El debate sobre el Cargo por Confiabilidad se abrió hace pocas semanas por un comunicado de la Superintendencia de Servicios Públicos, que cuestionó la inversión del mecanismo frente a sus resultados tangibles, y por la respuesta de gremios como Acolgen y Andeg, que defienden su validez y efectividad. Para entender qué está en juego, vale una reflexión con un servicio que la ciudadanía reconoce sin discusión: el cuerpo de bomberos.
En Colombia, la actividad de los bomberos se financia con un esquema de recursos locales, departamentales y nacionales regulado por la ley, que la define como un servicio público esencial. Con esos recursos, los bomberos hacen inspecciones, revisan planos, capacitan, simulan emergencias, vigilan riesgos, y se mantienen listos para reaccionar ante una emergencia. Los ciudadanos pagan por esa disponibilidad permanente, no por cada incendio atendido. Pocos reparan en cómo se hace esa inversión, y nadie discute la importancia de sostenerla.
El sistema eléctrico colombiano opera con una lógica parecida. Cuenta con un mecanismo de mercado creado para financiar las tareas preventivas y de respaldo que aseguran el suministro; solo que aquí lo que se evita son apagones, no incendios. Ese mecanismo es el Cargo por Confiabilidad.
Pagar por estar listos
La CREG lo creó en 2006 para mantener listas las plantas necesarias para atender la demanda en cualquier momento: durante sequías, cuando escasean combustibles o cuando una falla afecta a las plantas principales del sistema. Su diseño busca sostener en operación las plantas actuales e incentivar la inversión en los nuevos proyectos que atenderán la demanda futura y creciente.
El parque de generación en Colombia combina, sobre todo, plantas hidroeléctricas, térmicas y solares. El agua es la columna del sistema y aporta la mayor parte de la energía firme gracias a los embalses, capaces de almacenarla y entregarla cuando se necesita (Fitch calcula que entre 60% y 70% de la generación del país es hidráulica). La solar suma generación cuando hay radiación, y las térmicas entran como respaldo cuando los demás recursos escasean. Cada fuente despacha según lo disponible en el momento y lo que resulte más económico para los usuarios.
La complejidad técnica nace de la programación de ese mix, sumada a una exigencia particular de la electricidad: se produce en el mismo instante en que se consume, porque almacenarla a gran escala sigue siendo costoso. Eso obliga al país a mantener plantas capaces de entrar apenas el sistema las llame, aunque pasen semanas en reposo. Sostener esa disponibilidad tiene un precio (personal, mantenimiento, combustible asegurado, gestión ambiental), y para cubrirlo se creó el Cargo, administrado bajo reglas de la CREG. A cambio de un ingreso estable, cada generador adquiere el compromiso de estar listo para entregar energía firme en los momentos de mayor presión y asumir una penalización si llega a fallar. Acolgen y la calificadora Fitch lo asimilan a un seguro que pagan los usuarios; Andeg prefiere hablar de un mecanismo de confiabilidad, por considerar que la analogía del seguro simplifica su función.
Puesto en perspectiva, el Cargo representa alrededor del 10 al 15% de la factura de energía (según análisis de la Universidad Externado), y esa contribución compra estabilidad. Durante las sequías, de acuerdo con Andeg, el mecanismo pone un techo a los precios de la bolsa y modera las alzas que, de otro modo, llegarían a los hogares y a las empresas. El costo de esa disponibilidad resulta menor que el de la emergencia que ayuda a prevenir.
El valor de esa garantía se aprecia mejor en las épocas difíciles. Como lo sostienen los gremios, el país atravesó los fenómenos de El Niño de 2015-2016 y de 2023-2024 con la luz encendida, apoyado en las plantas de respaldo que el Cargo mantiene disponibles. Siguiendo la analogía, fueron temporadas secas en las que la estación de bomberos no solo estuvo lista para responder: su vigilancia constante evitó que las chispas se propagaran. El fuego amenazó, pero la atención temprana lo contuvo antes de que alcanzara a toda la ciudad y encareciera la factura de apagarlo.
