La Resolución 101 127, del 27 de agosto, regirá hasta el 31 de mayo de 2027: cuando los embalses se apartan de su trayectoria de referencia, el despacho debe cumplir una meta obligatoria de generación térmica para proteger las reservas. Detrás de esa decisión hay un sistema que sigue siendo, ante todo, hidráulico: así está hecho —y así se sostiene— el sistema eléctrico del país.
La respuesta ante El Niño Un plan para blindar el suministro
La regulación se ajustó para sostener la energía mientras el fenómeno gana fuerza.
El detonante es el agua. Según XM, los aportes hídricos a los embalses encadenaron cuatro meses por debajo de la media histórica —76,53 % en junio, 78,8 % en julio y, en lo corrido de agosto, por debajo del percentil 10 del registro desde 1983— y desde el 3 de agosto el embalse agregado del país quedó por debajo de su curva de referencia. El IDEAM estimó una probabilidad superior al 90 % de que El Niño alcance una intensidad “muy fuerte” y del 69 % de que supere la de los eventos previos registrados desde 1950.
Frente a ese escenario, la Resolución CREG 101 127 del 27 de agosto adoptó medidas transitorias para asegurar el abastecimiento durante El Niño 2026-2027. Su núcleo es una meta de generación térmica de obligatorio cumplimiento: no es un mínimo indicativo ni una recomendación, sino un piso que el operador debe incorporar al despacho cuando el nivel de los embalses se aparta de su trayectoria de referencia, para frenar la caída de reservas y recuperarlas antes del período más intenso del fenómeno. La medida reemplaza de forma temporal el anterior estatuto de riesgo de desabastecimiento hasta que se expida la norma definitiva o, a más tardar, hasta el 31 de mayo de 2027.
Cómo funciona: del nivel del embalse a la generación térmica
El corazón del mecanismo son las curvas ISO-GT: para cada nivel posible del embalse definen cuánta generación térmica diaria se necesita para llegar al final de la temporada con reservas suficientes. Cuanto más bajo esté el embalse frente a esa trayectoria de referencia, mayor es la meta de generación térmica que el despacho debe cumplir de manera obligatoria. El sistema se vigila con tres indicadores —el nivel del embalse, el precio de bolsa y la generación térmica reciente— que definen un semáforo:
El embalse está en o por encima del umbral de referencia. El sistema opera con normalidad.
El embalse cae por debajo del umbral, pero la generación térmica reciente aún cubre el mínimo que exige la curva.
El embalse está bajo el umbral y la generación térmica no alcanza la meta requerida: es el detonante para activar el mecanismo.
La ruta de activación
Esa exigencia sobre el parque térmico tiene una explicación de fondo: la matriz eléctrica del país es, ante todo, hidráulica. Vale la pena mirar cómo está hecha.
Punto de partida
Una matriz mayoritariamente hídrica
El agua manda; el resto del sistema se organiza alrededor de esa dependencia.
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) se apoya en una matriz de generación diversa en la que el agua sigue siendo, con amplia diferencia, la fuente predominante. Según el listado de recursos de generación de XM —operador del SIN y administrador del Mercado de Energía Mayorista— con corte al 25 de agosto de 2026, hay 466 recursos en operación que suman una capacidad efectiva neta de 21.741 MW. De esa capacidad, la generación hidráulica aporta el 60.8 %, la térmica el 27.7 %, la solar el 10.6 % y la cogeneración el 0.9 %. La eólica, por ahora, no registra capacidad en operación: sus parques figuran en pruebas o inactivos.
La distinción clave, y la que más se confunde en la conversación pública, es entre capacidad instalada (los megavatios que pueden entregar las plantas) y generación real (la energía que efectivamente producen). La hidráulica pesa aún más en la segunda: en julio de 2026, con la generación total del SIN en 7.695 GWh, las plantas hidráulicas produjeron cerca del 66 % de toda la electricidad del país.
- Hidráulica60.8%13.221 MW
- Térmica27.7%6.023 MW
- Solar10.6%2.305 MW
- Cogeneración0.9%193 MW
Distribución por capacidad efectiva neta de los recursos en operación del SIN. Fuente: XM, Listado de Recursos de Generación (corte 25 de agosto de 2026).
Geografía de la generación
Dónde se genera la energía del país
Toca cada central para ver su capacidad efectiva neta, su ubicación y su papel en el sistema.
Las grandes hidroeléctricas se concentran en la cordillera y sus vertientes —Antioquia, Santander, Boyacá, Cundinamarca, Huila—, donde el relieve y los caudales permiten embalses de gran altura. Las térmicas se ubican sobre todo en la costa Caribe, cerca del gas y de los puertos de carbón. La generación solar florece en el Caribe seco —Cesar, Atlántico, Magdalena— y en el altiplano; la eólica se juega su futuro en los vientos de La Guajira.
Principales centrales del Sistema Interconectado Nacional
35 recursos seleccionados por capacidad y representatividad. El tamaño del punto es proporcional a su capacidad efectiva neta.
