Aunque la autogeneración no es un sustituto de las fuentes tradicionales de energía, sí constituye una opción para enfrentar el alza de los costos de la energía y minimizar las consecuencias de un eventual racionamiento.
El pasado 17 de julio, XM, el operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN), advirtió que varios departamentos del Caribe y el Chocó enfrentan el riesgo de racionamientos por el agotamiento de la red transmisión y el aumento en la demanda de energía, que ya supera las proyecciones de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, del Ministerio de Minas y Energía.
Y aunque tal posibilidad también está asociada a las demoras que enfrentan varios proyectos de energías no convencionales, XM señaló en el mismo comunicado que la región Oriental del país también enfrenta el mismo riesgo debido al aumento de la demanda en el Norte y Occidente de la Sabana de Bogotá y al retraso de proyectos estratégicos como la subestación Norte 500 kV, que construye el Grupo Energía Bogotá, GEB, en Cundinamarca.
Según la Asociación de Energías Renovables Colombia, SER Colombia, de 80 proyectos de energía no convencional (solar y eólica) que deberían entrar en operación entre 2023 y 2024, 50 están paralizados y algunos de ellos podrían correr la misma suerte del parque eólico Windpeshi -cuya ejecución fue suspendida por Enel en la Guajira-, lo que compromete inversiones superiores a los US$3.400 millones.
Y si bien la UPME, en respuesta a XM, reconoció que las situaciones descritas sobre el agotamiento de red en algunas zonas del país son de público conocimiento desde hace más de una década, señaló que “es importante evitar confusiones en la opinión pública entre lo que significa demanda no atendida por situaciones operativas y las interrupciones del servicio por déficit de energía, resaltando que no se ha detectado o informado riesgo latente sobre esta última”.
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Se necesita un plan B
Sin embargo, para algunos expertos la advertencia de XM sienta un precedente por si en el futuro corto o mediano se presentan dificultades que impidan el suministro del servicio de energía.
De hecho, Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), advirtió en febrero de este año que no de no contar con un plan B, Bogotá y la región podrían enfrentar problemas de abastecimiento de la energía eléctrica, en 2026, debido al aumento del consumo y la demora en ejecución de proyectos de transmisión, no solo de esta compañía.
“En la medida en la que Bogotá logre sus grandes proyectos, tales como la electrificación del transporte público, las dos líneas del Metro de Bogotá, los Regiotram para integrar a Faca, a Zipaquirá y a toda la Sabana con Bogotá, el crecimiento de la demanda, más el crecimiento de una ciudad que sigue prosperando, van a empezar a poner presión sobre lo que se puede suministrar de manera segura”, explicó Ortega.
A lo anterior se agrega la llegada del fenómeno de El Niño durante el último trimestre del año, lo que aumentará la vulnerabilidad del SIN y pondrá a prueba el sistema eléctrico del país.
“El Niño no es un fenómeno de cambio climático sino un asunto de variabilidad climática que está presente desde hace siglos y tiene impactos a escala global”, explica Camilo Prieto, experto en energía nuclear y sostenibilidad.
Tomás González, ex ministro de Minas y Energía que enfrentó El Niño en 2025-16, explica que tras el apagón de comienzos de los 90 el país aprendió la lección y dijo: esto no nos vuelve a pasar. “Al perro no lo capan dos veces”.
“El país acometió un ambicioso proceso de reformas al sistema y se creó una institucionalidad independiente del gobierno, como la CREG y la UPME, se abrió el sistema a la llegada de inversión privada y extranjera y se armó un plan de expansión de la oferta”, dijo el ex ministro en el podcast “Aquí se habla de energía”, de Celsia.
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Empresas se adelantan a la transición
Ante el panorama adverso que plantean las alzas en los precios de la energía y el riesgo de un racionamiento, cada vez más empresas e incluso usuarios residenciales están optando por hacer su propia transición energética, apostando por la autogeneración.
Y si bien proyectos como los de energía solar no hacen posible desconectarse del sistema interconectado nacional, porque para hacerlo habría que contar con baterías para almacenar la energía, y éstas tienen unos costos significativos, las empresas sí pueden ejecutarlos a costo cero y alcanzar ahorros importantes en la factura que pagan mensualmente.
“Es mejor vender el excedente de energía a la red que almacenarlo en las baterías, sobre todo porque se va a depender de las condiciones meteorológicas, y si no son las ideales uno puede tener problemas en el suministro energético”, explica Gian Luca Marín, gerente de Greendipity SAS BIC, que ha ejecutado más de 200 proyectos en todo el país.
Según Marin, los ahorros pueden alcanzar el 90% aunque en promedio dichas compañías han ahorrado un 25%, a lo cual hay que añadir los beneficios tributarios.
“Eso ocurre porque el ahorro paga siempre la cuota mensual para financiar los paneles solares”, explica Marin, y agrega que el beneficio tributario (vía impuesto de renta) representa el 52,5% del valor del proyecto. Pero además, la promesa de valor de Greendipity contempla que la solución se puede amparar con una póliza de cumplimiento de generación de energía de Sura.
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