La entidad caracterizó, por primera vez con datos reportados directamente por los generadores, la estructura de costos de capital y operación del Sistema Interconectado Nacional. El ejercicio busca servir como insumo técnico para la discusión sobre la formación de precios de la energía.
Bogotá D.C., 6 de agosto de 2026. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios), a través de su Observatorio Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios, publicó los resultados de la "Canasta de Costos de Generación Eléctrica en Colombia", un ejercicio técnico que caracteriza por primera vez la estructura de costos de capital (CAPEX) y de operación (OPEX) de las cuatro principales tecnologías de generación del país.
El estudio se construyó con información reportada directamente por los agentes generadores bajo el Lineamiento de Cargue de la Canasta de Costos, con corte a 2024 y 2025. En total, 130 plantas entregaron información: la muestra analizable reúne 121 proyectos (14.970 MW) para el análisis de costos de capital y 113 plantas (16.421 MW) para el de costos de operación, cubriendo generación hidráulica, térmica, solar fotovoltaica y eólica.
Costos de capital: la térmica es la más barata de instalar
Según la mediana de los datos reportados, el costo de capital por unidad de capacidad ordena las tecnologías así: termoeléctrica (1.809 millones COP/MW), solar (3.871), hidroeléctrica (4.527) y eólica (9.606 millones COP/MW, cifra que la Superservicios considera provisional al sustentarse en solo dos parques).
Al comparar estas cifras con referencias internacionales de la IEA, IRENA, NREL y el Banco Mundial, el estudio encontró que construir una planta hidroeléctrica o térmica en Colombia cuesta menos que el promedio global de referencia. La solar es la única tecnología cuyo costo se ubica dentro de ese promedio, mientras que la eólica es la única que lo supera, un resultado que la entidad asocia a los costos logísticos de instalación en La Guajira.
El análisis también encontró que el costo de capital por MW no disminuye de forma sistemática con el tamaño de la planta, es decir, no hay economías de escala evidentes en el CAPEX. En los proyectos hidroeléctricos, la obra civil concentra cerca de la mitad de la inversión y es el principal foco de riesgo de sobrecosto; en solar y eólica, la inversión está más concentrada en el equipo principal.
Costos de operación: cada tecnología tiene un motor de gasto distinto
En cuanto al gasto operativo por MW-año, el orden de menor a mayor costo es: solar, termoeléctrica (sin combustible), hidroeléctrica y eólica. El estudio identifica que cada tecnología está gobernada por un componente diferente de costo:
- Hidroeléctrica: los cargos regulatorios por uso del agua y las transferencias de Ley 99 representan cerca del 44 % del OPEX.
- Térmica: el combustible es el factor determinante.
- Solar: los servicios de operación y mantenimiento concentran el gasto.
- Eólica: los seguros y la administración son el componente principal.
Para la generación térmica, reconstruida con datos de 19 de las 22 centrales analizadas, el combustible representa una mediana del 57 % del OPEX total —y hasta el 85 % en las plantas de base—, lo que eleva el costo operativo de esta tecnología muy por encima de las demás. El estudio concluye que el costo operativo térmico depende, sobre todo, de un factor externo como el precio del combustible, más que de la operación y el mantenimiento físico de las plantas.
Un ejercicio ilustrativo frente al precio de mercado
De manera separada de sus hallazgos principales, el documento incluye un ejercicio que anualiza el CAPEX y suma el OPEX para estimar un costo unitario aproximado en COP/kWh por tecnología, contrastándolo con el índice Mc de XM —el costo promedio de contratación para el mercado regulado, que se ubicó en 334 COP/kWh en junio de 2026—.
Ajustado por la antigüedad real reportada de cada tecnología, el ejercicio sugiere que la generación hidroeléctrica operaría muy por debajo del Mc y la térmica muy por encima. El resultado de la solar es sensible al supuesto de antigüedad: si se reconoce que su parque es, en la práctica, casi enteramente nuevo, su costo estimado queda prácticamente igualado al Mc.
Recomendaciones técnicas
Con base en estos hallazgos, la Superservicios formuló seis recomendaciones dirigidas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y al Ministerio de Minas y Energía:
- Revisar los mecanismos de traslado del costo de combustible y las condiciones de suministro de gas y carbón para la generación térmica de base, dado que la volatilidad del precio del combustible incide directamente en el costo operativo y en la disponibilidad de la generación de respaldo.
- Evaluar el costo real de la capacidad firme de respaldo, ya que el OPEX por MWh de las unidades a combustibles líquidos alcanza varios millones de COP/MWh por su bajo despacho.
- Revisar la incidencia de los cargos regulatorios de agua y de Ley 99 sobre el costo operativo hidroeléctrico y su traslado a la tarifa.
- Revisar la remuneración de la capacidad firme de respaldo (cargo por confiabilidad) frente al costo operativo real de las plantas de respaldo.
- Profundizar el seguimiento de la exposición del costo térmico al combustible.
- Fortalecer la calidad y homogeneidad del reporte de cara a los próximos ciclos del Lineamiento de Cargue de la Canasta de Costos.
La Superservicios remitirá los resultados a la CREG y al Ministerio de Minas y Energía como insumo técnico para la discusión pública sobre la formación de precios de la energía, y mantendrá el requerimiento de información en los próximos ciclos de reporte, con el fin de ampliar la cobertura de la muestra y mejorar la calidad de los datos recibidos.
