Colombianos han pagado $24,9 billones en el servicio de energía por obras de transmisión inconclusas

Bogotá D.C., agosto de 2026. Los usuarios del servicio de energía en Colombia han pagado $24,9 billones entre 2022 y 2025 por restricciones del Sistema Interconectado Nacional (SIN), de acuerdo con un informe de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios citado por Portafolio.

El documento, titulado “Análisis de la expansión de la transmisión en Colombia 2026”, revisó con corte a mayo de 2026 el avance de la expansión del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y del Sistema de Transmisión Regional (STR).

La conclusión central es que los atrasos en infraestructura de transmisión están generando costos relevantes para los usuarios. Cuando la red no permite transportar energía de manera eficiente, el sistema debe aplicar restricciones operativas que terminan reflejándose en la tarifa.

Según el reporte, de las 390 restricciones registradas, 189, equivalentes al 48,5%, no tienen un proyecto de expansión asociado. Además, el 94,9% de las restricciones no cuenta con una obra en ejecución conforme al cronograma previsto.

Restricciones que terminan en la tarifa

Las restricciones del SIN aparecen cuando la operación del sistema eléctrico no puede realizarse únicamente con el despacho económico más eficiente debido a limitaciones de red, seguridad, transmisión, disponibilidad o condiciones técnicas.

En esos casos, el sistema puede necesitar despachar generación por fuera del mérito económico para mantener seguridad y confiabilidad. Este despacho adicional tiene un costo que finalmente es asumido por la demanda, es decir, por los usuarios del servicio de energía.

El informe de Superservicios alerta que este costo ha crecido de manera significativa y que los atrasos en obras de transmisión están asociados con mayores restricciones para el sistema.

$58,9 billones acumulados entre 2008 y 2025

El costo de las restricciones del SIN pasó de $1,15 billones en 2008 a $8,34 billones en 2024. Entre 2008 y 2025, el costo acumulado llegó a $58,9 billones.

De ese total, $24,9 billones, equivalentes al 42,2%, correspondieron a los últimos cuatro años del periodo analizado. Esto muestra que el problema se ha intensificado recientemente y que los costos asociados a restricciones pesan cada vez más sobre el usuario.

El valor máximo se registró en 2024, cuando las restricciones alcanzaron $8,34 billones, una cifra 7,2 veces superior al monto de 2008.

En 2025 bajó el costo, pero siguió alto

En 2025, el costo de las restricciones bajó a $5,36 billones en un año de normalización hidrológica. Sin embargo, la cifra se mantuvo 4,7 veces por encima del registro de 2008.

Esto evidencia que el problema no depende únicamente de eventos climáticos o condiciones puntuales de generación. La infraestructura de transmisión también cumple un papel determinante en la formación de estos costos.

Si las obras de expansión no avanzan, el sistema puede seguir enfrentando restricciones incluso en años con mejores condiciones hidrológicas.

189 restricciones sin proyecto asociado

Uno de los hallazgos más relevantes del informe es que 189 de las 390 restricciones identificadas no tienen un proyecto de expansión asociado.

Esto significa que casi la mitad de las restricciones detectadas por XM no cuenta con una obra definida para mitigarlas o eliminarlas. En términos de planeación, esta brecha representa un riesgo porque el sistema identifica el problema, pero no necesariamente tiene una solución en marcha.

La ausencia de proyectos asociados puede prolongar los costos para los usuarios y limitar la capacidad del sistema para incorporar nueva generación, atender demanda creciente y reducir congestiones de red.

94,9% no avanza según cronograma

La Superservicios también alertó que el 94,9% de las restricciones no cuenta con una obra en ejecución conforme al cronograma previsto.

Los incumplimientos de las fechas de puesta en operación están asociados principalmente con aspectos logísticos y técnicos, demoras en licenciamiento ambiental, dificultades prediales y problemas de servidumbres.

Estos retrasos muestran que el desafío no está solo en planear proyectos, sino en ejecutarlos dentro de los tiempos necesarios para evitar que las restricciones sigan afectando la tarifa.

Proyectos vencidos y costos de restricciones

El informe relaciona el aumento de restricciones con los proyectos vencidos. En 2008 no había proyectos de expansión vencidos, mientras que en 2025 se contabilizaron 30.

Durante ese mismo periodo, la demanda comercial nacional aumentó 55,4%. Es decir, mientras la demanda creció, varios proyectos de expansión no entraron oportunamente, reduciendo la capacidad del sistema para responder con infraestructura suficiente.

