Una infraestructura de transmisión saturada, obsoleta y, en algunos casos, inexistente en varias regiones del país son algunas de las principales razones por las que numerosos proyectos de generación no han podido materializarse. Como consecuencia, parte de la energía que se produce no logra inyectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Para los expertos, este es uno de los tantos “cuellos de botella” que enfrenta el sector eléctrico y que está afectando su expansión.
Según la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), en los últimos años la brecha entre la oferta y la demanda se ha ampliado significativamente.
El último informe entregado por XM mostró que en el interior del país, la demanda crece al 3,8 % frente al 2 % histórico, mientras que en la región Caribe el crecimiento supera el 7 %.
Irónicamente, mientras el sistema eléctrico de Colombia se encuentra al límite por la falta de energía para cubrir la alta demanda, los proyectos de generación que deberían entrar en operación registran retrasos constantes. En 2021 ingresó apenas el 7 % de la nueva capacidad esperada; en 2022, el 28 %; en 2023, solo el 17 %; en 2024, el 25 %; y en lo corrido de 2025 ha ingresado al sistema únicamente el 1,4 % de la energía prevista.
El incumplimiento de compromisos, especialmente en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), refleja las dificultades estructurales del sector. La energía que aún no ha logrado entrar al sistema eléctrico es la evidencia más clara de los retos que persisten y que frenan una implementación exitosa y oportuna.
Pese a esto, de acuerdo con el Informe de Tendencias y Perspectivas de Acolgen, el sector demuestra resiliencia y compromiso con la transición energética. En 2024, las empresas asociadas a Acolgen invirtieron más de $3,1 billones para aumentar la capacidad de generación y realizar mantenimientos.
En ese sentido, el 75 % de las inversiones destinadas al aumento de capacidad se dirigieron a las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).
Actualmente, gremios y expertos han venido advirtiendo, en distintos escenarios, sobre los desafíos que enfrenta el sector eléctrico y cómo estos están afectando la expansión del sistema y la confianza de inversionistas.
Demoras en el licenciamiento, dificultades en la ejecución de consultas previas en zonas estratégicas y un extenso camino de trámites complementarios han provocado retrasos graves. Un ejemplo de ello fue la cancelación de los proyectos Alpha y Beta de EDP Renováveis (EDPR) en 2024.
Otra de las dificultades que enfrenta el sector energético, en particular los proyectos de FNCER, es la falta de incentivos para el desarrollo de nuevas iniciativas de generación. Estos estímulos resultan determinantes para la viabilidad y proyección financiera de los proyectos.
Sin embargo, en materia tributaria, cerca del 75% de los beneficios contemplados en las Leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021 se diluyeron tras la expedición de la reforma tributaria de 2022.
Los proyectos energéticos también enfrentan otro reto: las demoras en la entrega de licencias y la complejidad de las consultas previas. Estas son algunas de las causas que explican los retrasos en los proyectos de transmisión y, como consecuencia, la imposibilidad de que la energía renovable llegue a los centros de consumo.
Expertos han advertido que no existen criterios técnicos ni objetivos definidos para delimitar las áreas de afectación a comunidades étnicas, lo que exige mayor articulación entre entidades como la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP), entre otras.
Para Javier Lastra, analista en temas energéticos, es urgente una reforma al proceso de licenciamiento que lo haga más ágil y con participación anticipada de las comunidades. Recomendó, además, la creación de mesas de concertación entre gobierno, comunidades y empresas para destrabar proyectos clave, así como la implementación de nuevos incentivos que aceleren la construcción.
En el caso de La Guajira, la habilitación del segundo tramo de Colectora se convirtió en un cuello de botella resuelto para numerosos proyectos que se desarrollan en la región.
Sin embargo, las barreras sociales —relacionadas con los acuerdos con más de 235 comunidades étnicas— sumadas a barreras técnicas, prediales y ambientales, prolongaron más de seis años el proceso entre la adjudicación del proyecto al Grupo Energía Bogotá (GEB) y el cierre de las consultas previas.
Lastra también destacó otras barreras que el sector energético ha debido sortear en los últimos años, como la incertidumbre regulatoria, las deudas del Gobierno nacional con el sector —por concepto de subsidios, obligaciones de entes oficiales y saldos de la opción tarifaria—.
En el Caribe, los actores enfrentan una situación crítica. Y es que el 24 % de la demanda eléctrica del país está concentrada en una región marcada por la pobreza, la obsolescencia de la red, altas pérdidas de energía y bajo recaudo. En este sentido, Lastra subrayó que “el Caribe necesita inversión, inclusión social y soluciones locales para superar su crisis energética”.
