Durante el 2025 ingresaron a complementar la matriz de generación de energía eléctrica 380.26 MW de nuevas plantas, de estos 333.87 MW provienen de plantas solares fotovoltaicas; 5.30 MW de plantas hidráulicas y 41.09 MW corresponde a plantas térmicas. De esta manera, la capacidad total del Sistema Interconectado Nacional, SIN, a corte del 31 de diciembre de 2025 fue de 21,028.56 MW.
La capacidad total del Sistema presenta una disminución de 1.74 % respecto al cierre de 2024, en donde se contaba con una capacidad efectiva neta de 21,400.75 MW al 31 de diciembre de 2024. Esta disminución se debe a cambios de parámetros en el sistema, a la finalización de la Resolución CREG 101 053 de 2024 y a la finalización de la transición de la Resolución CREG 148 de 2021 con la que 47 plantas que equivalen a 581.40 MW retornaron al estado de pruebas. Asimismo, con la finalización de la transición de la Resolución CREG 101 011 de 2022, 23 plantas que equivalen a 65.58 MW retornaron al estado de pruebas.
Durante el cuarto trimestre de 2025 ingresaron al sistema Interconectado Nacional, SIN, 60 proyectos, de los cuales, 32 proyectos son de generación que suman 309.40 MW; 8 son proyectos que conectan carga en el sistema, es decir proyectos que consumen energía directamente de la red, 12 que entraron a reforzar las redes del sistema de Transmisión Regional, STR y 8 proyectos que refuerzan la red del Sistema de Transmisión Nacional, STN.
De los 32 proyectos de generación nuevos que ingresaron al Sistema en el último trimestre, 28.10 MW corresponden a plantas solares dentro de las cuales se encuentra la planta despachada centralmente Shangri de 160 MW. De manera adicional, ingresó al Sistema la planta de biomasa Villanueva de 25 MW.
Medellín, 2 de febrero de 2025
XM tiene entre sus responsabilidades la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y para ello, una de las actividades que realiza es la verificación de los requisitos técnicos definidos en la regulación vigente para la entrada de los proyectos de expansión de generación y transmisión.
Durante el año 2025 se declararon en operación comercial 75 proyectos de generación y 40 de transmisión los cuales ingresaron para fortalecer la seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional, SIN. Con la entrada en operación de los proyectos de generación, se finaliza el 2025 con una capacidad efectiva neta instalada de 21.028,56 MW en la matriz de generación. Se resalta que de los 75 proyectos de generación que se conectaron en el sistema 68 son de generación solar, 2 de generación hidráulica y 5 de generación térmica. Adicionalmente, se destaca que ingresaron 2 proyectos de generación despachados centralmente y 55 generadores distribuidos al Sistema.
Proyectos de generación
En 2025 ingresaron 75 proyectos de generación con un total de 380.26 MW. En la siguiente imagen se muestra su ubicación.
Con lo anterior, al 31 de diciembre de 2025 la matriz de generación del SIN tiene los siguientes porcentajes de participación por tecnología:
Proyectos de generación en pruebas iniciales
A cierre del 31 de diciembre de 2025 se tienen 1,426 MW de 104 proyectos de generación que aportan energía al SIN en estado de pruebas iniciales, es decir, conectados al SIN para realizar las pruebas requeridas para su puesta en operación, en cumplimiento de la normativa vigente y los protocolos de pruebas definidos por el Consejo Nacional de Operación. En la siguiente imagen se detalla su ubicación.
Proyectos de transmisión
En 2025 ingresaron 40 proyectos de transmisión, con los cuales el SIN aumentó en un 2.31 % los kilómetros de líneas y un 4.76 % la capacidad de transformación respecto a 2024.
Sobre el cuarto trimestre de 2025
A continuación, presentamos los proyectos que ingresaron al SIN entre el 1 de octubre y el 31 de diciembre de 2025:
Proyectos de generación
A la matriz energética en el cuarto trimestre del año ingresaron 309.40 MW reflejados en 32 proyectos de generación que aportan confiabilidad al SIN, distribuidos de la siguiente manera:
19 proyectos de generación distribuida, es decir, plantas que generan energía eléctrica con capacidad instalada o nominal de generación menor a 1 MW y que se encuentra instalada cerca de los centros de consumo
5 proyectos de autogeneración a gran escala que entregan energía al SIN, los cuales están reglamentados por la Resolución CREG 174 de 2021, es decir, se conectan en el SDL y tienen una potencia de exportación a la red inferior a 5 MW.
