Colombia

• Comportamiento tendencial. El crecimiento de la capacidad renovable en Colombia ha estado impulsado principalmente por la expansión de la energía solar. Sin embargo, la tendencia evidencia una brecha estructural  entre la capacidad proyectada y la efectivamente incorporada al sistema, con tasas de entrada inferiores al 30 % en los últimos años, de acuerdo con estimaciones del sector (Bancolombia, 2025) y evidencia consistente con el rezago observado entre proyectos registrados y en operación en datos de XM. Esta dinámica refleja limitaciones persistentes en transmisión, licenciamiento y ejecución, que han derivado en retrasos, cancelación de proyectos y una desaceleración real del ritmo de integración de nueva capacidad al sistema eléctrico. En contraste, la generación eólica mantiene una participación marginal dentro del sistema, inferior al 0,2 % de la generación total, reflejando la salida del parque eólico Jepírachi en 2024, que dejó al país sin generación eólica en operación, y los retrasos estructurales en la entrada de nuevos proyectos y la ausencia de una capacidad operativa relevante que permita aprovechar el alto potencial del recurso eólico en el país. 

• Comportamiento interanual. En el último año, la expansión renovable mantuvo su liderazgo en nuevas adiciones, con predominio de la energía solar; sin embargo, se observa desaceleración en la entrada efectiva de proyectos frente a lo previsto. Paralelamente, se consolida el crecimiento de esquemas de autogeneración distribuida, especialmente miniparques de 1 MW, que evidencia una adaptación del mercado ante restricciones de  conexión y desarrollo de proyectos de gran escala. En este contexto, el desmantelamiento del parque eólico Jepírachi implica la salida total de la capacidad eólica en operación, reduciendo aún más la diversificación tecnológica. Este cambio refleja una fragmentación del crecimiento y una transición hacia modelos más flexibles, aunque con menor impacto sistémico y una contribución limitada a la seguridad energética del sistema.

• Comparación benchmark. Colombia alcanzó en 2025 una capacidad renovable de 15,3 GW, frente a 16,95 GW del benchmark, con un rezago cercano al 10%. Esta brecha se amplía significativamente respecto al periodo 2020–2024, cuyo promedio fue de ~440 MW, mientras que en 2025 asciende a 1.644 MW (3,7 veces mayor). Esto indica una pérdida de convergencia hacia la trayectoria objetivo, reflejando limitaciones en la ejecución de proyectos y expansión de red frente a referentes regionales como Chile y Brasil.

Durante 2025, el sistema eléctrico colombiano experimentó una recomposición significativa impulsada por condiciones hidrológicas favorables, que elevaron la participación de fuentes renovables por encima del 85% y redujeron la necesidad de generación térmica (XM, 2025). Este cambio, junto con una disminución en las exportaciones hacia Ecuador, confirma una transición marcada más por dinámicas operativas que por una expansión estructural consolidada.

La entrada de energías renovables refleja un sistema en transición, donde el crecimiento de la capacidad instalada no ha sido acompañado por una transformación equivalente en la operación y planificación. En 2025, el país supera los 4 GW de FNCER (SER, 2025-2026), equivalentes al 17 % de la capacidad instalada (XM, 2025), impulsado por la expansión solar. Sin embargo, la entrada efectiva de proyectos no supera el 30% de lo proyectado, evidenciando limitaciones estructurales y una brecha con la planeación sectorial, incluyendo iniciativas como el Plan 6 GW+ de la UPME. En este contexto, el proceso de desmantelamiento del parque eólico Jepírachi —primer proyecto eólico del país— implica la salida de capacidad instalada y reduce la ya limitada diversificación tecnológica del sistema.

Persiste además una divergencia entre capacidad instalada y generación efectiva. Aunque la energía solar puede aportar hasta un 14,3% en horas pico, su promedio diario es cercano al 5%, evidenciando su variabilidad y la necesidad de flexibilidad. La matriz presenta alta concentración en solar, con participación marginal de eólica y bajo desarrollo de biomasa y geotermia.

Finalmente, el mercado muestra una reconfiguración hacia proyectos de menor escala. Desde 2020 se han instalado ~158 miniparques solares (218 MWp), de los cuales el 83,5% son de 1 MW. Aunque dinamizan la expansión, su aporte sistémico es limitado, sugiriendo una expansión fragmentada con implicaciones sobre eficiencia y confiabilidad.

• Comportamiento tendencial: La intensidad energética en Colombia muestra una tendencia general a la baja entre 2019 y 2024, pasando de 2219,0 a 1925,9 MJ/USD, lo que refleja mejoras en eficiencia. No obstante, la trayectoria no es lineal: se observa estancamiento en 2021 (0,0 %) y un retroceso en 2023 (-2,1 %), lo que evidencia la ausencia de una mejora estructural sostenida y la persistencia de variaciones interanuales.

• Comportamiento interanual: A nivel interanual, el indicador presenta un comportamiento variable. Se registran mejoras en 2020 (1.9%), 2022 (7.7%) y 2024 (6.1%), mientras que 2021 no muestra cambios y 2023 evidencia una caída de -2.1%. Este patrón sugiere que, aunque existen años con avances significativos, estos no se mantienen de forma consistente, lo que indica sensibilidad a factores coyunturales y posibles limitaciones en la implementación sostenida de medidas de eficiencia energética.

• Comparación benchmark: Colombia ha logrado avances en eficiencia energética, especialmente en el 2022 y 2024, con mejoras anuales de 7,7 % y 6,1% respectivamente. Estos valores superan la meta global del GST de alcanzar un 4 % anual. Se evidencia una dinámica de fluctuaciones entre mejoras y deterioros. Esto sugiere que, más allá de logros puntuales, el desafío radica en sostener de manera continua tasas de mejora iguales o superiores al objetivo global.

