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Caban Energy impulsa la transición energética con los modelos Energy as a Service y Battery as a Service.

La empresa estadounidense Caban Energy fortalece la transición energética de empresas de infraestructura crítica en Colombia mediante modelos de Energy as a Service y Battery as a Service.

Estos modelos permiten a las compañías implementar proyectos de energía renovable con modelo de almacenamiento sin inversión, viendo beneficios de ahorro, resiliencia y continuidad energética e implementación de estrategias sostenibles.

En Colombia, la energía solar ha crecido de forma acelerada en los últimos años y se ha destacado como una de las principales fuentes renovables del país.

La compañía ofrece servicios integrales que incluyen diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas energéticos renovables con almacenamiento, permitiendo a los clientes pagar una cuota mensual durante el tiempo de vida del proyecto. De esta manera, las empresas pueden acceder a soluciones energéticas limpias y resilientes mientras optimizan costos operativos.

“Nuestro compromiso con el planeta es fundamental. Tenemos un modelo de servicio energético que busca acelerar la transición hacia fuentes limpias y resilientes en América Latina, facilitando que las empresas transformen su infraestructura energética sin asumir los riesgos de inversión y operación. Queremos que Colombia se convierta en nuestro hub regional”, afirma Alexandra Rasch, CEO y fundadora de Caban Energy.

El modelo de Caban Energy combina infraestructura energética con tecnología digital para gestionar los proyectos. Más allá de sus esquemas de Energy-as-a-Service (EaaS) y Battery-as-a-Service (BaaS), la compañía integra soluciones de almacenamiento (BESS), infraestructura energética (Infrastructure-as-a-Service), todo habilitado por su software de monitoreo y analítica en tiempo real.

Además del componente energético, Caban también desarrolla proyectos que incluyen la construcción de torres de telecomunicaciones, la integración con la red eléctrica y el despliegue de sistemas híbridos con control inteligente, entre otros componentes clave para garantizar la continuidad energética de las operaciones y beneficiar no solo a las empresas de telecomunicaciones sino también a las comunidades aledañas.

En la apertura del Encuentro y Feria Renovables Latam, expertos advirtieron que el país necesitará al menos 6.000 MW adicionales para evitar un mayor déficit que ya se evidencia desde 2026, en medio de cuellos de botella en redes, inversión y regulación.

Con un llamado a acelerar decisiones estructurales para garantizar la seguridad energética del país, se instaló en Barranquilla el 9° Encuentro y Feria Renovables Latam, el principal espacio del sector en la región que reúne a líderes, empresas, inversionistas y autoridades del sector.

El evento se da en un momento clave: Colombia necesitará al menos 6.000 MW adicionales en los próximos cinco años para evitar un déficit energético que ya se aprecia en 2026, en un contexto donde el crecimiento de las energías renovables avanza, pero no al ritmo que exige la demanda.

Actualmente, el país suma más de 3.000 MW en operación o en pruebas de energía renovable y cerca de 1.200 MW en generación distribuida, con un portafolio en desarrollo que supera los 5.800 MW. Sin embargo, gran parte de estos proyectos enfrenta barreras que retrasan su ejecución.

El principal desafío es estructural: la expansión de las redes de transmisión, identificada como el cuello de botella que definirá el éxito o fracaso de la transición energética. Sin esta infraestructura, la energía no puede integrarse a gran escala ni garantizar confiabilidad en el suministro.

Para Alexandra Hernández, presidente Ejecutiva de SER Colombia “Colombia ya demostró que la transición energética es posible, pero ahora el desafío es acelerar. Si no resolvemos los cuellos de botella regulatorios, financieros y de infraestructura, el ritmo no será suficiente para garantizar seguridad energética y competitividad en los próximos años”.

El impacto de lograrlo es significativo: de destrabarse los proyectos, el país podría incorporar hasta 9.500 MW adicionales, generar ahorros en tarifas de hasta 7 billones de pesos y reducir emisiones de forma sustancial.

