Superservicios presenta la primera caracterización de costos de generación eléctrica del país, insumo técnico para la regulación de la estructura de costos y la remuneración de la actividad de generación

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios), a través de su Observatorio Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios, dio a conocer los resultados del ejercicio “Canasta de Costos de Generación Eléctrica en Colombia — Un insumo para la discusión pública sobre la formación de precios de la energía”.

Se trata del primer ejercicio que caracteriza, con información reportada directamente por los propios agentes generadores bajo el Lineamiento de Cargue de la Canasta de Costos, la estructura de costos de capital y de operación de las cuatro principales tecnologías de generación del país: hidráulica, térmica, solar fotovoltaica y eólica, con corte a las vigencias 2024 y 2025. En total, 130 plantas de generación reportaron 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.

Puntos clave del análisis técnico

• Costos de capital: el costo de capital por unidad de capacidad ordena las tecnologías, en su mediana, como termoeléctrica (1.809 millones COP/MW) < solar (3.871) < hidroeléctrica (4.527) < eólica (9.606, esta última provisional por sustentarse en solo dos parques). Construir una planta hidroeléctrica o térmica en Colombia cuesta menos que el promedio de referencia internacional (IEA, IRENA, NREL, Banco Mundial); la solar es la única tecnología cuyo costo está dentro de ese promedio; la eólica es la única que lo supera, asociado a los costos logísticos de La Guajira.
• No hay economías de escala en el CAPEX: el costo de capital por MW no disminuye de forma sistemática con el tamaño de la planta. En la hidroeléctrica, la obra civil concentra cerca de la mitad de la inversión y es el principal foco de riesgo de sobrecosto; en la solar y la eólica el perfil de inversión está más concentrado en el equipo principal.
• Costos de operación: el gasto operativo por MW-año ordena las tecnologías como solar < termoeléctrica (sin combustible) < hidroeléctrica < eólica. Cada tecnología está gobernada por un componente distinto: en la hidroeléctrica, los cargos regulatorios por uso del agua y transferencias de Ley 99 (cerca del 44 % del OPEX); en la térmica, el combustible; en la solar, los servicios de operación y mantenimiento; en la eólica, los seguros y la administración.
• El combustible gobierna el costo térmico: reconstruido para 19 de las 22 centrales analizadas, el combustible representa una mediana del 57 % del OPEX total térmico (hasta 85 % en las plantas de base), y eleva el OPEX total mediano de esta tecnología muy por encima del de las demás. El costo operativo de la generación térmica está determinado, ante todo, por un factor externo —el precio del combustible— antes que por la operación y el mantenimiento físicos.
• Un ejercicio adicional: contraste ilustrativo con el precio de mercado

Un ejercicio adicional: contraste ilustrativo con el precio de mercado
 

Tomado de: Figura 32 de “Canasta de Costos de Generación Eléctrica en Colombia — Un insumo para la discusión pública sobre la formación de precios de la energía”.

El documento incluye, de manera explícitamente separada de sus hallazgos principales, un ejercicio ilustrativo que anualiza el CAPEX y suma el OPEX para obtener un costo unitario aproximado en COP/kWh por tecnología, contrastado con el índice Mc de XM (costo promedio de contratación para el mercado regulado, 334 COP/kWh en junio de 2026). 
El ejercicio, ajustado por la antigüedad real reportada de cada tecnología, sugiere que la hidroeléctrica operaría muy por debajo del Mc y la térmica muy por encima, mientras que el resultado de la solar es sensible al supuesto de antigüedad: bajo el escenario que reconoce que su parque es, en la práctica, casi enteramente nuevo, su costo estimado se ubica prácticamente igualado al Mc.

Recomendaciones regulatorias y de política pública

• 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 se traslada directamente al costo operativo y a la disponibilidad de la generación de respaldo.
• Evaluar el costo real de la capacidad firme de respaldo: el OPEX por MWh de las unidades de respaldo a combustibles líquidos alcanza varios millones de COP/MWh por su bajo despacho, una cifra directamente relevante para la calibración del cargo por confiabilidad.
• Revisar la incidencia de los cargos regulatorios de agua y de Ley 99 sobre el costo operativo hidroeléctrico y su traslado a la tarifa, dado que representan cerca del 44 % del OPEX de la principal tecnología del país.
• 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, dado que este explica una mediana del 57 % del OPEX térmico y hasta el 85 % en las plantas de base.
• Fortalecer la calidad y homogeneidad del reporte de cara a los próximos ciclos del Lineamiento de Cargue de la Canasta de Costos, dado que este primer ejercicio identificó oportunidades de mejora en los formatos utilizados por los agentes.

La Superservicios, a través de su Observatorio Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios, remitirá los resultados de este ejercicio a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (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 bajo el Lineamiento de Cargue de la Canasta de Costos en los próximos ciclos de reporte, con el propósito de ampliar la cobertura de la muestra y mejorar la calidad de la información recibida.