El análisis sectorial muestra que el sector de Transporte concentra  la mayor intensidad sectorial con valores alrededor de 0,15–0,17. Aunque presenta fluctuaciones, se observa un pico en 2021 y una leve reducción posterior, manteniéndose relativamente alto en 2023. Esta menor eficiencia energética se explica por factores estructurales del sector en Colombia, como el rápido crecimiento del parque automotor, especialmente de motocicletas, que representan cerca del 63% de los vehículos, la alta dependencia de combustibles fósiles, la antigüedad de la flota y la ausencia histórica de estándares obligatorios de eficiencia energética y sistemas de monitoreo (cita 1 y 2). Además, el transporte es altamente intensivo en consumo energético y presenta dinámicas de uso dispersas y difíciles de optimizar. No obstante, en los últimos años se han registrado avances importantes, en los que destacan iniciativas como los estudios de eficiencia energética y etiquetado para motocicletas y vehículos de carga, que buscan establecer líneas base de consumo, definir estándares y facilitar decisiones informadas por parte de los usuarios (Cita). Asimismo, la promoción de la electrificación del transporte, con la meta ratificada en NDC 3: incorporación de 600.000 vehículos eléctricos a 2030 reflejan un esfuerzo por mejorar el desempeño energético del sector, lo que contribuye a la leve reducción observada en los años más recientes.

En contraste, los sectores de Agricultura, Pesca y Minería, Comercial y Servicios Públicos, y Construcción tienen menor intensidad. Agro se mantiene estable, el sector comercial mejora hasta 2022 con leve repunte en 2023, sin embargo, la heterogeneidad de los procesos productivos exige estrategias diferenciadas, por ejemplo, optimizar sistemas de riego en cultivos intensivos en agua frente a mejorar el transporte y la alimentación en sistemas pecuarios (UPME, 2024). En el sector construcción, la intensidad energética muestra un aumento desde 2020; no obstante, el país está impulsando medidas ambiciosas como el proyecto para reducir en 40 % las emisiones en edificaciones y espacios públicos al 2030, lo que refuerza su papel estratégico en la descarbonización urbana (CAF, 2025).  De la mano del sector construcción, es relevante mencionar que en Colombia está cada vez más influenciada por cambios demográficos, donde se evidencia una reducción progresiva en el tamaño de los hogares, pasando de una predominancia de hogares de cinco o más personas en 2005 y de tres personas en 2018, a hogares de dos personas en 2024, junto con un aumento de los hogares unipersonales que alcanzan el 19,7%, reflejando una transformación estructural en la composición de la demanda residencial (Camacol, 2025).

El acondicionamiento de espacios en viviendas, orientado a mejorar el confort térmico y reducir la demanda energética; la promoción de eficiencia energética mediante el uso de equipos más eficientes en hogares; y el fortalecimiento del enfoque en el sector residencial rural, son donde existen brechas importantes en acceso, tecnologías y uso eficiente de la energía.

Según el informe de FNOGE en el 2024, la región Caribe, se destacan más de 1.166 intervenciones en comercios, hogares y entidades, con ahorros energéticos superiores a 34.200 MWh/año y alrededor de 3.834 toneladas de CO₂ evitadas. En las regiones Andina, Orinoquía y Amazonía, se registran más de 126 intervenciones, con cerca de 24.800 MWh/año de ahorro energético y aproximadamente 2.775 toneladas de CO₂ evitadas. Estos resultados evidencian el potencial de la eficiencia energética como medida costo-efectiva para la mitigación, especialmente cuando se combina con la instalación de capacidad en FNCER y se focaliza en distintos tipos de usuarios.

• Comportamiento tendencial: Entre 2010 y 2025, la balanza comercial fósil muestra una tendencia exportadora descendente (-878,9 millones USD/año), con una caída acumulada del 39,7% desde 2022. Esta dinámica se explica en gran medida por el comportamiento del petróleo y el carbón, principales componentes de la canasta exportadora fósil. En paralelo, la producción disminuye casi sostenidamente (de 5.889 a 4.167 petajulios entre 2012 y 2023), mientras el consumo interno crece hasta alcanzar máximos históricos en 2023. Esta divergencia, caracterizada por menor oferta, menores exportaciones y mayor demanda interna principalmente de petróleo y gas, refleja una presión creciente sobre el sistema energético nacional y sobre las finanzas públicas del país.

• Comportamiento interanual: Entre 2024 y 2025, las exportaciones fósiles en valor cayeron un 17,9%, principalmente por la reducción de las ventas externas de petróleo y carbón*. Esta contracción  respondió sobre todo a menores precios internacionales, aunque también existen indicios de restricciones internas de oferta que pudieron amplificarla**. En paralelo, el último dato consolidado de consumo final muestra que el mercado interno siguió dominado por combustibles líquidos: en 2024, el diésel (321.282 TJ) y la gasolina (285.744 TJ) fueron, junto con la electricidad, los principales energéticos secundarios del país, mientras el transporte concentró 579.465 TJ de consumo final***. En el caso del carbón, la señal es más contundente: en 2025 las exportaciones del sector cayeron un 21,2% en volumen y un 31,8% en ingresos frente a 2024, mientras que, en término de valor exportado, la caída acumulada frente a 2022 supera el 60% respecto a los niveles de 2022****.

*Las exportaciones de combustibles y productos de las industrias extractivas fueron de US$17.617,4 millones FOB y disminuyeron 17,8% frente al mismo periodo de 2024; la caída obedeció principalmente a menores ventas externas de petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos (-16,5%) y hulla, coque y briquetas (-32,0%).

** La caída exportadora no respondió solo a precios. En 2025, la producción de petróleo cayó 3,6% frente a 2024, afectada por la declinación natural de los campos, menores inversiones y demoras asociadas a consultas previas y licenciamiento ambiental. Ecopetrol también reportó una reducción en el volumen de ventas.

***En 2024, el consumo final de energía en Colombia fue de 1.498.690 TJ. El diésel (321.282 TJ) y la gasolina (285.744 TJ) estuvieron entre los principales energéticos consumidos, y el transporte fue el sector de mayor demanda, con 579.465 TJ.