Por su parte, Ana Cristina Rendón, gerente de FISE, señaló que “hoy la transformación del sector dejó de ser una aspiración para convertirse en una realidad que exige decisiones oportunas, inversión, innovación y, sobre todo, articulación entre todos los actores. Las energías renovables son fundamentales para la confiabilidad, competitividad y diversificación del sistema, y espacios como este permiten conectar la oferta con la demanda y traducir esas conversaciones en proyectos concretos y oportunidades de negocio”.

A nivel global, el panorama añade presión. Factores como la volatilidad en precios de combustibles, la concentración de minerales críticos y el crecimiento acelerado de la demanda, impulsado por tecnologías como la inteligencia artificial y los centros de datos, están redefiniendo las prioridades del sector energético.

“Durante años la transición energética se abordó principalmente como una agenda ambiental, pero hoy el mundo tiene su mirada puesta en la seguridad energética. El reto no es escoger una tecnología sobre otra, sino integrarlas: todas suman y deben trabajar de manera complementaria para garantizar confiabilidad y competitividad. Este Encuentro de Renovables responde precisamente a ese momento, aportando soluciones concretas para el país y la región”, afirmó Daniel Díaz, director Ejecutivo del Consejo Mundial de Energía, WEC Colombia.

En Colombia, la transición ya tiene resultados visibles

La capacidad instalada de energías renovables no convencionales ha crecido de manera exponencial en los últimos años, consolidando un cambio estructural en la matriz energética del país.

“Hoy contamos con más de 4 gigavatios instalados en fuentes no convencionales, lo que refleja un crecimiento significativo. Estas son cifras tangibles que evidencian cómo se ha multiplicado la capacidad instalada en los últimos años y cómo la transición energética ya es una realidad que exige mantener el impulso para seguir superando los retos del sector”, afirmó Víctor José Paternina, viceministro de Energía.

En un contexto de alta presión sobre la demanda energética, el mensaje central del encuentro es claro: la transición no depende de una sola fuente, sino de la capacidad de integrar todas las tecnologías disponibles para garantizar energía suficiente, confiable y competitiva para el país.

En Wyoming, las excavadoras ya abren espacio para un reactor Natrium de 345 MW, impulsado por TerraPower, la firma fundada por Bill Gates. Punto de inflexión para la energía nuclear en los Estados Unidos.

Con un enfoque en seguridad y eficiencia, el proyecto aspira a un futuro más limpio y estable para la red eléctrica. La expectativa es alta y el impacto potencial sería verdaderamente transformador.

Lo que distingue a Natrium es el uso de sodio líquido como refrigerante en lugar de agua. Esta elección evita la alta presurización típica y permite operar a temperaturas por debajo del punto de ebullición del sodio. El resultado es un margen de seguridad ampliado y menos estrés para los materiales. Además, el diseño reduce la complejidad de equipos críticos y simplifica la operación diaria.

El empleo de sodio habilita una transferencia térmica más eficiente, lo que estabiliza la conversión de calor en electricidad. Esa eficiencia, combinada con sistemas de control avanzados, sitúa al proyecto en la vanguardia tecnológica. No se trata de un ajuste menor, sino de una arquitectura de planta repensada desde sus bases.

Un paso más hacia la energía limpia

El proyecto avanza en alianza con el Departamento de Energía de EE.UU., con la meta de iniciar operaciones en 2030. Esta cronología encaja con los objetivos de descarbonización y con la necesidad de reforzar la fiabilidad del sistema eléctrico.

A diferencia de otras fuentes firmes, la nuclear no emite CO₂ en la generación. Esa combinación de cero emisiones y potencia constante la vuelve estratégica para un mix más sostenible.

La inversión supera los 2.000 millones de dólares, una cifra ambiciosa para una primera implementación. Sin embargo, el potencial en escala y en reducción de costos operativos resulta atractivo. El proyecto busca validar un modelo replicable que complemente las energías renovables en múltiples regiones.

Tecnología y almacenamiento con sales fundidas

Natrium integra un sistema de almacenamiento térmico con sales fundidas, capaz de modular la entrega de energía. Esta reserva permite subir la potencia cuando la demanda crece o cuando baja la generación eólica y solar.

