En Colombia, el mercado eléctrico funciona a través de subastas que buscan garantizar el suministro confiable de energía para todo el país. El mecanismo empezó a tomar forma en mayo de 2008, cuando se realizó la primera subasta de energía en firme, impulsada por el Ministerio de Minas y Energía para asegurar la oferta eléctrica hasta 2013.
Leer también: Desde la COP30, voces del Caribe piden tomar acción frente a la crisis climática
Hay que destacar que se entiende por energía en firme a la capacidad que tiene una planta de generar electricidad de manera constante y disponible en los momentos de mayor demanda, sin depender de condiciones climáticas. Es la energía que garantiza que el país no se quede a oscuras en horas pico o en épocas críticas, como los periodos de baja hidrología.
En ese sentido, las subastas de energía firme han sido un mecanismo que ha permitido ingresar una importante capacidad instalada al sistema, especialmente el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos y térmicos.
Actualmente, según los expertos, este mecanismo es efectivo y probado para asegurar la atención de la demanda futura de energía. Sin embargo, las demoras en trámites ambientales y conflictos sociales han creado un ambiente en el que menos del 60% de la capacidad adjudicada llega a materializarse, comprometiendo la seguridad energética del país.
Lo anterior es debido a varios factores, entre ellos que no se han realizado las suficientes subastas, no han entrado en el tiempo establecido los proyectos adjudicados por dificultades de conexión y consultas previas, entre otros.
Además, es lo que argumentan los líderes gremiales del sector, que se le ha dado prioridad a los proyectos de energías renovables no convencionales como las solares y eólicas, los cuales no aseguran energía firme porque son intermitentes.
Tipos de subastas en Colombia
En Colombia existen dos mecanismos de subastas de energía. Uno de ellas es la subasta del Cargo por Confiabilidad (CxC). Este tiene como propósito que el país cuente con energía firme disponible incluso en períodos de escasez o en condiciones adversas del sistema eléctrico.
El Cargo por Confiabilidad opera como un mecanismo de remuneración: los usuarios pagan un valor que se destina a los generadores a cambio de que estos garanticen la disponibilidad de energía firme. De esta forma se incentiva la inversión en nueva capacidad de generación mediante las llamadas Obligaciones de Energía Firme (OEF), que son compromisos de entrega de energía en momentos críticos.
El segundo es la Subasta de Contratos de Largo Plazo (SCLP), un mecanismo que sí permite discriminar por tipo de tecnología y que ha sido utilizado por los gobiernos recientes para impulsar la entrada de energías renovables no convencionales, como la solar y la eólica.
Importante: Fallo sobre Universidad Nacional alerta y tensiona el panorama en la Uniatlántico
En resumen, estas subastas definen cuánta energía firme puede aportar cada tipo de planta al sistema eléctrico del país.
Demanda vs. oferta
En el país, la demanda de energía viene creciendo de manera acelerada, mientras que la entrada de la energía esperada ha sido mínima —7% en 2021, 28% en 2022, 17% en 2023 y 22% en 2024—, de acuerdo con XM, operador del mercado del sistema eléctrico.
Tanto esta entidad como la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) Colombia enfrentan un desequilibrio estructural: mientras la demanda energética crece a ritmo acelerado, la oferta muestra un rezago persistente, creando un escenario de déficit.
Según los expertos, este rezago no es reciente, sino que viene acumulándose durante al menos cinco años, generando un déficit crónico en la capacidad instalada respecto a las proyecciones y necesidades del sistema.
Subasta fallida
En febrero de 2024 se llevó a cabo una subasta en la que se adjudicaron aproximadamente 15 GWh-día frente a una necesidad de más de 40 GWh-día, la cual resultó insuficiente.
Al respecto, el presidente de la Asociación Nacional de Generadores de Energía (Andeg), Alejandro Castañeda, señaló que la subasta del año pasado no fue exitosa porque un año después, se sigue sin contar con la energía firme necesaria para 2028 y 2029.
El motivo, según el líder gremial, fue que se adjudicaron cerca de 4.000 megavatios solares, una capacidad que no aporta la firmeza que requiere el sistema, y es por esta razón que las cifras de energía firme siguen siendo deficitarias.
“La subasta no solo fue fallida, sino que además no hemos logrado que los proyectos adjudicados avancen, especialmente los renovables. Este año la situación es más crítica: apenas ha entrado en operación el 3 % de la generación que se esperaba incorporar”, explicó.
Castañeda dijo que desde la perspectiva del diseño, la subasta fracasó porque el Gobierno se enfocó únicamente en renovables y no diversificó la matriz incorporando tecnologías que sí aportan confiabilidad, como la térmica o la hidráulica. En particular, la generación térmica es la que garantiza firmeza al sistema.
En cuanto a la nueva subasta anunciada para el 2026, sostuvo que tiene muchos problemas desde el punto de vista regulatorio porque la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) modificó las reglas de juego y aún no han corregido los puntos críticos.
“Con esas reglas, tal como están hoy, hay muy poco interés en participar, tanto de plantas nuevas como de plantas existentes”.
La semana anterior, la Creg puso a consulta dos resoluciones, una en la que amplía el cronograma, moviendo el cierre de las propuestas de marzo a mayo —cinco días antes de la primera vuelta presidencial—.
Una segunda, explicó, ajusta varios aspectos técnicos que estaban mal definidos, algunos de los cuales ya se habían advertido. Esta consulta está abierta hasta el 28 de noviembre.
“Lo que esperamos es que se hagan ajustes que permitan que las plantas existentes quieran participar y que atraigan algo de nueva oferta. De lo contrario, estaremos enredados, porque no tenemos suficiente energía firme para 2028, no alcanza para cubrir toda la demanda del país. Estimamos una probabilidad alta de apagones, por encima del 75–80 % a partir de ese año”, advirtió.
Según XM, se proyectan déficits crecientes entre las obligaciones de energía firme (OEF) y la demanda hasta 2029, año límite de la proyección por falta de OEF contratadas más allá de ese periodo.
De interés: Atlántico se lanza por la certificación internacional de ‘Bandera Azul’ para sus playas
Según el analista César Lorduy a esta situación se le suma la incertidumbre regulatoria en la que está el sector.
Aseguró que en los últimos meses se han expedido normas, muchas aún pendientes de reglamentación por parte de la Creg, mientras otras están en discusión en el Congreso.
Esto, señaló, genera dudas sobre el funcionamiento del cargo por confiabilidad y sobre los precios de la energía, especialmente la generada por hidroeléctricas.
Lorduy dijo con preocupación que los expertos pronostican condiciones hidráulicas críticas para 2027 y 2028 y en un escenario de baja hidrología el país necesitaría reemplazar el agua por combustibles, principalmente gas natural. “Esto aumenta la presión sobre una fuente que ya es limitada”, indicó.
Contraloría alerta riesgo energético
La Contraloría General de la República ha manifestado su inquietud por la disponibilidad de energía eléctrica en los próximos años, en particular para el periodo entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028. La preocupación surge por los repetidos incumplimientos de los proyectos adjudicados en subastas anteriores, que han dejado al descubierto la fragilidad del esquema de expansión del sistema.
El balance histórico muestra una señal de alerta: de los cerca de 6.000 a 7.000 megavatios adjudicados en subastas pasadas, menos del 60 % ha llegado a ejecutarse. Esta distancia entre lo comprometido y lo que efectivamente se ha incorporado al sistema, advierte la Contraloría, representa un riesgo creciente para la seguridad energética del país.
