Bogotá D.C., julio de 2026. El Gobierno nacional actualizó la hoja de ruta para planear el sistema eléctrico colombiano. A través de la Resolución 40331 de 2026, el Ministerio de Minas y Energía modernizó los criterios para elaborar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objetivo de coordinar por primera vez la planeación de los proyectos de generación y transmisión bajo una visión integral de mediano y largo plazo.

La medida responde a uno de los principales desafíos del sector: evitar que los nuevos proyectos de generación, especialmente renovables, avancen sin la infraestructura de transmisión necesaria para entregar su energía al sistema. En años recientes, esta desarticulación ha generado retrasos, restricciones y limitaciones para la entrada de nueva capacidad.

Con la nueva regulación, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) deberá elaborar los planes de expansión incorporando criterios de calidad, confiabilidad, resiliencia, suficiencia, flexibilidad operativa, uso eficiente de recursos energéticos y valoración de externalidades positivas.

La resolución también ordena a la UPME desarrollar una metodología para optimizar la expansión de la red eléctrica del país. Para ello, la entidad tendrá un plazo de 12 meses, contados a partir de la expedición de la resolución, para establecer y publicar dicha metodología.

Generación y transmisión deberán planearse juntas

El cambio central de la nueva regulación es que los planes de expansión de generación y transmisión deberán elaborarse de manera coordinada. Esto significa que la planeación ya no podrá mirar por separado dónde se instalarán nuevas plantas y dónde se construirán las redes necesarias para transportar esa energía.

En un sistema eléctrico moderno, la generación y la transmisión son dos piezas de una misma cadena. Una planta solar, eólica, hidráulica o térmica puede estar lista para producir energía, pero si no existe línea, subestación o capacidad de conexión suficiente, esa energía no llega oportunamente a los hogares, las industrias y las regiones.

La coordinación busca anticipar necesidades futuras, evitar congestiones, reducir restricciones y permitir que la infraestructura requerida se ejecute con mayor eficiencia. El objetivo es que los proyectos de generación entren al sistema con una red preparada para recibirlos.

Una respuesta a cuellos de botella históricos

MinEnergía señaló que la actualización responde a los desafíos que enfrenta Colombia para incorporar nuevas fuentes de generación. En particular, el país necesita evitar desarticulaciones entre obras de transmisión y proyectos de generación que han ocasionado retrasos y limitaciones al desarrollo del sector.

Los cuellos de botella de transmisión afectan especialmente a las energías renovables. Muchos proyectos solares y eólicos se ubican en regiones con buen recurso natural, pero alejadas de los principales centros de consumo o de redes con capacidad suficiente.

Cuando la red no se expande al mismo ritmo que la generación, el sistema puede terminar con proyectos represados, restricciones operativas, energía que no se puede evacuar y mayores costos para los usuarios.

UPME tendrá 12 meses para definir metodología

La UPME será la entidad encargada de desarrollar la metodología que permita optimizar la expansión de la red eléctrica. Esta metodología deberá integrar los nuevos criterios definidos por la resolución y servir como base técnica para los planes futuros.

El plazo de 12 meses será clave para pasar de la norma a la implementación. La metodología deberá responder preguntas complejas: dónde se requiere nueva transmisión, qué proyectos son prioritarios, cómo se incorporan fuentes renovables variables, cómo se valoran beneficios sociales y ambientales, y cómo se asegura la confiabilidad del sistema.

También deberá considerar escenarios de demanda, ubicación de nuevos proyectos, riesgo climático, expansión regional, disponibilidad de recursos energéticos y necesidades de flexibilidad operativa.

CREG tendrá 18 meses para armonizar regulación

La resolución establece que la CREG contará con un plazo de 18 meses para armonizar la regulación necesaria que permita implementar los nuevos lineamientos.

Este punto es importante porque la planeación no basta por sí sola. Para que los criterios se conviertan en obras y señales efectivas, la regulación debe definir reglas de remuneración, ejecución, conexión, responsabilidades, incentivos, cargos y procedimientos.