****Los precios internacionales del carbón térmico han seguido una escalada descendente desde los picos post-pandemia: el carbón térmico se estabilizó en torno a USD 80/tonelada en 2024, con una caída FOB de más del 30% frente a 2023. En 2025 la caída continuó: el índice de referencia Newcastle promedió USD 101,71/tonelada frente a USD 134,85/tonelada en 2024. Para el petróleo, el precio Brent fluctuó entre USD 70 y USD 85/barril durante 2024–2025, muy por debajo del pico de USD 120/barril de 2022, explicando la contracción en valor de las exportaciones fósiles agregadas de Colombia

El año 2025 confirma una tensión estructural en la salida de combustibles fósiles en Colombia.  Aunque el valor de las exportaciones de carbón como de petróleo viene disminuyendo, esta reducción responde no solo a factores externos sino también a restricciones internas que ya afectan la oferta: bloqueos y problemas de orden público en zonas productoras, demoras en consultas previas y licenciamiento ambiental, menor inversión en mantenimiento de campos y la declinación natural de yacimientos maduros, que afectan la producción de gas y petróleo, que permanece estancada*. Al mismo tiempo, el consumo interno continúa en aumento, configurando una  dinámica que agrava, tanto la presión sobre el abastecimiento energético, como la exposición del país a la volatilidad de precios internacionales.

En este contexto, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, a través de la Hoja de Ruta para la Transición Energética Justa 2025, plantea la necesidad de superar la dependencia fósil mediante electrificación, eficiencia energética y diversificación productiva. Sin embargo, este instrumento no establece estrategias claras con cronogramas vinculantes que definan fechas de cierre para infraestructura fósil o prohibiciones a nuevos contratos de exploración, aun cuando se pueden generar las condiciones para una salida de las plantas térmicas a carbón en 2031 y a gas en 2037.

En paralelo, persisten señales que refuerzan la continuidad del sistema fósil. La Resolución 40031 de 2025 adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023–2032, priorizando infraestructura para garantizar seguridad energética amplificando el rol del gas en la matriz. Adicionalmente, Ecopetrol continúa expandiendo su actividad exploratoria, con inversiones estimadas en 350 millones de dólares y nuevos descubrimientos de gas Copoazú-1  en el Caribe, lo que refuerza la disponibilidad futura de recursos fósiles, sumando a los 70 contratos exploratorios vigentes hasta 2032.

En contraste, la Corte Constitucional de Colombia, a través de la Sentencia T-390 de 2025, introduce restricciones indirectas al elevar los estándares de responsabilidad frente a impactos ambientales derivados de la operación de infraestructura petrolera. 

Estas medidas afectan principalmente la oferta ya que pueden incrementar los costos operativos y regulatorios de la actividad extractiva. De forma complementaria, el Acuerdo 03 de 2025 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos permite redirigir inversiones hacia energías renovables y tecnologías de captura de carbono.

En conjunto, el marco de 2025 refleja una política dual: planificación orientada a reducir la dependencia fósil, coexistiendo con decisiones que aseguran su continuidad operativa. El resultado es una mayor dependencia de los combustibles fósiles por el lado de la demanda al requerir una estrategia clara de descarbonización sectorial que no existe y viéndose agravada por una reducción en las exportaciones y la producción, que afectan la balanza comercial y la estabilidad de los ingresos públicos.

*En el caso del carbón, el cambio abrupto entre 2019 y 2020 no obedeció únicamente al choque de la pandemia. También coincidió con la suspensión de operaciones de Prodeco en Calenturitas y La Jagua, un punto de inflexión para la producción carbonífera del país y, en particular, del corredor minero del Cesar.

• Comportamiento tendencial: Entre 2020 y 2024, Colombia registró un aumento sostenido en la cantidad absoluta de los subsidios a los combustibles fósiles, tanto para la producción como para el consumo. Aunque en el periodo analizado los subsidios a la producción han sido significativamente inferiores a los dirigidos al consumo, esta proporción ha venido disminuyendo, siendo 2024 el año con una disparidad mayor, donde los subsidios a producción representaron 4,7% de los subsidios a consumo, respecto de un 13,3% en 2020 por ejemplo, o un 7,21% en 2022. Esto coincide con un contexto en el que la volatilidad en los mercados de combustibles fósiles se ve afectada por tensiones geopolíticas y disputas comerciales, por lo que los gobiernos recurren a fijar límites de precios (IISD, 2026), y absorben el remanente respecto del precio internacional a modo de subsidio, incrementando en mayor medida los subsidios al consumo. 

Esto también se refleja en términos de carga fiscal, donde los subsidios a producción pasaron de representar 0,03% del PIB en 2020 a 0,10% en 2024, y los subsidios a consumo pasaron de representar 0,2% del PIB en 2020 a 2,17% en 2024.

• Comportamiento interanual: En términos absolutos, el crecimiento de los subsidios a los combustibles fósiles en Colombia se mantiene un año más, aunque la proporción del aumento para 2024 respecto del 2023 se mantiene similar al cambio entre 2022 y 2023. A diferencia de años previos, el crecimiento de los subsidios para este último periodo fue inferior, incrementando 24% mientras en 2023 el incremento fue de 37%. Los dos años previos, el incremento fue alrededor del triple (~300%). 

En términos de carga fiscal, no hubo cambios en los subsidios a producción entre 2023 y 2024, ya que se mantuvo en 0,10% del PIB, aunque venía de una leve baja desde 0,11% en 2022. En cambio, los subsidios al consumo en términos de carga fiscal siguieron creciendo pero en menor medida, pasando de 2% del PIB en 2023 a 2,17% en 2024 (aumento de 8,5%), cuando venían de un aumento de 33% entre 2022 y 2023, pasando de 1,5% del PIB a 2%. 

En el periodo 2020–2024, los subsidios a los combustibles fósiles en Colombia mantienen una tendencia creciente tanto en términos absolutos como en su carga relativa sobre el PIB, lo que configura un escenario poco favorable para la transición energética justa.

