Para marzo de 2026, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) tiene prevista la realización de una subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con la que se busca cerrar el déficit proyectado de energía firme para los años 2029 y 2030.
Una de las principales preocupaciones del sector eléctrico es que esta convocatoria no logre adjudicar la capacidad firme suficiente para cubrir la brecha de oferta, estimada por los gremios entre el 4 % y el 6 %.
De no alcanzarse este objetivo, la brecha podría ampliarse y, con ello, aumentar el riesgo de racionamientos en años críticos, es decir que el país enfrente un nuevo y severo fenómeno de El Niño.
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Expertos advierten, además, que adjudicar proyectos no equivale a contar con energía firme disponible. Coinciden en que persisten diversos “tropiezos” que han impedido la entrada en operación de proyectos ya asignados en subastas anteriores.
Retraso de los proyectos
Entre ellos se destacan los “cuellos de botella” administrativos, de red y de financiación; los retrasos en la entrega de licencias ambientales; los trámites de interconexión; la congestión en la transmisión; y las dificultades para acceder a crédito, factores que pueden demorar o incluso impedir que los megavatios adjudicados entren en operación.
De otro lado, algunos gremios han alertado que una subasta donde predominen las fuentes renovables no garantiza la energía firme necesaria para cubrir las franjas de alta demanda ni los periodos secos. Señalan que en ejercicios anteriores, cuando la mayor parte de la asignación fue solar, el sistema quedó más expuesto a vulnerabilidades durante sequías o picos de consumo, especialmente si no se incluyen respaldos térmicos, almacenamiento o contratos firmes de soporte.
Señales regulatorias
En reiteradas ocasiones, el sector ha insistido en la necesidad de señales regulatorias claras y medidas administrativas complementarias que permitan que la próxima subasta arroje resultados efectivos. Entre las condiciones que los inversionistas consideran clave se destacan los incentivos temporales, garantías de interconexión, ventanillas únicas para trámites y permisos, y certezas sobre los esquemas de remuneración, elementos fundamentales para comprometer capital y acelerar la ejecución de nuevos proyectos.
En caso de que la subasta no logre asignar las Obligaciones de Energía Firme, el país deberá implementar medidas de choque coordinadas y de corto plazo para evitar riesgos de desabastecimiento o apagones.
Entre las opciones más urgentes se contemplan flexibilizaciones regulatorias temporales, priorización en la expedición de permisos, incentivos para la entrada rápida de proyectos y mecanismos de respaldo que permitan mitigar la brecha de oferta mientras se consolida nueva capacidad firme.
En ese sentido, Natalia Gutiérrez, presidenta de la Asociación Colombiana de Generadoras de Energía (Acolgen) durante su participación como panelista en la Semana Mundial de la Energía afirmó que en Colombia no hay señales claras en cuanto a la regulación. “Tenemos incertidumbre regulatoria y atrasos en las redes y proyectos. La inseguridad regulatoria de largo plazo en este sector hace más difícil que lleguen inversiones para tener energía confiable”.
Precisamente, la líder gremial le solicitó a Creg realizar ajustes urgentes al marco regulatorio previo a la Subasta de Expansión, ante el crítico estrechamiento entre la oferta y la demanda de energía.
En carta enviada a la entidad, el gremio pidió restablecer una señal única de escasez para mantener la coherencia del Cargo por Confiabilidad y evitar desincentivos a la inversión y al funcionamiento de las plantas, “a fin de asegurar el éxito de la Subasta de Expansión y la confiabilidad del sistema”, explicó.
En ese sentido, aseguró que es urgente una revisión y corrección a las Resoluciones Creg 101 066 de 2024, 101 069 de 2025 y el Proyecto 701 100 de 2025, que modifican de fondo el esquema del Cargo por Confiabilidad al diferenciar el precio de escasez por grupos tecnológicos.
Según Acolgen, estos cambios distorsionan las señales de mercado, aumentan el riesgo tarifario y de desabastecimiento, y minan la confianza de los inversionistas.
Asimismo, solicitó retirar la remuneración diferenciada entre plantas nuevas y existentes, por considerar que podría afectar la participación en la subasta.
Gutiérrez, advirtió que la subasta “se lanzó a destiempo y en un entorno regulatorio inestable”, lo que pone en riesgo la seguridad jurídica que ha sostenido al sector durante las últimas tres décadas.
En ese sentido, el presidente de la Asociación Nacional de Generadores (Andeg), Alejandro Castañeda, ha reiterado que las plantas térmicas deben participar activamente en la próxima subasta, pues sin su inclusión no sería posible cerrar la brecha de energía firme que enfrenta el país.
Advirtió que, si se repite el patrón de la subasta anterior —cuando la mayoría de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) fueron asignadas a proyectos solares—, el sistema podría quedar nuevamente expuesto y sin el respaldo necesario para garantizar la confiabilidad.
Castañeda hace referencia a la subasta de febrero de 2024 en donde se entregó OEF para el periodo 2027-2028; sin embargo, el 99 % de las plantas con asignaciones fueron solares y menos del 1% para las térmicas, en total, en esa oportunidad fueron 4 mil megavatios que se asignaron.
Para esta subasta se estima que deberían asignarse entre todas las tecnologías 1.500 megavatios para suplir un déficit del 5% de energía firme. De estos megavatios se esperan que 700 sean de los térmicos para garantizar la firmeza y la confiabilidad del sistema.
Tiempos de construcción
El sector técnico y gremial advierte que la construcción y puesta en marcha de una planta hidroeléctrica o térmica toma, en promedio, cuatro o más años desde el cierre contractual. El plazo puede variar según la obtención de permisos, los procesos de interconexión y la disponibilidad de equipos. Si la subasta de expansión del cargo por confiabilidad se realiza en marzo o abril de 2026, los tiempos resultarían ajustados para que la nueva capacidad esté disponible antes de 2029.
Ante este panorama, las hidroeléctricas con embalse —que tradicionalmente han sido la principal fuente de energía firme del sistema a precios competitivos— enfrentan cada vez más limitaciones.
Los largos tiempos de planificación y ejecución, las complejidades en el licenciamiento ambiental y las grandes inversiones que requieren estabilidad regulatoria y jurídica reducen sus posibilidades de desarrollo en el corto plazo.
Es por ello que la incertidumbre crece y el tiempo corre. Cualquier retraso regulatorio o administrativo podría aplazar el inicio de los proyectos y aumentar el riesgo de que la brecha de energía firme proyectada para 2028–2029 no se logre cerrar.
Anuncian subasta de energía renovables
El presidente Gustavo Petro firmó el decreto 1091 de 2025 para realizar una “gran subasta” de energía renovable”, así lo anunció el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma quien aseguró que en las próximas semanas, se estará realizando la convocatoria “para atraer más fuentes de energías limpias a la matriz energética y avanzar con la transición energética justa”.
Explicó que el propósito de este decreto es atraer proyectos de generación limpia a gran escala con garantías de seguridad jurídica y financiera.
“Esta norma permitirá a los inversionistas asegurar la venta de su energía, lograr el cierre financiero y así invertir con confianza en el país”.
Recalcó que este y otros decretos buscan ampliar la oferta de los renovables, con el fin de descarbonizar el sistema energético y sobre todo, reducir las tarifas de energía eléctrica.