Por su parte, la presidente de Asoenergía, Sandra Fonseca, resaltó que los generadores tienen el reto de sacar adelante nuevos proyectos porque, sin ellos, no hay energía; los transportadores deben garantizar la expansión de las redes de transmisión para poder conectarla; los distribuidores requieren infraestructura adecuada que permita abastecer la demanda con calidad y menores pérdidas; y las instituciones están llamadas a dar señales claras en lo económico, lo regulatorio y en la planeación del sector.
Incertidumbre en el sector
Las posibles reformas a las leyes que regulan la actividad, las intervenciones al precio de bolsa y al cargo por confiabilidad, entre otros factores, han generado expectativas negativas sobre la futura dinámica del mercado eléctrico.
El debate alrededor del cargo por confiabilidad y la incertidumbre sobre la subasta anunciada por el Gobierno para 2026 han dejado más preguntas que respuestas en el sector.
Para las empresas, el cambio de reglas de juego mantiene a los generadores en un estado de análisis y reserva al momento de decidir su participación. Los líderes gremiales coinciden en que la supervivencia financiera de las compañías en el largo plazo será el punto clave que defina el resultado de la subasta y, con ello, la confiabilidad del sistema. Sin claridad ni estabilidad jurídica, se abre un nuevo cuello de botella que impide la rápida expansión que el país requiere.
Regulación de la Creg
A este panorama se suma la ausencia de una normativa específica para los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (Saeb), lo que ha generado gran incertidumbre debido al vacío legal en torno a su implementación. Esta falta de reglas claras frena el aprovechamiento efectivo de los cerca de 3 GW de capacidad solar ya incorporados al sistema —en pequeña, mediana y gran escala— así como de los proyectos en proyección.
El exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, sostuvo que está claro que los sistemas solares son intermitentes y que la única manera de garantizar su continuidad es a través del almacenamiento.
“Es la única manera de que eso sea operativo”, dijo.
Explicó que, aunque Colombia cuenta hoy con cerca de 2.000 megavatios (2 gigavatios) solares instalados y conectados, su funcionalidad sigue siendo reducida por la falta de soporte de almacenamiento.
Agregó que la expedición de normas específicas por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) va en la dirección correcta: “Si no es así, eso no es funcional”.
La generación solar tiene un fuerte impulso de crecimiento en el país, pero es una tecnología limitada para mantener la confiabilidad del sistema debido a sus características horarias y climáticas. En este escenario, solo una reglamentación de los Saeb permitirá aprovechar mejor este tipo de generación.
En la misma línea, Alexandra Hernández, presidenta de SER Colombia, advirtió que “la entrada de proyectos de energías renovables debe complementarse con almacenamiento. Hay interés de las empresas, pero se requieren condiciones regulatorias para el cierre financiero y la operación de los mismos”, dijo.
Para los líderes gremiales, los Saeb son indispensables para la confiabilidad del sistema eléctrico, ya que permiten almacenar energía renovable —solar y eólica— y liberarla en las horas de mayor consumo, entre las 6 y 9 de la noche.
Paralelamente, estos sistemas no solo almacenan y suministran energía, sino que también estabilizan la frecuencia del sistema en milisegundos, apoyan el control de voltaje en tiempo real, facilitan la recuperación tras apagones al reiniciar secciones completas de la red, descongestionan líneas de transmisión sobrecargadas y maximizan el uso de fuentes renovables al evitar pérdidas por limitaciones de transporte.
Nubes de incertidumbre sobre el futuro del sector eléctrico
La Asociación Colombiana de Generadores de Energía (Acolgen) presentó por primera vez su Informe de Tendencias y Perspectivas, en el que revela las principales preocupaciones en las que se encuentra el sector.
De acuerdo con el informe, el 2024 se consolidó como un año retador para los generadores de energía.
A pesar de las “nubes de incertidumbre”, el sector eléctrico demuestra resiliencia y compromiso con la transición energética.
En 2024, las empresas asociadas a Acolgen invirtieron más de $3,1 billones de pesos para aumentar la capacidad de generación y realizar mantenimientos.
En ese sentido, el 75% de esas inversiones, destinadas al aumento de capacidad, se dirigieron a las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).
Además, el 67% de las compañías proyecta incrementar sus inversiones totales en generación durante 2025.
Actualmente, las empresas afiliadas a Acolgen cuentan con un portafolio de 4.724 MW en fase de ideación y 1.330 MW en construcción.
Para dar continuidad a estas inversiones y superar las barreras identificadas, el sector hace un llamado directo al Gobierno Nacional. La solicitud es clara: que el Ejecutivo asuma un rol articulado y garantice estabilidad, visión a largo plazo e institucionalidad en las decisiones que impactan al sector energético.