La armonización regulatoria será determinante para que los planes de expansión puedan materializarse sin generar incertidumbre para inversionistas, transportadores, generadores, operadores de red y usuarios.

Resiliencia y flexibilidad, nuevos criterios de planeación

La nueva hoja de ruta incorpora criterios de resiliencia y flexibilidad operativa. Estos conceptos son cada vez más relevantes porque el sistema eléctrico debe responder a fenómenos climáticos, variaciones de demanda, eventos extremos y mayor participación de fuentes renovables.

La resiliencia se refiere a la capacidad del sistema para resistir, adaptarse y recuperarse ante contingencias. En el caso eléctrico, implica preparar redes y generación para eventos como sequías, fallas de infraestructura, restricciones regionales o cambios bruscos en la oferta.

La flexibilidad operativa, por su parte, permite ajustar la operación del sistema frente a cambios en generación y consumo. Es una condición esencial cuando crecen fuentes solares y eólicas, cuya producción depende de variables climáticas como radiación y viento.

Suficiencia para atender la demanda creciente

Otro criterio incorporado es la suficiencia. Esto significa que la expansión del sistema debe garantizar capacidad suficiente para atender la demanda actual y futura, evitando déficits de energía, restricciones o mayores riesgos de racionamiento.

Colombia enfrenta una demanda eléctrica creciente, impulsada por actividad económica, electrificación de usos finales, crecimiento urbano, digitalización y nuevas necesidades industriales. Si la generación y la transmisión no crecen al ritmo adecuado, la confiabilidad puede deteriorarse.

La planeación integrada permitirá anticipar dónde crecerá la demanda, qué regiones necesitarán más infraestructura y qué combinación de tecnologías puede atender el consumo de manera segura, eficiente y sostenible.

Externalidades positivas entran en la planeación

La resolución también incorpora la valoración de externalidades positivas. Esto implica reconocer beneficios que no siempre se reflejan directamente en los costos tradicionales de los proyectos, pero que aportan valor al sistema y a la sociedad.

En infraestructura eléctrica, estas externalidades pueden incluir reducción de emisiones, mayor resiliencia regional, diversificación energética, seguridad de suministro, desarrollo territorial, integración de energías renovables y disminución de restricciones.

Incluir estas variables puede cambiar la forma en que se priorizan obras. Un proyecto no se evaluaría únicamente por su costo directo, sino también por los beneficios que genera para la transición energética, la confiabilidad y el desarrollo económico.

Edwin Palma: transmisión debe avanzar al ritmo de la generación

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea, afirmó que la transición energética no depende únicamente de construir nuevos proyectos de generación. También exige que la infraestructura de transmisión avance al mismo ritmo.

Según Palma, la nueva hoja de ruta coordina ambos procesos para evitar cuellos de botella, fortalecer la confiabilidad del sistema y garantizar que la energía llegue oportunamente a hogares, industrias y regiones.

El mensaje resume una preocupación recurrente del sector: instalar megavatios no es suficiente si el país no cuenta con líneas, subestaciones, capacidad de conexión y redes preparadas para transportar esa energía.

Más renovables exigen una red más robusta

La transición energética implica incorporar más proyectos solares, eólicos, sistemas de almacenamiento, autogeneración y comunidades energéticas. Estas fuentes transforman la operación del sistema porque muchas se ubican en zonas distintas a los centros tradicionales de generación.

La energía solar puede crecer en regiones con alta radiación, mientras la eólica tiene gran potencial en zonas como La Guajira. Para aprovechar esos recursos, el país necesita redes capaces de evacuar energía, manejar variabilidad y mantener estabilidad operativa.

Si la red no acompaña la expansión renovable, los proyectos pueden quedar atrapados en trámites, restricciones o falta de capacidad de transporte. La nueva resolución busca precisamente reducir ese riesgo mediante planeación conjunta.