Al desagregar los datos absolutos de subsidios al consumo y a la producción, se observa un aumento sostenido en ambos rubros en 2024 respecto del inicio del análisis en 2020, aunque con una variación contraria entre los últimos tres años. Entre 2022 y 2023 los subsidios a producción crecieron un 1,14% mientras que los de consumo crecieron un 40%, en contraste entre 2023 y 2024 los subsidios a producción crecieron un 14%, un alza significativa respecto del periodo anterior, mientras que los subsidios a consumo crecieron un 24,9%, un alza más moderada respecto del periodo anterior (Fossil Fuel Subsidy Tracker, 2026).  

A pesar de que la cantidad absoluta utilizada en subsidios sigue aumentando, en términos de carga fiscal los subsidios a producción han visto un estancamiento entre 2023 y 2024, ya que se mantuvieron sin cambios en 0,10% del PIB, y venían de reducirse desde 0,11% del PIB en 2022. Por el lado de los subsidios a consumo, al igual que el dinero dirigido a subsidios, la carga fiscal que representan ha disminuido su tasa de crecimiento, pasando de un incremento de 33% entre 2022 y 2023, a un incremento de 8,5% entre 2023 y 2024, llegando a representar el 2,17% del PIB*(AVE,2026).

Si bien esta ralentización puede estar asociada a señales del gobierno de desincentivar la producción de hidrocarburos con la reducción a 0 de nuevos contratos firmados para exploración y explotación desde 2022, no es señal suficiente teniendo en cuenta que ya había cientos de contratos en marcha. Más bien está atada a la disminución de la explotación de hidrocarburos por el agotamiento natural de estos, que es el caso de los 93 contratos de exploración y explotación firmados entre 2016 y 2021, de los cuales más del 50% sigue en fase exploratoria, además atenuados por retrasos atados a procesos de consulta previa y licencias ambientales (La República, 2025).

*Datos actualizados a 2024 pendientes de publicar

• Comportamiento tendencial: Debido al impulso dado por las  políticas públicas ya mencionadas, el país logró superar los 2 gigavatios (GW)  en capacidad instalada de energía renovable no convencional para el año 2024.  

La inversión se ha concentrado en generación fotovoltaica, liderada por empresas como Enel, Celsia, EPM y Ecopetrol para autogeneración, junto con nuevos desarrolladores e inversionistas internacionales bajo esquemas de project finance y contratos (PPA). Este comportamiento se sustenta en esquemas de financiamiento estructurado* que combinan banca multilateral y local, y capital privado. 

• Comportamiento interanual: El comportamiento de las inversiones en energías renovables para el año 2024, evidencia que la caída presentada para el período 2022-2023 obedeció más a un tema coyuntural de las dinámicas operacionales y regulatorias internas. El año 2024, con respecto al 2023, muestra un crecimiento en la   inversión, resaltando los proyectos de parques solares en la costa Caribe, por montos cercanos a los USD 425 millones; sin embargo, a nivel agregado, la inversión en proyectos de mayor envergadura, alcanzó aproximadamente USD 2.900 millones en 2025.

*Caso del proyecto solar Shangri-La (201 MWp), financiado por BID Invest, Bancolombia y Atlas Renewable Energy por aproximadamente USD 113 millones (BID Invest, 2024).

El comportamiento en materia de inversiones renovables demuestra una tendencia al alza, regulatoriamente impulsado por la publicación de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa, y en operatividad, por la entrada de nuevos inversionistas de energía en el país, que en 2025 representaban el 71% del total de los 925 MW de nueva capacidad operativa para el mismo período.  

Sin embargo, aún existen preocupaciones frente a las dinámicas de las inversiones en renovables y el objetivo establecido por el gobierno nacional de alcanzar los 6 GW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales para 2026, limitadas a su vez por las barreras en infraestructura, transmisión y flexibilidad del sistema. 

Adicional a las acciones ya en proceso de liberar más puntos de conexión y priorizar las inversiones en fuentes no convencionales de energía diferentes a la hidroeléctrica, el país debe garantizar inversiones cercanas a los USD 5 mil millones, que prioricen el fortalecimiento de las redes de transmisión y distribución. 

La articulación con el sector privado y financiero será crucial para cumplir con esta tarea, más si se tiene en cuenta que el plan 6 GW a 2026, es el primero de los pasos para lograr la capacidad en energías renovables no convencionales a 2052 esperada de mínimo 25 GW, con una inversión aún a desbloquear cercana a los USD 122 mil millones. Por tal razón, el aprovechamiento de mecanismos de inversión, como la Plataforma País, y su expectativa de atraer USD 36 mil millones en inversión para la TEJ, y mecanismos de crédito verde  como la línea de Bancóldex “Energía solar se Reactiva I”, son cruciales para garantizar los recursos financieros necesarios para mantener el ritmo de expansión de las energías renovables y cumplir los objetivos de transición en el futuro. 

La pobreza energética representa una forma crítica de exclusión que impide el acceso equitativo a servicios esenciales para una vida digna. Más allá de la simple ausencia de conexión eléctrica, esta condición afecta la capacidad de los hogares para satisfacer necesidades básicas como la cocción de alimentos, lo que repercute directamente en la salud física y mental de sus integrantes. Aunque en áreas urbanas la mayoría de los hogares utilizan tecnologías limpias, en las zonas rurales el uso de leña sigue siendo predominante, lo que incrementa la exposición a enfermedades cardiovasculares y respiratorias (Calvo et al., 2021). Esta desigualdad territorial evidencia la urgencia de abordar la pobreza energética desde un enfoque de justicia social.

Asimismo, la pobreza energética tiene un marcado componente de género. En muchos contextos rurales, la falta de acceso a fuentes sostenibles obliga a las mujeres a asumir tareas adicionales como la recolección de leña, lo que limita su tiempo para otras actividades y aumenta su vulnerabilidad a riesgos físicos y sanitarios (Calvo et al., 2021). Estas desigualdades se agravan al considerar que el rol de gestoras de la energía doméstica asignado a las mujeres implica una mayor exposición a ambientes contaminados, temperaturas extremas y demandas de cuidado (Siles y Rojas, 2014; Amigo et al., 2018). Por tanto, superar la pobreza energética requiere políticas que no solo amplíen la cobertura, sino que también garanticen la calidad y asequibilidad del servicio, en el marco de una transición energética verdaderamente justa.