8 proyectos de generación de los cuales 2 son despachados centralmente, a continuación, se presenta el detalle de los proyectos:
Proyectos de transmisión
Las redes del SIN son un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, que transportan la energía desde las plantas de generación a las subestaciones de transformación para llegar al consumidor final. El Sistema Interconectado Nacional está conformado por el Sistema de Transmisión Nacional, STN, los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y de Distribución Local, SDL.
En el último trimestre de 2025 ingresaron en total 28 proyectos de transmisión de los cuales 9 corresponden a proyectos del STN, 12 a proyectos del STR y 7 proyectos que conectan carga en el sistema, es decir proyectos que consumen energía directamente de la red. El detalle de los proyectos se detalla a continuación:
Proyectos del STN
El 22 de octubre, TRANSMISORA COLOMBIANA DE ENERGIA S.A.S. E.S.P. declaró en operación comercial la línea de transmisión Virginia – Nueva Esperanza 500 kV enmarcado dentro de la convocatoria UPME 07 – 2016. Con la entrada de esta línea que refuerza la red de 500 kV, se mejoró el intercambio de potencia del área Oriental al proporcionar un enlace adicional con el área Suroccidental, elevando el límite de importación del área.
ISA INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. conectó al Sistema el 31 de octubre el cuarto transformador Sogamoso 500/230 kV - 450 MVA enmarcado dentro de la convocatoria UPME 02-2023. Con la entrada de este activo, se mejoró la confiabilidad ante indisponibilidades, fallas y mantenimientos de elementos del área.
El 13 de noviembre PETROELÉCTRICA DE LOS LLANOS LTD SUCURSAL COLOMBIA declaró en operación comercial la ampliación temporal de capacidad de carga del campo Petrolero Rubiales, tomando 30 MW a través de Chivor 230 kV.
ISA INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. conectó al Sistema el 16 de noviembre el segundo circuito Copey–Cuestecitas 500 kV. Con la entrada de este circuito, se incrementó la capacidad de exportación de potencia del área Caribe y Caribe 2, además se mejoró la confiabilidad operativa de la subárea GCM.
El 17 de diciembre GRUPO ENERGIA BOGOTA SA ESP declaró en operación comercial las etapas 2 y 4 de la convocatoria UPME 04–2014 Refuerzo Suroccidente, en las cuales conectaron al Sistema la subestación Alférez 500 kV, con dos transformadores 500/230 kV y la línea de transmisión Alférez–San Marcos 500 kV. Estos activos, reforzaron la red de 500 kV, mejorando el intercambio de potencia del área Suroccidental al proporcionar una entrada de potencia adicional al área desde la red de 500 kV. Esto permitió incrementar los límites de importación y exportación.
ISA INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. conectó al Sistema el 21 de diciembre el segundo transformador Primavera 450 MVA 500/230 kV enmarcado dentro de la convocatoria UPME 01-2023. Con la entrada de este transformador, se mejoró la confiabilidad ante indisponibilidades, fallas y mantenimientos de elementos de la zona de influencia.
El 27 de diciembre CELSIA COLOMBIA S.A.S declaró en operación comercial el traslado de carga Argos Tolcementos, tomando 8,252 MW a través de Toluviejo 230 kV.
GRUPO ENERGIA BOGOTA SA ESP conectó al Sistema el 27 de diciembre el circuito Bonda (Termocol)-Río Córdoba 230 kV enmarcado dentro de la convocatoria UPME 10 -2019. Con la entrada de esta línea, se fortaleció el enmallamiento de la red de 230 kV de la subárea GCM.
El 30 de diciembre ISA INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. declaró en operación comercial la ampliación Chinú 230 kV, con la conexión de un corte central, lo cual mejora la confiabilidad y seguridad de la subestación.
Proyectos del STR
ENEL COLOMBIA SA ESP ingresó al Sistema el 08 de octubre la subestación Porvenir 115 kV, reconfigurando la línea Chicalá - Colegio 1 115 kV.