Plan de Expansión del SIN con visión de largo plazo

El Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional es una herramienta clave para definir las obras y necesidades futuras del sistema eléctrico. Con los nuevos criterios, su elaboración deberá mirar más allá de la solución inmediata de restricciones.

La visión de mediano y largo plazo permitirá anticipar escenarios de crecimiento de demanda, ubicación de proyectos renovables, evolución tecnológica, riesgos climáticos, electrificación industrial y necesidades regionales.

Esta planeación será esencial para que Colombia no siga tomando decisiones reactivas, sino preventivas. En energía, las obras pueden tardar años, por lo que la falta de anticipación se traduce en retrasos, sobrecostos y riesgos para el servicio.

Confiabilidad del servicio eléctrico

Uno de los objetivos principales de la resolución es fortalecer la confiabilidad del servicio eléctrico. La confiabilidad se refiere a la capacidad del sistema para atender la demanda de manera continua, segura y con calidad, incluso bajo condiciones adversas.

Para lograrlo, no basta con tener generación suficiente. También se requiere transmisión disponible, redes estables, capacidad de respaldo, operación coordinada, regulación adecuada y proyectos que entren a tiempo.

La coordinación entre generación y transmisión puede reducir el riesgo de que nuevas plantas no puedan entregar energía o de que regiones con alta demanda queden expuestas a restricciones por falta de infraestructura.

Una regulación alineada con la transición energética justa

MinEnergía señaló que la resolución está alineada con los objetivos de la Transición Energética Justa. Esto significa que la expansión del sistema debe permitir incorporar energías limpias, mejorar confiabilidad y contribuir al desarrollo económico de los territorios.

Una transición justa exige que la energía renovable pueda llegar efectivamente a los usuarios. Para ello, los proyectos deben conectarse, la red debe expandirse y las regiones deben contar con infraestructura que permita aprovechar sus recursos energéticos.

La planeación integrada también puede ayudar a reducir desigualdades regionales, priorizando obras que mejoren calidad del servicio y habiliten nuevos proyectos productivos en zonas con rezagos de infraestructura.

Relación con puntos de conexión y capacidad de transporte

La nueva hoja de ruta se suma a otras medidas adoptadas por el Gobierno para mejorar la conexión de proyectos eléctricos. En mayo de 2026, MinEnergía y la UPME anunciaron la Resolución 000358 de 2026, orientada a acelerar la entrada de proyectos estratégicos y evitar bloqueos de capacidad en la red.

Esa resolución buscó dar mayor certeza técnica a proyectos de generación que necesitan conectarse al Sistema Interconectado Nacional. La nueva Resolución 40331 complementa ese enfoque al intervenir la planeación estructural de generación y transmisión.

En conjunto, estas medidas apuntan a resolver un problema recurrente: proyectos con capacidad asignada que no avanzan, redes saturadas y nuevas plantas que no encuentran condiciones oportunas para entregar energía.

Transmisión 2025-2039 como antecedente

La actualización también se conecta con el proceso del Plan de Expansión de Transmisión 2025-2039, que MinEnergía publicó previamente para participación ciudadana. Ese plan define obras necesarias para garantizar seguridad, confiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico.

La nueva regulación eleva el estándar de planeación porque exige que la expansión de transmisión se piense junto con la expansión de generación. Así, los proyectos futuros deberán responder a una visión coordinada y no a decisiones aisladas.

Para el sector, esto puede mejorar la calidad de las señales de inversión y reducir incertidumbre sobre dónde habrá capacidad de transporte disponible.

Evitar decisiones reactivas

La planeación eléctrica requiere anticipación. Una línea de transmisión o una subestación pueden tardar años en licenciarse, contratarse y construirse. Si las decisiones se toman cuando la demanda ya creció o cuando los proyectos ya están listos, el sistema llega tarde.

La Resolución 40331 busca que el país anticipe necesidades futuras y prepare la infraestructura antes de que aparezcan las restricciones. Esto es especialmente importante en un contexto de crecimiento de energías limpias y mayor sensibilidad climática.