Es, en esencia, una planta flexible baja en carbono que responde a las señales del mercado. La producción y el almacenamiento se separan, aportando seguridad y control operativo.

La red gana así una herramienta de estabilidad frente a la variabilidad climática. En un sistema con más fotovoltaica y viento, el almacenamiento térmico es un amortiguador.

Seguridad y reducción de costos

La seguridad descansa en mecanismos pasivos que aprovechan la convección térmica y la gravedad para evacuar calor. Con menos dependencia de bombas y de alimentación externa, se disminuyen los riesgos de fallo en cadena.

El refrigerante de sodio opera a presión cercana a la atmosférica, reduciendo las tensiones estructurales y la complejidad de los vasos. Menos complejidad significa también menos mantenimiento y costos más predecibles.

La arquitectura separa la isla nuclear del bloque de almacenamiento, lo que añade capas de protección. La filosofía de “defensa en profundidad” guía cada decisión de diseño. El objetivo es un rendimiento alto con riesgos acotados y una traza de costos clara en el tiempo.

Convergencia con renovables

La planta está pensada para convivir con plantas solares y eólicas sin competir por el mismo espacio operativo. Su flexibilidad de potencia facilita el despacho junto a recursos intermitentes.

Cuando la generación renovable es abundante, el sistema almacena calor; cuando cae, libera electricidad al instante. Es un ajuste fino entre oferta y demanda que fortalece la confiabilidad de la red.

Para los operadores, contar con una fuente firme y modulable simplifica la planificación diaria. Así, la transición a un sistema de cero emisiones se vuelve más realista y la energía nuclear de cuarta generación aparece como un socio natural de las renovables.

Mirando a 2030 y más allá

Los próximos hitos incluyen certificación regulatoria, suministro de combustible y la construcción de plantas de apoyo como el centro de sodio.

Cada avance será observado por gobiernos y por la industria, atentos a la reproducibilidad del modelo. Si el despliegue cumple con su promesa, Natrium podría convertirse en referencia de una nueva generación nuclear.

Para un sector que busca credibilidad y aceptación pública, la transparencia y los resultados medibles serán esenciales. Lo que hoy es una obra en Wyoming podría mañana escalar a una red global de plantas modulares. En ese horizonte, la combinación de seguridad reforzada, flexibilidad operativa y bajas emisiones perfilan un camino hacia la energía del futuro.

El acuerdo establece cooperación técnica en planificación energética, desarrollo de infraestructura nuclear y pequeños reactores modulares, sin generar obligaciones financieras para las partes.

El Gobierno colombniano, a través del Ministerio de Minas y Energía, firmó un Memorando de Entendimiento con el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) para establecer un marco de cooperación en aplicaciones de tecnología nuclear orientadas a la descarbonización de los sistemas energéticos y el fortalecimiento del suministro eléctrico en Colombia.

La firma del acuerdo, realizada por el ministro Edwin Palma Egea y Rafael Mariano Grossi, director General del OIEA, tuvo lugar durante la visita oficial del alto funcionario a Colombia, quien destacó el interés del organismo en ampliar la colaboración técnica con el país.

“Para nosotros es muy importante unir esfuerzos, poder transferir nuestros conocimientos y tecnología, de modo tal que en el ramillete de posibilidades la energía nuclear pueda eventualmente ser una alternativa para Colombia”, afirmó Grossi.

El Memorando, suscrito en Cartagena y con una vigencia de cinco años, permitirá avanzar en el intercambio de información, mejores prácticas y estadísticas del sector energético; así como en la cooperación en planificación, modelado y seguimiento energético, desarrollo de infraestructura para energía nuclear e intercambios técnicos sobre diseño, construcción y regulación, incluyendo pequeños reactores modulares (SMR) y aspectos de seguridad y protección.