El 07 de noviembre ENEL COLOMBIA SA ESP. conectó al Sistema el segundo circuito Guaca – Colegio 115 kV, además de la repotenciación del primer circuito. Estas obras contribuyen a mejorar la confiabilidad del área, dado que reducen el riesgo ante indisponibilidades, fallas y mantenimientos de los elementos que la conforman.
El 28 de noviembre, CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. BENEFICIO E INTERÉS COLECTIVO declaró en operación la subestación Dorada Norte 115 kV, transformador 115/33 kV de 40 MVA y el circuito Purnio–Dorada Norte 115 kV.
ENEL COLOMBIA SA ESP ingresó al Sistema el 05 de diciembre la subestación Montevideo 115 kV, reconfigurando la línea La Paz – Salitre 110 kV.
El 10 de diciembre CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P llevó a cabo la reconfiguración de la subestación Sevilla 115 kV, la cual incrementa la confiabilidad del sistema al eliminar la radialidad y mejorar el perfil de tensión de la zona de influencia.
El 11 de diciembre EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. declaró en operación comercial el segundo circuito Lagunas–Chorodó 110 kV, el cual permite mejorar el perfil de tensión en Lagunas 110 kV.
ENEL COLOMBIA SA ESP conectó al Sistema el 13 de diciembre la subestación Bochica 115 kV, reconfigurando la línea Sesquilé–Termozipa 1 115 kV.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. BENEFICIO E INTERÉS COLECTIVO ingresó al sistema la subestación Molinos 115 kV, el 14 de diciembre, reconfigurando el circuito La Hermosa – Regivit 1 115 kV.
El 18 de diciembre, CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P. declaró en operación comercial la etapa 1 de la subestación Escobal 115 kV, reconfigurando la línea Cemex–Mirolindo 1 115 kV.
El 22 de diciembre EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. declaró en operación comercial la etapa 2 de la subestación Lagunas 110 kV con la entrada del circuito Lagunas–Caucheras 110 kV.
CARIBEMAR DE LA COSTA S.A.S. E.S.P. declaró en operación comercial la etapa 1 de la subestación Carreto 66 kV con la ejecución de la normalización de la T de la subestación San Jacinto 66 kV, el 22 de diciembre.
El 24 de diciembre, EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACÁ S.A. E.S.P. declaró en operación la subestación Santa Teresa 115 kV, incluyendo un transformador 115/34.5 kV de 25 MVA y reconfigurando el circuito Duitama – Suamox 1 115 kV.
Transformadores conectados en el STR
El operador ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P declaró en operación comercial los siguientes proyectos:
Cambio de un transformador 115/34.5 kV de 20 MVA a 40 MVA en la subestación Villeta, a partir del 13 de diciembre.
Cambio de un transformador 115/34.5 kV de 20 MVA a 40 MVA en la subestación Calera, a partir del 15 de diciembre.
Cambio de un transformador 115/34.5 kV de 30 MVA a 40 MVA en la subestación Bosa, a partir del 29 de diciembre.
Cambio de un transformador 115/34.5 kV de 20 MVA a 30 MVA en la subestación Salto I, a partir del 31 de diciembre.
CARIBEMAR DE LA COSTA S.A.S. E.S.P. declaró la normalización y un segundo transformador en la subestación Magangué 110/34.5/13.8 kV de 45 MVA a partir del 02 de octubre.
La EMPRESA DE ACUEDUCTO Y ALCANTARILLADO DE BOGOTA E.S.P. declaró en operación comercial la toma de carga de la Estación Elevadora de Aguas Residuales Canoas – EEARC de 30 MW a través de la subestación Río 115 kV a partir del 21 de octubre.
El 29 de diciembre, EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. declaró la ampliación de la subestación La Ceja con un nuevo transformador 110/13.2 kV de 37.5 MVA.
La incorporación de nuevos proyectos de generación al SIN diversifica el Sistema, permitiendo atender la demanda y su crecimiento esperado. Además, con la entrada de proyectos de transmisión, el sistema no solo aumenta su confiabilidad, sino que también facilita la integración de nuevos proyectos de generación y carga.
En XM, seguimos trabajando con los agentes del mercado y las instituciones para asegurar que los colombianos cuenten con el mejor servicio de energía.
