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EL NIÑO DESDE JUNIO Y UN SISTEMA ELÉCTRICO EXIGIDO
A partir de junio de 2026, Colombia podría enfrentar una combinación particularmente sensible: el avance de un evento El Niño con probabilidad significativa y un sistema eléctrico que ya viene operando con estrechez por cuellos de red, atrasos en expansión y alta dependencia de generación térmica en momentos de estrés. La señal climática más relevante es que los centros de predicción estacional proyectan transición a ENSO neutral en abril–mayo y un repunte de probabilidad de El Niño para el trimestre junio–agosto de 2026 (62%), con riesgo de intensificación hacia el segundo semestre.
¿Por qué El Niño importa para la energía?
El Niño no es solo “más calor”: para el sistema eléctrico, el punto crítico suele ser la hidrología. Cuando los aportes hídricos bajan, cae la capacidad de generación hidráulica y el sistema se apoya más en térmicas (gas, carbón, líquidos), lo que eleva costos, tensiona combustibles y aumenta la probabilidad de eventos operativos si hay indisponibilidades. En escenarios de sequedad prolongada, la operación se vuelve una carrera de administración de embalses, gestión del riesgo y respuesta rápida ante contingencias.
El segundo factor: capacidad y cuellos del sistema
El riesgo de 2026 no depende solo del clima: depende de qué tan robusta esté la infraestructura para transportar energía desde donde se genera hasta donde se consume. En los últimos análisis técnicos del sector se han descrito riesgos de restricciones y desatención regional en subáreas y corredores donde la red se agota o no tiene suficiente holgura, especialmente bajo condiciones de alta demanda o contingencias N-1. Esto puede traducirse en eventos regionales (no necesariamente racionamiento nacional), con afectaciones concentradas en zonas con mayores restricciones operativas.
Tres escenarios anticipados para junio–octubre de 2026
Escenario 1 Estrés alto sin racionamiento nacional (probabilidad estimada 35%)
El Niño se establece y baja la hidrología, pero el sistema evita medidas extremas mediante operación defensiva, uso intensivo de térmicas y ajustes comerciales. El impacto se vería sobre todo en costos (tarifas y contratos) y en episodios de restricciones por región en días de alta exigencia.
Escenario 2 Apagones regionales reiterados por cuellos de red (probabilidad estimada 30%)
Con aportes bajos y un sistema exigido, se vuelven más frecuentes las restricciones en puntos sensibles de transmisión y subtransmisión, generando interrupciones localizadas o racionamientos por zonas ante contingencias. Este escenario es especialmente relevante para empresas con operación 24/7 o logística crítica en regiones con menor resiliencia de red.
Escenario 3 Riesgo sistémico y medidas extraordinarias (probabilidad estimada 25%)
El Niño se intensifica más rápido o más fuerte, y coincide con indisponibilidades térmicas o tensión en combustibles. El resultado sería un periodo de gestión de crisis con medidas extraordinarias de reducción de demanda, campañas masivas y alta presión reputacional y económica. Es menos probable que los anteriores, pero es el de mayor impacto si se materializa.
(Se deja un 10% para un escenario de El Niño débil o con efectos hidrológicos menos adversos, donde el impacto se concentra en precios y contingencias puntuales.)
Qué debe hacer el sector privado desde ya
La preparación no se limita a “tener planta eléctrica”. En un contexto de estrés energético, la ventaja competitiva la tiene quien decide antes: quien anticipa costos, identifica exposición por sede y define umbrales para activar planes. Tres acciones prácticas para abril–mayo, antes de que el riesgo aumente desde junio:
Monitoreo anticipativo semanal: seguimiento ENSO e hidrología, más alertas operativas del sistema y señales de restricciones regionales, para detectar cambios de tendencia con 2–6 semanas de anticipación.
Plan de continuidad por cargas críticas: mapa de procesos esenciales, tiempos máximos de interrupción, pruebas de respaldo, contratos de combustible y protocolos para operar en degradación.
Estrategia contractual y financiera: revisar indexaciones, cláusulas de fuerza mayor, ventanas de renegociación y escenarios de sensibilidad de costo para decidir coberturas o ajustes antes del pico estacional.
En la práctica, esto se traduce en adquisición de servicios de información anticipativa para convertir señales climáticas y técnicas en decisiones operativas: cuándo reforzar respaldo, cuándo mover turnos, cuándo ajustar inventarios, cuándo renegociar energía y cuándo activar reducción voluntaria de consumo.
Conclusión
Desde junio de 2026, la combinación “El Niño probable + sistema eléctrico exigido” aumenta el riesgo de estrés operativo y financiero. El resultado más probable es un periodo de costos elevados y eventos regionales, pero existe un escenario de alto impacto si la intensidad climática se acelera y coincide con fallas o indisponibilidades. Prepararse no es un gasto: es una decisión de continuidad y competitividad.
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