Red eléctrica de Colombia enfrenta mayores riesgos operativos por saturación y retrasos de infraestructura

Bogotá D.C., octubre de 2026. El sistema eléctrico colombiano enfrenta una presión creciente que ya no depende únicamente de cuánta energía puede producir el país. La capacidad física para transportar esa electricidad desde las plantas de generación hasta hogares, industrias y ciudades también se está convirtiendo en uno de los principales riesgos para la confiabilidad.

Un balance técnico divulgado por Portafolio, basado en información de XM, identifica restricciones en diferentes regiones asociadas a redes saturadas, transformadores operando cerca de sus límites, proyectos de expansión retrasados y dificultades para programar mantenimientos sin comprometer el servicio.

La situación es especialmente sensible porque la demanda continúa aumentando y varios proyectos diseñados para ampliar la capacidad del sistema no han entrado en operación en los tiempos originalmente esperados.

En este escenario, una falla relativamente sencilla puede producir caídas de tensión, sobrecargas o la necesidad de reducir temporalmente la demanda para mantener el resto del sistema dentro de condiciones seguras.

Caribe concentra las mayores alertas operativas

La región Caribe aparece como el principal foco de vulnerabilidad.

XM lleva varios años advirtiendo que la infraestructura de transmisión en esta zona presenta señales de agotamiento y que diversos equipos trabajan cerca o incluso sobre sus límites máximos de operación.

El rápido crecimiento de la demanda, impulsado además por las altas temperaturas y el uso intensivo de sistemas de climatización, ha aumentado la presión sobre transformadores, subestaciones y corredores de transmisión.

La combinación entre elevada demanda y capacidad limitada reduce el margen disponible para atender mantenimientos o responder a fallas inesperadas.

Guajira, Cesar y Magdalena presentan saturación en subestaciones

En la subregión conformada por La Guajira, Cesar y Magdalena, el diagnóstico identifica problemas de capacidad de transformación en activos estratégicos.

Entre ellos aparecen las subestaciones de Santa Marta y Copey, en niveles de tensión de 220, 110 y 34,5 kV.

También se reportan restricciones en Valledupar, particularmente en sus niveles de 220, 34,5 y 13,8 kV.

Cuando un transformador se acerca permanentemente a su capacidad máxima, cualquier indisponibilidad adicional puede obligar al operador a modificar despachos o limitar la cantidad de energía que circula por la zona.

Los mantenimientos se vuelven cada vez más difíciles

Una red saturada no solo tiene problemas durante los momentos de máxima demanda.

También hace más complejo retirar temporalmente equipos para realizar mantenimientos preventivos.

Cuando existen pocas alternativas para transportar la energía, sacar una línea o un transformador de servicio puede reducir demasiado el margen de seguridad.

Esto obliga a coordinar cuidadosamente las intervenciones y, en determinados casos, puede retrasar trabajos necesarios para conservar los activos en buenas condiciones.

Caídas rápidas de voltaje son otra preocupación

El reporte también identifica sensibilidad frente a caídas de tensión después de contingencias sencillas.

El voltaje debe mantenerse dentro de rangos definidos para garantizar el funcionamiento seguro de equipos y redes.

Cuando la infraestructura opera cerca de sus límites, la pérdida inesperada de una línea o transformador puede producir variaciones más severas y obligar al operador a adoptar medidas adicionales.

Bolívar enfrenta agotamiento generalizado de red

En Bolívar, XM identifica restricciones que dificultan mantener niveles adecuados de tensión en determinados nodos de 66 kV.

Esta situación limita la cantidad de electricidad que puede importarse hacia la zona desde otros puntos del sistema.

Una menor capacidad de importación obliga a depender en mayor medida de recursos locales de generación.

Según el diagnóstico citado, esto incrementa la relevancia de la generación térmica regional y reduce la flexibilidad operativa.

