Un racionamiento eléctrico en Colombia con una profundidad y duración similares al ocurrido entre 1992 y 1993 podría generar pérdidas económicas de hasta $30,7 billones, equivalentes al 1,6 % del PIB, según un estudio.

Aunque Colombia cuenta hoy con una infraestructura energética más desarrollada, mayores herramientas tecnológicas y mecanismos de planeación distintos a los de hace más de tres décadas, el análisis busca dimensionar cuál sería el impacto económico de enfrentar un escenario de racionamiento de características similares al de aquella época.

El cálculo no contempla únicamente la producción que dejaría de generarse por la falta de electricidad. También incorpora el impacto sobre el bienestar de los hogares, tomando como referencia los costos de racionamiento utilizados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Medido solamente por la pérdida de producción, el impacto podría alcanzar el 1,3 % del PIB, cerca de $25 billones, de acuerdo con un ejercicio de Lumen Economic Intelligence.

El escenario más severo planteado por Lumen Economic Intelligence también estima que un racionamiento de estas características podría poner en riesgo hasta 210.000 empleos y llevar a unas 480.000 personas adicionales a la pobreza monetaria.

El análisis toma como referencia el racionamiento de 1992-1993, cuando el país dejó de atender cerca de 2.400 gigavatios-hora, equivalentes al 6,8 % de la demanda, durante aproximadamente 343 días.

La proyección no significa que Colombia vaya a enfrentar necesariamente un apagón de esas dimensiones. Se trata de un escenario de estrés utilizado para calcular las consecuencias económicas que tendría una interrupción prolongada del suministro eléctrico.

el escenario energético que genera preocupación

El estudio también advierte sobre las condiciones que enfrenta el sistema de cara a la temporada seca 2026-2027.

Según las estimaciones presentadas, la energía firme del sistema estaría 7,8 % por debajo de la demanda prevista, una brecha equivalente a unos 28 días de consumo.

A esto se suma una menor disponibilidad hídrica. Desde mayo, los aportes hídricos se han ubicado entre el 75 % y el 79 % de la media histórica, mientras que el indicador IRI-NOAA citado en el análisis asigna una probabilidad del 98 % a un fenómeno de El Niño muy fuerte en los próximos meses.

Otro de los factores señalados es el retraso en la entrada de nuevos proyectos de generación. Con corte al 10 de septiembre, habían entrado en operación 1.027 de los 4.475 megavatios previstos para 2026, apenas el 23 % de lo programado.

El análisis también señala que el crecimiento de la demanda ha reducido el margen de almacenamiento de los embalses, que pasó de representar 87 días de demanda máxima a 67 días desde el fenómeno de El Niño de 2015-2016.

Entre las medidas propuestas están garantizar la disponibilidad de generación térmica, asegurar el suministro de gas y combustibles líquidos, realizar los mantenimientos necesarios y garantizar los recursos para mantener operativas las plantas.

También plantea implementar con anticipación mecanismos para reducir el consumo en las horas de mayor demanda, mediante incentivos al ahorro y campañas dirigidas a los momentos de mayor presión sobre el sistema.

A estas medidas se suma la necesidad de acelerar la expansión de la infraestructura energética, mediante procesos más ágiles para licencias, consultas y obras de transmisión.

El objetivo es que los nuevos proyectos de generación puedan entrar en operación a tiempo y que la energía producida llegue efectivamente a los consumidores.