta puede sufrir el impacto económico de la coyuntura energética mucho antes de enfrentar una interrupción del suministro. Por eso, la decisión gerencial no debería depender únicamente de la pregunta «¿habrá racionamiento?». También debe considerar cuánto cuesta producir, qué consumos pueden corregirse y qué tan preparada está la operación para responder.
Las señales climáticas, hidrológicas y regulatorias justifican actuar. Convertirlas en decisiones requiere distinguir lo observado, lo proyectado y lo que depende de las condiciones particulares de cada empresa.
1. La señal climática se ha consolidado
El IDEAM confirmó oficialmente El Niño en su actualización del 8 de octubre. NOAA/CPC también reportó su fortalecimiento. Para un mismo umbral de intensidad histórica —RONI trimestral de al menos +2,5 °C en octubre-diciembre— la probabilidad estimada pasó de 75 % en septiembre a 83 % en octubre. [1–3]
Ese 83 % describe una condición climática; no es la probabilidad de racionamiento en Colombia. Tampoco equivale a una reducción uniforme de las lluvias. Los efectos varían por región y época, y deben contrastarse con los aportes efectivos a las cuencas del sistema eléctrico. [1–3]
2. Los embalses deben leerse junto con los aportes y el despacho
XM reportó un embalse agregado de 79,36 % al cierre de agosto. La consulta directa de sus datos muestra 76,24 % al cierre de septiembre y 75,68 % el 13 de octubre: una reducción de 3,68 puntos porcentuales frente a agosto. [4–5]
El dato relevante no es sólo cuánto hay almacenado, sino cómo evoluciona el balance entre entradas y uso del agua. Los aportes de septiembre equivalieron a 65,54 % de su media histórica; entre el 1 y el 13 de octubre, a 59,55 % de la referencia correspondiente. Son cálculos sobre datos de XM y no un pronóstico del resto del mes. [5]
La interpretación de Nexum es que existe presión hidrológica que exige seguimiento, aun cuando el porcentaje de almacenamiento aislado pueda parecer cómodo. El agregado tampoco sustituye el análisis por cuenca, las restricciones de transmisión o los indicadores regulatorios de embalse parcial.
3. El respaldo térmico está ganando peso
| Indicador XM | Septiembre 2026 | 1–11 octubre 2026 |
|---|---|---|
| Generación total | 7.565,63 GWh | 2.658,80 GWh |
| Demanda de energía del SIN | 7.529,08 GWh | 2.661,27 GWh |
| Generación tipo TERMICA | 2.443,06 GWh | 903,87 GWh |
| Térmica / generación total | 32,29 % | 34,00 % |
| Generación térmica media | 81,44 GWh/día | 82,17 GWh/día |
Fuente: consulta directa API XM, 14 de octubre de 2026. Septiembre completo; octubre parcial. Clasificación TERMICA del catálogo de recursos; cogeneradores reportados aparte. Datos sujetos a revisión. [5]
El promedio térmico diario permite comparar períodos de distinta duración. Su mayor participación es compatible con un sistema que utiliza más respaldo para atender la demanda y administrar las reservas. No demuestra, por sí sola, que la capacidad disponible esté agotada.
La diferencia entre generación y demanda observadas tampoco es un margen de seguridad: intervienen intercambios internacionales, demanda no atendida y definiciones de las series. La suficiencia futura requiere escenarios de hidrología, disponibilidad de plantas, combustibles y redes. [5–6]
En septiembre, la CREG activó un mecanismo preventivo de confiabilidad. Su Circular 343 recoge escenarios del CND con requerimientos térmicos superiores a 95 GWh/día. Esa cifra es un requerimiento condicionado por supuestos; no debe confundirse con generación observada o capacidad disponible. [7]
4. Los precios muestran exposición y volatilidad
Con una metodología uniforme —promedio aritmético de los precios horarios de bolsa nacional de XM— agosto registró 942,32 COP/kWh; septiembre, 676,95; y el período 1–11 de octubre, 694,34. La caída de septiembre impide afirmar que los precios suben de manera continua. Estos valores tampoco son tarifas finales de una planta. [5]
Para una empresa, el impacto depende del contrato, la exposición a bolsa, la indexación, los componentes trasladables y la próxima renovación. Un contrato con precio fijo puede amortiguar una parte del riesgo económico, mientras persisten otros costos y riesgos físicos. La revisión debe hacerse sobre la factura y las condiciones pactadas.
