¿Cómo está compuesta la matriz energética de Colombia en 2025? — Informe técnico y proyección 2026

Colombia avanza en un 2025 con una matriz eléctrica todavía dominada por la hidráulica, pero en rápida transformación: aumento significativo de solar y eólica en capacidad instalada, crecimiento de la demanda y tensiones en combustibles fósiles que condicionan decisiones de inversión. A continuación, el diagnóstico técnico y financiero, con proyección para 2026.

---

1. Composición actual de la generación eléctrica (2024–2025)

• Hidráulica sigue siendo la base: las series oficiales e internacionales sitúan la participación hidráulica en la mayoría de las estimaciones entre 55%–70% de la generación eléctrica, dependiendo del año hidrológico. La IEA y otros resúmenes técnicos confirman que la hidroelectricidad domina la matriz eléctrica colombiana. IEAWorld Energy Council
• Creciente participación de fuentes no convencionales (solar + eólica + bio): En 2024 la capacidad solar y eólica aumentó con fuerza y la participación conjunta de solar + eólica en la matriz llegó a 9% (capacidad y generación creciente, liderado por solar). Los reportes de UPME señalan incrementos sustantivos en proyectos en construcción y aprobados.
• Generación térmica (gas/diésel/carbón): representa el resto de la matriz y actúa como respaldo en periodos secos y picos de demanda. Sin embargo, el aporte relativo de térmicas ha fluctuado por efecto del Niño y por disponibilidad de gas. En 2024–2025 la térmica ha cubierto entre el 20%–40% en meses secos.

Fuentes oficiales y análisis técnicos del país confirman que, aunque la hidro domina, la porción de renovables no convencionales ha pasado de valores marginales a una participación material en pocos años. SEI

2. Consumo de renovables

En el análisis entregado por Xm, se resaltó que la fuente de energía con mayor contribución fue la generación hidráulica con un 92,81%, equivalente a 195,5 gigavatios por hora (GWh-día) promedio, presentando un aumento de 3,84% en comparación con el mes anterior.

Por fuente de energía, las plantas hidráulicas con embalses fueron las mayores aportantes con un 82,73%, equivalente a 174.26 gigavatios por hora (GWh-día) promedio (creciendo en un 5,09% con relación al mes anterior), mientras que las plantas filo de agua (aquellas que no poseen embalse o si lo poseen, su tiempo de vaciado es menor o igual a día), aportaron el 10,08% equivalente a 21,23 gigavatios por hora (GWh-día), 5,42% menos que el mes anterior.

Con respecto a las Fuentes de Energía Renovables No Convencionales -FNCER- se tuvo que durante el mes de julio del 2025 las plantas solares generaron en promedio 11,89 gigavatios por hora (GWh-día), representando un 5,64% del total de la generación renovable (9,6% más respecto al mes de junio del 2025, mientras que las plantas eólicas aportaron un 0,27% de la generación renovable equivalente a 0,56 gigavatios por hora (GWh-día) (11,17% más respecto a junio de 2025).

3. Penetración de renovables y pipeline de proyectos

• Penetración actual: estimaciones técnicas colocan la participación de solar + eólica en torno al 9% de la matriz eléctrica (2024), con bioenergía y otras FNCER contribuyendo adicionalmente. Esto es un salto relativo frente a 2022 (1–2%).
• Capacidad en pipeline: UPME y análisis sectoriales reportan miles de MW aprobados y en construcción: cifras agregadas indican proyectos aprobados por >13 GW en distintas fases, y solo en construcción varios GW de solar y eólico (por ejemplo, 5 GW solares y 1.5 GW eólicos en construcción a 2024). Esto augura un crecimiento rápido de la participación renovable en los próximos 2–5 años.

---

4. Factores de riesgo que condicionan la matriz y la inversión

• Variabilidad hidrológica (Niño/La Niña): impacta fuertemente la generación hidro y obliga a mayor uso térmico en años secos (aumenta costos y emisiones). World Energy Council
• Déficit de gas: proyecciones de compañías (Ecopetrol) alertan sobre un déficit de gas en 2025–2026, lo que puede limitar la generación térmica a gas y encarecer el despacho térmico. Esto refuerza la necesidad de más renovables y/o importación/gestión de combustibles.
• Burocracia/licencias y conflictos sociales: proyectos eólicos y otros han tenido retrasos por tramitología y oposición local (ej.: La Guajira), lo que añade riesgo de ejecución y cronograma.

---

5. Proyección corta: ¿qué esperar para 2026?

Basado en: (i) proyecciones de demanda de XM y UPME; (ii) pipeline de proyectos; (iii) riesgos de gas/hídrico, proponemos un escenario prudente para 2026:

• Demanda nacional 2026: XM publica escenarios. El escenario medio sitúa la demanda en 92,900 GWh para 2026 (con escenario alto 95,086 GWh). Esto implica crecimiento interanual sostenido respecto a 2024–2025.
• Matriz 2026 (proyección conservadora):
  • Hidro: 50%–60% (dependiente del régimen hídrico).
  • Renovables no convencionales (solar + eólica + bio): 10%–14% crecimiento impulsado por entrada de proyectos solares en 2025–2026.
  • Térmica y otras: 26%–36%, con mayor participación térmica en escenarios secos o en caso de déficit de gas, elevando costos marginales.
• Expectativa de inversión: En el horizonte 2025–2026 se requiere inversión significativa en generación renovable (solar + eólica), almacenamiento (baterías) y transmisión para evacuar nueva capacidad. La UPME/sector estima incorporación de GW adicionales que requerirán cientos de millones de USD en CAPEX y gasto asociado a transmisión.