Sabana Centro crece más rápido que su red eléctrica

Entre 2015 y 2024, la población de Sabana Centro aumentó 48,7 %, mientras que la de Bogotá subió 8,9 %, según Sabana Centro Cómo Vamos. Ese ritmo explica buena parte de la presión sobre los servicios públicos de la provincia. Hoy el problema está en el sistema que debe abastecerla. La empresa de electricidad XM, en respuesta a un derecho de petición, advierte un riesgo alto de desatención programada de demanda en el área Oriental (Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare) entre diciembre de 2026 y abril de 2027. Sobre Sabana Centro, el mismo documento habla de agotamiento de la red y de dependencia de la planta Termozipa.

La advertencia mira hacia adelante. Los cortes que sufren hoy Chía, Cajicá o Cota responden a situaciones controladas, y conviene separar ambos asuntos.

Los cortes de hoy son por obras y el riesgo de mañana es de capacidad

El 15 de octubre, Enel Colombia programó suspensiones del servicio entre las 4:00 a. m. y las 6:00 p. m. en la vereda Fagua de Chía y en los sectores Chútame y Canelón de Cajicá, por mantenimiento y ajuste de redes. Cinco días antes había anunciado otro corte en Chútame, atribuido a mantenimiento y mejoras en la red de distribución. Son cortes locales, avisados con antelación, y no equivalen a un racionamiento por falta de energía.

Sergio Rivera, profesor titular del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Colombia, ve en la congestión de la red de transmisión la causa de fondo de los cortes en la región. El “embotellamiento”, explica, afecta dos tipos de calidad: la del servicio técnico y la del producto técnico.

Según Rivera, los usuarios lo notan de tres maneras. Primero, con tensión baja en horas pico: cuando la demanda crece, las líneas sobrecargadas pierden voltaje y pueden dañar electrodomésticos, motores pequeños o equipos industriales. Segundo, con una “menor tolerancia a fallas”: con el sistema congestionado, dice, “somos menos resilientes” ante cualquier incidente. Tercero, y “la que más duele para todos”, con los sobrecostos, porque sostener la tensión obliga a encender plantas en otras partes del sistema y “eso lo pagamos todos en la factura”.

Para Rivera, Bogotá y la Sabana forman “un gran centro de consumo” con poca generación local. Cada año que pasa sin aliviar la congestión, ya sea con nuevas líneas, subestaciones o sistemas de almacenamiento, se refleja en la frecuencia de los cortes programados que hoy se ven en la región. Los avisos de Enel citados en este artículo explican los cortes por mantenimiento y mejoras de las redes de distribución. El vínculo entre congestión y cortes programados es, por ahora, una evaluación técnica de Rivera y no una cifra publicada.

XM detalló, también en respuesta a un derecho de petición, que el área Oriental registra una demanda máxima cercana a 3.100 MW, una capacidad instalada de generación de 3.500 MW y una capacidad de importación de 1.500 MW. En la Sabana Norte, donde la carga máxima reciente ronda los 380 MW, el consumo ha llevado al límite los corredores Noroeste - Tenjo 115 kV, Bacatá - El Sol 115 kV y Bacatá - Chía 115 kV, lo que reduce los márgenes operativos ante contingencias. Si salen de servicio circuitos clave como Primavera - Bacatá 500 kV o Bacatá - Chía 115 kV, XM advierte sobrecargas y problemas de recuperación de tensión que golpean directamente a las subestaciones de Simijaca, Ubaté, Peldar, Zipaquirá, Sesquilé, Termozipa, Diaco y Gran Sabana.

Los racionamientos preventivos sí existen, aunque hasta ahora se concentran en otras zonas del país. Entre abril y junio de 2026, XM impartió 165 instrucciones de desconexión de carga para evitar daños en equipos por sobrecarga. Entre abril y septiembre contabilizó 364 eventos de restricción de suministro y 28,21 GWh de demanda no atendida, con afectaciones en Antioquia, el Caribe, el Nordeste, el Oriente y el Suroccidente. El Caribe lleva la peor parte. El Oriente, donde queda Sabana Centro, aparece en la lista, y el pronóstico para el verano 2026-2027 es peor por una coincidencia concreta: los mantenimientos de las centrales Guavio y Chivor sacarían más de 1.700 megavatios del sistema justo cuando llega El Niño. XM agregó que la baja hidrología sostenida, la operación intensiva de las térmicas (con sus retos logísticos de gas y combustibles líquidos) y el aumento de demanda por altas temperaturas dejan al sistema cerca de sus límites.

Rivera descarta hablar de un colapso inminente. “Nos estamos comiendo en silencio el respaldo de la red”, dice. Una red nueva se instala con cierta capacidad remanente, y lo que pasa hoy es una “pérdida progresiva de unos márgenes” de seguridad. En teoría, una red bien diseñada tiene respaldos: si falla un transformador o un circuito de una subestación, hay reconfiguraciones posibles. Pero “en la vida real no todos los sistemas tienen esa posibilidad de resiliencia”. Su advertencia es que el sistema se acerca a su capacidad máxima y que, si no se planea bien ni se interviene, “la alcanzamos y ahí viene verdaderamente el colapso”.