En el marco de esta agenda de cooperación, también se firmarán los siguientes instrumentos con el OIEA: el Marco Programático Nacional de Cooperación; el Memorando de Entendimiento Atoms4Food con el Ministerio de Agricultura; el MoU para la designación del INVEMAR como centro colaborador del OIEA; el MoU para la designación del INC como centro ancla del OIEA junto con el Ministerio de Salud; y el MoU para el Fortalecimiento del Sistema Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres con la UNGRD.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que este acuerdo representa un paso estratégico en la diversificación de la matriz energética del país.

“Con este Memorando damos un paso responsable y técnico para evaluar nuevas alternativas que nos permitan garantizar seguridad energética y avanzar en la descarbonización. Colombia explora, con el acompañamiento del OIEA, opciones que fortalezcan el suministro eléctrico de manera limpia y segura”.

El jefe de la cartera energética subrayó que el acuerdo es de carácter no vinculante y no genera afectación presupuestal inmediata para las partes, pero sí establece las bases para una cooperación técnica especializada.

“Estamos actuando con rigor institucional y bajo los más altos estándares internacionales de seguridad nuclear, protección física y salvaguardias. Nuestro compromiso es estudiar con seriedad la viabilidad de estas tecnologías”, afirmó el ministro Palma.

El Memorando se suscribe en coherencia con el compromiso de Colombia de promover tecnologías de bajo impacto ambiental y con el interés del país en evaluar la inclusión de la nucleo-electricidad como alternativa dentro de su matriz energética.

Con esta alianza, el Gobierno nacional fortalece su agenda internacional en materia energética y amplía el abanico de opciones técnicas para garantizar confiabilidad, sostenibilidad y resiliencia en el sistema eléctrico colombiano.

Durante 2025, el país superó los 2 gigavatios en proyectos de mediana y gran escala, y duplicó su capacidad en recursos distribuidos en 1,2 gigavatios adicionales.

Colombia cierra 2025 con 2.685 MW de capacidad renovable en operación comercial y pruebas, en proyectos de mediana y gran escala. Esta cifra representa el 13% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico nacional, frente al 2% que había hace dos años.

Este resultado se da por una inversión acumulada de 2.900 millones de dólares —en su mayoría de origen privado— que generó más de 27.000 empleos directos durante la fase de construcción de los proyectos.

En términos ambientales, la operación de estas plantas evita la emisión de 856.000 toneladas de CO₂ cada año, equivalentes a la siembra de 34 millones de árboles.

Paralelamente, los recursos distribuidos superaron el primer gigavatio de capacidad instalada. En este tipo de proyectos, Colombia cierra el año con 1,2 GW clasificados así: 587 MW en autogeneración a pequeña escala (22.000 proyectos en hogares, comercio e instituciones), 534 MW en autogeneración a gran escala (44 proyectos) y 74 MW en generación distribuida (81 minigranjas solares). Respecto a 2024, esta capacidad se duplicó.

En total, el país alcanzó 3,88 GW de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) sumando todas las escalas: proyectos grandes, medianos y pequeños.

“Aunque vamos por buen camino, consolidar esta expansión requerirá triplicar la capacidad actual y nuevas regulaciones que fortalezcan el cierre financiero de los proyectos y reduzcan los tiempos de los trámites, permitiendo que las renovables le sigan cumpliendo a los colombianos con un energético limpio y competitivo”, explicó Alexandra Hernández, presidente Ejecutiva de SER Colombia.

Nuevos actores impulsan la expansión del sector

El 71% (653 MW) de los 925 MW que entraron en operación durante 2025 proviene de nuevas empresas en el sector de energía en Colombia. Se trata de compañías que aportan capital de riesgo en las etapas tempranas de los proyectos —desde la gestión territorial y el diseño de ingeniería hasta la obtención de permisos y el cierre financiero—, y acompañan algunos desarrollos hasta su fase constructiva, e incluso como agentes en la comercialización de energía.

