La Fila de Conexión a la Red en Colombia: Por Qué los Megavatios Solares Aprobados No Son Activos en Operación
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Resumen ejecutivo
Colombia tiene aproximadamente 13,5 GW de energía solar aprobada en su pipeline de desarrollo. Tiene alrededor de 2,2 GW de solar fotovoltaica en operación y cerca de 1,4 GW adicionales en pruebas. En conversaciones con inversionistas esa diferencia suele llamarse brecha de financiamiento, y esa brecha existe. Sin embargo, muchos de los proyectos que están entre esas dos cifras esperan una asignación de capacidad de transporte por parte de la UPME, la unidad de planeación energética del país. Esa asignación es la que convierte un proyecto permisado en uno financiable.
Dos cambios regulatorios de 2026 movieron esta pieza. En enero, el Ministerio de Minas y Energía convocó el primer mecanismo de contratación de largo plazo bajo el Decreto 1091 de 2025, con contratos de energía de hasta 15 años. En mayo, la UPME expidió la Resolución 000358 de 2026, que crea una ruta más ágil hacia un punto de conexión para proyectos que ya superaron los trámites ambientales o contractuales. Un prestamista que evalúa un proyecto de generación en Colombia hace dos preguntas: si puede vender la energía en un horizonte que soporte deuda, y si puede entregarla físicamente. Cada uno de los dos cambios responde a una de ellas.
A continuación se explica cómo funciona la fila, qué cambió y qué debe preguntar un asignador de capital sobre el estado de conexión antes de tratar un megavatio permisado como un megavatio invertible.
La brecha entre lo aprobado y lo operativo
La cifra del pipeline aprobado en Colombia es grande y se cita con frecuencia. Cuenta proyectos que superaron alguna combinación de licenciamiento ambiental, control del predio y registro ante la UPME. No dice si el proyecto tiene dónde inyectar la energía.
La meta del gobierno es superar 6 GW de nueva capacidad renovable para agosto de 2026. Frente a eso, hay cerca de 2,2 GW de solar fotovoltaica operativa y alrededor de 1,4 GW en pruebas, de modo que la entrega real queda un poco por encima de la mitad de la meta con el plazo ya encima. Que los desarrolladores no consigan capital explica solo una parte del faltante. La mayor parte viene de una fila que se llenó más rápido de lo que la red podía absorber.
Durante las rondas de asignación de 2022 y 2023, las solicitudes de conexión superaron varias veces lo que el Sistema Interconectado Nacional (SIN) podía acomodar. En el papel, la capacidad disponible quedó prácticamente agotada. Proyectos que nunca se iban a construir mantenían reservas de capacidad, mientras proyectos listos no conseguían punto de conexión ni fecha. Quien haya seguido las filas de interconexión en ERCOT o en el Reino Unido reconoce el patrón. La diferencia es que la red colombiana es más pequeña, así que unas pocas solicitudes especulativas bloquean una porción mucho mayor de la capacidad disponible.
Qué controla la UPME
La UPME recibe y evalúa las solicitudes de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y a los Sistemas de Transmisión Regional (STR), además de cualquier proyecto de 10 MW o más que solicite conexión a un Sistema de Distribución Local (SDL). Por debajo de ese umbral de 10 MW, y para generación distribuida y autogeneración con entrega de excedentes, el trámite lo lleva el operador de red, con otros plazos y otras formas de fallar.
Ese umbral cambia la manera de leer un portafolio. La solar de escala utility en Colombia depende de la fila de la UPME. Los portafolios residenciales y comerciales de techo, el segmento que cubrimos en cómo funciona el financiamiento solar en Colombia, en su mayoría nunca entran en ella. Los dos segmentos enfrentan cuellos de botella distintos, y un fondo que describe a ambos como expuestos al mismo riesgo regulatorio no ha mirado de cerca ninguno de los dos.
La depuración: 5.000 MW recuperados
Entre 2022 y 2025, la UPME depuró 101 solicitudes de conexión estancadas y recuperó cerca de 5.000 MW de capacidad de transporte. Eso se acerca al 25% de la capacidad de generación instalada del país, liberada sin construir nada, solo retirando reservas de proyectos que no avanzaban. A agosto de 2024 se habían depurado 54 solicitudes por 3.155 MW. En 2025 se retiraron otros 47 proyectos por más de 1.400 MW tras revisión técnica.
Para un asignador, esto dice algo sobre la calidad de la cifra del pipeline. Si el equivalente a una cuarta parte de la capacidad instalada del país estaba en la fila atada a proyectos que no podían avanzar, las cifras de pipeline sobrestiman ampliamente la capacidad entregable en el corto plazo. Una diligencia que use los MW aprobados como aproximación de los MW construibles lleva esa sobrestimación directo al modelo.
Resolución 000358 de 2026: la ruta ágil
La UPME expidió la Resolución 000358 el 20 de mayo de 2026. Establece un procedimiento y plazos fijos para asignar capacidad de transporte a proyectos con mayor grado de avance, específicamente aquellos con obligaciones de energía ya contratadas o con trámite ambiental ya surtido. Aplica a proyectos de generación Clase 1, cogeneración y autogeneración con entrega de excedentes al sistema.
