Usuarios de energía estarían pagando una millonaria factura por una red de transmisión que sigue rezagada

Un nuevo análisis de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con información a mayo de 2026, revela que $24,9 billones del costo de las restricciones del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se concentraron entre 2022 y 2025, equivalentes al 42,2 % de los $58,9 billones acumulados desde 2008.

La cifra adquiere una dimensión todavía más preocupante al revisar el estado de las obras: 189 de las 390 restricciones identificadas, es decir, el 48,5 %, no tienen un proyecto de expansión asociado, mientras que el 94,9 % no cuenta con una obra que avance conforme al cronograma previsto.

El informe “Análisis de la expansión de la transmisión en Colombia 2026”, elaborado por el Observatorio de Servicios Públicos de Superservicios, pone así sobre la mesa una pregunta incómoda para el sector energético: ¿cómo puede Colombia pretender incorporar nueva generación, avanzar en la transición energética y garantizar un servicio confiable si la infraestructura encargada de transportar esa electricidad continúa llegando tarde?

La factura de las restricciones se disparó

Las restricciones aparecen cuando la red de transmisión no tiene las condiciones suficientes para transportar la energía disponible de la manera más eficiente y segura, obligando al sistema a adoptar medidas operativas que terminan generando costos para la demanda.

Según el análisis, el costo total de estas restricciones pasó de $1,15 billones en 2008 a $8,34 billones en 2024, un incremento de 7,2 veces.

Aunque en 2025 la cifra descendió hasta $5,36 billones, debido, entre otros factores, a la normalización de las condiciones hidrológicas, el valor siguió siendo 4,7 veces superior al registrado 18 años atrás.

En términos acumulados, el sistema registró $58,9 billones en costos de restricciones entre 2008 y 2025. Lo particularmente llamativo es que casi la mitad de esa suma se concentró en los cuatro años más recientes del período analizado.

El informe advierte además que el incremento de estos costos coincide con el aumento de los proyectos de expansión que no han cumplido sus fechas previstas de entrada en operación. En 2008 no había proyectos vencidos bajo el indicador utilizado por el estudio; para 2025 ya eran 30.

Caribe, la zona que concentra la mayor presión

El problema tampoco se distribuye de manera uniforme por el territorio nacional. El área operativa Caribe concentra 39 % de las restricciones identificadas. De ellas, 73 no cuentan actualmente con un proyecto asociado que permita resolverlas mediante nueva infraestructura.

Esto significa que los usuarios de esta región están particularmente expuestos a los efectos económicos y operativos derivados de las limitaciones de la red.

La situación resulta especialmente sensible en un momento en que la Costa Caribe enfrenta importantes necesidades de expansión de infraestructura eléctrica y en el que Colombia pretende incorporar nuevas fuentes de generación al sistema.

Una red que no crece al mismo ritmo que la demanda

Otro dato permite dimensionar la magnitud del problema: entre 2008 y 2025, la demanda comercial nacional de electricidad aumentó 55,4 %, mientras los proyectos de expansión vencidos pasaron de cero a 30.

La lectura de Superservicios es clara: existe una brecha creciente entre las necesidades de transporte de electricidad y la capacidad de infraestructura que efectivamente está disponible.

El asunto adquiere mayor relevancia por el crecimiento esperado de nuevas fuentes de generación. Una planta puede estar construida, tener capacidad de producir electricidad y contar con condiciones para conectarse, pero si la red no dispone de capacidad suficiente para transportar esa energía, la inversión pierde parte de su utilidad.

Por eso la transmisión se ha convertido en uno de los cuellos de botella más importantes para la transición energética colombiana.

El informe también encontró que la llamada generación de seguridad fuera de mérito ha sido despachada mayoritariamente por razones asociadas a la red de transmisión. Entre 2008 y 2025, esa participación osciló entre 54,3 % y 89,2 %, con un promedio de 71,4 %.

En términos sencillos, esto significa que buena parte de las decisiones operativas adicionales que debe adoptar el sistema eléctrico están relacionadas con limitaciones de la infraestructura de transmisión.

El documento también identifica una asociación estadísticamente significativa entre el número de proyectos de expansión vencidos y el costo total de las restricciones. El coeficiente de correlación reportado es de +0,87, aunque la propia Superservicios advierte que esta relación estadística no permite afirmar que exista una relación causal directa.