La subasta de largo plazo cerró con 995 MW de generación solar y 100 MW de almacenamiento adjudicados mediante contratos a 15 años, con inicio de suministro el 1 de enero de 2030. El Producto 2 asignó 725 MW solares y el Producto 3 incorporó 270 MW de plantas junto con 100 MW en baterías, con precios de hasta $315,87 por kWh. En contraste, el Producto 1 —que contemplaba alternativas de inicio en 2030 y 2035— no llegó a ejecutarse por falta de pluralidad de oferentes, mientras que el Producto 4 quedó sin asignación tras superar el límite regulatorio de competencia.
En conjunto, ambos segmentos sumaron 4564 MWh-día contratados.El mayor volumen correspondió al Producto 2, que asignó 4174 MWh-día a un precio promedio ponderado de $246,13 por kWh. El Producto 3, diseñado para incorporar almacenamiento, adjudicó otros 390 MWh-día a $315,87 por kWh. Los precios publicados corresponden al cierre de cada subasta y no incluyen el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad.1
La contratación solar del Producto 2 estará respaldada por acuerdos de 15 años. Según el Ministerio de Minas y Energía, la producción permitirá atender a más de 800.000 familias y cubrir alrededor del 3% de la demanda regulada del país.
En el caso del Producto 3, la principal novedad fue la selección de 100 MW de almacenamiento, acompañada por 270 MW de capacidad de plantas fotovoltaicas. La energía contratada en esta instancia alcanzaría para abastecer a más de 67.000 hogares durante las horas de mayor demanda, de acuerdo con las estimaciones oficiales.
“Es un hito para el país al tratarse del primer mecanismo de contratación de largo plazo que incorpora estas tecnologías híbridas, multiplicando en 1000 % la capacidad de almacenamiento actual”, asegura Edwin Palma, ministro de Minas y Energía.
Por qué los productos 1 y 4 quedaron sin contratos
Aunque el mecanismo contemplaba cuatro productos, solo dos alcanzaron adjudicaciones. El Producto 1 no llegó a ejecutarse, mientras que el Producto 4 llegó a la etapa de subasta, pero finalizó sin asignaciones.
Para el Producto 1 con inicio de obligaciones en 2030 se habilitaron 16 compradores y un solo vendedor. En la variante con inicio en 2035 no se registraron compradores ni vendedores interesados.
Tras evaluar las condiciones de concurrencia, el Ministerio de Minas y Energía instruyó a la Bolsa Mercantil de Colombia a no ejecutar ese segmento. El proceso no alcanzaba los tres competidores requeridos para preservar la pluralidad de oferentes, la competencia dinámica y una formación eficiente de precios.
El único vendedor habilitado para el Producto 1 de 2030 había informado una energía máxima de venta diaria de 501 MWh-día. Para el tramo de 2035, la disponibilidad declarada fue de cero.
La situación del Producto 4 fue distinta. En ese caso existieron ofertas válidas de compra y venta, y el algoritmo de optimización encontró una solución factible. Sin embargo, el resultado superó el límite regulatorio de competencia del 40% establecido por la Resolución CREG 101 109 de 2026.
La Bolsa Mercantil determinó que esa fue la causal exclusiva de la no adjudicación. Por lo tanto, el producto no quedó vacante por falta de interés comercial ni por una falla técnica del proceso, sino porque la solución resultante no cumplía las condiciones de concentración previstas por la regulación.
El Producto 4 había registrado nueve compradores y cuatro vendedores habilitados, con una energía máxima diaria de venta informada de apenas 655 MWh-día. La limitada profundidad del lado oferente condicionó la posibilidad de alcanzar un resultado compatible con las reglas de competencia.
Precios: las baterías cerraron 28,3% por encima de la solar
El precio promedio ponderado del Producto 2 se ubicó en $246,13 por kWh, mientras que el Producto 3 cerró en $315,87 por kWh. La diferencia fue de $69,74 por kWh, equivalente a un 28,3%.
La brecha responde a que los productos no ofrecían el mismo atributo. El Producto 2 remuneró la generación solar bajo contratos de largo plazo, mientras que el Producto 3 incorporó almacenamiento.
En el Producto 2, la curva publicada por la Bolsa Mercantil muestra que la oferta de venta estuvo organizada en distintos escalones de precio. El punto de cruce se produjo alrededor de los 4.174 MWh-día finalmente adjudicados, determinando el valor promedio de $246,13 por kWh.
El Producto 3 presentó una estructura más estrecha. La oferta vendedora estuvo conformada por tres escalones, pero la cantidad disponible fue considerablemente inferior al interés comprador. La adjudicación se concentró en 390 MWh-día, con un precio de cierre de $315,87 por kWh.
Pocos vendedores frente a una elevada intención de compra
La subasta contó con 23 participantes habilitados, entre generadores, comercializadores y empresas de distribución. La lista incluyó a Celsia Colombia, Empresas Públicas de Medellín, Enel Colombia, Caribemar de la Costa, Central Hidroeléctrica de Caldas, ERCO Generación, Vatia, Terpel Energía y otros agentes del mercado.