Córdoba y Sucre operan con márgenes reducidos

En la subregión de Córdoba y Sucre también se identifican restricciones en activos de transmisión y transformación.

Los riesgos incluyen instalaciones a 110 kV y transformación entre niveles de 500 y 110 kV.

Ante determinadas fallas simples pueden presentarse caídas de tensión, mientras la coordinación de mantenimientos resulta cada vez más compleja.

Esto limita la posibilidad de operar con márgenes amplios de respaldo ante contingencias.

XM lleva años alertando sobre agotamiento en la Costa

Las advertencias actuales no aparecen de manera repentina.

XM ya había señalado desde años anteriores que la Costa Atlántica presentaba un agotamiento generalizado de capacidad de transmisión.

El operador explicó entonces que muchos equipos funcionaban cerca de sus límites y que la región concentraba una proporción considerable de la demanda no atendida del país.

También alertó que el consumo venía creciendo por encima del promedio nacional, situación agravada durante periodos de altas temperaturas.

Cortes técnicos buscan evitar fallas mayores

Cuando la infraestructura alcanza determinados límites, el operador puede verse obligado a desconectar preventivamente una parte de la demanda.

Estas acciones no equivalen necesariamente a un racionamiento nacional por falta de energía.

Se trata de medidas operativas utilizadas para evitar que una sobrecarga o una caída de tensión produzca una afectación más extensa.

Bajo determinadas condiciones, reducir temporalmente una pequeña parte del consumo puede proteger el resto de la red.

27,76 GWh de demanda no atendida en seis meses, según el balance citado

Portafolio reporta, con base en información técnica de XM, que entre el 1 de abril y el 1 de octubre se acumularon aproximadamente 27,76 GWh de demanda no atendida por diferentes eventos en la Costa.

El medio señala que durante ese periodo el centro de control emitió 347 instrucciones de corte técnico asociadas con condiciones de seguridad.

Estas cifras corresponden al balance citado por la fuente y reflejan intervenciones operativas puntuales, no un racionamiento generalizado del sistema colombiano.

Mantenimientos explicaron buena parte de la energía no atendida

Del volumen reportado por Portafolio, aproximadamente 13,18 GWh estuvieron relacionados con trabajos de mantenimiento.

Otros 8,4 GWh fueron atribuidos a fallas o agotamiento en redes del Sistema de Transmisión Nacional y Regional.

Cerca de 6,05 GWh correspondieron a eventos en redes locales de distribución y aproximadamente 0,13 GWh a esquemas automáticos de protección.

La distribución muestra que las vulnerabilidades se encuentran en diferentes niveles de la cadena eléctrica.

El área Oriental también presenta riesgos estructurales

Las alertas no se concentran exclusivamente en la Costa Caribe.

El área Oriental, que incluye Bogotá, la Sabana y Meta, depende fuertemente de redes de transmisión de alta tensión y de la disponibilidad de generación dentro de la propia región.

Esta condición hace que los retrasos en proyectos estratégicos reduzcan el margen disponible para atender el crecimiento de la demanda de manera segura.

XM ha señalado históricamente que la expansión del norte y occidente de la Sabana requiere reforzar la infraestructura de 500 kV y otros corredores asociados.

Subestación Norte y líneas asociadas son proyectos estratégicos

Entre las infraestructuras relevantes se encuentra el proyecto UPME 01-2013, relacionado con la Subestación Norte 500 kV y el corredor Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza.

También aparece el proyecto UPME 03-2010, asociado con infraestructura en Chivor II, Norte y Bacatá.

Estos desarrollos buscan aumentar la capacidad de transporte y reducir las restricciones de la región.

Los retrasos o entradas parciales de este tipo de infraestructura obligan a continuar utilizando soluciones operativas mientras las obras definitivas se completan.

Termozipa es importante para sostener la tensión

El área Oriental también depende de generación localizada para controlar determinadas condiciones eléctricas.

XM ha identificado históricamente a Termozipa como una de las plantas efectivas para controlar transferencias y sostener condiciones de tensión en situaciones específicas de la red.