La anticipación también reduce costos. Cuando las obras se planifican tarde, el sistema puede depender de generación más costosa, restricciones operativas o soluciones de emergencia que terminan impactando a usuarios.

Beneficios para hogares, industrias y regiones

El Gobierno sostiene que coordinar generación y transmisión permitirá que la energía llegue oportunamente a hogares, industrias y regiones. Esto tiene impacto directo sobre calidad del servicio, competitividad y desarrollo territorial.

Para los hogares, una red confiable reduce interrupciones y mejora continuidad del servicio. Para la industria, garantiza condiciones para producir, electrificar procesos y planear inversiones. Para las regiones, habilita nuevos proyectos y puede atraer actividad económica.

La infraestructura eléctrica es una condición de desarrollo. Sin transmisión suficiente, las regiones con potencial energético pueden quedar aisladas de los beneficios de sus propios recursos.

Un sistema preparado para las próximas décadas

Edwin Palma señaló que Colombia está modernizando la forma en que planifica su sistema eléctrico, incorporando criterios de resiliencia, flexibilidad y eficiencia para que las decisiones actuales permitan contar con un sistema más seguro y competitivo durante las próximas décadas.

Esta visión reconoce que el sistema eléctrico de 2035 o 2040 será distinto al actual. Tendrá más fuentes renovables variables, más autogeneración, más digitalización, mayor demanda eléctrica y posiblemente más almacenamiento.

La regulación busca preparar desde ahora esa transición, evitando que la infraestructura se convierta en el principal obstáculo para el crecimiento de energías limpias y la electrificación de la economía.

Retos de implementación

Aunque la resolución marca un avance regulatorio, su impacto dependerá de la implementación. La UPME deberá producir una metodología robusta, la CREG deberá armonizar regulación y el sector deberá ejecutar obras en tiempos razonables.

También será necesario articular licenciamiento ambiental, consultas con comunidades, gestión predial, financiación, contratación y seguimiento de proyectos. Muchos retrasos de transmisión no dependen solo de planeación técnica, sino de factores sociales, ambientales y administrativos.

La nueva hoja de ruta deberá traducirse en obras concretas, capacidad de conexión y reducción de restricciones. De lo contrario, la coordinación quedaría en el papel.

Una señal para inversionistas

La coordinación entre generación y transmisión también envía una señal a inversionistas. Los proyectos eléctricos requieren claridad sobre capacidad de conexión, cronogramas de red, remuneración y reglas de mercado.

Si la planeación se vuelve más predecible, los agentes pueden evaluar mejor dónde desarrollar proyectos y qué riesgos enfrentan. Esto puede ayudar a atraer inversión en generación limpia, almacenamiento, transmisión y soluciones de flexibilidad.

Para un país que busca acelerar su transición energética, la confianza en la planeación es tan importante como los incentivos tributarios o las metas de capacidad instalada.

Una hoja de ruta para evitar nuevos atrasos

La Resolución 40331 de 2026 busca corregir una falla histórica: generación y transmisión avanzando a ritmos distintos. Cuando esto ocurre, el sistema pierde eficiencia y los usuarios terminan pagando costos de restricciones, retrasos o soluciones de emergencia.

Con una metodología integrada, criterios modernos y plazos para UPME y CREG, el Gobierno pretende que el país planifique de forma más coherente la infraestructura eléctrica que necesita.

El éxito dependerá de que esa hoja de ruta logre anticipar necesidades, priorizar proyectos estratégicos, destrabar infraestructura y garantizar que las energías limpias puedan conectarse al sistema sin generar nuevas restricciones.

Con la expedición de la Resolución 40331 de 2026, Colombia inicia una nueva etapa en la planeación del Sistema Interconectado Nacional. La coordinación entre generación y transmisión, junto con criterios de resiliencia, flexibilidad, suficiencia y valoración de externalidades positivas, busca construir un sistema eléctrico más confiable, eficiente y preparado para la transición energética de las próximas décadas.