El análisis estadístico encontró una asociación significativa entre el número de proyectos vencidos y el costo total de las restricciones, con un coeficiente de correlación de +0,87 en niveles. El documento aclara que se trata de una asociación estadística, no de una estimación de efecto causal.

El Caribe concentra 39% de las restricciones

Por áreas operativas, el Caribe concentra el 39% de las restricciones identificadas. De ellas, 73 no tienen un proyecto asociado.

Esta concentración es relevante porque la región Caribe ya enfrenta retos históricos en prestación del servicio, pérdidas, inversiones, calidad, tarifas y sostenibilidad financiera de operadores.

Si las restricciones persisten en esta zona, los usuarios pueden seguir asumiendo costos derivados de una red insuficiente o de proyectos de expansión que no avanzan al ritmo requerido.

Generación de seguridad fuera de mérito

El informe también analiza la generación de seguridad fuera de mérito. Esta ocurre cuando una planta debe ser despachada por condiciones de seguridad del sistema, aunque no haya sido seleccionada por mérito económico.

Entre 2008 y 2025, las causales asociadas a la red de transmisión representaron entre 54,3% y 89,2% de esta generación, con un promedio de 71,4%.

Esto indica que una parte importante de los despachos fuera de mérito está relacionada con limitaciones de transmisión. En consecuencia, avanzar en obras de red puede reducir costos operativos y mejorar eficiencia del sistema.

STR con proyectos pendientes de mecanismo de ejecución

Varios proyectos del Sistema de Transmisión Regional siguen pendientes de definir su mecanismo de ejecución. Esto ocurre por ausencia de manifestación de interés del operador de red o porque se superaron los plazos regulatorios establecidos para esa etapa.

Esta situación puede dejar sin avance obras necesarias para mitigar restricciones regionales. Si el operador no manifiesta interés o los plazos se vencen, se requiere un mecanismo alternativo que permita ejecutar el proyecto.

Por eso, una de las recomendaciones de Superservicios es adelantar convocatorias para proyectos del STR cuando los operadores no manifiesten interés dentro de los plazos regulatorios.

La transmisión condiciona nueva generación

La oportunidad de las obras de transmisión incide directamente en la incorporación de nueva generación y en la conexión de proyectos al SIN.

Una planta solar, eólica, térmica, hidráulica o de otra tecnología puede estar lista o en desarrollo, pero si no existe infraestructura de transmisión disponible, su conexión puede retrasarse o quedar condicionada.

Este cuello de botella también afecta nuevas demandas industriales, comerciales, logísticas o urbanas que requieren capacidad eléctrica para conectarse y operar.

UPME, XM y operadores deben coordinar mejor

Entre las recomendaciones, Superservicios plantea fortalecer la coordinación entre la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), los operadores de red y XM en la formulación del Plan de Expansión.

El objetivo es contrastar restricciones con proyectos y definir obras que permitan mitigarlas o eliminarlas.

Esta coordinación es clave porque XM identifica restricciones operativas, la UPME estructura planes de expansión y los operadores de red conocen las condiciones técnicas y territoriales de sus sistemas.

Convocatorias para proyectos regionales

Otra recomendación consiste en adelantar convocatorias para proyectos del STR cuando los operadores de red no manifiesten interés dentro de los plazos regulatorios.

Esta medida busca evitar que proyectos necesarios queden indefinidamente detenidos por falta de interés o decisión del operador correspondiente.

Las convocatorias pueden abrir la puerta a otros ejecutores y acelerar obras que tienen impacto directo sobre restricciones, calidad del servicio y costos asumidos por la demanda.

Licenciamiento ambiental y permisos

Superservicios también propone promover mecanismos para cumplir los tiempos de licenciamiento ambiental y fortalecer la coordinación entre entidades públicas, privadas y autoridades.

Las demoras en licencias, permisos, servidumbres, predios y trámites territoriales son una de las principales causas de retraso en obras de transmisión.

El reto es agilizar sin debilitar los estándares ambientales y sociales. Colombia necesita proyectos oportunos, pero también procesos responsables que protejan comunidades, ecosistemas y derechos territoriales.

Alertas tempranas para proyectos del STN

El informe recomienda ajustar el seguimiento de proyectos del Sistema de Transmisión Nacional mediante alertas tempranas.

Estas alertas permitirían identificar retrasos antes de que se conviertan en incumplimientos críticos de la fecha de puesta en operación.

Si un proyecto muestra riesgos en licenciamiento, predios, servidumbres, contratación o ejecución, las entidades podrían activar mesas de solución, priorización institucional o medidas regulatorias antes de que el atraso genere costos mayores.

