Escribo esto desde la experiencia de acompañar inversionistas, desarrolladores y financiadores en proyectos reales de energía renovable en Colombia, no desde la teoría ni desde la norma aislada.
En los últimos dos años, mi percepción como asesora del sector es clara: el problema de la inversión extranjera ya no está en la falta de incentivos ni en la ausencia de marco legal, sino en la dificultad de convertir proyectos bien estructurados en activos ejecutables, financiables y operativos.
Lo que hoy frena las decisiones de inversión es la suma de riesgos que aparecen cuando el proyecto sale del «papel» y entra en territorio: transmisión que no llega, licencias que no garantizan ejecución, cambios de reglas de remuneración tarifaria y una distribución de riesgos que sigue recayendo, casi por completo, sobre el capital privado.
Sí, aunque no siempre se quiera reconocer por el sector público, esta industria se mantiene y se sostiene, con capital privado que asume riesgos operativos, sociales y regulatorios que el Estado no ha logrado absorber ni administrar de forma eficiente.
El marco normativo no es suficiente
La idea de que Colombia volvió a ser un destino “natural” para la inversión extranjera en renovables es, hoy, más un deseo que una realidad consolidada. El marco normativo existe, la retórica de transición energética es ambiciosa y el portafolio de proyectos sigue siendo atractivo en papel. Pero desde 2025 el inversionista extranjero dejó de mirar solo incentivos y empezó a mirar ejecución, riesgos no controlables y coherencia regulatoria.
El país hizo la tarea básica durante la última década: Ley 1715, Ley 2099, reglamentación, extensión de incentivos hasta 2031, listas taxativas de bienes y servicios, un procedimiento UPME (hoy demorado).
Desde lo escrito, Colombia parece ofrecer un paquete razonable frente a la región, pero el problema no está en la norma fundacional, sino en lo que ocurre cuando ese inversionista intenta adquirir y llevar un proyecto a Ready to Build real o construirlo, bancarizable y ponerlo en operación comercial.
La cuarta subasta
Quizá la señal más relevante de 2025–2026 es la contratación de largo plazo. La propuesta de Resolución del Ministerio de Minas y Energía rompe una inercia de muchos meses y, anuncia que por «primera vez» (aunque sabemos que sería la CUARTA subasta), permite contratos hasta 15 años «pague lo contratado» y que incluye entre sus productos posibilidad de hibridación con almacenamiento.
Para el capital extranjero esto importa más que cualquier discurso político.
Sin embargo, el mercado todavía está incompleto: la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y XM SA ESP no han cerrado las reglas de despacho, desviaciones ni el encaje real de almacenamiento.
Hoy, un inversionista serio ve la subasta como una oportunidad, pero también como un instrumento aún en construcción, con riesgos regulatorios residuales que deben reflejarse en precio y garantías.
En paralelo, tenemos en curso una subasta de asignación de OEF, Cargo por Confiabilidad (CxC) que vuelve a mostrar su límite estructural. No está diseñado para viabilizar nueva capacidad de tecnologías diversas a solar y eólica y el mercado lo sabe.
Aparte de las plantas tradicionales hidro y térmicas que participan en el CxC como existentes o especiales, las plantas nuevas son en su gran mayoría solares, así es que la confiabilidad nueva de Colombia durante los últimos años es y seguirá siendo solar, pero cada vez en menos escala porque no hay proyectos nuevos ante la ausencia de capacidad en la red (tema incluso novelesco que podemos tratar en otro escrito). Esto afecta directamente la percepción de escala.
¿Y sabían que en la subasta del CxC están participando proyectos de generación como casi último recurso existente hoy para acceder al tan anhelado punto de conexión?
¿Cuántos de estos proyectos están en capacidad de presentar: 1. garantía de seriedad, y 2. construir la obra requerida para la conexión?
Cambiemos de tema…
Licenciamiento ambiental
El licenciamiento ambiental “optimizado” es otro buen ejemplo de expectativa mal calibrada. La solar y la futura la eólica reducen cargas formales, pero no eliminan (o regulan objetivamente) otro verdadero cuello de botella: la consulta previa. El inversionista extranjero ya entendió que eliminar o flexibilizar licencias no elimina riesgos constitucionales presentes y futuros.
Pregunta típica de inversionista: ¿Tengo licencia ambiental, entonces ya nada puede pasar? Respuesta típica mía: en Colombia todo puede pasar, tutela mata licencia ambiental.
La consulta sigue siendo incierta en tiempos, alcance y estándar, especialmente en territorios étnicos. En La Guajira, este factor pesa más que cualquier incentivo tributario. No es un problema ambiental, es un problema de gobernanza territorial no resuelto.
Transmisión
En transmisión, la brecha entre asignación formal y disponibilidad real de infraestructura se volvió un riesgo estructural. Proyectos con punto, licencia y RTB contractual siguen esperando líneas que tardan años. La UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) se tomó más de 25 meses para decidir el proceso de asignación de transporte y al final las respuestas han sido negativas desde diciembre y aun no finaliza el proceso. Tener presente que estamos hablando del proceso iniciado en octubre de 2023 con solicitudes de más de 90.000 MW.
Para el capital extranjero esto es un riesgo soberano indirecto: el Estado controla la expansión, pero el privado asume el costo financiero del retraso. No hay mecanismos claros de compensación ni reparto de riesgo. Eso encarece el capital o, sencillamente, lo desvía a otros mercados.
Almacenamiento de energía
El almacenamiento muestra el mismo patrón. Todos reconocen su necesidad, pero sin señales económicas ni reconocimiento en cargo por confiabilidad, sigue siendo un accesorio, no un habilitador. El proyecto CREG 701-103 llena un vacío normativo, pero no resuelve la pregunta central del inversionista: cómo se remunera el servicio sistémico que realmente presta. Sin respuesta, no hay cierre financiero.
Hidrógeno
En hidrógeno, Colombia tiene narrativa y potencial, pero aún no tiene institucionalidad madura. Faltan reglas claras, seguimiento efectivo y una política de largo plazo que sobreviva ciclos políticos. Para inversionistas extranjeros el riesgo no es tecnológico, es de coordinación estatal.
El resultado es una tendencia clara: el capital extranjero que llega en 2026 es más selectivo, más exigente y menos paciente. Ya no entra solo por incentivos fiscales. Exige claridad en transmisión, expansión, remuneración, tributación, consulta previa, estabilidad regulatoria y contratos ejecutables. Donde esos elementos no están, el proyecto se queda en papel.
La pregunta de fondo no es si Colombia quiere inversión extranjera en renovables. La pregunta es si está dispuesta a asumir, como Estado, la parte del riesgo que hoy traslada casi íntegramente al privado.
Mientras esa respuesta no sea clara, la transición energética seguirá avanzando, pero a un ritmo muy inferior al que prometen las metas oficiales. Y el capital, como siempre, irá a donde el riesgo sea predecible, no donde el discurso sea más ambicioso.
Juanita Hernandez Vidal, socia gerente del Estudio Legal Hernández.
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