Colombia llega a la antesala de un nuevo período de El Niño con un faltante de 8.030 GWh-año de energía firme para la vigencia 2026-2027, equivalente al 8,6% de las necesidades del sistema. Para 2027-2028, la brecha se mantendría prácticamente en el mismo nivel: 7.841 GWh-año, un 8,3%, según cifras de XM incluidas en el diagnóstico presentado por el Ministerio de Minas y Energía.
El dato aparece en momentos en que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) prepara nuevas asignaciones de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para los próximos años. El regulador ya había establecido mecanismos para los períodos 2027-2028 y 2029-2030, además de subastas de reconfiguración para atender necesidades de confiabilidad en horizontes más cercanos.
El cruce entre ambos escenarios pone el foco en una cuestión que excede la incorporación nominal de nueva potencia: cuánta generación estará efectivamente disponible para respaldar la demanda colombiana durante condiciones críticas de baja hidrología.
En ese marco, el Gobierno ya anticipó que 2027 será un año clave para nuevas convocatorias, mientras que durante 2026 no se prevén nuevas subastas. La ministra de Minas y Energía, María Nohemi Arboleda, señaló durante el Congreso de Andesco, en Cartagena, que el Ejecutivo viene trabajando con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en mecanismos que permitan recuperar la energía que requiere el sistema.
“El año entrante va a ser un año de varias subastas. Hemos hablado con la CREG porque lo necesitamos. Este año seguramente no alcanzaremos a hacer una subasta, pero sí miraremos cómo recuperaremos mecanismos para recuperar la energía que necesita el sistema”, manifiesta Arboleda.
En el esquema del Cargo por Confiabilidad, la energía firme representa justamente la capacidad que una central puede comprometer para atender el sistema en circunstancias críticas. Por eso, las próximas subastas adquieren mayor relevancia ante un balance que, según los datos oficiales, permanece deficitario.
El propio Gobierno reconoce que el problema trasciende la coyuntura climática. En su presentación sobre seguridad energética ante El Niño, el Ministerio sostiene que “no es un problema coyuntural, es estructural”, al reunir en un mismo diagnóstico déficit de energía firme, demora de infraestructura, problemas financieros dentro del mercado y restricciones en el abastecimiento de gas.
El cuello de botella no está solamente en adjudicar nueva capacidad
El escenario adquiere otra dimensión al analizar el ritmo de incorporación de proyectos. De acuerdo con el documento oficial, para 2026 se esperaban 4.475 MW de nueva generación, pero sólo un 16,4% corresponde a capacidad efectivamente incorporada bajo el indicador presentado por el Gobierno.
A ello se suma una cartera de 275 proyectos de generación con retrasos superiores a un año, de los cuales 33 acumulan demoras mayores a cuatro años. En transmisión, cerca del 60% de los proyectos presenta atrasos, una variable crítica porque disponer de centrales no garantiza por sí misma que la electricidad pueda transportarse hacia los centros de consumo.
Las demoras alcanzan particularmente al área oriental, integrada por Bogotá, Cundinamarca, Meta y Guaviare, donde algunos proyectos de transmisión acumulan entre 10 y 12 años de atraso. El proyecto Colectora, fundamental para evacuar generación renovable desde La Guajira, suma cinco años de demora, según la información de la Unidad de Planeación Minero Energética recogida por el Ministerio.
Ese punto introduce una de las discusiones centrales alrededor de las futuras subastas: no sólo qué volumen de energía firme contratar, sino qué condiciones deberán demostrar los proyectos para garantizar que puedan entrar efectivamente en operación dentro de los plazos comprometidos.
La regulación vigente permite precisamente que la CREG incorpore requisitos adicionales vinculados con la conexión de nuevos proyectos al Sistema Interconectado Nacional cuando convoque una subasta del Cargo por Confiabilidad. Para el período 2029-2030, la Comisión justificó el mecanismo como una herramienta para incorporar nueva generación capaz de atender la demanda esperada de forma confiable.