El reporte de la Superservicios
A finales de julio, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios publicó un estudio según el cual los usuarios han transferido 97,1 billones de pesos (constantes de 2025) al Cargo a lo largo de veinte años, con un aumento de capacidad que el organismo considera insuficiente frente a esa cifra; en 2025, señala el informe, el mecanismo fue equivalente al 111% de las utilidades del sector. La entidad recomienda revisar su diseño. Los gremios recibieron el estudio con observaciones sobre la interpretación de esta inversión. Para Acolgen y Andeg, medir el Cargo solo por los megavatios nuevos desconoce aquello que sí financió: la disponibilidad de las plantas que sostuvieron el sistema durante las sequías. Su valor, sostienen, reside en los racionamientos que ayudó a evitar. Andeg estima ese beneficio en cerca de 125 billones de pesos en dos décadas, sumando el ahorro de las crisis de abastecimiento que no ocurrieron y el efecto de contención que el mecanismo ejerce sobre los precios en los episodios de escasez.
Una porción mayoritaria de esta remuneración pagó a plantas existentes por mantenerse disponibles, el propio estudio de la Superservicios lo señala, y eso corresponde al diseño del mecanismo: el sistema requiere ese respaldo listo, y sostenerlo cuesta. Para las plantas nuevas la regla cambia. Según la Resolución CREG 071 de 2006, la remuneración se activa cuando el proyecto entra en operación comercial y respalda su obligación de energía firme; los proyectos adjudicados que quedaron en el camino permanecieron por fuera de ese ingreso, ya que el Cargo remunera capacidad efectivamente disponible. El informe concluye que esos recursos no han sido suficientes para traducirse en nueva capacidad, pero los proyectos nuevos no se frenaron por una falla en el diseño del Cargo: la brecha está en los cuellos de botella que encuentran después de la subasta.
Adjudicar no es tener energía
Aprobar la contratación de cien bomberos y tenerlos formados, uniformados y dentro de la estación son dos momentos distintos, separados por meses de entrenamiento y logística. Con la energía ocurre igual: adjudicar una obligación de energía firme en una subasta a una planta nueva y disponer de esa energía en la red son cosas diferentes. La subasta entrega un compromiso; la firmeza llega cuando el proyecto entra en operación. Entre un punto y otro, advierte el sector, median trámites de licencia ambiental, permisos de conexión, obras de transmisión, disponibilidad de gas y financiación, cada uno capaz de sumar años al calendario. Esa es la brecha que hoy preocupa al sector, y su origen está en la ejecución. El mecanismo, lejos de obstruir esa expansión, ofrece la señal de ingreso estable que la vuelve financiable.
La subasta de marzo de 2026 cerró con quince proyectos y cerca de 16 billones de pesos en inversión, con una asignación que superó en torno al 8% la demanda proyectada por la UPME, y el Gobierno la presentó como un resultado exitoso (según Portafolio y la CREG). Es una señal alentadora. Su efecto real dependerá de que esos proyectos crucen la distancia que separa la adjudicación de la puesta en marcha, en un país donde XM proyecta un margen ajustado: un déficit cercano al 3,5% este año y de hasta 6,8% hacia 2030 si las decisiones se demoran.
En la subasta de 2024, el 99% de los 4.441 megavatios asignados correspondió a energía solar (según XM), una expansión valiosa para la transición energética, pero que requiere el respaldo del almacenamiento en baterías, contemplado ya en la regulación de la CREG, como el complemento que guarda la energía del sol para las horas críticas.
Fortalecer, no desmontar
El mecanismo, con veinte años de vigencia, admite mejoras, y en eso coincide buena parte de sus defensores. Integrar el almacenamiento, ofrecer señales estables que anticipen la inversión y agilizar los trámites que hoy retienen a los proyectos adjudicados figuran entre los ajustes razonables. La cautela apunta al ritmo: Fitch advirtió, en un informe del 21 de agosto de 2025, que modificar el Cargo de forma abrupta podría presionar las finanzas de las generadoras y desalentar la inversión, con mayor riesgo de desabastecimiento, y recomendó que cualquier cambio avance de manera gradual. Actualizar la estación de bomberos (renovar los carros, sumar tecnología, ampliar la cobertura) fortalece la respuesta; desmontarla en plena temporada seca, la debilita.
Colombia acumula más de tres décadas sin un apagón nacional, un logro que suele pasar inadvertido precisamente porque el sistema ha cumplido. Detrás de esa normalidad opera una garantía discreta que mantiene las plantas listas para el día en que el país las necesite. El desafío de esta década será preservar esa certeza mientras la matriz se transforma: conservar la estación siempre atendida y, a la vez, modernizar la flota. La luz encendida, al final, es la mejor prueba de que la garantía cumplió su tarea.
Por ISAGEN
