Colombia avanzó con la segunda jornada del Mecanismo de Contratación de Energía Eléctrica a Largo Plazo (CLPE-MME 2026) y adjudicó 4.174 MWh-día de energía solar fotovoltaica, asociados a plantas con una capacidad declarada conjunta de 725 MW.
El Producto 2 alcanzó un precio promedio ponderado de 246,13 pesos colombianos por kWh, sin incluir el Costo Equivalente Real de Energía (CERE). La adjudicación amplía el volumen comprometido tras la primera jornada, que estuvo concentrada en proyectos renovables con almacenamiento mediante baterías.
Este segmento está destinado exclusivamente a plantas solares fotovoltaicas nuevas y autogeneradores solares nuevos con excedentes iguales o superiores a 5 MW. Los contratos contemplan entregas de energía entre las 06:00 y las 18:00 horas, en línea con el perfil natural de producción de esta tecnología.
Según los resultados publicados por la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC), que actúa como subastador del mecanismo, los compradores presentaron posturas por 8.274 MWh-día, mientras que los vendedores ofrecieron 5.047 MWh-día.
De esta manera, la cantidad solicitada fue 1,64 veces superior a la energía puesta a disposición por los generadores. La adjudicación cubrió aproximadamente el 50,4% de la demanda ofertada y el 82,7% de la propuesta vendedora.
Tras el cruce de ofertas, quedaron sin asignar 4.100 MWh-día del lado comprador y 873 MWh-día entre las propuestas de venta. La brecha muestra que el interés contractual de la demanda continuó por encima de la capacidad ofrecida, aunque con un desequilibrio sustancialmente menor al observado en el Producto 3.
La curva difundida por la BMC muestra que la oferta vendedora del Producto 2 estuvo conformada por tres escalones de precio. El primer bloque se ubicó alrededor de los 245 pesos por kWh, mientras que los restantes se aproximaron a 255 y 260 pesos por kWh.
El cierre promedio de 246,13 pesos por kWh quedó muy cerca del escalón inferior. Esto refleja que una porción mayoritaria del volumen contratado se concentró en las propuestas de menor precio, mientras que los bloques más costosos tuvieron una participación limitada o no fueron adjudicados.
Por el lado comprador, las posturas máximas se distribuyeron desde niveles cercanos a 280 pesos por kWh hasta valores inferiores a 200 pesos por kWh. Una parte relevante de la demanda manifestó disposición a contratar por encima del precio de cierre, pero la cantidad disponible limitó el volumen asignado.
El resultado también aporta una referencia frente a los valores observados previamente en el mercado bilateral colombiano. Antes de la subasta, especialistas ubicaban los PPA privados en una franja de 83 a 95 dólares por MWh, con un extremo equivalente a aproximadamente 320 pesos colombianos por kWh.
El precio del Producto 2 se sitúa alrededor de 74 pesos por kWh por debajo de aquella referencia superior, una diferencia cercana al 23%. Sin embargo, la comparación no es directa, debido a las diferencias que pueden existir en duración, perfil horario, garantías, indexación, obligaciones de entrega y distribución de riesgos.
En este caso, el producto remunera específicamente un bloque solar diurno de 12 horas. Por lo tanto, el valor adjudicado no equivale necesariamente al precio de un contrato que contemple suministro continuo, cobertura fuera de las horas de radiación o mecanismos adicionales de firmeza.
Aun con esas diferencias, el cierre constituye una señal económica relevante para la nueva capacidad fotovoltaica colombiana, dado que los contratos de largo plazo pueden aportar previsibilidad de ingresos y respaldar el financiamiento de los proyectos seleccionados.
El volumen vendedor también permite matizar algunas de las inquietudes planteadas durante la etapa previa. Aunque la convocatoria registró 43 agentes interesados, actores del mercado habían advertido que la cantidad efectiva de generadores podía verse restringida por las garantías bancarias, los puntos de conexión y el cronograma del proceso.