Acceso a la Energía

Contexto y variables analizadas: El primer gráfico presentado (Acceso a la electricidad) muestra la evolución del acceso a la electricidad de los hogares colombianos entre 2015 y 2022.

Análisis de tendencia

Nacional: Entre 2015 y 2022, el porcentaje de hogares con acceso a electricidad disminuyó en 2.43 puntos porcentuales, lo que equivale a una caída relativa del 2.54% respecto al valor de 2015. Luego de un aumento sostenido hasta 2017, se observa una tendencia descendente sostenida a partir de 2018, con variaciones interanuales negativas casi constantes, lo cual indica un retroceso en cobertura.

En el último año analizado (2022), el acceso a electricidad cayó 0.99 puntos porcentuales frente a 2021. Según la UPME en su Boletín de Cálculo del ICEE publicado en 2024, hubo un  incremento de 208 mil viviendas sin servicio entre 2021 y 2022, lo cual indica que el crecimiento de las viviendas totales fue superior al crecimiento de las viviendas con servicio. Eso refleja un descenso del índice de cobertura de energía eléctrica, señalando que es necesario aumentar el ritmo de expansión de la infraestructura eléctrica para poder mantener los niveles de acceso aún con el incremento en las viviendas.

Composición de energéticos en la cocción de alimentos

Contexto y variables analizadas: El segundo gráfico (Composición de energéticos en la cocción de alimentos) muestra la evolución del acceso a métodos de cocción mediante distintos energéticos en los hogares de Colombia entre 2015 y 2023, desagregado entre el total de los hogares, la zona rural y la urbana. 

Según la organización mundial de la salud, los combustibles y tecnologías que se conocen como limpias están listadas y definidas en el siguiente artículo. De las variables analizadas podemos clasificar los combustibles y tecnologías de la tabla anterior de la siguiente forma: 

Análisis de tendencia

En este sentido, la penetración de los combustibles o tecnologías de cocción limpia ha crecido en los hogares colombianos de un 90.2% en el 2018 hasta un 91.22% en 2023. Indicando una reducción de un punto porcentual en el uso de tecnologías de polución.

• Urbana: Casi el 99% de los hogares en la cabecera tienen acceso a tecnologías limpias, donde predomina el gas natural, en relación a este, el incremento de hogares conectados a la red de gasoductos ha crecido un 8% desde 2015 a 2023, reemplazando principalmente a la distribución de GLP. 

El alto acceso a la electricidad en la cabecera podría ser un factor determinante para comenzar a electrificar la cocción de alimentos para reducir el consumo de gas natural. 

• En relación a la zona rural, el acceso al gas como combustible de cocción limpia ha crecido en un 7%. Esto se debe a un incremento en los hogares con conexión a gas por tubería. Por otro lado, aunque el consumo de leña ha disminuido del 42.3% al 36% en el periodo analizado, aún tiene un papel importante en la matriz energética de la cocción de alimentos en la zona rural.

En este contexto, Colombia ha incorporado el uso de tecnologías limpias para la cocción de alimentos como una medida específica dentro de sus compromisos climáticos. El Objetivo 27 de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) plantea la sustitución de fogones tradicionales de leña por estufas más eficientes, con el fin de reducir el uso de este combustible en hogares rurales y prevenir la degradación de bosques. La meta establecida es alcanzar un millón de estufas eficientes entre 2021 y 2030, lo que permitiría evitar la emisión de aproximadamente 2,29 MtCO₂. Esta línea de acción se complementa con el Plan Nacional de Sustitución de Leña (PNSL), publicado por la UPME en 2023, el cual traza una hoja de ruta para sustituir completamente, para el año 2050, el uso de leña y otros combustibles ineficientes y contaminantes (CIAC) en la cocción doméstica. Este plan promueve el acceso a alternativas más limpias, eficientes y sostenibles, con un énfasis particular en zonas rurales donde aún persiste el uso intensivo de leña.

Por su parte, la hoja de ruta Transforma enfatiza que las intervenciones deben centrarse en el reemplazo de tecnologías de cocción, es decir, sustituir fogones de leña por estufas más eficientes y no exclusivamente en cambiar el energético por GLP. Esto responde a una distinción clave: la leña, si se gestiona de manera sostenible, puede considerarse un recurso renovable, mientras que el GLP es un derivado fósil no renovable. Esta perspectiva busca alinear las soluciones tecnológicas con criterios de sostenibilidad de largo plazo y justicia energética.

 Equidad del servicio eléctrico

La asequibilidad energética es un componente central de la justicia distributiva dentro de la transición energética justa. En esta categoría se evalúa la relación entre el salario mínimo legal y el costo promedio nacional del kWh de electricidad, a través de un índice que estima cuánta energía puede adquirirse con el 10% del ingreso de un trabajador formal. Este indicador permite evaluar si las tarifas de energía evolucionan en concordancia con la capacidad adquisitiva de los hogares, ofreciendo así una aproximación al principio de “energía como derecho y no como privilegio”.

Contexto y variables analizadas:

El índice se construye a partir de dos variables principales:

• Salario Mínimo Legal Mensual Vigente (SMLMV): ha presentado un crecimiento real moderado entre 2017 y 2021, y un incremento nominal histórico en 2022 del 10,07%, alcanzando 1.000.000 COP. Este crecimiento respondió tanto a presiones inflacionarias como a un pacto entre gobierno, empleadores y trabajadores orientado a proteger el poder adquisitivo de los hogares.
• Tarifa Promedio Nacional de Electricidad ($/kWh): ha tenido una evolución más volátil. En 2017 alcanzó su pico (700 $/kWh), pero entre 2018 y 2021 registró descensos graduales por efecto de la Opción Tarifaria y medidas regulatorias transitorias para estabilizar precios. Sin embargo, en 2022 volvió a incrementarse hasta 606 $/kWh, en medio de presiones externas como el aumento del precio del gas, la devaluación del peso y fenómenos de sequía (MinEnergía, 2024) .

