Colombia acumula 5080,27 MW de capacidad limpia dentro del Plan 6GW+, entre activos en operación y proyectos que todavía atraviesan su etapa de pruebas, una cifra que deja al país cerca del objetivo planteado para el período comprendido entre agosto de 2022 y agosto de 2026.
De ese volumen, 3843,15 MW ya están en operación y otros 1237,12 MW permanecen en pruebas, según la actualización de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) con corte al 20 de agosto de 2026.
Pero detrás del crecimiento aparece una marcada concentración tecnológica. La energía solar representa 5014,73 MW, equivalentes al 98,7% del total contabilizado, mientras que la eólica alcanza apenas 41 MW —todos en pruebas— y las pequeñas centrales hidroeléctricas agregan 24,54 MW.
En términos de participación sobre la capacidad instalada total del sistema, las energías limpias representan 20,72%, equivalentes a 5,08 GW, frente a una matriz donde la hidráulica todavía concentra 53,92% con 13,22 GW y la generación térmica otro 25,36% con 6,22 GW. En conjunto, las fuentes hidráulica, solar y eólica llevan la participación de tecnologías consideradas limpias por la UPME hasta 74,64% de la capacidad instalada.
Esa expansión tampoco responde exclusivamente a grandes centrales. La base de proyectos del Plan 6GW+ muestra que 3113,60 MW, alrededor del 61,3% de la capacidad total, corresponden a generación centralizada por 113 proyectos, pero el resto se distribuye entre diferentes modalidades que adquieren mayor peso dentro del sistema.
La autogeneración a pequeña escala suma 740,83 MW a través de 28491 registros, mientras la autogeneración a gran escala representa 644,30 MW por 100 iniciativas y la generación distribuida otros 581,54 MW por 635 proyectos. En conjunto, estas tres categorías superan los 1966 MW, cerca del 39% de toda la capacidad incluida en la base de la UPME.
Al mismo tiempo, una parte sustancial de los megavatios continúa concentrada en proyectos de gran porte. Guayepo encabeza la base con 370 MW solares en operación, seguido por Parque Solar Puerta de Oro, con 300 MW; Guayepo III, con 200 MW; Atlántico, con 180 MW actualmente en pruebas; Shangri-La, con 160 MW; y Latam Solar La Loma, con 150 MW.
La distribución territorial también resulta desigual. Atlántico lidera con alrededor de 1.089 MW, seguido por Cesar con aproximadamente 595 MW, Tolima con 461 MW, Cundinamarca con 415 MW y Valle del Cauca con 361 MW, de acuerdo con la suma de los proyectos incluidos en la base oficial.
Esa expansión tampoco responde exclusivamente a grandes centrales. La base de proyectos del Plan 6GW+ muestra que 3113,60 MW, alrededor del 61,3% de la capacidad total, corresponden a generación centralizada, pero el resto se distribuye entre diferentes modalidades que adquieren mayor peso dentro del sistema.
La autogeneración a pequeña escala suma 740,83 MW a través de 28491 registros, mientras la autogeneración a gran escala representa 644,30 MW por 100 iniciativas y la generación distribuida otros 581,54 MW por 635 proyectos. En conjunto, estas tres categorías superan los 1966 MW, cerca del 39% de toda la capacidad incluida en la base de la UPME.
Al mismo tiempo, una parte sustancial de los megavatios continúa concentrada en proyectos de gran porte. Guayepo encabeza la base con 370 MW solares en operación, seguido por Parque Solar Puerta de Oro, con 300 MW; Guayepo III, con 200 MW; Atlántico, con 180 MW actualmente en pruebas; Shangri-La, con 160 MW; y Latam Solar La Loma, con 150 MW.
La distribución territorial también resulta desigual. Atlántico lidera con alrededor de 1.089 MW, seguido por Cesar con aproximadamente 595 MW, Tolima con 461 MW, Cundinamarca con 415 MW y Valle del Cauca con 361 MW, de acuerdo con la suma de los proyectos incluidos en la base oficial.
La nueva capacidad abre el desafío de diversificar y aportar firmeza
El fuerte avance fotovoltaico cobra especial relevancia por el momento que atraviesa el sistema eléctrico colombiano. El país no sólo necesita incorporar nueva generación, sino conseguir que esa capacidad pueda responder a las horas de mayor demanda, complementar la dependencia hidroeléctrica y aumentar la confiabilidad frente a escenarios de menor hidrología.