Sin embargo, la participación estuvo distribuida de forma desigual. El Producto 2 registró seis compradores y siete vendedores habilitados. El Producto 3 contó con diez compradores y apenas tres vendedores, mientras que el Producto 4 reunió nueve compradores y cuatro oferentes.
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La cantidad de habilitados no equivale necesariamente a ofertas económicas efectivamente presentadas, pero permite observar la estructura inicial del proceso. En los productos 3 y 4, el número reducido de vendedores anticipaba un escenario de menor competencia y presión compradora.
Antes de la recepción final de ofertas, los vendedores comunicaron una energía máxima de venta diaria de 5146 MWh-día para el Producto 2, 2234 MWh-día para el Producto 3 y 655 MWh-día para el Producto 4. Esos valores tenían carácter informativo y estaban sujetos a los límites y validaciones del mecanismo.
Las posturas finales confirmaron la diferencia entre oferta y demanda. En el Producto 2, los compradores solicitaron 8274 MWh-día, frente a 5047 MWh-día ofertados por los vendedores. La relación compra-venta fue de 1,64 veces.
La subasta adjudicó 4.174 MWh-día, por lo que 4100 MWh-día de demanda quedaron sin asignación. Del lado vendedor, otros 873 MWh-día no consiguieron contratos.
El desequilibrio fue más profundo en el Producto 3. Los compradores presentaron posturas por 9421 MWh-día, mientras que los vendedores ofertaron únicamente 747 MWh-día. La demanda superó la oferta en 12,6 veces.
Solo se asignaron 390 MWh-día. En consecuencia, quedaron sin adjudicar 9031 MWh-día del lado comprador y 357,7 MWh-día del lado vendedor. El mecanismo contrató poco más del 4% del volumen demandado en ese segmento.
El Ministerio de Minas y Energía también informó que los agentes expresaron interés en contratar más de 15400 MWh-día mediante sistemas de baterías. La cifra refuerza la expectativa de que el próximo Gobierno evalúe nuevas convocatorias de almacenamiento.
De adjudicar a construir: el desafío para la nueva administración
Concluida la subasta, el foco pasará del diseño contractual a la ejecución. Los proyectos deberán alcanzar cierre financiero, completar el licenciamiento ambiental y social, asegurar su conexión, avanzar con la construcción y cumplir sus fechas de entrada en operación.
El proceso se desarrolla durante la transición entre administraciones. El próximo 7 de agosto, Abelardo de la Espriella asumirá la Presidencia de Colombia en reemplazo de Gustavo Petro.
Ese mismo día está previsto que María Nohemí Arboleda asuma como ministra de Minas y Energía. La ingeniera electricista llega desde la gerencia general de XM, empresa responsable de operar el Sistema Interconectado Nacional y administrar el Mercado de Energía Mayorista.
La nueva ministra heredará el seguimiento de los contratos y la tarea de convertir la capacidad seleccionada en proyectos operativos. La conexión, la bancabilidad, el licenciamiento y el cumplimiento de los cronogramas determinarán cuánto de lo adjudicado llegará efectivamente al sistema.
“Dejamos encaminados cerca de 11 GW de nueva capacidad entre proyectos en operación, construcción y adjudicados para que el próximo Gobierno garantice su entrada en operación y asegure el abastecimiento eléctrico del país durante la próxima década”, asegura el actual ministro Palma.
El funcionario considera que la próxima administración deberá sostener las condiciones necesarias para materializar las inversiones. “El próximo gobierno tiene que hacer lo mismo que hicimos nosotros, garantizar que los proyectos y las obligaciones de energía en firme, asignadas en subastas pasadas, pues tengan las condiciones y el clima político para que se garanticen las inversiones”, señala.
Palma sostiene que la administración saliente deja herramientas para continuar convocando mecanismos de contratación. “Hemos dejado el marco jurídico y el marco regulatorio para que el gobierno que llegue, si quiere, al otro día, el 8 de agosto, el 9, el 10, convoque subastas”, manifiesta.
El Gobierno estima que deja cerca de 11 GW entre proyectos en operación, construcción y adjudicados. Dentro de esa cartera se encuentran los resultados de esta subasta y la capacidad asignada mediante mecanismos anteriores.
Palma recuerda que en la subasta del cargo por confiabilidad de 2024 se asignaron 4,5 GW de energía solar. “En la subasta del cargo por confiabilidad que hicimos este año 2026, entregamos 1.7 GW más de energía solar”, agregó el funcionario.
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 actores públicos y privados ante una cuestión central para el sistema eléctrico: Colombia ya contrató 995 MW solares y 100 MW en baterías, pero el resultado definitivo dependerá de que esa capacidad consiga financiación, conexión y entrada en operación.