El índice de asequibilidad —calculado como energía adquirida con el 10% del salario mínimo— expresa directamente el poder de compra energética de un trabajador formal a nivel nacional. No obstante, al estar construido con promedios nacionales, no refleja la importante dispersión tarifaria existente entre departamentos, donde las diferencias de costo por kWh pueden ser significativas debido a factores como el régimen tarifario aplicable, los niveles de pérdidas, la calidad de la infraestructura o las condiciones de acceso. Esta variabilidad entre territorios implica que el poder de compra energética real puede diferir sustancialmente en distintas regiones del país.

Análisis de tendencia:

Durante el periodo analizado (2017-2022), el índice de asequibilidad energética ha mostrado una tendencia general positiva, pasando de 105 kWh en 2017 a 165 kWh en 2022. Esto significa que, con el 10% de un salario mínimo, una persona trabajadora pudo adquirir 57% más energía eléctrica en 2022 que en 2017.

Los principales hitos de esta tendencia son:

• 2017–2018: la mejora más significativa ocurre entre 2017 (105 kWh) y 2018 (132 kWh), como resultado de una disminución de la tarifa promedio de 700 a 592 $/kWh, mientras el salario mínimo crece 5,9%.
• 2019–2021: se mantiene una trayectoria de mejora moderada, con pequeños incrementos anuales en la energía adquirida (hasta 154 kWh en 2021), favorecida por aumentos reales del salario mínimo y tarifas estables.
• 2022: a pesar del alza tarifaria hasta 606 $/kWh, el incremento histórico del salario mínimo permite un nuevo salto del índice hasta 165 kWh, el valor más alto del periodo.

Esta evolución refleja un aumento progresivo de la capacidad de compra energética formal, aunque es importante considerar que la experiencia del usuario final varía en función del lugar de residencia. En departamentos con tarifas más altas, la cantidad de energía que puede adquirirse con el mismo ingreso es considerablemente menor que en zonas con tarifas más bajas. 

Calidad del servicio eléctrico

Contexto y variables analizadas:

El SAIDI (System Average Interruption Duration Index) y el SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) son indicadores utilizados en la industria eléctrica para evaluar la calidad del servicio. El primero mide la duración promedio de las interrupciones por cliente y el segundo la duración promedio de la frecuencia de las mismas. Un decrecimiento del SAIDI o SAIFI bajo sugieren una reducción de las interrupciones o frecuencia del servicio.

Análisis de tendencia: 

• De forma nacional, ambos índices se han reducido de forma considerable, en el caso del SAIDI decrece en un 40% para el 2022 en relación al 2019, y para el SAIFI un 51% para el 2022 en relación al 2019. Estas cifras, aunque son un número grueso, indican una mejora en la calidad del servicio.

Las mejoras en la calidad del servicio de energía eléctrica en Colombia durante el año 2022 se explican principalmente por la implementación y seguimiento del esquema regulatorio establecido en la Resolución CREG 015 de 2018. Este marco regulatorio introdujo indicadores de calidad media (SAIDI y SAIFI) e individual (DIU y FIU), así como metas anuales y un sistema de incentivos y compensaciones. Las empresas que superan los umbrales de calidad deben compensar a los usuarios afectados, mientras que aquellas que logran mejoras sostenidas pueden beneficiarse económicamente. La existencia de metas claras ha generado incentivos regulatorios que han promovido un mejor desempeño por parte de los operadores de red (OR).

Estos valores representan una mejora respecto a los años anteriores y se encuentran por debajo de las metas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para ese año. Esto sugiere una tendencia favorable en la continuidad y confiabilidad del servicio.

A esta evolución positiva se suma un fortalecimiento en las labores de monitoreo y vigilancia ejercidas por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), que ha intensificado la verificación del cumplimiento regulatorio, especialmente en lo relacionado con la exclusión de eventos por causas justificadas, como catástrofes naturales. Este control busca evitar que los operadores subestimen los indicadores de calidad mediante reportes inadecuados.

Aunque el incremento en el uso de tecnologías limpias para la cocción de alimentos es un avance significativo en el camino hacia una transición energética justa, es evidente que se requieren políticas complementarias que tomen en cuenta las desigualdades de género y las diferencias urbano-rurales. Las políticas de electrificación o sustitución por gas natural deben estar orientadas a garantizar una distribución equitativa de los beneficios, asegurando no solo el acceso al energético, sino también la calidad y asequibilidad del mismo. Colombia tiene planes a largo plazo sobre la sustitución de la leña por energéticos que considera limpios, de esta forma, es necesario contar con planes y acciones detalladas para hacer seguimiento a la implementación para lograr sus objetivos propuestos tanto en su NDC como su Plan de Sustitución de Leña. 

En 2022, la calidad del servicio de energía eléctrica en Colombia mostró una mejora sostenida, atribuida principalmente al fortalecimiento del esquema regulatorio establecido por la Resolución CREG 015 de 2018, que introdujo indicadores técnicos precisos (SAIDI, SAIFI, DIU, FIU), metas anuales y un sistema de incentivos y compensaciones que ha promovido un mejor desempeño por parte de los operadores de red. Esta tendencia refleja avances en la continuidad y confiabilidad del servicio, con resultados que se sitúan por debajo de los umbrales exigidos, en parte gracias a una mayor vigilancia por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, lo que ha reforzado la transparencia en el reporte de eventos y la rendición de cuentas. Sin embargo, persisten desafíos relevantes, especialmente en zonas rurales y dispersas donde la calidad del servicio sigue siendo heterogénea, lo que plantea riesgos de profundizar brechas territoriales si no se refuerzan las capacidades locales y se diseñan mecanismos diferenciados de supervisión y apoyo. Desde una perspectiva de justicia en la transición energética, estas mejoras regulatorias constituyen un avance en la garantía de un servicio más equitativo, pero también evidencian la necesidad de asegurar que los beneficios de la calidad no se concentren en zonas urbanas o de alta rentabilidad, sino que se extiendan de manera efectiva a los territorios históricamente marginados del sistema eléctrico.

