La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) inició un proceso de consulta con inversionistas para determinar las razones que llevaron a que seis convocatorias de transmisión regional terminaran sin propuestas. La situación genera interrogantes sobre las condiciones actuales para desarrollar nuevas inversiones en redes eléctricas del país.
Proyectos estratégicos sin interesados
Mediante la Circular 293 de 2026, la CREG solicitó a inversionistas potenciales informar los motivos por los cuales no presentaron ofertas para los proyectos abiertos por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dentro del esquema del Sistema de Transmisión Regional (STR). Entre las iniciativas sin interesados figuran proyectos en Chocó, Tumaco, Magangué, Montería y Córdoba.
Los proyectos incluyen el compensador estático variable de la subestación Cértegui de 115 kV; el enlace Olaya Herrera–Buchelly y el segundo corredor Jardinera–Junín–Buchelly en Tumaco; la subestación Magangué y sus líneas asociadas; el segundo circuito Urrá–Tierralta–Río Sinú; la subestación Nueva Quibdó; y el segundo circuito Nueva Montería–Río Sinú.
Dudas sobre garantías de pago
En el mercado eléctrico, la discusión gira en torno a las garantías de pago de la remuneración de las inversiones realizadas en determinadas áreas de operación de red. La CREG explicó que la información recopilada servirá para identificar acciones dentro de sus competencias o trasladarla a otras entidades para evaluar medidas que solucionen la falta de inversionistas.
El requerimiento regulatorio ocurre en un momento en que la expansión de las redes regionales es clave para atender el crecimiento de la demanda eléctrica y facilitar la conexión de nuevas cargas y proyectos de generación.
Preocupación por recuperación de inversiones
Fuentes del sector señalan que existe preocupación por la recuperación de las inversiones una vez los proyectos entren en operación. El punto central es la forma en que se remunera la infraestructura en áreas donde los operadores de red enfrentan dificultades financieras. La atención se concentra en zonas donde operan empresas distribuidoras como Afinia y Air-e.
Según agentes del mercado, el interrogante no es la necesidad técnica de ejecutar las obras, sino la capacidad de garantizar el reconocimiento económico de las inversiones. Se ha planteado revisar los mecanismos de recaudo y remuneración para que los pagos no dependan exclusivamente de la situación financiera de un operador de red específico. Una alternativa mencionada es canalizar la remuneración a través de XM, el administrador del Sistema Interconectado Nacional y del mercado de energía mayorista.
Cuentas pendientes que pesan
La discusión sobre garantías de pago no surge en vacío. Existen antecedentes que han incrementado la cautela de los inversionistas. Fuentes del mercado indican que a ISA se le adeudan alrededor de $100.000 millones asociados a inversiones realizadas en iniciativas anteriores. La situación también involucra a inversionistas privados con cuentas por cobrar derivadas de esquemas de remuneración vigentes.
Para los agentes financieros, los saldos pendientes son una variable relevante al evaluar nuevas oportunidades de inversión. Los proyectos de transmisión requieren procesos de estructuración, cierre financiero, adquisición de equipos, gestión predial y construcción que pueden extenderse varios años antes de generar ingresos regulados.
