Transición energética en Colombia: expertos piden pasar a modelo de adición energética

Durante un taller convocado en Bogotá bajo el título ¿Para dónde va el sector energético en Colombia?, respaldado por la Asociación de Periodistas Económicos (APE), exministros de Minas y Energía alertaron sobre la creciente vulnerabilidad del sistema eléctrico nacional y las consecuencias que podría enfrentar el país si no se adoptan medidas estructurales en los próximos años.

Uno de los principales mensajes del encuentro fue la advertencia sobre un posible desabastecimiento energético entre 2026 y 2028. La afirmación parte de un análisis realizado por Tomás González Estrada, exministro de Minas y actual director del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE), quien advirtió que el sistema energético colombiano ha perdido capacidad de respuesta por la falta de ejecución de proyectos nuevos de generación eléctrica y la incertidumbre normativa que afecta la toma de decisiones en el sector privado.

González explicó que las decisiones adoptadas por el actual Gobierno Nacional en materia energética, sumadas a cambios regulatorios sin una hoja de ruta estable, han provocado una pérdida de confianza en el entorno de inversión.

Afirmó que las intervenciones recientes sobre el régimen tarifario, como el denominado pacto por la reducción de tarifas, generaron distorsiones en la cadena de comercialización y distribución, sin alcanzar los resultados esperados en términos de eficiencia ni sostenibilidad financiera.

El exministro detalló que el país debía contar con una serie de proyectos de generación de energía en funcionamiento entre 2024 y 2025, pero al cierre del primer semestre de 2024 sólo se había logrado asegurar cerca del 50 % de la energía firme requerida para abastecer la demanda proyectada.

Si se mantiene ese ritmo de ejecución, los efectos sobre la confiabilidad del sistema podrían ser evidentes a partir de 2026, con riesgo de déficit energético, sobrecostos y afectación a distintos sectores económicos y sociales.

Otro aspecto crítico abordado durante el evento fue la situación financiera de las empresas del sector. González sostuvo que el Gobierno Nacional acumula una deuda que supera los 5,9 billones de pesos con compañías generadoras y comercializadoras de energía, lo que podría comprometer la viabilidad económica de la cadena de suministro y generar efectos acumulativos sobre la infraestructura del servicio eléctrico.

Por su parte, Amylkar Acosta Medina, también exministro de Minas y Energía, centró su intervención en la dependencia estructural del país respecto de las fuentes hídricas para la generación eléctrica.

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Recordó que Colombia obtiene cerca del 70 % de su energía a partir de centrales hidroeléctricas, lo que la hace particularmente vulnerable a los impactos del fenómeno de El Niño y a la variabilidad climática.

Acosta cuestionó el enfoque actual del proceso de transición energética que, según él, se ha concentrado en fomentar fuentes renovables no convencionales sin garantizar condiciones técnicas que respalden su implementación.

Indicó que la intermitencia de tecnologías como la solar y la eólica exige complementariedad con otras fuentes más estables, como el gas natural, la hidroenergía o incluso proyectos térmicos con control de emisiones.

En ese contexto, propuso reemplazar el concepto de "transición energética" por el de "adición energética", en el cual las nuevas tecnologías no sustituyan de forma inmediata a las fuentes tradicionales, sino que se integren progresivamente de manera coherente con el crecimiento de la demanda, la disponibilidad de infraestructura y la evolución del marco regulatorio.

Tanto González como Acosta coincidieron en que Colombia necesita una reconfiguración técnica y operativa de su política energética. Entre las recomendaciones planteadas se incluyen la eliminación de barreras normativas que frenan la entrada de inversión, el fortalecimiento de los procesos de licenciamiento ambiental, la ampliación de la infraestructura de transmisión eléctrica, y la formulación de metas de cobertura y eficiencia basadas en datos verificables y participación efectiva del sector privado.

Radiografía del sistema eléctrico colombiano

Colombia dispone de un sistema eléctrico interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional y que, a pesar de su amplitud y diversidad técnica, enfrenta crecientes tensiones operativas y financieras.

La infraestructura del sector se basa principalmente en fuentes hídricas, mientras que la demanda eléctrica sigue en aumento. A este panorama se suma una deuda acumulada de más de 7 billones de pesos, resultado de decisiones fiscales, diferimientos tarifarios y rezagos estructurales.

En términos de consumo, la demanda energética del país alcanzó en 2024 un total de 82 085 gigavatios hora (GWh), con un incremento del 2,3 % respecto al año anterior.

Esta cifra equivale a un consumo diario promedio de aproximadamente 225 GWh. El consumo per cápita, por su parte, superó los 1 576 kilovatios hora (kWh) al año, una de las cifras más altas registradas en la historia reciente.

Este crecimiento en la demanda obedece tanto al aumento de la actividad industrial como a la expansión urbana, el acceso a nuevos dispositivos y el fortalecimiento de sectores como la minería, el comercio y la digitalización.

La matriz energética colombiana está compuesta por diversas fuentes. Sin embargo, cerca del 70 % de la capacidad instalada proviene de centrales hidroeléctricas, lo que hace que el sistema sea particularmente sensible a la variabilidad climática, en especial a los efectos del fenómeno de El Niño.

El restante 30 % corresponde a generación térmica, basada en gas natural y combustibles líquidos, que se activa principalmente durante las sequías o en periodos de mayor demanda.

Aunque las energías renovables no convencionales —como la solar y la eólica— han empezado a incorporarse con mayor frecuencia en los últimos años, su participación sigue siendo limitada y se concentra en proyectos piloto o de mediana escala.

La prestación del servicio está distribuida entre varios actores. En generación eléctrica, el país cuenta con 66 empresas, entre las que destacan EPM, Isagen, Enel (a través de Emgesa), Celsia y otras compañías privadas y públicas que manejan centrales hidroeléctricas, térmicas y, en menor medida, parques solares o eólicos.

En transmisión, el operador más importante es Interconexión Eléctrica S. A. (ISA), aunque también participan Transelca, EPSA y otras empresas. En la distribución y comercialización, las principales compañías son Enel (a través de Codensa en Bogotá), Afinia y Air-e en la región Caribe, Celsia en el Valle del Cauca y Tolima, y las Empresas Públicas de Medellín en Antioquia y otras zonas del país.

La cobertura del servicio eléctrico a nivel nacional supera el 97 %. En las zonas urbanas, la cobertura llega al 99,7 %, mientras que en las zonas rurales alcanza el 87,8 %.

No obstante, persisten desafíos importantes en las denominadas Zonas No Interconectadas (ZNI), que abarcan aproximadamente al 4 % de la población.

Estas zonas se encuentran principalmente en departamentos como Guainía, Vaupés, Amazonas, Chocó y parte del litoral Pacífico. Allí, el suministro depende de plantas diésel aisladas y costosas, sin conexión al Sistema Interconectado Nacional.

Uno de los problemas más críticos del sistema es la acumulación de deuda. A marzo de 2025, el Estado adeuda más de 7 billones de pesos a empresas generadoras, comercializadoras y distribuidoras de energía.

Esta cifra se explica por varias causas. La primera es el rezago en el pago de subsidios, especialmente los destinados a usuarios de estratos 1, 2 y 3, los cuales son cubiertos parcialmente por el Gobierno nacional.

Aunque el diseño del sistema prevé transferencias fiscales para cubrir estos subsidios, en los últimos años no se han apropiado los recursos suficientes, lo que ha generado pasivos crecientes con las empresas del sector.

La segunda causa corresponde a la opción tarifaria, un mecanismo implementado durante la pandemia que permitió aplazar los incrementos en las tarifas de energía, trasladando ese costo a los años siguientes.

Este diferimiento fue asumido inicialmente por las empresas, con la expectativa de ser compensadas posteriormente por el Estado. Sin embargo, los desembolsos han sido insuficientes, lo que ha afectado la liquidez de las compañías y ha generado riesgos para la sostenibilidad del sistema.

A esto se suman altos niveles de morosidad por parte de usuarios residenciales, instituciones públicas y algunos sectores productivos, especialmente en regiones como la Costa Caribe.

Las empresas distribuidoras de energía han enfrentado grandes dificultades para recuperar la cartera vencida, lo que limita su capacidad para invertir en modernización de redes, mantenimiento y expansión de la infraestructura.

Otro factor relevante es el atraso en la ejecución de proyectos de generación y transmisión. Se estima que al menos la mitad de la energía firme que debía estar disponible en 2024 y 2025 no se ha materializado por demoras en trámites ambientales, conflictos territoriales, inseguridad jurídica o ausencia de señales regulatorias claras.

Esta falta de capacidad instalada disponible puede comprometer la confiabilidad del sistema en los próximos años, especialmente si se presenta un fenómeno de El Niño prolongado o si no se reactivan las inversiones en fuentes complementarias.

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