La evolución del índice de asequibilidad entre 2017 y 2022 refleja un avance importante en la relación entre ingresos formales y acceso al servicio eléctrico, evidenciado en un aumento del 57% en la cantidad de energía que puede adquirirse con el 10% del salario mínimo. Sin embargo, al utilizar tarifas promedio nacionales, el índice no visibiliza la amplia dispersión tarifaria que existe entre departamentos, especialmente en regiones con mayores pérdidas técnicas, infraestructuras más costosas o menor densidad de usuarios. Esta heterogeneidad territorial implica que, en la práctica, la asequibilidad energética sigue siendo desigual en función del lugar de residencia. Por tanto, al igual que en el caso de la calidad del servicio, la transición hacia un acceso equitativo y justo a la energía requiere mecanismos diferenciados de política tarifaria, monitoreo y subsidios focalizados que atiendan las realidades particulares de los territorios más vulnerables y con menor capacidad de pago. Solo así se garantizará que los avances en asequibilidad no se traduzcan en nuevas brechas entre lo urbano y lo rural, ni entre regiones con distinta conectividad e infraestructura energética.

Conflictos socioambientales

Según el Observatorio de Conflictividad Social de la Defensoría del Pueblo, entre enero de 2022 y febrero de 2024, se presentaron 249 hechos conflictivos relacionados con el sector minero-energético; de 3948 que se desarrollaron en el país durante ese mismo periodo. De estos hechos, 122 estuvieron relacionados con el subsector de los hidrocarburos, 102 con el de minería y 25 con el de energía. 

Los medios más usados por la ciudadanía para expresar su inconformidad frente a las decisiones u omisiones del Estado en temas minero-energéticos fueron: bloqueos (59%), plantones (23%), marchas (10%), cese de actividades (3%), toma de instalaciones (2%), acciones que comprometieron la integridad física de las personas manifestantes (2%), disturbios (1%) y minga (1%). Los actores principales de estos hechos fueron: las comunidades de las áreas de influencia de los proyectos (41%), personas trabajadoras e integrantes de sindicatos (17%), mineros/as tradicionales (11%), comunidades indígenas (4%), ambientalistas (4%), transportadores (2%), múltiples actores (2%) y otros (2%). 

En cuanto a la ubicación geográfica, estos hechos se presentaron en 115 municipios de 23 departamentos y Bogotá, como ciudad capital del país. Los departamentos con mayor número de eventos fueron: Antioquia (14%), La Guajira (14%), Santander (13%), Meta (10%), Boyacá (7%), Casanare (6%), Córdoba (5%), Arauca (4%) y Caquetá (3%). 

Mecanismos de Participación

Una vía para tramitar los conflictos asociados al sector minero-energético es el uso de los mecanismos de participación ciudadana. De acuerdo al artículo 103 de la Constitución Política de Colombia, estos instrumentos permiten a los ciudadanos ejercer su soberanía e incidir en la toma de decisiones sobre asuntos que los afectan directamente. Entre los mecanismos actualmente vigentes en Colombia se encuentran: el voto, el plebiscito, el referendo, la consulta popular, el cabildo abierto, la iniciativa legislativa y la revocatoria del mandato.

La consulta popular se ha convertido en uno de los mecanismos de participación más utilizados por la ciudadanía para manifestar su posición frente a proyectos minero-energéticos. Según la Ley 134 de 1994, “Por la cual se dictan normas sobre mecanismos de participación ciudadana”, el artículo octavo define la consulta popular como:

“[…] la institución mediante la cual, una pregunta de carácter general sobre un asunto de trascendencia nacional, departamental, municipal, distrital o local, es sometido por el Presidente de la República, el gobernador o el alcalde, según el caso, a consideración del pueblo para que éste se pronuncie formalmente al respecto. En todos los casos, la decisión del pueblo es obligatoria”. 

A corte de mayo de 2025, se han realizado más de cincuenta consultas populares en Colombia, de las cuales más de diez han estado relacionadas con proyectos minero-energéticos. El año 2017 fue el de mayor actividad en este tema, con siete consultas realizadas. En la mayoría de estos procesos, más del 90 % de los votantes rechazaron la implementación de proyectos minero-energéticos en sus territorios.

Debido al uso intensivo de este mecanismo en un mismo año y sus efectos para las finanzas públicas, diversos actores solicitaron a la Corte Constitucional revisar el alcance de la consulta popular como herramienta para aprobar o rechazar proyectos de interés nacional, como la exploración y explotación de recursos del subsuelo. En la sentencia SU-095 de 2018, la Corte estableció que, aunque las consultas populares son vinculantes en asuntos locales, no pueden prohibir actividades de interés nacional, como la explotación de recursos naturales no renovables. 

Además, la Corte, a través de la misma Sentencia, exhortó al Congreso de la República a aprobar, en el menor tiempo posible, una ley de coordinación y concurrencia en la que se establezcan las instancias y los procedimientos para que el Estado, representado a través de sus instituciones respectivas, junto con las autoridades municipales y departamentales, acuerden la realización de proyectos extractivos en los territorios. Así mismo, la ley debe establecer mecanismos de participación que le permitan a la ciudadanía expresar su opinión y ser tenida en cuenta en los procesos de toma de decisiones. A la fecha, el Congreso no ha logrado aprobar la ley y la participación ciudadana en asuntos minero-energéticos no se encuentra reglamentada. 

La información presenta un panorama complejo para Colombia en términos de conflictividad socioambiental, especialmente relacionado al sector minero-energético. Según los datos proporcionados por la Defensoría del Pueblo, el 6.3% de los hechos conflictivos presentados en el país entre enero de 2022 y febrero de 2024, están relacionados con este sector.  De estos hechos, el 49% se vinculan con el subsector de los hidrocarburos, el 41% con el de minería y el 10% con el de energía.

Las acciones más frecuentes son bloqueos, seguido por los plantones, las marchas y el cese de actividades. Los principales actores involucrados en estos hechos son las comunidades aledañas a los proyectos minero-energéticos, seguidos por los trabajadores e integrantes de sindicatos, los mineros tradicionales y las comunidades indígenas. 

