La seguridad energética es un asunto que ha venido cobrando cada vez más protagonismo en Colombia. En parte por los riesgos que implica el fenómeno de El Niño, el cual ha sido advertido por el IDEAM y oficinas internacionales como la NOAA.
Recientemente la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) presentó el informe de ‘Generación Eléctrica en Colombia 2026: Concentración, Riesgos y Transición Energética’, en el que se muestran parte de las banderas rojas que se han levantado en este sector.
“El documento es uno de los primeros estudios del nuevo Observatorio de Servicios Públicos Domiciliarios, una herramienta de información para fortalecer el control social y la toma de decisiones en el sector. Lo que se busca es ofrecer una radiografía completa del sector para orientar decisiones de política y regulación, con el fin de anticipar riesgos antes de que afecten la prestación del servicio a los usuarios”, explicó el superintendente Felipe Durán.
Uno de los resultados más sobresalientes del análisis es que la energía solar ya es la segunda fuente de generación en la matriz del Sistema Interconectado Nacional. Esto es positivo, pues es la evidencia de que la nación está avanzando en sus apuestas por la transición energética.
No obstante, el reporte muestra que el 70 % de la nueva capacidad solar se concentra en la región Caribe, lo que crea una nueva dependencia sobre un recurso de alta variabilidad horaria.
En cuanto a la suficiencia energética, el informe advierte que el 57,14 % de la capacidad instalada del país depende de fuentes hídricas. Aunque esto significa que gran parte de la electricidad que se genera en Colombia proviene de energías limpias, también aumenta la vulnerabilidad del sistema frente a fenómenos climáticos como las sequías o eventos de El Niño, que reducen los aportes hídricos y pueden comprometer el abastecimiento de energía.
“Respecto a la concentración geográfica y territorial, muestra que cinco departamentos (Antioquia, Córdoba, Atlántico, Cundinamarca y La Guajira) concentran el 55 % de la generación actual y futura, mientras Chocó registra cero megavatios (MW) y Bogotá apenas 6,1 MW pese a ser el centro de mayor demanda del país”, detalla la superintendencia.
El reporte también habla de la concentración de mercado, agentes y promotores, pues el 72 % de la capacidad actual en generación de energía se concentra en seis agentes, los cuales son Empresas Públicas de Medellín, Enel, Isagen, Celsia, AES Colombia y TEBSA (Termobarranquilla).
De cara a los proyectos futuros, menciona el reporte, aunque 259 promotores participan en su ejecución, los análisis de propiedad e integración demuestran que las dinámicas de consolidación y control final de la capacidad proyectada hacia 2032 seguirán en manos de los mismos operadores tradicionales.
“Una de las alertas son las demoras en la ejecución de proyectos pues a marzo de 2026 existe un atraso de 10.376 MW frente a lo programado. El 15 % de los aprobados (13,8 % de la capacidad) ya fue liberado al sistema interconectado.
Respecto a la gestión de activos existentes, el análisis señala que se proyectan intervenciones sobre centrales que abastecen el centro del país y el área oriental, lo que generará indisponibilidades en los próximos tres años y deberá compensarse con el ingreso oportuno de nuevas fuentes de generación”, resalta la Superservicios.
Ante este panorama, estas son las recomendaciones de política pública y regulación que hace la autoridad:
- Consolidar la transición energética: profundizar el marco regulatorio para blindar la sostenibilidad de la transición frente a los riesgos de concentración, intermitencia y atraso identificados en el informe.
- Trasladar al usuario los menores costos de las renovables: revisar los mecanismos de formación de precios del mercado mayorista para que la reducción de costos de la energía solar y eólica se refleje en la tarifa, y evaluar subastas de largo plazo o contratos PPA estandarizados que faciliten la entrada de nuevos competidores.
- Diversificar la matriz y avanzar en almacenamiento: incentivar tecnologías complementarias a la solar (eólica, biomasa, geotérmica) y crear señales regulatorias para sistemas de almacenamiento, condicionando nueva capacidad solar en el Caribe y La Guajira a su incorporación progresiva.
- Descentralizar geográficamente la generación: diseñar incentivos regulatorios diferenciados para priorizar proyectos en zonas de alta demanda y baja capacidad instalada, como el Área Oriental, y fortalecer la planeación conjunta entre la Unidad de Planeación Minero Energética y los operadores de red.
- Regular la concentración de mercado: fortalecer el seguimiento a la formación de precios de los agentes dominantes, evaluar umbrales regulatorios de concentración (tipo HHI) y profundizar el análisis de control accionario indirecto entre grupos empresariales.
- Blindar el licenciamiento previo a la asignación de capacidad: condicionar la reserva de capacidad de transporte a la acreditación previa de licenciamiento ambiental, crear mecanismos de priorización (“fast-track”) para proyectos no supeditados a obras de transmisión, y revisar la Resolución UPME 528 de 2021 sobre liberación de proyectos.
- Coordinar el despacho y los mantenimientos de centrales críticas: exigir a los grandes generadores cronogramas de mantenimiento articulados con el Centro Nacional de Despacho y reforzar las auditorías de disponibilidad real de las plantas térmicas de respaldo.
- Auditar precios de oferta y depreciación de activos: verificar que los precios declarados en bolsa por las plantas más antiguas reflejen sus costos de operación y no capital ya amortizado, y revisar la metodología del Cargo por Confiabilidad para activos de alta madurez.
- Modernizar el esquema de despacho económico: incorporar la variabilidad horaria de las renovables y la disponibilidad de almacenamiento en las reglas de despacho, y avanzar hacia un modelo centralizado, liderado por XM, que refleje con mayor precisión los costos operativos del sistema.
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