La discusión también coincide con reclamos del sector renovable por avanzar no sólo con las subastas del Cargo por Confiabilidad, sino también con contratación de largo plazo, nuevas asignaciones de puntos de conexión y reglas que permitan desarrollar almacenamiento con baterías. SER Colombia ha situado esos instrumentos entre las decisiones necesarias para acelerar nueva inversión y destrabar proyectos durante 2026.
El Niño agrega presión sobre el calendario
La urgencia del debate está relacionada con la evolución hidrológica. El análisis oficial identifica septiembre como el mes en que, durante eventos anteriores de El Niño, comenzó a profundizarse el déficit de aportes a los embalses.
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Por esa razón, el Ministerio considera que el último trimestre de 2026 constituye la principal ventana de decisión, mientras ubica al primer trimestre de 2027 como el período de mayor exigencia sobre la energía firme, los combustibles y las reservas hídricas.
“La ventana de decisión se cierra en el cuarto trimestre”, advierte el documento oficial. En ese período deberían quedar definidas, según el Gobierno, medidas asociadas con nuevos proyectos, ahorro de energía y disponibilidad de las plantas térmicas.
Las subastas entran al centro de la discusión energética
El escenario de El Niño coloca así a las futuras subastas de energía firme en un contexto diferente al de una expansión convencional del parque generador. El desafío pasa por incorporar capacidad capaz de responder en períodos críticos y, al mismo tiempo, evitar que las adjudicaciones queden atrapadas por problemas de conexión, transmisión, licenciamiento o financiación.
La CREG ya había previsto en su agenda regulatoria realizar balances entre demanda esperada y oferta de energía firme para determinar la necesidad de nuevas convocatorias. La regulación contempla que las subastas puedan activarse cuando la ENFICC disponible sea insuficiente frente a la demanda objetivo o cuando el regulador considere necesario reforzar las condiciones de prestación del servicio en el mediano y largo plazo.
Esto explica por qué la discusión regulatoria no se limita al volumen que finalmente resulte adjudicado. El diseño de las garantías, los requisitos de conexión, los plazos de entrada y la señal económica para proyectos nuevos serán determinantes para que las obligaciones contratadas se conviertan en capacidad realmente disponible.
El Gobierno, en paralelo, anunció la reactivación de los Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (PINES), la Comisión Intersectorial de Proyectos Estratégicos y la Mesa de Alto Nivel de Energía como instrumentos destinados a acelerar infraestructura de generación y transmisión.
“Facilitar proyectos de generación y transmisión, una prioridad”, señala la presentación oficial. El planteamiento cobra relevancia porque una nueva ronda de asignaciones puede fortalecer el balance futuro de energía firme, pero la confiabilidad final dependerá también de que esos proyectos superen las barreras que hoy explican buena parte de los retrasos acumulados.
Ese debate llegará además a Future Energy Summit (FES) Colombia el próximo 1 de octubre, donde actores públicos y privados del mercado volverán a poner sobre la mesa la expansión renovable, el almacenamiento, la regulación, la infraestructura y las señales necesarias para movilizar inversión.
El encuentro se realizará apenas tres días después de FES Perú y reunirá a ISAGEN, CATL, Terpel, Sungrow, SolaX Power, JinkoSolar, GameChange Solar, ISA Energía, Promigas, PV Hardware y Atlas Renewable Energy.
También participarán Marsh, Nexans, Patria Investments, AFRY, Atera, Skysense, Alurack, TCL, CTG Latam, Vatia, Gotion, Yingli Solar, JA Solar y ERCO, entre otras compañías vinculadas a distintos segmentos de la cadena de valor.
La discusión de fondo, entonces, no pasa únicamente por cuánto nuevo recurso puede contratar Colombia. El desafío será transformar las próximas subastas en nueva energía firme operativa, conectada y disponible antes de que las necesidades del sistema vuelvan a crecer, mientras El Niño obliga a gestionar en paralelo la hidrología, el gas, las térmicas y los atrasos acumulados en infraestructura.
El propio documento oficial resume esa urgencia al señalar que “lo que se decida ahora define la operación del primer trimestre de 2027”. Con un déficit de 8.030 GWh-año ya identificado para 2026-2027, las próximas decisiones regulatorias pasarán a ser uno de los principales indicadores para medir cómo Colombia busca cerrar su brecha de confiabilidad.