En términos de distribución espacial de la conflictividad, la información recopilada indica que en el 71% de los departamentos y en más del 10% de los municipios del país, se adelantaron hechos de expresión de inconformismo sobre las decisiones u omisiones del Estado en asuntos minero-energéticos. Los departamentos más afectados fueron Antioquia, La Guajira,  Santander y Meta, cada uno con más del 10% de los hechos conflictivos. 

En materia de participación ciudadana, la Constitución Política de Colombia establece siete mecanismos, cada uno con reglas específicas para su aplicación en asuntos de orden nacional, departamental o local. Entre ellos, la consulta popular se ha convertido en el más utilizado por la ciudadanía para manifestar su posición frente a proyectos del sector minero-energético. El año 2017 marcó un hito, al registrarse el mayor número de consultas populares en torno a este tema.

No obstante, debido a los efectos económicos y jurídicos derivados de los resultados de dichas consultas, la Corte Constitucional profirió la Sentencia SU-095 de 2018, en la que restringe el alcance de este mecanismo. En dicha decisión, el alto tribunal estableció que los ciudadanos, desde el nivel municipal, no pueden utilizar la consulta popular para vetar actividades de exploración y explotación de recursos del subsuelo, por tratarse de competencias exclusivas de la Nación.

Además, la Corte hizo un llamado urgente al Congreso de la República para que expidiera una ley de coordinación y concurrencia, que defina las instancias, procedimientos y formas de participación de los distintos niveles de gobierno en decisiones sobre proyectos extractivos. Sin embargo, siete años después, dicha ley aún no ha sido aprobada, lo que ha generado un vacío normativo que limita la participación efectiva de municipios y departamentos en decisiones que afectan directamente sus territorios.

En conclusión, aunque la consulta popular sigue siendo un mecanismo legítimo de participación en Colombia, su aplicación en el sector extractivo se encuentra restringida. Las decisiones sobre la explotación de los recursos del subsuelo permanecen bajo la competencia exclusiva del Estado central, lo que representa un desafío para la descentralización efectiva y la garantía de los derechos de participación ciudadana en los territorios.

Entre 2010 y 2013, el empleo en el sector fósil en Colombia supera los 300 mil puestos, con una tendencia al alza, atribuida a que los datos integraban tanto hidrocarburos como minería. A partir de 2014, la cifra cae considerablemente debido a un cambio metodológico que limita el dato a petróleo y gas, estabilizado desde entonces por encima de los 100 mil empleos, con un repunte en 2018. Las fluctuaciones entre 2014 y 2021 están asociadas a la volatilidad de los precios internacionales de los hidrocarburos, cuyo colapso en 2014 afectó la viabilidad económica de múltiples proyectos extractivos. Este patrón confirma la alta vulnerabilidad del empleo fósil a los ciclos de precios globales y a decisiones corporativas centralizadas, lo que plantea riesgos para la estabilidad laboral de las comunidades dependientes de esta industria. A pesar de su peso histórico, el sector muestra señales de estancamiento estructural que podrían intensificarse en contextos de descarbonización acelerada.

Los datos disponibles sobre empleo en energías renovables en Colombia muestran una evolución dispar entre tecnologías y revelan importantes discrepancias según la fuente consultada. Para los años 2020 y 2021, el hub de Energía ofrece un desglose detallado: La energía hidráulica fue el mayor generador de empleos renovables, con 51.300 en 2020 y 42.730 en 2021, seguida por la biomasa sólida con 18260 empleos. En contraste, la solar fotovoltaica, a pesar de su crecimiento reciente en capacidad instalada, registró apenas 360 empleos en 2020 y 2830 en 2021. lo que evidencia una alta concentración en las tecnologías renovables convencionales.

En cuanto a la energía eólica, los datos muestran una caída drástica de 2.100 empleos en 2020 a apenas 56 en 2021, posiblemente debido al carácter intermitente de la construcción de proyectos o a diferencias metodológicas. Para 2023, IRENA reporta cifras más agregadas: 49.000 empleos en hidroeléctrica y 19.000 en biomasa, sin especificar otras tecnologías ni detallar el método de estimación, lo que limita la comparabilidad directa con los datos del HUB de Energía.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un estudio en 2025 que refuerza la importancia del componente laboral en la transición energética justa. Mediante un modelo de inteligencia artificial (basado en el algoritmo Extra Trees Regressor), la UPME estimó que los proyectos solares y eólicos ya instalados o en prueba han generado cerca de 27.600 empleos. Las proyecciones para 2030 son significativamente mayores: se estima que los proyectos con capacidad asignada podrían superar los 200.000 empleos. En un escenario de expansión alineado con los planes nacionales de largo plazo, el empleo acumulado en estas tecnologías podría alcanzar entre 203.000 y 219.000 empleos en 2030, y hasta 624.000 para 2050.

Estos beneficios laborales se concentran geográficamente en departamentos como La Guajira y el Cesar, donde se proyectan los desarrollos solares y eólicos a gran escala. Esta dimensión regional del empleo renovable subraya el potencial de transformación productiva en territorios históricamente marginados, aunque también plantea retos en términos de preparación laboral, capacidades locales y cadenas de suministro.

El contraste entre ambos sectores evidencia una transformación incipiente pero significativa del perfil laboral del sector energético colombiano. Mientras el empleo fósil enfrenta una trayectoria descendente o estancada, el empleo en energías renovables muestra un crecimiento acelerado que podría configurarse como una alternativa viable de reconversión laboral. Sin embargo, este cambio no garantiza automáticamente una transición justa. Aún persisten desafíos estructurales en términos de inclusión laboral, capacitación, y regionalización del empleo renovable. Para evitar la profundización de desigualdades existentes, incluyendo brechas de género, territoriales y de acceso a oportunidades es fundamental implementar políticas activas de reconversión, programas de formación técnica, y marcos de gobernanza laboral inclusivos. La transición energética, para ser justa, debe contemplar no sólo la creación neta de empleos, sino su calidad, estabilidad y distribución equitativa entre regiones, sectores y grupos sociales históricamente marginados.