En Colombia, levantar capital para un parque solar no solo implica encontrar inversores, sino asumir un costo financiero que duplica al de mercados consolidados como el alemán. Con un WACC que supera el 15%, el peso del riesgo país representa una carga significativa que encarece la energía antes de que se genere un solo kilovatio.

La consecuencia: proyectos menos competitivos, inversionistas más cautelosos y un desarrollo renovable que avanza a contracorriente frente a países con condiciones macroeconómicas más estables.

Jorge Sierra Almanza, Gerente de Operaciones de Enersinc, advierte que en proyectos fotovoltaicos y eólicos, el capital puede representar entre el 60% y el 70% del costo total. “En países como Colombia, Ghana o Argentina, donde el WACC (costo promedio ponderado del capital) está por encima del 15%, gran parte del LCOE se destina a pagar intereses y retornos a los inversionistas”, explica, citando datos del último informe de IRENA.

En mercados con menor riesgo crediticio —como Dinamarca o Alemania— el impacto financiero no supera el 30%. Esa diferencia hace que la energía generada localmente sea menos competitiva y limita el desarrollo de proyectos frente a países más estables.

El alto WACC no es un problema solo para los desarrolladores: se traslada al Costo Nivelado de Energía (LCOE) y, en última instancia, al precio que pagan hogares y empresas.

Según Sierra, los precios promedio para proyectos solares a gran escala en Colombia se ubican entre 250 y 330 COP/kWh, mientras que en generación distribuida —menos escalable— superan los 350 COP/kWh.

Para revertir la situación, el especialista plantea una estrategia múltiple: garantías soberanas, seguros de riesgo cambiario, mayor participación de la banca multilateral y, sobre todo, “garantizar estabilidad jurídica y coherencia regulatoria” para mejorar el apetito inversor.

Colombia cuenta con 1.411 proyectos solares registrados con solicitud de conexión, que suman 74.599 MW, según datos de la UPME a julio de 2025. Sin embargo, muchos han quedado frenados o han cambiado de dueño por costos y riesgos no previstos.

Oportunidades y señales positivas

No todo es negativo: la caída global de hasta el 70% en el precio de equipamiento solar —incluyendo módulos e inversores— ayuda a amortiguar el sobrecosto financiero. Además, el país sigue siendo atractivo para actores con experiencia local, contratos sólidos y beneficios tributarios, capaces de obtener retornos por encima del 15%.

Para Sierra, este es un momento estratégico: “Los países con alta penetración solar ya no ofrecen los mismos retornos. Es la oportunidad de atraer inversiones hacia mercados como el nuestro, pero necesitamos resolver el sobrecosto financiero para que eso ocurra”.

En este escenario, también cobra relevancia la implementación de un nuevo mercado intradiario.

La propuesta del DETOR, aún en borrador, permitiría redespachar generación y corregir desvíos de forma diaria, reduciendo penalizaciones y bajando el riesgo operativo para las plantas renovables.

A diferencia del mercado spot, esta primera fase sería un mecanismo de ajuste diario gestionado por el operador del sistema, y podría estar vigente este mismo año si existe voluntad política.

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