La consecución de la cota 420 en el embalse de Hidroituango marca un hito técnico de optimización hídrica para Empresas Públicas de Medellín (EPM). Sin embargo, expertos del sector energético advierten sobre el alcance real de esta medida: los 400 millones de metros cúbicos de agua adicionales recopilados en la presa equivalen únicamente a 15 días del consumo eléctrico de una ciudad como Medellín.
Frente a la posibilidad de sequías prolongadas por fenómenos climáticos como El Niño, el nivel máximo del embalse actúa como un colchón operativo temporal, pero no representa un blindaje definitivo ni la finalización estructural del megaproyecto.
Razones técnicas: por qué la cota 420 no soluciona el problema de fondo
Quienes afirman que alcanzar la cota máxima «aún no es suficiente» fundamentan sus análisis en dos limitantes técnicas y operativas clave:
1. Reserva de agua con tiempo límite: Aunque el volumen de agua almacenado incrementa la capacidad de regulación, una extensión extrema del periodo seco agotaría la reserva en cuestión de semanas si se mantiene una generación continua sin aportes significativos de cuenca.
2. Dependencia directa del cauce del río Cauca: El embalse requiere un flujo constante. Si el caudal del río sufre caídas históricas, la generación continua se compromete independientemente de la altura alcanzada en la presa.
Operación a la mitad de su capacidad de diseño: La megaobra hidroeléctrica registra un avance constructivo total del 96.47%, pero solo opera con la Fase 1 activa.
Actualmente, la central aporta 1.200 megavatios (MW) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mediante sus primeras 4 turbinas en operación comercial.
Para que Hidroituango entregue el 17% de la energía de Colombia (2.400 MW de potencia máxima de diseño), se requiere el encendido de las unidades 5 a la 8.
Cronograma oficial: ¿cuándo entrarán a operar las turbinas restantes?
El plan de trabajo liderado por EPM y la Alcaldía de Medellín avanza con hitos clave en la zona sur de la caverna de máquinas.
Los trabajos de la segunda etapa superan el 70% de avance específico en la fase electromecánica.
Fechas de entrada en operación comercial
Turbinas 5 y 6 (Finales de 2027): El cronograma fijó como fecha límite entre noviembre y diciembre de 2027 para la entrega de energía a la red nacional.
Actualmente se encuentran en montaje electromecánico de piezas internas. Sin embargo, la conclusión anticipada de obras civiles estratégicas —como la losa de la Almenara sur— abre la posibilidad de adelantar su puesta en marcha al tercer trimestre de 2027.
Turbinas 7 y 8 (Inicio de 2028): Actualmente avanzan en obras civiles de soporte y blindaje de pozos. Su entrada en operación comercial está proyectada para el primer trimestre de 2028, concluyendo así la totalidad del proyecto para alcanzar los 2.400 MW de potencia de diseño.
Estado técnico actual: En las unidades 5 y 6 se completaron las pruebas hidrostáticas en los anillos estacionarios y cámaras espirales.
Las cuadrillas avanzan en el blindaje de los pozos verticales de presión, previo al montaje y acople de los rotores y estatores.
La matriz de respaldo: así se sostiene la red eléctrica en Colombia
Para mitigar el impacto de las sequías y cubrir los picos de demanda mientras se completa Hidroituango, el parque de generación colombiano opera de forma híbrida combinando tecnología térmica, hidroeléctrica y renovable.
1. El parque térmico de respaldo (27% de la capacidad)
Las plantas a gas y carbón garantizan la energía firme cuando disminuyen los aportes hídricos. Destacan entre las principales centrales:
TEBSA (Soledad, Atlántico): La termoelectricidad a gas más grande del país y principal respaldo del sistema.
Termocandelaria (Cartagena, Bolívar): Operativa bajo esquema de ciclo combinado a gas para mayor eficiencia.
Gecelca 3 y 3.2 (Córdoba): Unidades estratégicas de generación a base de carbón.
Termopaipa / Sochagota (Paipa, Boyacá): Complejo térmico clave para la demanda del interior del país.
Otras plantas del Caribe: Infraestructuras operadas con gas y combustibles líquidos como Termoflores, Termonorte, Guajira II y Termotesorito.
2. Grandes centrales hidroeléctricas
El recurso hídrico representa más del 57% de la matriz eléctrica nacional. El respaldo a la red se distribuye en grandes embalses del país:
Central San Carlos (Antioquia – Isagén): Capacidad de 1.240 MW.
Central del Guavio (Cundinamarca – Enel Colombia): Aporta 1.213 MW al centro de Colombia.
Hidroeléctrica de Sogamoso (Santander – Isagén): Genera 820 MW con el embalse de Topocoro.
Chivor y El Quimbo: Chivor (AES – Boyacá) entrega 700 MW, mientras que El Quimbo (Enel – Huila) aporta 400 MW en cadena con la central de Betania.
Este esquema se complementa con la integración progresiva de parques solares fotovoltaicos, diseñados para atender la carga durante las horas de mayor radiación solar y preservar los niveles de los embalses en el país.
"Hoy Hidroituango alcanzó la cota 420 metros sobre el nivel del mar, el nivel original del diseño del embalse. Llegar a este punto, después de la autorización de la ANLA y cumpliendo la regla de operación de la centra, nos permite contar con mayor reserva de agua para afrontar los meses más difíciles del fenómeno de El Niño". Con estas palabras, John Maya Salazar, Gerente general de EPM afirmó la importancia de este hecho que hoy nos llena de orgullo.
— EPM estamos ahí (@EPMestamosahi) November 9, 2026