Entre estas nuevas empresas que han impulsado proyectos en entornos desafiantes, sorteando trámites complejos, demoras regulatorias y elevados costos financieros, se encuentran: Atlas Renewable Energy (Estados Unidos), Ecoener (España), Parque Solar Puerta de Oro SAS ESP, una empresa del fondo V de Infraestructura administrado por Patria Investments (Brasil), Grenergy (España), CTG / China Three Gorges (China), EDF Power Solutions (Francia) y Erco Energía (Colombia).

«Estos nuevos actores no solo incrementan la competencia, también atraen capital internacional, aportan experiencia que complementa el talento local y diversifican la generación eléctrica. Su presencia demuestra que Colombia, pese a los desafíos, sigue siendo un destino posible para la inversión energética cuando existen reglas claras», afirmó Hernández.

Balance en regulación y política pública

Durante 2025, el Gobierno Nacional avanzó en las medidas prioritarias de la agenda de trabajo acordada con SER Colombia. Entre las normas expedidas se destacan los decretos de licencia ambiental optimizada para proyectos solares y eólicos, que reducen tiempos de evaluación y requerimientos; la resolución de coexistencias que establece procedimientos claros para casos de superposición entre proyectos de hidrocarburos, minería y energías renovables; el decreto que reactiva las subastas de contratos de largo plazo; la suspensión del cobro de penalización por desviaciones para FNCER y el nuevo proceso de asignación de puntos de conexión que permitirá liberar capacidad en la red y una asignación más ágil de nuevos puntos.

Adicionalmente, están en proceso de expedición regulaciones para habilitar sistemas de almacenamiento con baterías, modificaciones al cargo por confiabilidad y entrada en operación de plantas menores.

Sin embargo, persisten obstáculos. Las resoluciones CREG 066 de 2024 y 069 de 2025, que intervienen el esquema del cargo por confiabilidad, limitan la participación de las FNCER en subastas y afectan el cierre financiero de los proyectos. SER Colombia insiste en que se considere su derogatoria.

Además, el proceso de asignación de capacidad de transporte bajo la Resolución CREG 075 de 2021 no ha funcionado: 25 meses del ciclo 2 transcurrieron sin asignaciones efectivas y sin una ruta clara para resolver el represamiento de solicitudes. Por otro lado, el decreto de transferencias del 6% reglamenta el artículo 233 del Plan Nacional de Desarrollo 2023-2026 y aumenta seis veces esta carga para las FNCER.

Colombia necesita triplicar su capacidad actual para evitar un déficit estructural hacia 2027. En los próximos cinco años se requerirán al menos 6.000 MW adicionales de energía renovable y una inversión cercana a 5.000 millones de dólares para garantizar un suministro eléctrico suficiente, competitivo y sostenible, de acuerdo con los cálculos de Óptima Consultores en su estudio para SER Colombia.

El consumo energético crece al doble del ritmo de expansión de la generación y, si no se acelera la entrada de nuevos proyectos, el déficit podría materializarse en 2027, como lo indican las cifras del Gobierno.

Finalmente, Hernández puntualizó: “La discusión sobre la transición energética va más allá de las tecnologías: se centra en nuestra capacidad real como país para sacar adelante los proyectos y ponerlos a funcionar. Las energías renovables son motor de empleo, inversión, competitividad y desarrollo para las regiones”.

La planta de energía fotovoltaica de Lamitech se convierte en el proyecto de instalación con cambio de cubierta más grande en el país durante 2025 y permitirá ahorros cercanos al 20% sobre el consumo de la energía requerida por la empresa.

Lamitech en Cartagena, Promigas y Surtigas inauguraron la nueva planta de autogeneración de energía solar fotovoltaica de esta compañía fabricante de laminados de alta presión y productos arquitectónicos.

Promigas, con el apoyo de su filial Surtigas, fue la encargada del diseño, construcción y puesta en operación del proyecto, que le permitirá a Lamitech reemplazar ceca del 20% de la energía convencional por energía solar, para sus procesos administrativos e industriales.

“Esta planta tiene una capacidad instalada de 2,3 MWp y cuenta con 3.711 paneles instalados en cubierta. Se trata de un proyecto que evitará la emisión aproximada de 1.960 Toneladas de CO2 al año, equivalentes a sembrar 93.350 árboles/año”, indicó Pilar Rodríguez, líder Estratégica de Surtigas.