Producto 3: baterías para extender el suministro renovable
La primera jornada asignó proyectos que reúnen 270 MW de capacidad solar y cerca de 100 MW de almacenamiento con baterías, por un total aproximado de 370 MW entre ambos componentes. El precio de cierre del Producto 3 fue de 315,87 pesos colombianos por kWh.
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El Producto 3 está dirigido a proyectos renovables que incorporan Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), combinando bloques de suministro durante el día y en las horas posteriores a la puesta del sol.
La categoría está enfocada en plantas nuevas desarrolladas a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), con capacidad efectiva neta mínima de 5 MW y sistemas de almacenamiento integrados dentro de sus activos de generación.
En esta categoría, los compradores presentaron ofertas por 9.421 MWh-día, frente a solo 747 MWh-día ofrecidos por los vendedores. La relación entre compra y venta alcanzó 12,60 veces, muy por encima de las 1,64 veces registradas en el Producto 2.
Finalmente, se adjudicaron 390 MWh-día, equivalentes a cerca del 4,1% de la energía solicitada por la demanda y al 52,2% de la oferta disponible. Quedaron sin contratar 9.031 MWh-día de compra y aproximadamente 357,70 MWh-día de venta.
Así, el Producto 3 cerró 69,74 pesos por kWh por encima del Producto 2, una diferencia aproximada del 28,3%. La brecha refleja que no se trata de productos equivalentes: el segmento con baterías incorpora infraestructura adicional y permite desplazar parte de la energía renovable hacia períodos posteriores a la generación solar.
Mientras el Producto 2 aprovecha directamente la producción solar entre las 06:00 y las 18:00 horas, el Producto 3 busca extender la disponibilidad de esa energía y atender bloques posteriores a la puesta del sol.
La comparación entre ambas jornadas muestra dos realidades. La generación fotovoltaica convencional logró presentar una oferta cercana al volumen demandado, mientras que el segmento con almacenamiento evidenció una restricción mucho más marcada de proyectos en condiciones de competir.
En conjunto, ambos productos adjudicaron activos que suman aproximadamente 995 MW solares y cerca de 100 MW de baterías. A esa capacidad se asocian 4.564 MWh-día de energía contratada, al considerar los 4.174 MWh-día del Producto 2 y los 390 MWh-día del Producto 3.
La subasta continuará con el Producto 4
El mecanismo continuará con la publicación de los resultados del Producto 4, enfocado en la entrega de energía durante las horas de mayor demanda del sistema colombiano, entre las 18:00 y las 22:00 horas.
En esta categoría podrán participar proyectos nuevos o existentes que cuenten con Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías integrados a sus activos de generación, con una capacidad efectiva neta igual o superior a 5 MW.
Los participantes deberán entregar la energía mediante el SAEB incorporado al activo. La capacidad mínima requerida corresponde a la planta de generación y no al sistema de almacenamiento asociado, una distinción relevante para determinar qué instalaciones se encuentran habilitadas.
El Producto 4 permitirá observar cuánto almacenamiento está disponible para trasladar energía hacia el bloque nocturno, cuando desaparece la producción fotovoltaica y se concentra una parte relevante de la demanda del sistema.
La BMC había previsto avanzar con la subasta de esta categoría desde las 14:00 horas del 29 de julio, después del cierre del Producto 2. La divulgación de sus resultados completará otra etapa del mecanismo y ofrecerá una nueva referencia de precios para la energía suministrada mediante baterías.
El proceso también 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, compañía encargada de operar el Sistema Interconectado Nacional y administrar el Mercado de Energía Mayorista.
La nueva administración heredará el seguimiento de los contratos adjudicados y el desafío de convertir la capacidad seleccionada en proyectos operativos. La ejecución, la conexión a la red y el cierre financiero serán determinantes para que los resultados de la subasta se traduzcan en nueva oferta eléctrica para Colombia.