Priorizar Caribe y Oriental

Superservicios recomienda priorizar los proyectos cuyo atraso incide directamente en las restricciones, especialmente en las áreas Caribe y Oriental.

Estas zonas concentran restricciones relevantes y tienen alta importancia para la confiabilidad del sistema, la atención de demanda y el desarrollo económico.

En el Caribe, los atrasos se conectan con costos de generación de seguridad y necesidades de red. En el área Oriental, la transmisión es fundamental para transportar energía hacia Bogotá, Cundinamarca y otros centros de consumo.

Definir solución para 189 restricciones

Otra medida clave es definir el mecanismo de ejecución para las 189 restricciones que no tienen proyecto asociado.

Esto significa pasar del diagnóstico a la acción: identificar qué obra, ajuste operativo, ampliación, subestación o refuerzo puede eliminar o reducir cada restricción.

Si estas restricciones permanecen sin solución, los usuarios pueden seguir pagando costos asociados a una operación menos eficiente del sistema eléctrico.

Modificar la FPO debería estimar sobrecostos

Superservicios también plantea evaluar que las solicitudes de modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) incluyan una estimación del sobrecosto en restricciones que el aplazamiento genera para la demanda.

Esta recomendación busca hacer visible el impacto económico de los retrasos. Aplazar una obra no solo mueve una fecha en el cronograma: puede significar más costos para los usuarios si las restricciones continúan.

Incluir esta estimación ayudaría a que autoridades, operadores y ejecutores entiendan el costo real de los retrasos y prioricen proyectos con mayor impacto tarifario.

Plan de Expansión 2025-2039

El análisis se da en un contexto en el que el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039, una herramienta de planeación para definir obras necesarias del sistema eléctrico.

Los planes de expansión buscan anticipar el crecimiento de la demanda, la entrada de nueva generación, las restricciones regionales y las necesidades de confiabilidad.

Sin embargo, el informe de Superservicios muestra que planear no basta. La clave está en que los proyectos se ejecuten a tiempo, con mecanismos claros, coordinación institucional y seguimiento efectivo.

El usuario paga los retrasos

La principal preocupación del informe es que los retrasos de infraestructura terminan teniendo efecto sobre la factura de energía.

Cuando una línea, subestación o refuerzo no entra en operación, el sistema puede seguir operando con restricciones. Esto obliga a aplicar soluciones operativas más costosas que se trasladan a la demanda.

En términos simples, una obra inconclusa puede convertirse en un costo recurrente para millones de usuarios, incluso si estos no conocen el proyecto ni la restricción que origina el sobrecosto.

Riesgo para competitividad y nuevas conexiones

Las restricciones de transmisión también afectan la competitividad. Empresas, industrias, centros logísticos, proyectos inmobiliarios, data centers y nuevas plantas de generación dependen de capacidad de conexión.

Si la red no crece, nuevas inversiones pueden retrasarse o ubicarse en otras regiones. Esto limita crecimiento económico y empleo.

La expansión de transmisión no solo reduce costos del sistema: también habilita desarrollo productivo, transición energética y confiabilidad para nuevos usuarios.

Transición energética necesita redes

La entrada de nuevas fuentes renovables exige redes disponibles. Colombia puede sumar proyectos solares, eólicos, de biomasa, hidráulicos o térmicos, pero sin transmisión suficiente la energía no llega a los centros de consumo.

En zonas con alto potencial renovable, como el Caribe, las restricciones de red pueden limitar la incorporación de nueva generación limpia.

Por eso, la transmisión es una condición habilitante de la transición energética. Sin líneas y subestaciones, la diversificación de la matriz avanza más lento y con mayores costos.

Una alerta para política pública y regulación

El informe de Superservicios plantea una alerta para la política pública: el costo de no construir a tiempo es alto y lo están pagando los usuarios.

Las ocho recomendaciones apuntan a mejorar planeación, ejecución, coordinación, seguimiento, licenciamiento, priorización y transparencia sobre los costos de aplazar proyectos.

La discusión deberá involucrar a la UPME, XM, operadores de red, transmisores, autoridades ambientales, MinEnergía, CREG, territorios y agentes privados.

Con $24,9 billones pagados por restricciones entre 2022 y 2025, 189 restricciones sin proyecto asociado y un 94,9% sin obra en ejecución conforme al cronograma, el informe de Superservicios muestra que los retrasos en transmisión eléctrica tienen un impacto directo sobre la tarifa y la confiabilidad. La entidad propone fortalecer la coordinación institucional, acelerar proyectos regionales, mejorar licenciamiento, activar alertas tempranas y priorizar obras en Caribe y Oriental para reducir costos que hoy asumen los usuarios.