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Esa necesidad quedó reflejada en la reciente subasta de contratación de energía eléctrica a largo plazo. El proceso adjudicó 995 MW de capacidad solar y 100 MW asociados a sistemas de almacenamiento con baterías, concentrados en seis plantas y cuatro empresas vendedoras: Bosques Solares de los Llanos 8, Empresas Públicas de Medellín, Celsia y Enel Colombia. Los contratos tendrán una duración de 15 años y comenzarán su suministro en 2030.
Solamente dos de las plantas adjudicadas incorporarán baterías: Bosques Solares de los Llanos 8 y el Parque Solar Andrómeda de Celsia. El proceso también dejó sin adjudicación el producto diseñado para atender la franja comprendida entre las 18:00 y las 22:00 horas por no alcanzarse las condiciones mínimas de competencia.
La brecha entre generación solar disponible durante el día y las necesidades de suministro en horarios nocturnos coloca así al almacenamiento como una de las piezas necesarias para acompañar la siguiente etapa de expansión renovable.
De hecho, Celsia reveló tras el proceso que consiguió adjudicar el máximo volumen permitido bajo las reglas del Producto 3, destinado a renovables acompañadas por almacenamiento, pero la capacidad asignada representa sólo el 25% del portafolio híbrido que la compañía había preparado para la subasta.
El 75% restante buscará salida mediante contratos bilaterales, futuras subastas y otros mecanismos de comercialización, según explicó la empresa, lo que anticipa que existe una cartera adicional de proyectos solares con baterías más allá de los volúmenes finalmente adjudicados.
La discusión aparece además en un momento de reducción internacional de costos de la tecnología. El costo nivelado de los sistemas BESS de cuatro horas cayó 27% interanual hasta 78 dólares por MWh, mientras que el CAPEX disminuyó 31%, de acuerdo con datos de BloombergNEF y Ember recogidos por Energía Estratégica.
Sin embargo, el despliegue colombiano continúa en una etapa inicial. El país cuenta con alrededor de 50 MW de almacenamiento instalados, mientras actores como ERCO Energía identifican la necesidad de mayores señales regulatorias y económicas y proyectan desarrollar entre 600 y 700 MWh durante los próximos años.
El Niño y la demanda elevan la presión sobre la nueva generación
La incorporación de estos recursos adquiere mayor peso ante las señales que presenta el sistema eléctrico. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) recoge que El Niño se encuentra establecido y en fortalecimiento, con una probabilidad cercana al 97% de persistir hasta comienzos de 2027, según la información de julio del IDEAM.
El organismo también señala, con base en datos de XM, menores aportes hídricos, temperaturas superiores y presión alcista sobre la demanda, en un escenario donde el consumo del Sistema Interconectado Nacional registra máximos históricos y supera la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad disponible.
La estrechez no depende únicamente de las condiciones climáticas. En mayo de 2026, la demanda diaria colombiana llegó a 261 GWh, por encima de los 253 GWh diarios utilizados como referencia para las subastas recientes, mientras la autonomía energética de los embalses pasó de unos 89 días hace dos décadas a 61 días durante los últimos cinco años.
A su vez, los atrasos en nueva generación y transmisión siguen formando parte del desafío. De acuerdo con datos difundidos por EPM, sólo 291 MW de los 4475 MW de nueva generación esperados para 2026 habían ingresado, mientras los proyectos del Sistema de Transmisión Nacional registraban un atraso promedio de 50,3 meses.
Todo este escenario será parte de la agenda de la nueva conducción del Ministerio de Minas y Energía, encabezada por María Nohemí Arboleda, junto con la incorporación de Armando José Cuello Navarro como viceministro, ejecutivo que llega al Gobierno después de más de 15 años de experiencia vinculada a distribución, comercialización e infraestructura energética en Colombia y Perú.
Entre los frentes que encuentra la nueva gestión aparecen la ejecución de los proyectos adjudicados en la subasta de largo plazo, la expansión del almacenamiento, la gestión de las solicitudes de conexión y el fortalecimiento de la confiabilidad, en simultáneo con el aumento de la demanda y la exposición del parque hidroeléctrico a un nuevo episodio de El Niño.
La ejecución de los contratos adjudicados, el desarrollo del almacenamiento, la competencia en próximas convocatorias y las decisiones de la nueva administración serán parte del debate en Future Energy Summit Colombia, que se realizará el 1 de octubre en Bogotá. El encuentro reunirá a los principales actores públicos y privados del sector.