Esto es lo que costaría un racionamiento de energía en Colombia.Esto es lo que costaría un racionamiento de energía en Colombia. Cortesía: Jorge Valencia, exdirector de la Creg Un reciente estudio de Jorge Valencia, exdirector de la CREG y actual gerente de Asproen reveló que cada vez es más latente el riesgo de un apagón como el de los años 90, el cual ya no es una hipótesis lejana. Según el experto esto ha sucedido por una serie de decisiones que se han tomado equivocadas que aunadas a la falta de acción podrían llevar al país a un racionamiento con efectos inmediatos para las finanzas de las empresas y el bolsillo de los ciudadanos.
Además, resaltó que actualmente en el país se ha venido presentando el deterioro de la seguridad energética nacional, es decir, la capacidad que tiene la nación para asegurar un suministro constante de energía de forma sostenible en lo económico y lo ambiental. Entre tanto, mencionó que Colombia atraviesa una crisis estructural acumulada de más de una década que hoy amenaza de forma preocupante la operación de las empresas y la economía de las familias.
“Las obras estratégicas llevan años sin ejecutarse, las señales para atraer inversión son ambiguas y algunas decisiones recientes podrían acelerar el desabastecimiento. La consecuencia: un sistema eléctrico con márgenes cada vez más estrechos, incapaz de absorber choques sin afectar a usuarios y empresas”, aseguró Valencia. Jorge Valencia, exdirector de la CREG revela los impactos económicos de un apagón en Colombia. Jorge Valencia, exdirector de la CREG revela los impactos económicos de un apagón en Colombia.
El 55% de los proyectos de transmisión presentan retrasos A su vez, el experto mencionó que uno de los problemas más graves que tiene el país está relacionado con la infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional (STN y STR) ya que en gran parte se encuentra retrasada. Ante esto, el operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia (XM) confirma que el 55% de los proyectos presentan retrasos frente a su fecha prevista de entrada en operación, un porcentaje superior al registrado en años anteriores por la Unidad de Planificación Minero- Energética (Upme).
“Solo el 28% de la nueva capacidad de generación avanza sin trabas; el resto enfrenta cuellos de botella por licencias ambientales o conflictos sociales”, asegura Valencia. Otro de los síntomas que presenta el sector energético es la disponibilidad de agua por medio de la cual se genera electricidad en el país. Así como se presentó en el 2024 que se redujo el nivel de los embalses a cifras inferiores al 30% se proyecta que en 2026 llegue otro fenómeno de El Niño fuerte. “Las cifras son contundentes y hablan por sí solas. De acuerdo con el operador XM, en agosto —último dato oficial— los embalses hidroeléctricos alcanzaron el 81,8% de su capacidad útil, por encima del promedio histórico cercano al 70%. Sin embargo, la recuperación ha sido desigual: en algunas regiones los niveles siguen rezagados, lo que mantiene el riesgo latente para un país cuya generación es 89% renovable, en su mayoría hidráulica (entre 80% y 83%)”, agregó el experto.
Según estimaciones recientes de la industria, indican que una hora de racionamiento eléctrico podría costar hasta $200.000 millones, dependiendo de su alcance y del sector afectado. Proyectado a varios días, representaría pérdidas multimillonarias para la industria, el comercio y el empleo, con un impacto que también alcanzaría al Producto Interno Bruto (PIB) del segundo semestre y podría detener la tendencia a la baja de la inflación. El experto, también hizo un llamado al Gobierno para buscar alternativas ante el panorama del gas en Colombia. De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), la inversión en exploración y producción alcanzará US$4.680 millones en 2025, pero la producción de este recurso caerá un 5,6%, pasando de 959 a 905 millones de pies cúbicos diarios.
“Este déficit obligaría a incrementar las importaciones a precios más altos, encareciendo tarifas y afectando la competitividad industrial. A su vez gremios como Naturgas ya han advertido que una reforma tarifaria mal diseñada podría desalentar inversiones justo cuando más se necesitan”, resaltó. Aunque en 2024, según la UPME, se invirtieron más de $9 billones en energías renovables no convencionales y en 2025 se espera sumar entre 640 megavatios (MW) y 1 gigavatio (GW) adicionales (con solo 59 MW ejecutados al segundo trimestre), la mayoría proviene de proyectos solares, dependientes del clima y sin generación nocturna. Para Valencia, confiar en una sola fuente es un error que ya ha pasado factura en otros países.
¿Qué se debe hacer para salir de la coyuntura? En su estudio, Valencia propone un plan de acción en seis frentes, por medio de los cuales se podría sacar avante la situación por la que atraviesa el sector energético. Así las cosas, propone: destrabar proyectos de generación y transmisión, definir una política energética de Estado que no cambie cada cuatro años, diversificar la matriz con hidráulica, térmica, renovables y almacenamiento, asegurar el suministro de gas, ajustar tarifas y hacer una mayor regulación para proteger la inversión y a los usuarios y reforzar la institucionalidad junto con una educación en uso eficiente de energía.
Bajo este plan, el experto también señaló que ya se está poniendo en marcha una estrategia, pero esta resulta insuficiente. Por ejemplo, resaltó que Ecopetrol adquirió en 2025 el parque eólico Windpeshi, en La Guajira, por US$50 millones, y proyecta invertir US$350 millones adicionales entre 2025 y 2027 para aportar 205 MW de capacidad, cubrir entre 8% y 9% de su demanda interna y evitar la emisión de 4,8 millones de toneladas de CO₂ durante su vida útil.
Por su parte, el Gobierno presentó un portafolio de inversión climática de US$40.000 millones con el objetivo de convertirlo en política de Estado; no obstante, a la fecha no cuenta con cierres financieros asegurados ni un avance claro en su ejecución.
Y finalmente mencionó que, para el sector energético, los próximos meses serán decisivos y entre los indicadores a monitorear están: el nivel de los embalses para que no llegue a cifras inferiores al 60%, los retrasos en la entrada en operación de proyectos clave, los aumentos abruptos en el precio de la energía y la caída sostenida en la producción de gas sin un plan claro de reemplazo.
Fuente: Portafolio