La resolución fija los plazos por escrito. El interesado tiene cinco días hábiles para radicar la información inicial y la UPME cinco días hábiles para verificarla. Luego, el interesado y los operadores de red tienen 15 días hábiles para proponer y presentar sus respuestas. Desde el vencimiento de ese término, la UPME cuenta con 30 días hábiles para enviar los conceptos técnicos sobre el impacto del proyecto y sus obras asociadas en la red.
Lo que importa son los plazos perentorios. Un promotor que negocia con un prestamista ya puede señalar un proceso definido, con días contables, en lugar de una revisión sin término. La resolución no garantiza una asignación ni crea capacidad de transporte donde no existe. Sí convierte uno de los elementos menos predecibles del cronograma de desarrollo colombiano en un riesgo acotado que un modelo financiero puede cargar.
Conviene leer con atención la regla de elegibilidad. La prioridad es para proyectos con obligaciones contratadas o con licenciamiento ambiental terminado. Un proyecto sin ninguna de las dos cosas no se acelera, así que la resolución ordena el pipeline existente sin ampliarlo.
La otra mitad: contratos a 15 años
Un punto de conexión sin contrato tampoco consigue financiación. En enero de 2026 el Ministerio de Minas y Energía convocó el primer mecanismo de contratación de energía a largo plazo bajo el Decreto 1091 de 2025, con contratos de hasta 15 años. La Bolsa Mercantil de Colombia actúa como operador logístico, con apoyo técnico del Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Mundial. El diseño integra generación limpia, almacenamiento en baterías y productos horarios diferenciados.
La cifra en la que hay que fijarse es quince años. Los proyectos renovables colombianos dependían antes de contratos más cortos o del mecanismo estatal de subastas. Cuando el plazo contractual es menor al calendario de amortización de la deuda, o el prestamista asume el riesgo de cola comercial o el promotor acepta una estructura de deuda más corta y más costosa. Un contrato a 15 años permite que un proyecto soporte deuda de largo plazo sin que el promotor cargue exposición comercial durante la amortización.
El mercado ya empezó a moverse por vía bilateral, sin esperar el mecanismo estatal. Atlas Renewable Energy firmó un PPA para la planta El Campano, de 128 MWp, con entrada en operación comercial prevista para finales de 2027. Cuando los desarrolladores negocian directamente con compradores a 15 años, el mercado de contratación está dejando de depender de las rondas de subasta.
El plazo contractual también toca la pregunta cambiaria. Para un inversionista en dólares, un flujo de ingresos en pesos a 15 años tiene un perfil de riesgo distinto al de uno a 5 años, y las cláusulas de indexación pesan mucho más en ese horizonte. Riesgo cambiario y la oportunidad solar en Colombia explica cómo razonar sobre eso.
Qué diligenciar
El estado de conexión es un hecho concreto y verificable sobre un proyecto. Estas preguntas separan un activo real de una entrada de pipeline.
¿El proyecto tiene un punto de conexión asignado o una solicitud? Una solicitud no es un activo. Pida el documento de asignación de la UPME y la subestación nombrada en él.
Si está asignado, ¿cuáles son las condiciones y la vigencia? Las asignaciones de capacidad traen hitos. Un hito incumplido es la forma en que un proyecto vuelve al final de la fila.
¿El proyecto califica para la ruta de la Resolución 000358? Eso exige obligaciones de energía contratadas o licenciamiento ambiental terminado. Si no tiene ninguna de las dos, el plazo acelerado no aplica sin importar cómo se presente el proyecto.
¿De qué obras de refuerzo de red depende la conexión y quién las construye? Un punto de conexión que requiere una expansión de transmisión de un tercero carga con el riesgo de cronograma de esa expansión.
¿El plazo contratado supera el calendario de amortización de la deuda? Si no, pregunte quién asume la cola comercial.
Para portafolios de techo y C&I, ¿aplica algo de esto? Por debajo de 10 MW en un sistema de distribución, la contraparte es el operador de red, no la UPME.
Varias de estas preguntas se conectan con la economía más amplia que discutimos en qué impulsa los retornos solares en Colombia, y con el hecho de que los beneficios de la Ley 1715 se materializan solo cuando el proyecto alcanza las etapas que los activan.
Qué vigilar
En lo que resta de 2026 hay tres cosas por seguir. Primero, si la UPME cumple sus propios plazos perentorios con la primera cohorte de solicitudes bajo la Resolución 000358, lo que mostrará si el proceso es más rápido en la práctica o solo en el papel. Segundo, si el mecanismo de contratación de largo plazo adjudica volumen a precios que soporten financiamiento de proyecto. Tercero, cómo trata a ambos el nuevo gobierno, que asumió el 7 de agosto de 2026. Un mecanismo convocado por una administración es un compromiso de política que hereda la siguiente, y no tiene la fuerza de una ley.
El caso estructural de la solar colombiana nunca dependió de esto. Una irradiación de 5,5 kWh/m2/día en la costa Caribe y algunos de los precios de electricidad más altos de América Latina son hechos sobre el recurso y sobre el mercado. Las reglas de 2026 cambian cuántos proyectos permisados llegan a ser activos en operación, y esa tasa de conversión decide si la cifra del pipeline significa algo.