El país avanza hacia la transición energética con el objetivo ambicioso de descarbonizar su economía en menos de dos décadas. Pero mientras el Gobierno dice empujar con fuerza el discurso del cambio, las alertas técnicas advierten una realidad incómoda: el país podría quedarse sin energía antes de que la transición esté lista. Déficit creciente, rezagos en infraestructura, señales regulatorias contradictorias y un ambiente de incertidumbre han convertido la seguridad energética en el mayor desafío del sector. ¿Puede haber una transición energética real sin garantizar antes que el sistema no se apague?
Hoy, todos los actores coinciden en que Colombia está entrando a una zona crítica. El sistema eléctrico opera con márgenes cada vez más estrechos, la demanda crece más rápido que la oferta y los proyectos que deberían ampliar la capacidad instalada se demoran años en trámites, licencias y conflictos sociales.
Según XM, este mismo año el país ya tendría un déficit cercano al 1,6 por ciento en energía firme garantizada frente a la demanda (ENFICC), una brecha que se ampliaría a 3,5 por ciento en 2027, coincidiendo con un posible Fenómeno de El Niño. Para entonces, la reserva se reduciría prácticamente a cero. La coyuntura inmediata es más favorable: los embalses están al 81 por ciento de su capacidad y la represa Hidroituango aporta unos 1.200 MW, evitando graves racionamientos en 2025 y 2026, pero el riesgo aumenta si los proyectos adjudicados en 2021 y los de cargo por confiabilidad de 2024 no se materializan, y si la subasta de expansión en marcha no cumple sus objetivos.
Un sistema que no crece al ritmo que necesita
Natalia Gutiérrez Jaramillo, presidenta de Acolgen, describió un panorama preocupante. “De acuerdo con información pública de XM, en 2021 solo ingresó el 7 por ciento de la energía esperada; en 2022, el 27 por ciento; en 2023, el 17 por ciento; en 2024, el 25 por ciento, y a mes y medio de cerrar 2025, apenas el 8,5 por ciento”. Esta tendencia se agrava con retrasos en transmisión que alcanzan 13 años en el Sistema de Transmisión Nacional y hasta 11 años en los sistemas regionales. “Los proyectos renovables tampoco están entrando al ritmo anunciado, pues menos del 25 por ciento se ha materializado”, advirtió.
El desequilibrio es evidente. Mientras la demanda crece en promedio 4,1 por ciento anual —equivalente sólo entre enero y octubre de 2025 a 1,2 GWh adicionales, casi el consumo conjunto de Huila y Arauca—, la capacidad instalada apenas aumenta 2,6 por ciento anual. Los números ya están en rojo y la consecuencia es compleja. Sin suficiente energía firme —la que realmente respalda el sistema en picos o sequías— el país se expone a racionamientos, precios más altos y restricciones operativas como las que ya se ven en la Sabana de Bogotá, donde nuevos usuarios no pueden conectarse a la red.
Incertidumbre que espanta la inversión
El segundo gran frente de riesgo es regulatorio. Tomás González, exministro de Minas y Energía y director del CREE, aseguró que los inversionistas están asumiendo riesgos que no les corresponden. “Las intervenciones recientes modifican con frecuencia las reglas del mercado y generan incertidumbre. El Decreto 1072 y los cambios al cargo por confiabilidad elevan el riesgo de invertir”, afirmó.
Según González, el país está enviando señales contradictorias justo cuando necesita previsibilidad y competencia. “Antes de acelerar metas ambiciosas, debemos proteger la confiabilidad del sistema. Se requiere nueva capacidad firme sin importar la tecnología”, dijo. Para él, también es urgente modernizar la red porque se necesitarían cerca de 10.000 kilómetros adicionales de líneas de transmisión hacia 2040, muy por encima de lo que hoy está en construcción.
Manuel Maiguashca, exviceministro y hoy vicepresidente financiero en Cerrito Capital, coincidió en que las señales están distorsionadas. “El mecanismo de expansión del sistema está tergiversado. La ideología enreda los incentivos. Con un sistema que crece sólo con energía solar, tenemos energía barata a ciertas horas, pero riesgo en las horas pico de la tarde”.
