El Niño ya está aquí: la política pública que el país no puede volver a improvisar | Columna de opinión

Gustavo Adolfo Guerrero Ruiz

Socio fundador, Guerrero Ruiz | Legal

Ex Procurador Delegado para Asuntos Ambientales, Minero Energéticos y Agrarios

Cuando en octubre de 2023 el IDEAM advirtió sobre la inminencia de un Fenómeno de El Niño de magnitud considerable, la respuesta institucional del país, salvo contadas excepciones, fue tardía, fragmentada y reactiva. Hoy, en los primeros días de julio de 2026, la Organización Meteorológica Mundial acaba de confirmar que el mismo fenómeno ya se encuentra presente en el Pacífico ecuatorial y que evolucionará con rapidez hacia un episodio fuerte (nivel 3 en una escala de 4) entre julio y septiembre de este año, apenas unas semanas después de que la NOAA hubiera dado por iniciado el fenómeno en mayo.

El IDEAM, por su parte, estima una probabilidad superior al 95% de que estas condiciones se fortalezcan durante el segundo semestre y persistan hasta el primer trimestre de 2027, con un 63% de probabilidad de alcanzar la categoría de "muy fuerte" entre noviembre de 2026 y enero de 2027, lo que haría de este episodio, uno de los más intensos desde 1950. El propio Gobierno Nacional, apenas el jueves 2 de julio, publicó el listado de los diez departamentos con mayor probabilidad de enfrentar condiciones secas (Cundinamarca, Antioquia, Boyacá, Santander, Huila, Atlántico, Tolima, Bolívar, Magdalena y Casanare) e hizo un llamado a activar desde ya los planes de preparación.

Que todo esto ocurra en las semanas previas a la asunción de un nuevo Gobierno, el 7 de agosto, no es un simple dato de calendario. Es la constatación de que el país vuelve a enfrentar una prueba que ya conocemos y cuya recurrencia la ciencia ha advertido, pero evidencia especialmente que la administración saliente no logró afrontar con planeación, anticipación y preparación una capacidad de respuesta adecuada un evento al que ahora corresponderá al nuevo Gobierno nacional hacer frente con el fenómeno en pleno vigor, atendiendo más al conocimiento que a los dogmas.

Lo que dejó el episodio de 2023-2024

El Fenómeno de El Niño no es un hecho sorpresivo para nadie con responsabilidades en la gestión del riesgo, la seguridad hídrica o la planeación energética. Su recurrencia (con ciclos de entre dos y siete años) está documentada desde hace décadas por el IDEAM, así como su creciente intensidad, y la experiencia vivida por el país en 2023 dejó una memoria extensa de lo que ocurre cuando la alerta técnicamente expuesta no se traduce a tiempo en decisiones administrativas oportunas y adecuadas. Entre 2023 y 2024, el aporte hidroeléctrico a la matriz llegó a caer de un rango habitual cercano al 70% hasta ubicarse por debajo del 45% en el período más crítico, el precio de la energía en bolsa se incrementó cerca de un 300% entre enero y octubre de 2023, los embalses del Sistema Interconectado Nacional tocaron su nivel más bajo en veinte años (alrededor del 27% del volumen útil) y Bogotá terminó racionando el agua potable por zonas desde abril de 2024. Nada de esto era imprevisible. Todo estaba anunciado con meses de antelación en los boletines técnicos del IDEAM y por los entes de control.

Lo que ya no puede alegarse como excusa, y lo que sigue sin resolverse

Algunas de las falencias institucionales que se hicieron evidentes durante ese episodio se han corregido parcial y tardíamente, con una lentitud que en sí misma constituye una lección. La Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, que llegó a operar más de un año sin comisionados nombrados en propiedad (con el Consejo de Estado declarando en desacato al propio Presidente de la República por el incumplimiento de sus órdenes), solo alcanzó quórum decisorio estable hacia finales de 2025, después de sucesivas anulaciones de nombramientos en encargo. La Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa, que brilló por su ausencia durante toda la crisis de 2023-2024, terminó publicándose en agosto de ese año y fue actualizada en 2025 con metas puntuales para 2026, entre ellas que al menos el 20% de la matriz nacional provenga de fuentes limpias. En ambos casos el patrón es el mismo: la corrección llegó después de los perjuicios del evento, nunca antes.