Una línea adjudicada en 2013 que sigue sin terminarse

Se le preguntó a Rivera si las redes se diseñan para esta expansión o si los municipios autorizan licencias sin garantizar capacidad. Su respuesta es que “hoy ocurren las dos cosas”. Técnicamente, explica, el sistema eléctrico “se planifica con horizontes de 5, 10, 15 años”: la UPME proyecta la demanda, el operador de red proyecta subestaciones y circuitos, y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) remunera las inversiones. El negocio inmobiliario corre a otro ritmo, el de licencias urbanísticas “que son de meses”. Hay cierta planeación, concluye, pero la inercia inmobiliaria no siempre encaja con lo planificado.

El caso de Chivor II - Norte - Bacatá, de 230 kV, ayuda a entender por qué la red no alcanza. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el proyecto se adjudicó en mayo de 2013 para resolver los problemas de la Sabana Norte de Bogotá. La licencia ambiental llegó en junio de 2020, y la propia UPME, en su Plan de Expansión de Transmisión 2022-2036, señala que durante el licenciamiento se constató que la ubicación propuesta para la subestación Norte no era viable. El 3 de agosto de 2026, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) anunció la aprobación de la modificación de la licencia del tramo Norte-Bacatá, que incluye 11 variantes de trazado, de cerca de 11,48 kilómetros, y 24 sitios de torre en Cogua, Zipaquirá, Tabio y Subachoque. Con esa decisión, según la autoridad, queda habilitada la ejecución de la totalidad del trazado de 162 kilómetros.

Enel Colombia, en respuesta fechada el 3 de noviembre a un derecho de petición, informó que la región se abastece con 17 subestaciones, 138 circuitos de media tensión y 9.136 transformadores de distribución que atienden a 270.965 clientes. También reportó que el consumo máximo (potencia) en Sabana Centro pasó de 258 MW en 2020 a 289 MW en 2025, con 321 MW previstos para 2026. Por municipio, Tocancipá encabeza el gasto energético con 24 % del total regional (400,03 GWh en 2025), seguido por Cajicá con 17 % (278,07 GWh) y Chía con 13 % (223,19 GWh).

La empresa sostiene que la infraestructura actual permite atender la demanda de la región “en condiciones normales de operación”, sin perjuicio de restricciones en circuitos o activos específicos y de las contingencias propias del sistema. Para el crecimiento previsto, agrega, hay proyectos de expansión en desarrollo cuyo aporte depende de que entren en operación. Sobre el plan de contingencia, Enel describió sus planes de emergencia y de gestión del riesgo de forma general, sin precisar tiempos de restablecimiento ni de dónde vendría la energía de respaldo, y tampoco confirmó la entrevista con un vocero técnico que se le solicitó.

En ese mismo documento, la empresa precisa en qué están los proyectos para aliviar la red. La subestación Bochica, en Gachancipá, entró en operación el 13 de diciembre de 2025. La de Intexzona, en Cota, está en construcción y se espera para marzo de 2027. En Zipaquirá, Enel finaliza obras civiles y el montaje de 10 celdas nuevas, que proyecta terminar el 30 de noviembre de 2026. El Hub Industrial de Tenjo tiene licencia ambiental de la ANLA, pero su conexión al STN depende de que la UPME emita su concepto.

La subestación Norte de Enel, que se construiría en la vereda Boitivá de Sesquilé, espera el pronunciamiento de la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca (CAR) sobre su licencia ambiental. Conectaría con las subestaciones de Zipaquirá, Gran Sabana, Sesquilé y Ubaté. Su energización, prevista inicialmente para diciembre de 2027, está sujeta a ese trámite, a la ejecución de las obras y a la conexión del proyecto UPME 03-2010, que ejecuta Enlaza, sociedad creada por el Grupo Energía Bogotá, titular de la licencia. No debe confundirse con la subestación Norte de 230 kV de ese proyecto de transmisión, que se licencia ante la ANLA. La de Susagua, en Zipaquirá, sigue en diseño: Enel prevé iniciar el estudio de impacto ambiental a comienzos de 2027 para tramitar la licencia ante la CAR, y su primera etapa entraría en operación en 2029.

Hay subestaciones que tardarán años en operar, un proyecto como Chivor II - Norte - Bacatá adjudicado hace más de trece años y un nuevo fenómeno de El Niño en camino. La provincia está atrapada en un cuello de botella que lleva años formándose. La energía existe en el país, pero la infraestructura para traerla hasta el usuario sigue atada a permisos, conceptos y obras que llevan años de retraso.