Por su parte, Jorge Ignacio Zapata Urrea, CEO de Lamitech, afirmó que este proyecto representa avances significativos para la gestión que adelanta esta compañía en temas de sostenibilidad.

“La inauguración de esta planta solar es un hito para Lamitech. Representa un avance concreto en nuestro camino hacia la descarbonización y reafirma nuestra decisión de operar con una matriz energética más limpia, diversa y resiliente. Seguiremos invirtiendo en innovaciones que eleven el estándar de sostenibilidad de nuestra industria y del país”, afirmó Zapata.

Con la inauguración de este nuevo proyecto solar, que se suma a los casi 360 que Promigas tiene a nivel nacional, se reafirma el compromiso que la compañía tiene con la descarbonización del sector productivo.

La Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (Fedebiocombustibles) informó que Carolina Rojas Hayes finalizará su gestión como Presidente Ejecutiva el 20 de diciembre de 2025.

Tras decisión de la Junta Directiva, Carlos Alberto Mateus Hoyos asumirá la Presidencia Ejecutiva de Fedebiocombustibles a partir del 21 de diciembre de 2025.

Con más de una década de trayectoria en la Federación, Mateus ha liderado procesos técnicos, regulatorios, de articulación gremial y de relaciones internacionales.

“Asumo esta responsabilidad con compromiso y entusiasmo. Continuaré trabajando de manera cercana con el Gobierno, los productores y las regiones para fortalecer el papel de los biocombustibles en el desarrollo sostenible del país”, señaló Mateus Hoyos.

Durante su periodo, Carolina Rojas lideró avances clave para el sector: niveles históricos de producción y aportes de los biocombustibles, el impulso del SAF como combustible alternativo de aviación en el país y un fortalecimiento de la industria.

Estos resultados se lograron gracias a un diálogo técnico permanente con el Gobierno, que permitió consolidar políticas y proyectos estratégicos para la movilidad sostenible.

“Agradezco a la Junta Directiva, al equipo de Fedebiocombustibles y a los aliados y autoridades que nos acompañaron en un diálogo franco y constructivo. Me llevo un profundo orgullo por lo que alcanzamos juntos y la certeza de que el sector tiene un futuro extraordinario”, afirmó Rojas Hayes.

Un estudio reciente desarrollado por investigadores de las Universidades de Antioquia y Nacional de Colombia, la Red Nuclear Colombiana y la Escuela Latinoamericana de Administración y Emprendimiento analiza la viabilidad económica de convertir plantas de carbón en instalaciones nucleares a pequeña escala.

La investigación, liderada por José Alejandro Barrera Giraldo, David Galeano, Daniel Morales y Alfredo Trespalacios, analiza la posibilidad de aplicar el modelo conocido como Coal-to-Nuclear (C2N), que propone reutilizar parte de la infraestructura existente en termoeléctricas de carbón para instalar reactores modulares pequeños (SMR por sus siglas en inglés).

El análisis incorpora ocho países de la región: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, República Dominicana, Guatemala, Honduras y México.

El documento señala que varios países latinoamericanos enfrentan un aumento sostenido en la demanda de electricidad y una disminución progresiva del uso del carbón. Sin embargo, el cierre de estas plantas implica retos económicos y laborales. Este escenario abre la discusión sobre tecnologías capaces de sustituir generación firme y reducir emisiones.

La transición C2N ha sido estudiada en otros continentes y cuenta con proyectos piloto en Estados Unidos, Europa del Este y Asia. Los investigadores desarrollaron un modelo propio para estimar costos en el contexto latinoamericano, con particular atención a los riesgos financieros que caracterizan a cada país.

Metodología aplicada

Los autores proponen un modelo híbrido, determinístico y estocástico, basado en el cálculo del Costo Nivelado de Energía (LCOE). La metodología incorpora un factor de “reutilización” que estima el ahorro obtenido al mantener sistemas de transmisión, terrenos, accesos y parte de las obras civiles existentes en las plantas de carbón.