Pero lo verdaderamente preocupante, de cara al episodio que ya está en curso, no son ya esas dos deficiencias puntuales, sino un problema de fondo que se ha profundizado en los últimos meses: la insolvencia financiera del sector eléctrico. Según cifras que el propio gremio energético ha hecho públicas, la deuda acumulada del Gobierno Nacional con generadores, transmisores, distribuidores y comercializadores asciende a 9,2 billones de pesos, entre subsidios de energía y gas no girados (3,5 billones), saldos pendientes de la opción tarifaria (2,2 billones), deudas de entidades oficiales (1,4 billones) y el pasivo derivado de la intervención de Air-e, que ya supera los 2 billones de pesos y que, lejos de resolverse bajo control estatal, se ha duplicado desde que la Superintendencia de Servicios Públicos asumió su manejo hace casi dos años.

A esta fragilidad financiera se suma un déficit de energía en firme que XM ha estimado entre el 2% y el 2,4% para 2026 (y hasta el 3,5% para 2027), producto de que las últimas subastas de cargo por confiabilidad no lograron atraer la capacidad de generación que el sistema requería (sobre el déficit de gas natural, que amerita un análisis propio, me detendré en el acápite siguiente). En cuanto a los embalses, el país llega a este episodio con un colchón hídrico mejor que el de 2023 (el nivel agregado del Sistema Interconectado Nacional se ubicaba alrededor del 74% a finales de junio, recuperado gracias a lluvias superiores a la media histórica), lo que en principio es una buena noticia. Pero XM ha advertido que, en el escenario de mayor severidad hídrica previsto para el período de diciembre de 2026 a abril de 2027, el nivel agregado podría descender hasta un 19,3%, cifra inferior al mínimo histórico de 27% alcanzado durante el episodio anterior. El país arranca mejor, pero podría terminar peor, y lo hace además con una capacidad instalada que crece a un ritmo muy inferior al de la demanda, la cual, dicho sea de paso, viene marcando récords históricos mes tras mes.

El otro frente: la escasez de gas natural como riesgo inminente

El respaldo térmico a gas fue, según se ha señalado anteriormente, el factor que en 2023-2024 evitó que el país llegara al racionamiento eléctrico. Ese respaldo atraviesa hoy un grado de fragilidad que merece tratamiento aparte, y que tiene su origen en una decisión de política pública anterior incluso al episodio de El Niño ya referido. Desde enero de 2023 el Gobierno Nacional decidió no suscribir nuevos contratos de exploración de hidrocarburos (petróleo, gas y carbón), decisión que el propio Presidente de la República reiteró en la COP27 y en la COP28 del Convenio Marco de Cambio Climático, bajo el entendido de que los contratos vigentes bastarían para sostener la producción durante la transición. Colombia es, entre los países productores de la región, el único que no ha suscrito un solo contrato nuevo de exploración desde entonces (frente a 185 de Brasil, 13 de Perú, 12 de Trinidad y Tobago y 7 de Argentina y de Venezuela, entre 2023 y marzo de 2025).

El resultado de esa política, sumado al declive natural de los campos ya en producción, es verificable en cifras oficiales. El Informe de Recursos y Reservas 2025 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (con corte al 31 de diciembre de 2025, publicado apenas el 23 de junio pasado, con casi dos meses de rezago frente al plazo legal del 30 de abril) certificó que las reservas probadas de gas natural cayeron a 1.717 gigapiés cúbicos, una reducción del 17% frente a 2024 (2.064 GPC) y de cerca del 46% en apenas cinco años.

Vale la pena detenerse en un detalle técnico que el propio informe reconoce sin el énfasis que merece: la relación reservas-producción se mantuvo, en apariencia, estable en 5,9 años, pero únicamente porque la producción también cayó a su nivel más bajo desde 2009 (17,4% en 2025). De haberse sostenido el ritmo de producción de 2024, esa relación habría descendido a 4,9 años. Es la aritmética en un país en el que este energético dura más porque se consume menos, no porque se cuente con más reservas de gas certificadas.

Esa caída de reservas coincide con la pérdida, desde diciembre de 2024, de la autosuficiencia gasífera del país. Colombia importa hoy entre el 25% y el 35% del gas que consume, y esa importación depende en su totalidad de una única infraestructura de regasificación en operación: la terminal SPEC LNG de Cartagena, que funciona desde 2016, tiene una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios y aporta cerca del 40% del gas importado al país. La concentración de esa capacidad en un solo punto no es un detalle menor: en octubre de 2025, tras un mantenimiento programado, la terminal sufrió una falla en su sistema de protección eléctrica que retrasó su reinicio, y para este año el mantenimiento anual tuvo que adelantarse al 30 de julio (en lugar de la fecha habitual de octubre o noviembre) para no dejar al país sin su única puerta de entrada de gas importado justo en el trimestre de mayor exigencia térmica.