5. Tres escenarios que no deben confundirse
| Escenario | Lectura sustentada | Decisión empresarial |
|---|---|---|
| Presión de costos y volatilidad | Ya hay variación observable de precios. La exposición de cada planta es distinta. | Revisar contrato, consumo específico y sensibilidad de margen. |
| Medidas de reducción de consumo | Existe un programa para usuarios regulados; no es sólo una posibilidad futura. | Verificar aplicabilidad y evaluar flexibilidad sin comprometer producción. |
| Racionamiento eléctrico | Escenario de alto impacto, condicionado por múltiples variables. No hay una probabilidad verificable en las fuentes consultadas. | Preparar contingencias y seguir señales oficiales. |
La Resolución CREG 101 120 y sus modificaciones regulan el programa de ahorro. Su aplicación tiene condiciones y exclusiones; no debe extrapolarse automáticamente a los grandes usuarios no regulados. La Circular 343 aclara que iniciar un período de riesgo de desabastecimiento no significa decretar racionamiento programado. [7–9]
No asignamos porcentajes propios a estos tres escenarios: no son mutuamente excluyentes y podrían coexistir. Calcularlos exigiría definir horizonte, evento y modelo probabilístico. Para gestionar la planta conviene separar exposición económica, respuesta de la demanda y contingencia física.
6. De la coyuntura a un plan de ingeniería
La respuesta debe comenzar con un diagnóstico del proceso y avanzar hacia las inversiones que resuelvan el problema identificado. Proponemos tres decisiones:
Reducir consumo innecesario. Construir una línea base por proceso y producto, relacionando energía con producción, mezcla, horas, arranques y condiciones ambientales. Revisar sistemas relevantes: aire comprimido, bombeo, refrigeración, vapor o calentamiento, según cada operación. Ahorrar por producir menos no demuestra mayor eficiencia.
Preparar la continuidad. Identificar cargas críticas, tolerancia a interrupciones, secuencia de parada segura y reinicio, disponibilidad de respaldo, combustible y mantenimiento. Un plan de contingencia debe probar que puede sostener las funciones indispensables de la planta.
Evaluar la canasta energética y los proyectos. Comparar eficiencia, suministro, solar, autogeneración, cogeneración o almacenamiento según el perfil real de carga. Un sistema solar convencional conectado a red no garantiza respaldo durante un corte: éste requiere una arquitectura habilitada para operar en isla. La cogeneración requiere aprovechamiento útil del calor o frío y una evaluación del combustible. [10–11]
Cada alternativa debe evaluarse por inversión, costo de operación y mantenimiento, integración, confiabilidad, permisos, plazo, flujo de caja y sensibilidad. Un precio de bolsa coyunturalmente alto no basta para justificar un proyecto que operará durante años.
La perspectiva de Nexum
El objetivo empresarial es reducir la vulnerabilidad energética de la operación mediante decisiones de ingeniería verificables. La coyuntura ofrece una razón para actuar; los datos de cada planta determinan qué acción conviene.
En Nexum, proponemos comenzar por una revisión del desempeño energético, las necesidades de continuidad y las alternativas de inversión, para definir el alcance de ingeniería y acompañamiento que requiere cada proyecto.
¿Su planta tiene identificadas las pérdidas energéticas prioritarias y las cargas que debe mantener ante una interrupción? Conversemos sobre cómo convertir esa información en un plan de acción técnicamente sustentado.
Fuentes y referencias
- IDEAM. El Niño en Colombia; actualización 8 oct. 2026.
- NOAA/CPC. ENSO Diagnostic Discussion, 8 oct. 2026; figura 7 original.
- NOAA/CPC. ENSO Diagnostic Discussion, 10 sep. 2026. Versión consultada.
- XM. Embalses, aportes y generación de agosto; publicado 16 sep. 2026.
- XM. API pública y documentación del catálogo de métricas. Consulta 14 oct. 2026; cálculos descritos en el anexo.
- XM. Demanda de agosto; publicado 28 sep. 2026. Incluye definición de demanda del SIN.
- CREG. Circular 343 de 2026, 5 sep.; mecanismo preventivo de confiabilidad. Texto original.
- CREG. Resolución 101 120 de 2026; programa para demanda regulada.
- CREG. Resolución 101 126 de 2026; modifica inicio y exclusiones.
- U.S. Department of Energy. Solar Integration: Distributed Energy Resources and Microgrids Basics.
- U.S. Department of Energy. Combined Heat and Power Basics.
Cómo se calcularon los datos de XM
Consulta del 14 de octubre de 2026 a la API pública de XM. Embalse: PorcVoluUtilDiar, Sistema, × 100. Aportes: suma de AporEner / suma de AporEnerMediHist × 100. Generación: Gene por Sistema y Recurso, kWh / 1.000.000. Térmica: recursos clasificados TERMICA, con cogeneradores aparte. Demanda: DemaSIN. Precio: promedio aritmético de PrecBolsNaci horario, no ponderado ni tarifa final.
Septiembre completo; generación, demanda y precios de octubre alineados al 1–11. Embalse y aportes disponibles hasta el 13. Se excluyó el registro incompleto de demanda del 12. Se reconciliaron los totales por recurso con el sistema; no se imputaron horas vacías. Las series pueden revisarse. Catálogo de recursos vigente al consultar.