Los tres puntos más grandes son Guavio (1.250 MW), San Carlos (1.240 MW) e Hidroituango (1.200 MW en operación). Toca cualquier punto para ver su ficha oficial, o usa los filtros para aislar una tecnología.
Capacidades: XM, Listado de Recursos de Generación (25 de agosto de 2026). Ubicaciones aproximadas al centro del municipio registrado. Contorno de Colombia: Natural Earth (dominio público). Los puntos con borde punteado están en pruebas, no en operación comercial.
La columna vertebral
El agua: 159 recursos, dos tercios de la energía
La generación hidráulica reúne 159 recursos en operación que suman 13.221 MW de capacidad efectiva neta. Conviene leer esa cifra con cuidado: XM contabiliza recursos de generación, no centrales físicas. Un recurso puede agrupar varias plantas —PAGUA reúne Paraíso y Guaca— o desagregar una instalación en varias unidades. De esos 159 recursos, apenas 31 son despachados centralmente y concentran 12.256 MW; los demás son en su mayoría pequeñas centrales, generación distribuida y autogeneradores.
El grupo de las mayores lo encabezan Guavio (1.250 MW, Cundinamarca), San Carlos (1.240 MW, Antioquia), Hidroituango (1.200 MW en operación de los 2.400 MW proyectados, Antioquia), Chivor (1.000 MW, Boyacá) y Sogamoso (819 MW, Santander). Esa fortaleza es, a la vez, el factor que expone al sistema: cuando los aportes hídricos disminuyen —como durante el fenómeno de El Niño— el país debe recurrir en mayor medida a la generación térmica.
En julio de 2026 la hidráulica generó en promedio 163,2 GWh/día (146,6 de embalse y 16,6 a filo de agua), cerca del 66 % de la electricidad del SIN. Los porcentajes de térmica y solar son aproximados sobre el total mensual.
El respaldo firme
La energía térmica, seguro contra la sequía
Las plantas térmicas —68 recursos que suman 6.023 MW— operan con gas natural, carbón y combustibles líquidos, y se concentran en la costa Caribe. Las mayores son Tebsa (791 MW, Atlántico, gas), Termocandelaria (555 MW, Bolívar), Termoflores (Barranquilla) y el complejo Gecelca a carbón en Córdoba. Su función es servir de respaldo firme: entran con mayor intensidad cuando la generación hídrica se ve presionada por sequías prolongadas. Ese parque garantiza que el sistema responda en los periodos críticos, aunque su operación tiene un costo mayor y más emisiones por la dependencia de combustibles.
El cambio acelerado
Sol y viento: dos ritmos distintos
La solar ya opera con 227 recursos; la eólica está en fase de pruebas.
La generación solar reúne 227 recursos en operación por 2.305 MW, y su avance no se detiene: XM registra otros 131 proyectos solares en pruebas que suman más de 1.200 MW adicionales, la antesala de su entrada comercial. El salto es notable: en 2025, por primera vez, la generación anual con energía solar (4.473,8 GWh, según la UPME) superó a la del carbón (3.564,2 GWh).
La energía eólica, por su parte, se encuentra en una fase temprana de incorporación al sistema. El registro de XM contabiliza cuatro recursos eólicos —ubicados en La Guajira y el Atlántico— en estado de pruebas o inactivos; ninguno figura en operación comercial al corte del 25 de agosto de 2026. El pionero del país, Jepírachi (La Guajira, 2004), fue desmantelado en 2023. Entre los proyectos en desarrollo, el parque Carreto de Celsia, en el Atlántico, ilustra el aporte de la ingeniería nacional: sus dos aerogeneradores se sostienen sobre torres de hormigón de 120 metros construidas en el país —en lugar de las estructuras metálicas convencionales—, para una capacidad total de 9,6 MW.
Participación de solar y eólica en la matriz según el Ministerio de Minas y Energía (Plan 6GW+). Las cifras de 2025 (13,87 %) y 2026 (19,23 %) usan el criterio de capacidad instalada del Ministerio, que incluye proyectos en pruebas.
Huella de carbono
Una de las matrices más limpias del mundo
Gracias al peso de la hidroelectricidad, el factor de emisión del sistema colombiano es bajo en comparación internacional. XM, junto con el Ministerio y la UPME, calcula un factor de emisión unificado del SIN que sirve para que empresas y entidades midan su huella de carbono asociada al consumo eléctrico. Ese perfil limpio, sin embargo, depende de la lluvia: en años secos aumenta el despacho térmico y, con él, las emisiones del sector.
La dimensión ingenieril
Todas las ramas en un mismo sistema
Sostener y transformar esta matriz involucra a prácticamente todas las ramas de la ingeniería. Ninguna tecnología se diseña, construye u opera desde una sola disciplina.
Qué ingeniería hay detrás de cada megavatio
La incorporación creciente de generación solar y eólica —cuya producción depende de la radiación y el viento— plantea, además, retos técnicos de almacenamiento, pronóstico y estabilidad de red que la ingeniería nacional aborda de manera cada vez más central. El equilibrio entre confiabilidad, costo y sostenibilidad de esa matriz constituye uno de los principales desafíos técnicos del sector para las próximas décadas.
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