El Gobierno Nacional, consciente del riesgo, expidió la Resolución 40267 de 2026 con medidas extraordinarias de reporte y coordinación entre la ANH, los productores y el Centro Nacional de Despacho, para blindar esos cinco días de indisponibilidad. La Regasificadora del Pacífico, que por fin diversificaría ese riesgo de punto único de falla, apenas entraría en operación hacia noviembre de este año, con una capacidad inicial de 126 millones de pies cúbicos diarios (una fracción de lo requerido), y su expansión a 370 millones de pies cúbicos diarios solo se completaría hacia finales de 2028, es decir, después de superado el episodio de El Niño que hoy nos ocupa.

Las proyecciones de déficit varían según la fuente (la Bolsa Mercantil de Colombia lo estima entre el 6% y el 16% para este año, mientras Anif lo proyecta hasta en un 39% para 2026 y un 58% para 2027), pero todas coinciden en la dirección de la tendencia. Y el efecto no se limita a la confiabilidad del parque térmico, sino que se traslada, con todo ímpetu, a la factura del usuario residencial. El gas natural licuado negociado para el trimestre junio-agosto de 2026 subió un 32% frente al trimestre anterior (de USD 13,96 a USD 18,39 por millón de BTU), y la propia Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tuvo que abrir en mayo pasado, un análisis estructural de formación de precios al advertir que la demanda regulada (los hogares y las pequeñas empresas) pagó en 2025 un 48,9% más que la demanda no regulada por el mismo insumo, brecha que solo se corrigió parcialmente al 21,6%, mediante intervención regulatoria en lo corrido de este año.

Un país que decidió no explorar más gas, que perdió su autosuficiencia, que concentra su capacidad de importación en una sola terminal y que traslada la volatilidad del mercado internacional del GNL a la factura de los hogares, no puede pretender que la seguridad energética se resuelva únicamente por el lado de la oferta hidroeléctrica y de las renovables. El gas, guste o no a ciertos sectores, se inscriba o no en las fórmulas ideológicas de tales actores, sigue siendo la variable de respaldo más inmediata frente al déficit hídrico, y su fragilidad actual es, a nuestro entender, el riesgo menos visibilizado de todo el episodio de El Niño que tenemos por delante.

Lo que exige la recurrencia

La pregunta que debe formularse quien asuma la conducción del sector minero-energético a partir de agosto no es si volverá a presentarse un Fenómeno de El Niño de magnitud comparable, porque la evidencia científica confirma que sí y con ciclos cada vez más estrechos e intensidades más fuertes, sino qué arquitectura institucional, regulatoria y financiera permitirá afrontarlo sin repetir el patrón de reacción tardía que ya conocemos. En ese propósito, quisiera señalar los frentes que, en nuestro concepto, no admiten espera.

El primero, y condición de posibilidad de todos los demás, es sanear las finanzas del sector antes de que la estrechez entre oferta y demanda se traduzca en un evento de racionamiento. Ninguna estrategia de diversificación de la matriz, por bien diseñada que esté, puede sostenerse sobre generadores y comercializadores que llevan dos años financiando con recursos propios subsidios que el Estado ya cobró a los usuarios pero nunca giró. La solución estructural de la deuda de Air-e (que a la fecha ya compromete la confiabilidad del suministro en el Caribe) y el pago de los saldos pendientes de subsidios y de opción tarifaria deben ser, en sentido estricto, la primera decisión del nuevo Gobierno en esta materia, no un asunto que se resuelva en el curso del cuatrienio. Es un a urgencia que incluso ha sido llevada a instancias judiciales que resultarían innecesarias en manos de un Estado responsable y cumplidor de sus obligaciones, pero sobre todo un gestor eficiente en materia de intervenciones.

El segundo es garantizar que el próximo proceso de subasta de cargo por confiabilidad, que el propio sector ya anticipa como necesario dado que las dos más recientes dejaron un déficit cercano al 4%, se estructure con reglas que atraigan capacidad de generación firme y no solo intenciones de inversión que luego no logran cierre financiero. El país tiene hoy centenares de proyectos y varios miles de megavatios represados por falta de ese cierre, y destrabarlos exige seguridad jurídica regulatoria sostenida en el tiempo, no episodios de interinidad institucional como el que vivió la CREG durante casi dos años. La adecuada, predecible y oportuna regulación es la base de la confianza.

El tercero es sostener, con la misma disciplina con que se apostó por las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, la capacidad de generación hidráulica en firme y la capacidad térmica a gas, lo que exige, a la luz de lo expuesto en la sección anterior, dos decisiones concretas: acelerar sin más demora la entrada en operación y la expansión de la Regasificadora del Pacífico, para que Colombia deje de depender de una sola puerta de entrada de gas importado, y revisar, con criterio técnico y sin prejuicios ideológicos, si la política de no suscribir nuevos contratos de exploración de hidrocarburos sigue siendo sostenible frente a una caída de reservas del 46% en cinco años. La naturaleza intermitente de la energía solar y eólica (que depende de las condiciones climáticas y naturales para garantizar su disponibilidad) hace que la seguridad energética del país, en los momentos de mayor estrés hídrico, siga dependiendo de esa generación de respaldo, y ese hecho debe quedar resuelto con reglas explícitas y financiación clara en la actualización de la Hoja de Ruta de la Transición Energética, no dejando el asunto a la buena voluntad de coyuntura de cada verano y a la inventiva del administrador de turno.

