Cómo Vende Energía el Solar Colombiano: La Bolsa, los Contratos Bilaterales y la Primera Subasta a 15 Años
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Resumen ejecutivo
El 29 y 30 de julio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía realizó la primera subasta de contratación de largo plazo bajo el Decreto 1091 de 2025 y adjudicó 995 MW de capacidad solar más 100 MW de almacenamiento en baterías. Los contratos duran 15 años, empiezan a entregar el 1 de enero de 2030 y cerraron a COP 315,87 por kWh, unos 9,9 centavos de dólar. El propio ministerio señaló que ese precio es menos del 30% de lo que puede alcanzar el mercado spot durante una sequía.
Para un asignador de capital, lo más útil de la subasta es que agrega la tercera pata de una estructura de ingresos que la mayoría de los materiales de diligencia describe de forma vaga u omite. Un activo solar colombiano genera ingresos por alguna combinación de tres rutas: el mercado spot (la bolsa de energía), los contratos bilaterales y ahora los contratos de 15 años subastados y respaldados por demanda regulada. Cada ruta tiene su propio precio, su propia contraparte y su propia forma de fallar. Que un proyecto pueda soportar deuda depende más de su mezcla de contratos que de su estudio de irradiación.
A continuación reviso las tres rutas, lo que adjudicó la subasta de julio y las preguntas que sus resultados deberían sumar a una lista de diligencia.
Un mercado cuyo precio lo fija el agua
XM, el operador del sistema y del mercado, administra el mercado mayorista de electricidad de Colombia. Cerca de dos tercios de la generación del país es hidroeléctrica, y ese solo hecho define cómo se forma el precio de la energía. Con los embalses llenos, el precio spot es bajo. Cuando un ciclo de El Niño recorta las lluvias, el precio sube: durante El Niño de 2023 a 2024, el precio horario en la bolsa superó los COP 1.000 por kWh durante tramos de comienzos de 2024, varias veces su nivel en un año húmedo normal. Cuando el ministerio afirma que la subasta cerró por debajo del 30% del precio spot en periodos de sequía, está reconociendo en público ese mismo diferencial.
Un inversionista extranjero necesita este contexto antes de leer cualquier modelo de ingresos colombiano. En Colombia, el riesgo de precio spot viene sobre todo de la hidrología, mucho más que de la oferta solar o de la demanda. Un megavatio hora vendido sin contrato es una posición sobre la lluvia, y paga mejor justo en los años que nadie puede planear.
Ruta uno: el mercado spot
Todo generador del mercado mayorista liquida a través de la bolsa. La energía no cubierta por un contrato se vende al precio horario spot, sea el que sea. Para un proyecto solar esta es la ruta por defecto, a donde llega una planta cuando tiene capacidad y no tiene comprador.
El ingreso spot es real, y en años de sequía es grande. Aun así, los prestamistas no financian contra él. Un prestamista que dimensiona deuda contra ingresos de generación colombiana no va a suscribir una serie de precios que oscila con el nivel de los embalses, así que la exposición mercante sirve como upside del equity o como puente entre contratos y nunca como base de una estructura de capital. Si un modelo de ingresos necesita precios de sequía para superar su tasa mínima, en realidad es un pronóstico del clima.
Ruta dos: los contratos bilaterales
El contrato bilateral es el instrumento principal del mercado. La demanda colombiana se divide en dos clases de clientes. Los usuarios regulados, es decir hogares y negocios pequeños, compran a través de comercializadores que adquieren energía bajo reglas competitivas fijadas por la CREG, el regulador. Los usuarios no regulados, en términos generales quienes demandan más de 100 kW, negocian su suministro directamente, y ahí se ubican los PPA corporativos.
Para el project finance, el problema ha sido el plazo. Los contratos bilaterales colombianos han sido históricamente cortos, comúnmente de uno a cinco años, porque los comercializadores que compran para demanda regulada tenían pocos incentivos para amarrarse a más. Los contratos largos existen en el segmento no regulado (Scatec firmó un PPA a 15 años para una planta de 130 MW), pero cada uno es una excepción que el desarrollador tiene que negociar.
Ponga un contrato de tres años frente a una amortización de diez y el descalce es obvio. El proyecto va a reponer el precio de sus ingresos tres veces antes de retirar la deuda, y alguien carga con el riesgo de que la recontratación llegue a un precio menor o no llegue. La pregunta que planteé en el artículo sobre la fila de conexión a la red en Colombia nace justamente de esta situación: si el plazo contratado es más corto que la deuda, ¿quién sostiene la cola mercante?
Ruta tres: qué adjudicó la subasta de julio
El Decreto 1091 de 2025 autorizó contratos de energía de hasta 15 años, y el Ministerio de Minas y Energía convocó el primer mecanismo bajo esa norma en enero de 2026. Las reglas expedidas en abril de 2026 abrieron la participación al almacenamiento en baterías independiente, extendiendo la dirección fijada por la Resolución 40178. Las adjudicaciones llegaron en dos rondas. El 29 de julio se adjudicaron 270 MW solares y cerca de 100 MW de baterías, con Celsia, la filial de energía del Grupo Argos, quedándose con los primeros contratos firmes de baterías adjudicados en Colombia y Bosques Solares de los Llanos entre los ganadores solares. El 30 de julio se adjudicaron otros 725 MW solares.
