Aunque Colombia tiene previsto realizar en marzo de 2026 una nueva subasta de Cargo por Confiabilidad, desde el sector solar sostienen que el país necesita mecanismos específicos para proyectos renovables si quiere cumplir con sus metas energéticas.
Así lo planteó Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), a Energía Estratégica al analizar el panorama actual de expansión eléctrica.
En su visión, esta subasta que asignará Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 2029-2030 servirá como una señal importante al mercado, pero no está diseñada para viabilizar la incorporación masiva de nueva capacidad limpia.
Por lo que la falta de licitaciones dedicadas frena el desarrollo de proyectos a gran escala, que hoy dependen casi exclusivamente de decisiones individuales o acuerdos bilaterales.
"El país tiene un vacío en mecanismos competitivos específicos para nueva capacidad renovable", planteó Hernández Borrero.
Según explicó, sin estos instrumentos, el crecimiento del sector sigue siendo incremental, fragmentado y con bajo impacto agregado en potencia instalada.
Además, advirtió que la experiencia reciente demuestra que las licitaciones dirigidas exclusivamente a fuentes limpias son clave para generar condiciones de inversión más estables y predecibles.
El modelo propuesto se alinea con los lineamientos introducidos por la CREG 075 de 2021, que apuntaban a esquemas competitivos con señales de precio claras, horizontes de largo plazo y asignación eficiente de riesgos.
En esa lógica, también permitirían integrar tecnologías de respaldo como almacenamiento o sistemas de control, y mejorar la coordinación con el desarrollo de redes, uno de los cuellos de botella estructurales del sector.
Al observar la evolución de la capacidad operativa en Colombia en los últimos años, el incremento en el número de proyectos fue significativo, pero su impacto en la matriz eléctrica sigue siendo marginal.
Según datos oficiales, entre abril de 2018 y agosto de 2022, la capacidad instalada de autogeneración alcanzaba los 99,24 MW.
Desde entonces y hasta septiembre de 2025, se sumaron otros 382,79 MW, elevando el total operativo a 482,06 MW.
El grueso de este avance se dio en esquemas de autogeneración a pequeña escala, que concentran cerca de 298,7 MW del total.
Aunque representan más de 18000 instalaciones en funcionamiento, su participación agregada no alcanza el 10 % de la meta nacional de 6000 MW para 2026, lo que evidencia que el dinamismo del sector no se ha traducido en saltos relevantes de capacidad efectiva.
Este rezago no se explica por falta de interés del mercado ni por limitaciones técnicas, sino que el problema de fondo, según Hernández Borrero, radica en un entorno normativo que todavía impone trabas al escalamiento de proyectos.
Aunque la resolución CREG 174 de 2021 mejoró las condiciones para autogeneración y generación distribuida, persisten normas heredadas de modelos anteriores que no reflejan la realidad tecnológica actual.
Un ejemplo claro es el esquema de liquidación económica.
Actualmente, los proyectos deben asumir cargos asociados a transmisión, pérdidas y restricciones del sistema interconectado, incluso si no utilizan esa infraestructura.
Este tratamiento desincentiva desarrollos que, en la práctica, generan beneficios netos como la reducción de pérdidas técnicas o la descongestión de redes.
Además, hay reglas técnicas que limitan la conexión, control y operación de proyectos, con criterios dispares entre operadores de red.
La falta de armonización impone costos adicionales e incertidumbre a los inversionistas.
Para Hernández Borrero, la superación de estos obstáculos requiere una revisión estructural del marco regulatorio, más allá de ajustes puntuales.
El almacenamiento, una herramienta aún desaprovechada
Otro punto clave para la expansión de las renovables es el desarrollo del almacenamiento energético, tecnología que en otros países de la región ya comenzó a jugar un rol relevante.
En Colombia, sin embargo, aún no existen señales regulatorias ni económicas que permitan su despliegue a escala.
Hoy, la energía inyectada por un generador distribuido se remunera igual en cualquier hora del día.
Esta tarifa plana elimina cualquier incentivo para desplazar energía hacia momentos de mayor demanda, lo que resta competitividad a los sistemas de almacenamiento frente a la inyección directa.
A ello se suma que la red de distribución mantiene un buen nivel de confiabilidad.
Por eso, para muchos desarrolladores resulta más eficiente inyectar directamente a la red que incorporar soluciones locales de almacenamiento, que además tienen costos adicionales y sin beneficios económicos explícitos.
Según el presidente de ACOSOL, revertir esta situación exige introducir mecanismos que reconozcan servicios como firmeza, gestión de picos, soporte a la red o arbitraje horario, acompañados por señales de precio diferenciadas.
De lo contrario, el almacenamiento seguirá siendo un complemento puntual y no un habilitador estructural de la transición.
Para destrabar el potencial de la autogeneración y generación distribuida, no basta con corregir aspectos técnicos o normativos.
También es clave el acceso a esquemas de financiación adecuados.
Hernández Borrero remarcó la necesidad de líneas de crédito especializadas, garantías e incentivos que reconozcan el menor riesgo sistémico de estos modelos.
Sin estas herramientas, el crecimiento seguirá concentrado en instalaciones pequeñas, dispersas y con impacto limitado en la matriz energética.
En contraste con una política pública clara y reglas actualizadas, este segmento podría aportar significativamente a los objetivos de transición energética del país.
"El sistema habilita miles de proyectos, pero no logra traducir ese dinamismo en incrementos sustanciales de potencia instalada", concluyó.