El cuarto frente, de naturaleza más regulatoria y ambiental, merece una precisión que hago con satisfacción, porque no es frecuente que el Estado colombiano acoja a tiempo las recomendaciones de los entes de control llamados a cuestionar sus decisiones. Desde finales de 2024, en el informe "Colombia y la Transición Energética", que lideré con el equipo de la Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales, Minero Energéticos y Agrarios, se había planteado la necesidad de un instrumento de licenciamiento diferencial para proyectos de energías renovables no convencionales, análogo al Plan de Adaptación de la Guía Ambiental - PAGA que ya existía en materia de infraestructura de transporte; el Gobierno Nacional acogió esa recomendación, aunque con casi un año de rezago, mediante el Decreto 1033 del 30 de septiembre de 2025 (que creó la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado, LASolar, para proyectos entre 10 y 100 MW) y el Decreto 1186 del 10 de noviembre de 2025 (que creó su equivalente para proyectos eólicos, LAEólica, bajo el mismo rango de capacidad); ambos instrumentos reducen los tiempos de evaluación hasta en un 70% al trasladar la verificación de los criterios de diseño optimizado a la fase de planeación del proyecto, lo cual es, sin reparo alguno, un acierto que debe reconocerse y mantenerse en el próximo cuatrienio.

Lo que sigue pendiente es, de un lado, extender ese mismo esquema diferencial a actividades que hoy no lo tienen, especialmente la transmisión y distribución (nada sacamos con proyectos de generación licenciados mientras la infraestructura para transportar y distribuir esa energía no cuenta con los mismos incentivos); de otra parte, es necesario hacer el seguimiento riguroso a que esos plazos optimizados se cumplan en la práctica cuando la ANLA y las Corporaciones Autónomas Regionales enfrenten, en plena temporada de El Niño, el aumento en el volumen de trámites que la meta de 6 GW adicionales de generación limpia si no se dota a esas autoridades de la capacidad técnica y presupuestal suficiente, especialmente en tratándose de permisos menores, los que mayores dificultades representan para los proyectos de energías no convencionales.

El quinto es corregir la práctica de algunos Planes de Ordenamiento Territorial que introducen vetos de facto contra proyectos de energía, en contravía de la naturaleza de servicio público esencial que la ley le reconoce al suministro energético, y definir reglas claras desde la institucionalidad para la consulta previa con base en los criterios fijados con claridad por la Corte Constitucional en sentencias como la SU-123 de 2018,  para que los tortuosos procesos con comunidades étnicas tengan las reglas claras y predecibles para todos que tanto han hecho falta en la práctica.

Y el sexto, más inmediato, es activar con antelación suficiente (y no cuando los embalses ya estén en niveles críticos) los planes de contingencia municipales y departamentales de acueducto en los diez departamentos que el propio Gobierno acaba de señalar como los de mayor riesgo, así como sostener sin interrupciones la divulgación pública de los boletines del IDEAM, en cumplimiento del principio de máxima publicidad de la Ley 1712 de 2014.

Una ventana que se cierra dos veces

El país tiene hoy algo que no tuvo en 2023: la certeza científica de que el fenómeno llegó, de cuándo se intensificará y con qué nivel probable de severidad; y tiene al mismo tiempo, una vulnerabilidad que no tenía entonces con la misma intensidad, un sector eléctrico financieramente agotado, con déficit de capacidad firme y de gas, y con una expansión de infraestructura que avanza a un ritmo muy inferior al que exige la demanda. Esa doble circunstancia es lo que convierte a la transición de gobierno que se surte en estas semanas en una ventana de oportunidad que se cierra dos veces: una, porque el fenómeno climático no espera; otra, porque cada mes que pase sin sanear las finanzas del sector y sin destrabar la capacidad represada reduce el margen de maniobra frente al verano más exigente que, según todos los pronósticos disponibles, tendremos entre diciembre de este año y abril del próximo.

Los fenómenos climáticos extremos dejaron de ser la excepción. Son, de aquí en adelante, la variable estructural sobre la que debe planearse, con rigor técnico y sin las improvisaciones del pasado reciente, la seguridad energética e hídrica del país, que es también, un derecho de todos los Colombianos.