En total se adjudicaron 995 MW solares y 100 MW de almacenamiento, todos en contratos de 15 años que inician el 1 de enero de 2030, a un precio de cierre de COP 315,87 por kWh. El ministerio estima que el volumen adjudicado cubre cerca del 3% de la demanda regulada de electricidad.
El resultado admite dos lecturas, y las dos son válidas. La primera es la señal. En el mercado colombiano ya existe un contrato a 15 años, denominado en pesos y respaldado por demanda regulada. El project finance venía pidiendo ese plazo desde la ronda de subastas de 2019, y con casi 1,1 GW cerrados a un precio que el ministerio está dispuesto a defender en público, la ruta ya es una opción que funciona.
La segunda es el volumen. El 3% de la demanda regulada es poco, y 1,1 GW adjudicados se comparan con un pipeline aprobado de cerca de 13,5 GW. La mayor parte del pipeline seguirá teniendo que vender energía por contratos bilaterales o quedarse mercante. La subasta cambia la conversación de diligencia para los proyectos que la ganaron, y la pregunta estructural sigue abierta para todos los demás.
La fecha de inicio en 2030
Este detalle ha recibido menos atención de la que merece. Las entregas empiezan el 1 de enero de 2030, unos tres años y medio después de la adjudicación. Un proyecto ganador tiene que financiarse y construirse contra un contrato que no paga nada hasta entonces. Un proyecto que alcanza operación comercial en 2028 vende en spot o en contratos cortos durante el intervalo. Un proyecto que incumple sus hitos enfrenta las garantías que constituyó para ofertar.
Una adjudicación tampoco trae consigo un punto de conexión. La UPME asigna la capacidad de transporte mediante un proceso separado, con su propia fila y sus propias formas de fallar. Un contrato a 15 años en manos de un proyecto sin conexión en firme es un cronograma de obligaciones atado a un activo que todavía no puede entregar, y por eso la diligencia de venta de energía y la de conexión tienen que leerse juntas.
Contraparte y moneda
Un contrato vale lo que su contraparte pueda pagar. Los contratos subastados sirven demanda regulada a través de comercializadores cuya calidad crediticia varía mucho por región: Air-e, el distribuidor que atiende buena parte de la costa Caribe, fue intervenido por el Gobierno en septiembre de 2024. Un contrato a 15 años son 15 años de exposición a quien esté al otro lado del papel, y el crédito de los distribuidores colombianos exige una suscripción seria.
Las tres rutas pagan en pesos. El ingreso spot, el bilateral y el subastado están denominados en COP, así que la pregunta cambiaria está debajo de toda la estructura de ingresos, cualquiera que sea la ruta. Riesgo cambiario y la oportunidad solar colombiana explica cómo debería estructurarse un inversionista en dólares frente a eso, y la subasta no cambia nada de lo que allí se dice.
Qué suma esto a una lista de diligencia
¿Qué porción de la generación esperada está contratada, a qué plazo, a qué precio y con quién? Un "porcentaje contratado" combinado esconde la información que usted necesita.
¿El ingreso contratado cubre por sí solo el servicio de la deuda? Si la respuesta requiere ingreso spot, pregunte qué supuesto de hidrología está incorporado en el precio spot utilizado.
Donde los contratos son más cortos que el crédito, ¿quién carga el riesgo de recontratación y a qué precio de renovación supuesto? Un modelo que renueva un contrato de tres años al precio de hoy durante una década hizo un supuesto grande sin decirlo.
Para los ganadores de la subasta: ¿qué garantías se constituyeron, cuáles son las fechas de hitos y qué gana el proyecto entre la operación comercial y enero de 2030? ¿La asignación de conexión de la UPME está en mano, y su cronograma coincide con el del contrato?
¿Quién es el comprador y cuál es su historial de pago? En contratos de demanda regulada, el crédito del distribuidor es la pregunta de contraparte.
Estas preguntas acompañan las de costos cubiertas en qué impulsa los retornos del solar colombiano. La ruta de ingresos y la estructura de costos son las dos mitades de la misma suscripción.
Qué vigilar
Hay tres cosas por seguir durante lo que queda de 2026 y hacia 2027. Primero, si se convoca una segunda ronda de subasta y a qué volumen. Una ronda que cubre el 3% de la demanda regulada sienta un precedente, y hacen falta rondas repetidas para que exista un mercado. Segundo, si los precios de cierre se sostienen cuando más del pipeline de 13,5 GW compita en la siguiente ronda. Tercero, si los proyectos adjudicados aseguran sus asignaciones de conexión en un cronograma compatible con un inicio en enero de 2030, porque los prestamistas juzgarán la subasta según si su primera cohorte entrega.
El gobierno que asumió en agosto de 2026 hereda un mecanismo convocado en enero y adjudicado en julio. Los contratos firmados bajo él son compromisos, pero la decisión de correr la segunda ronda le corresponde a la nueva administración, y esa decisión es la señal más clara que hay que vigilar.