Esto demuestra que algunas centrales térmicas tienen funciones que van más allá de producir energía: también pueden contribuir a mantener estabilidad eléctrica local.

Mantenimientos en Chivor reducen flexibilidad

El reporte citado por Portafolio agrega como factor de presión los trabajos de mantenimiento previstos en la segunda etapa de la central Chivor entre septiembre de 2026 y junio de 2027.

Una disponibilidad reducida durante un periodo prolongado puede limitar las opciones operativas del sistema Oriental.

La situación sería especialmente sensible si coincide con hidrologías inferiores a los promedios históricos.

Bajo esas condiciones, mantener disponibles las líneas de alta tensión y la generación térmica restante se vuelve todavía más importante.

Cauca y Nariño tienen restricciones de tensión

En el suroccidente, el diagnóstico identifica vulnerabilidades en Cauca y Nariño.

La zona puede presentar caídas de voltaje frente a determinadas contingencias y operar bajo configuraciones de red degradada.

Esta condición puede limitar la flexibilidad de la infraestructura y reducir la capacidad física disponible para intercambios internacionales.

Particularmente, puede afectar el margen para exportar electricidad hacia Ecuador cuando existen restricciones internas.

Exportar energía requiere primero suficiente capacidad de red

Una interconexión internacional no depende exclusivamente de que exista energía disponible para vender.

También necesita que la red interna pueda transportar esa electricidad desde las zonas de generación hasta la frontera.

Si los corredores nacionales presentan caídas de tensión o sobrecargas, la capacidad de exportación puede reducirse aunque exista generación disponible.

Este es uno de los motivos por los cuales la expansión de transmisión resulta fundamental para una mayor integración regional.

Chocó presenta riesgos bajo red degradada

El diagnóstico también incluye la red operada por Dispac en Chocó.

Allí se reportan riesgos de caídas de tensión y posibles cortes de carga ante determinadas contingencias bajo configuración degradada.

El panorama se complica por proyectos de infraestructura que no han logrado materializarse dentro de los cronogramas previstos.

Este tipo de retrasos obliga a continuar operando redes existentes por periodos superiores a aquellos para los que fueron inicialmente planificadas.

Nordeste también muestra señales de agotamiento

En el Nordeste del país se han identificado restricciones relacionadas con capacidad de líneas y comportamiento del voltaje ante fallas.

Estas condiciones reducen la flexibilidad para atender aumentos futuros de demanda.

También pueden limitar proyectos de intercambio internacional si la infraestructura interna no tiene suficiente capacidad.

El balance citado señala específicamente posibles restricciones futuras para exportaciones hacia Venezuela.

202 restricciones activas reflejan presión sobre la infraestructura

Según las cifras divulgadas por Portafolio, el mapa nacional contabiliza 202 restricciones en redes de transporte.

De ellas, 51 estarían clasificadas en estado de alerta y 31 en condición de emergencia.

Las restricciones en alerta corresponden a situaciones que podrían evolucionar hacia una condición de emergencia ante una contingencia sencilla.

Una restricción en emergencia implica que ya pueden violarse límites de seguridad o existir dificultades para atender la demanda bajo determinados escenarios.

Caribe lidera la concentración de restricciones críticas

El Caribe concentra la mayor cantidad de condiciones críticas del mapa citado.

La fuente reporta 31 restricciones en alerta y 29 en emergencia dentro de esta área.

Le sigue el área Oriental con nueve alertas y dos emergencias.

Antioquia y Chocó acumulan siete alertas, mientras Nordeste y Suroccidente presentan dos cada una, según el reporte divulgado.

XM ya mostraba alta concentración en Caribe al cierre de 2025

El informe de operación y mercado de XM correspondiente a 2025 ya mostraba que el 40% de las restricciones del sistema se concentraban en el área Caribe.

En ese momento se reportaban 37 restricciones en alerta y 24 en emergencia a escala nacional.