El estudio utilizó datos técnicos de 41 unidades termoeléctricas a carbón y aplicó simulaciones Monte Carlo para incluir variabilidad en costos de inversión, operación, combustible y tiempo de construcción.
Las estimaciones muestran un rango de LCOE entre 83,31 y 107,92 USD/MWh, según país y condiciones de las plantas. Colombia, Chile y México presentan los valores más bajos dentro del rango analizado.

Con las simulaciones, el rango se amplía a 71,47–169 USD/MWh, reflejando incertidumbres propias de los proyectos nucleares y de las economías de los países evaluados.

El estudio concluye que las diferencias entre naciones se explican, principalmente, por dos factores:

• Prima de riesgo país, que impacta el costo del capital.
• Edad y estado de las plantas de carbón, que determina su valor residual y el nivel de obras aprovechables.

México, Colombia y Chile se ubican como los países con resultados más favorables en la relación entre costos y riesgo. República Dominicana, Honduras y Argentina registran valores más altos debido a sus condiciones financieras y fiscales.

El análisis planta por planta identifica que las unidades con edades intermedias muestran mejores indicadores para una eventual conversión. Las plantas más nuevas requieren inversiones mayores por su alto valor residual, mientras que las de mayor antigüedad podrían enfrentar costos elevados asociados a reparaciones y remodelaciones antes de su reconversión.

Implicaciones para la política energética

Los investigadores plantean que las conversiones C2N en América Latina pueden complementar la expansión de energías renovables y ayudar a mantener la estabilidad del sistema eléctrico, dado que los SMR operan con altos factores de capacidad.

Pero señalan que la viabilidad de esta transición depende de condiciones de financiamiento, estabilidad regulatoria e instrumentos que reduzcan riesgos para los inversionistas. Asimismo, el estudio destaca la necesidad de cooperación internacional y marcos institucionales que permitan desarrollar proyectos nucleares en países sin trayectoria previa.

Además, sugiere avanzar en estudios nacionales detallados que incorporen costos locales, topografía, disponibilidad hídrica y parámetros regulatorios específicos. También recomienda evaluar la integración de la nuclear con sistemas renovables variables para determinar configuraciones óptimas dentro de cada matriz energética.

El estudio concluye que la transición del carbón hacia la energía nuclear mediante SMR representa una opción económicamente viable para Latinoamérica en escenarios determinados y bajo ciertas condiciones financieras. Su éxito depende de políticas públicas orientadas a la reducción de riesgo, marcos regulatorios consistentes y estrategias de inversión de largo plazo.

Exención de impuestos, contratación en mercado no regulado y reducción de la contribución del 20% hacen más rentable desarrollar infraestructura de movilidad eléctrica en Colombia.

El Ministerio de Minas y Energía anunció un paquete de incentivos destinados a acelerar el desarrollo de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en Colombia.

Las medidas buscan dinamizar la movilidad sostenible, atraer inversión y disminuir los costos de operación para los prestadores del servicio de carga en todo el país.

Gracias a la actualización normativa, los operadores podrán contratar energía en el mercado no regulado sin límites de potencia ni consumo mensual, lo que ofrece mayor flexibilidad y mejores condiciones de negociación.

Adicionalmente, la energía destinada a la carga de vehículos eléctricos estará exenta del 20% de la contribución, lo que reduce costos directos para quienes desarrollan esta infraestructura.

A estas medidas se suma el acceso a los beneficios contemplados en las Leyes 1715 de 2014 y 2099 de 2021, que incluyen exención de aranceles, exención de IVA, depreciación acelerada y descuentos en el impuesto de renta, de acuerdo con el procedimiento establecido por la Resolución de la Unidad de Planeación Minero Energética 736 de 2025.

“Este paquete de incentivos convierte a Colombia en uno de los países con mejores condiciones para invertir en infraestructura de carga. Estamos eliminando barreras y creando un entorno que estimula la innovación y la movilidad limpia”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea.