Isagen, Celsia, Krelo-Promigas, Enel, Terpel e ISA expusieron en Future Energy Summit Colombia 2026 sus próximos proyectos, metas de expansión y desafíos para ejecutar nuevas inversiones. La solar concentra buena parte de las carteras, mientras el almacenamiento gana peso y la transmisión aparece como condición clave para acompañar el crecimiento.
Isagen describió una cartera de unos 820 MW solares en distintas etapas y otros 600 MW de desarrollo propio; Krelo-Promigas proyectó hasta 800 MW operativos en Colombia hacia 2030; Celsia se fijó como objetivo alcanzar 1 GWh de almacenamiento en cinco años; Terpel prepara un BESS de gran escala y Enel mantiene nuevos desarrollos en carpeta.
A ese despliegue deberá acompañarlo la infraestructura. ISA Energía anticipó que podría duplicar en el corto plazo la cantidad de proyectos de transmisión que actualmente tiene en ejecución.
En esa línea, Esteban Arroyave, vicepresidente de Proyectos de Generación de Isagen, detalló un pipeline cercano a 820 MW solares en distintas etapas y otros 600 MW de desarrollo propio, que deberían alcanzar condición Ready to Build hacia finales de 2027 o comienzos de 2028. La meta de la compañía es incorporar 1 GW de nueva capacidad hacia 2027 y alcanzar 3 GW adicionales hacia 2035.
Un primer caso concreto es Bosque Solares de los Llanos 8, de 170 MW AC. El diseño contempla hasta 120 MW de potencia y alrededor de 480 MWh de almacenamiento, con una primera fase de unos 125 MWh. Isagen está en proceso de cierre para la compra del proyecto y prevé comenzar su construcción este año.
Celsia también fijó una meta concreta para baterías. Tras resultar adjudicada con 75 MWh en el producto solar más almacenamiento de la última subasta, buscará completar los 200 MWh previstos originalmente mediante la comercialización bilateral de los 125 MWh restantes.
A ello se suman otros 200 MW asociados a otro proyecto solar que está comenzando construcción y una estrategia creciente en el segmento comercial e industrial.
“Nuestra meta es cerrar con por lo menos 1 GWh de almacenamiento de energía instalado en los próximos cinco años”, aseguró Simón Pérez, líder de Plataformas de Inversión de Celsia.
La empresa cuenta además con un portafolio B2B cercano a 200 MWp y observa oportunidades para combinar generación solar y baterías en clientes industriales como cobertura frente a las tarifas de red y la volatilidad del mercado.
Por su parte, Chiara Gasparrini, vicepresidente de Desarrollo para Latam de Krelo-Promigas, comentó: “El objetivo que nos damos es tener en operación 3,5 GW en la región para 2030, de los cuales Colombia va a representar 700-800 MW aproximadamente”.
La compañía prepara un proyecto de aproximadamente 100 MW en el norte de Colombia, cuya construcción debería comenzar próximamente, y mantiene un pipeline de 600 MW solares greenfield en el país. Esos desarrollos son evaluados desde el inicio con la posibilidad de sumar almacenamiento.
La apuesta por BESS alcanza también a Enel Green Power Colombia, que intentó participar en la última subasta con un sistema de gran escala.
“Queríamos ir con una batería realmente de escala industrial y no pudimos”, señaló Antonio Crisol, Head de la compañía en Colombia.
Según explicó, la propuesta para el producto 4 equivalía aproximadamente a cinco veces la energía total ofertada en ese segmento y quedó limitada por las reglas de competencia del proceso. Enel mantiene además proyectos de generación en desarrollo, entre ellos Valledupar, cuya construcción Crisol espera que pueda comenzar próximamente, y sostiene inversiones cercanas a COP 1 billón anual entre generación, distribución y comercialización.
Terpel prepara otro movimiento relevante. “Debemos anunciar próximamente uno de los mayores proyectos de almacenamiento de energía en este país”, anticipó su presidente, Oscar Bravo.
La empresa todavía no reveló la potencia ni la capacidad del proyecto, que se incorporará a una estrategia que ya comprende cerca de 100 proyectos fotovoltaicos mediante Sonex para clientes de distintas industrias.
La red deberá crecer al mismo ritmo
La nueva capacidad prevista tendrá que encontrar espacio en el sistema eléctrico. Desde ISA Energía, Claudia Marcela Uribe Arroyave, gerente de Desarrollo de Negocios, planteó la cuestión de manera directa: “¿Qué necesitamos para que esas subastas se traduzcan en megas realmente operando?”.
La compañía tiene 35 proyectos en ejecución, con aproximadamente 484 kilómetros de líneas, ampliaciones y cuatro nuevas subestaciones, y estima que podría duplicar esa cantidad de iniciativas en el corto plazo.
Entre los desarrollos, ISA destacó los proyectos La Loma–Sogamoso, Pasacaballos y Magangué, actualmente en construcción, además de Cuestecitas–Copey–Fundación, cuya ejecución finalizó el año pasado.
Uribe identificó tres frentes críticos: asignación de puntos de conexión, actualización de la planificación y restricciones físicas de la red. Actualmente existen congestiones y limitaciones de capacidad que dificultan habilitar nueva generación en determinados puntos.
Desde el lado de los generadores, Crisol llegó a la misma conclusión: “Sin transmisión, los generadores no tenemos nada que hacer”.
ISA opera alrededor del 77% del Sistema de Transmisión Nacional, por lo que la velocidad de expansión y modernización de la red será determinante para acompañar los nuevos proyectos.
Demanda hay: ¿qué falta para que los proyectos cierren?
La última subasta dio una señal sobre el interés del mercado. Pérez indicó que en el producto 3, correspondiente a solar más almacenamiento, la demanda alcanzó cerca de 10 GWh diarios y fue aproximadamente diez veces superior a la oferta disponible. Una relación también superior a diez veces se habría registrado en el producto para la punta nocturna.
“Esto no es una cuestión de si va a llegar o no, sino de cómo diseñamos los mecanismos apropiados para que las puntas se encuentren”, sostuvo el ejecutivo de Celsia.
Su planteo es que subastas de largo plazo, PPAs bilaterales, acuerdos B2B y cargo por confiabilidad deberían funcionar de manera complementaria. Gasparrini sumó la necesidad de contar con cronogramas previsibles de subastas y contratos estandarizados que faciliten el financiamiento.
Para el almacenamiento, el principal interrogante pasa por la remuneración.
“Hoy hay una regulación, sí podemos conectar las baterías, pero todavía falta cómo la remuneramos”, advirtió Arroyave, quien mencionó arbitraje, cargo por potencia y servicios auxiliares entre las alternativas pendientes.
Crisol coincidió: “Lo que sí buscamos es que el regulador dé una señal de precio para poder invertir en almacenamiento”. Para Enel, las subastas pueden aportar parte de esa señal, pero deberán complementarse con servicios auxiliares y otros mecanismos.
El análisis cobra peso frente a la composición esperada de la nueva oferta. Arroyave considera que, por los tiempos de desarrollo de otras tecnologías, la solar será la principal fuente de nueva capacidad en los próximos años, mientras el sistema necesitará firmeza en las horas de punta.
A las señales económicas se suma la estabilidad regulatoria. “Cuando nosotros hacemos inversiones en proyectos, estamos pensando en 30, 35 años”, recordó el ejecutivo de Isagen.
Enel reclamó además mayor claridad en licencias, consultas y conexiones y una planificación con horizontes más extensos. “Las decisiones a cuatro años, para retornos de la inversión que van mucho más allá, no sirven”, sostuvo Crisol.
El licenciamiento ambiental completa la agenda. ISA destacó la mayor agilidad que observa en mercados como Brasil, mientras Enel pidió previsibilidad sobre las obligaciones una vez obtenidas las autorizaciones.
De esta manera, FES Colombia dejó delineada la próxima etapa del mercado: nuevos proyectos solares, una cartera creciente de BESS y más infraestructura de transmisión, respaldados por una demanda que ya empieza a aparecer en las subastas.
El desafío será convertir esos planes en capacidad operativa. Para las compañías, el camino pasa principalmente por remunerar la flexibilidad del almacenamiento, ampliar la red y dar previsibilidad a inversiones pensadas para varias décadas.