El área Oriental representaba aproximadamente 25% y Suroccidental y Antioquia alrededor de 12% cada una.

La evolución posterior confirma que las vulnerabilidades de transmisión vienen acumulándose y requieren soluciones estructurales.

Hasta 324 restricciones llegaron a activarse en un día

XM también había reportado que durante 2025 la combinación entre restricciones naturales de la red y aquellas asociadas a mantenimiento llegó a producir hasta 324 restricciones activadas en un solo día de operación.

El número no representa 324 apagones simultáneos, sino condiciones operativas que el Centro Nacional de Despacho debe administrar para mantener el sistema dentro de límites seguros.

Su magnitud muestra, sin embargo, el nivel de complejidad que enfrenta diariamente la operación de una red con activos altamente utilizados.

Algunos activos concentran las mayores sobrecargas

El reporte citado identifica diferentes instalaciones que presentan altos niveles de utilización.

Entre ellas aparecen los transformadores de Valledupar, las líneas Ternera – Gambote, los nodos de Chinú, la línea Chinú – Sincé, la subestación Mompox, transformadores de Santa Marta y activos de Nueva Montería.

La concentración de restricciones sobre activos específicos ayuda a identificar dónde deberían priorizarse ampliaciones y refuerzos.

Nuevas obras pueden aliviar las restricciones

La experiencia reciente muestra que la entrada de nueva infraestructura sí puede ampliar el margen del sistema.

Durante 2025, por ejemplo, entró en operación la línea Virginia – Nueva Esperanza 500 kV, que fortaleció la conexión entre el área Suroccidental y Oriental.

XM señaló que este proyecto elevó el límite de importación del área Oriental al proporcionar un enlace adicional de alta tensión.

De la misma manera, otros proyectos de transmisión pendientes pueden reducir progresivamente las restricciones existentes en las zonas más vulnerables.

El problema estructural es que la red crece más lento que la demanda

El diagnóstico de fondo es relativamente claro.

El consumo eléctrico viene aumentando en diferentes zonas, pero la capacidad de transporte no ha crecido siempre al mismo ritmo.

Cada año adicional de retraso de una línea o subestación obliga a los activos existentes a soportar mayores transferencias de energía.

Esto reduce redundancia y hace que determinadas contingencias produzcan efectos cada vez más importantes.

El calor acelera la saturación en horas pico

Este problema se intensifica durante los periodos de altas temperaturas.

En regiones como el Caribe, un mayor uso de sistemas de aire acondicionado aumenta rápidamente la demanda.

Los transformadores y líneas que normalmente ya operan con cargas elevadas pueden acercarse entonces a sus límites técnicos.

Esta relación entre temperatura, demanda y capacidad de red explica por qué El Niño aumenta tanto la presión operativa.

El Niño añade otra capa de riesgo

La situación de las redes coincide con un escenario en el que la hidrología también puede deteriorarse.

Si disminuye la generación hidroeléctrica, el sistema debe modificar despachos y utilizar con mayor intensidad las térmicas.

Esos cambios pueden alterar los flujos de potencia y aumentar la utilización de determinados corredores de transmisión.

Una red con poco margen tiene menor capacidad para absorber estos cambios sin restricciones adicionales.

La confiabilidad depende de ejecutar proyectos a tiempo

Para XM, una de las principales soluciones consiste en acelerar las obras ya identificadas dentro de los planes de expansión.

Esto implica estructurar licitaciones, seleccionar inversionistas, resolver permisos y ejecutar proyectos dentro de los cronogramas definidos.

Cada retraso prolonga las restricciones y aumenta la dependencia de medidas operativas temporales.

La capacidad del sector para convertir la planeación en infraestructura operativa será determinante durante los próximos años.

Mantenimiento y expansión deben ocurrir simultáneamente

Otro desafío es mantener funcionando la infraestructura actual mientras se construyen nuevas obras.

Los equipos existentes necesitan mantenimiento incluso cuando son esenciales para atender la demanda diaria.

Una red con poca redundancia hace que estas intervenciones resulten más difíciles de programar.

Aumentar la capacidad permitirá en el futuro realizar mantenimientos con un menor impacto sobre la operación.

Nuevas conexiones también aumentan la presión

La expansión de generación solar y otros proyectos implica además conectar nuevos recursos al sistema.

XM actualizó recientemente los requisitos técnicos para la entrada en operación de plantas solares conectadas al STN, STR y Sistemas de Distribución Local.

Entre los cambios se encuentran modelos más detallados, pruebas de fábrica, sistemas de protección y requisitos sobre modelos de red.

El objetivo es garantizar que las nuevas plantas puedan integrarse sin comprometer la seguridad de redes que ya operan bajo condiciones exigentes.

Más generación no resolverá sola el problema

El mapa de riesgos evidencia que Colombia no necesita únicamente construir nuevas plantas.

También necesita corredores capaces de transportar esa nueva energía y subestaciones con suficiente capacidad para transformarla.

De lo contrario, el país puede tener megavatios instalados que no pueden utilizarse plenamente por restricciones físicas de la red.

Transmisión se vuelve una prioridad de seguridad energética

Las líneas eléctricas normalmente reciben menos atención pública que las grandes centrales de generación, pero son igualmente necesarias.

Sin una red robusta, el sistema pierde capacidad para trasladar electricidad entre regiones cuando existe una emergencia o una diferencia entre oferta y demanda.

Una mayor capacidad de transmisión permite aprovechar mejor la diversidad geográfica de la generación colombiana.

También aumenta la posibilidad de responder a contingencias sin necesidad de realizar cortes técnicos.

Riesgo operativo no equivale a falta general de energía

Es importante diferenciar los problemas de red de un déficit nacional de generación.

Una región puede enfrentar dificultades para recibir energía aun cuando existan plantas disponibles en otra parte del país.

En esos casos, el problema está en la capacidad física para transportar la electricidad hasta el punto donde se necesita.

Por eso, algunas interrupciones operativas pueden producirse sin que Colombia haya agotado su energía disponible a escala nacional.

Caribe seguirá siendo el principal foco de atención

La concentración de restricciones, crecimiento de demanda y vulnerabilidades de transformación convierte al Caribe en una de las regiones donde las nuevas inversiones tienen mayor urgencia.

La entrada de líneas, transformadores y subestaciones adicionales puede ampliar progresivamente los márgenes de operación.

Mientras esas obras no estén disponibles, el Centro Nacional de Despacho deberá continuar utilizando medidas preventivas para mantener el sistema dentro de condiciones seguras.

Colombia necesita acelerar su infraestructura eléctrica

El mapa presentado muestra un desafío que trasciende la coyuntura de El Niño.

La demanda seguirá aumentando debido al crecimiento económico, nuevas viviendas, electrificación, climatización, industria y digitalización.

Por eso, aun cuando mejoren las condiciones hidrológicas, la necesidad de ampliar transmisión y distribución permanecerá.

El reto es que las nuevas obras entren antes de que los activos existentes alcancen niveles todavía mayores de saturación.

El Sistema Interconectado Nacional enfrenta un conjunto de riesgos operativos asociados al agotamiento de redes, retrasos en infraestructura y sobrecargas en subestaciones. El Caribe concentra las mayores alertas, con vulnerabilidades en Santa Marta, Copey, Valledupar, Bolívar, Córdoba y Sucre. El área Oriental también depende de proyectos estratégicos para aumentar su capacidad, mientras Cauca-Nariño, Chocó y Nordeste presentan restricciones específicas. El diagnóstico muestra que la seguridad energética de Colombia dependerá no solo de construir más generación, sino de acelerar las inversiones en transmisión, transformación y distribución necesarias para llevar esa electricidad hasta los usuarios.