Para corregir, propone liberar los precios tope que hoy desincentivan la participación de tecnologías como embalses, carbón o térmicas en las subastas de confiabilidad. “Hay que permitir que todas las tecnologías participen con reglas claras y conexiones disponibles. Pero además, debemos ser capaces de completar los proyectos”, insistió. Su apuesta es volver a un esquema de gerencia centralizada —como los antiguos PINES— y, más aún, reformar la ley para que los riesgos de licenciamiento y permisos los asuma el Estado. “El promotor debe dedicarse a construir”, sostuvo Maiguashca.
Trámites lentos: el gran cuello de botella
Para Daniel Díaz Toro, secretario del Consejo Mundial de Energía de Colombia, el problema estructural es la fragmentación institucional. “Un proyecto puede tardar entre cuatro y seis años en completar trámites. No es falta de tecnología ni de interés inversionista; es un laberinto de permisos”, señaló.
Las cifras hablan por sí solas: 19 proyectos solares listos para avanzar no pueden conectarse porque las líneas o subestaciones no están listas. Los márgenes de reserva caerán a niveles tan bajos que cualquier evento climático u operativo podría comprometer la confiabilidad del sistema.
Díaz Toro resaltó que otros países han logrado reducir a la mitad los tiempos sin sacrificar estándares ambientales, gracias a medidas como ventanillas únicas energéticas reales, planeación acelerada de red para proyectos estratégicos, regulación moderna que valore firmemente el almacenamiento, flexibilidad y tecnologías complementarias como geotermia o nuclear modular. “Los países que avanzan más rápido en transición son los que fortalecen su seguridad energética, no los que la dejan al azar”, concluyó.
El retraso afecta la calidad del servicio con redes operando al límite, más interrupciones y regiones completas sin posibilidad de nuevas conexiones. A ello se suma un problema no técnico pero igual de grave: el Gobierno todavía adeuda más de 2,7 billones de pesos en subsidios, afectando la estabilidad financiera del sector.
¿Transición energética sin seguridad?
Todos los expertos coinciden en un punto central. Colombia no puede hacer una transición energética efectiva si antes no asegura la confiabilidad del sistema. Aunque el país tiene una matriz altamente renovable —87 por ciento en 2025 provino de agua, sol y viento—, la apuesta por acelerar las FNCER sin respaldo firme está debilitando el equilibrio entre tecnologías. La última subasta lo evidencia: 99 por ciento de los megavatios asignados fueron solares, pero las Obligaciones de Energía Firme cayeron 71 por ciento, un retroceso que coincide con los datos de XM sobre déficit creciente.
La gran conclusión es que se necesitan más proyectos firmes, más líneas, menos trámites y reglas que den confianza. Sin eso, el país corre el riesgo de avanzar hacia una transición que, paradójicamente, podría dejarlo sin la energía necesaria para sostenerla. Se trata de un problema institucional. Colombia tiene el potencial con recursos renovables abundantes, empresas capaces y un ecosistema inversionista interesado. Pero la coordinación entre Gobierno, territorios, reguladores y empresas avanza mucho más lento que la demanda eléctrica o que el cambio climático.
Como afirmó Díaz Toro, “la transición debe hacerse a la medida de nuestras capacidades y, sobre todo, asegurando que el ciudadano tenga energía segura, continua y asequible”. Inversiones de entre 10,3 y 13 billones de pesos anuales son necesarias para garantizar confiabilidad a mediano plazo, y entre 25 y 30 billones de pesos para la Transición Energética Justa, de los cuales al menos el 70 por ciento debe provenir del sector privado.
Sin seguridad energética no hay transición posible. Y Colombia tiene una decisión crucial por delante: corregir el rumbo ahora o enfrentar un futuro en el que, incluso con sol y viento suficientes, la luz podría apagarse.
*Contenido elaborado con apoyo de Acolgen