¿Cuáles son los riesgos del sector eléctrico colombiano en 2025?

El proyecto Hidroituango entró en operación en 2022.

Foto: Cortesía - EPM

Colombia ha construido una sólida reputación para su sistema eléctrico, que tiene un récord de 32 años sin apagones. El reto ahora es no perder lo construido y por eso el país debe superar varios retos: aumento de capacidad de la oferta de generación eléctrica en todas sus tecnologías; suministro confiable, sostenible y eficiente de gas; y fortalecimiento de la sostenibilidad financiera de las empresas de distribución y comercialización de energía.

Según los exministros de Minas Amylkar Acosta y Tomás González, el país podría enfrentar dificultades para atender la demanda eléctrica desde 2026, teniendo en cuenta que la oferta (240 GW h/día) está muy cercana a la demanda (226 GW h/ día). Además, hay retrasos en nuevos proyectos, con solo el 17 % de la capacidad esperada ingresada en 2023 y un 22% en 2024 (según XM) y el aumento de la demanda por encima de las expectativas medias, según la UPME.

“La tardanza de la entrada en operación de los parques eólicos, además de diezmar la capacidad instalada de generación y transmisión, ya de por sí insuficiente, le resta a la matriz eléctrica resiliencia frente al fenómeno extremo de El Niño. Los parques de generación hídrica y térmica no cuentan con ese respaldo que es contracíclico”, precisa Acosta.

Acolgen identifica varios cuellos de botella a nivel social y ambiental. Desde ausencia de una Ley de Consulta Previa con directrices claras y mecanismos de garantía para las partes involucradas (no hay mecanismos que aseguren que todas las partes cumplan con los acuerdos definidos entre ellas), hasta dificultades por los retrasos en los tiempos de respuesta para trámites de licenciamiento ambiental.

¿Un ejemplo? El del proyecto Colectora, en La Guajira, al que se le demoró casi cinco años la licencia ambiental. Eso, dice Acolgen, frena la entrada en operación, genera incertidumbre en los inversionistas, aumenta costos asociados y limita la capacidad del sistema.

El incremento de la conflictividad social es otro reto. Además, dice Acolgen, el riesgo de escasez crece por la demora en la construcción de líneas de transmisión y la falta de infraestructura en áreas estratégicas del país. Se debilitan los esfuerzos por diversificar la matriz energética y garantizar un suministro confiable.

“Cambios en las reglas del juego ahuyentan la inversión y aumentan el riesgo inversionista, lo que conlleva a la no realización de proyectos necesarios para la expansión del sector (...) el Gobierno necesita dejar de lado el discurso en contra del sector privado y enviar señales de confianza, con un marco regulatorio estable, que garantice el cierre financiero y el retorno a las inversiones multimillonarias que requieren los proyectos de energía, además se debe continuar el trabajo conjunto entre el Gobierno y empresas”, señala Natalia Gutiérrez, presidenta de Acolgen.

Para los expertos, la transición energética, una de las banderas del Gobierno Petro, se ha visto truncada por la demora en la entrada de parques eólicos al sistema, los tiempos para obtener licencias y la atracción de la inversión.

Colombia ocupa el puesto 35 en el ranking de desempeño de la transición energética del Foro Económico Mundial (subió cuatro puntos frente a 2023). En 2021 tenía el 29 a nivel mundial y en tercer lugar en la región. Europa lleva la delantera y países como China y Brasil han escalado posiciones.

El exministro González precisa que, además de la expansión de la generación, el país debe desarrollar la regulación y los proyectos para atender la demanda de gas, retrasada por demoras en licencias ambientales y que se ha volcado en importaciones: “En próximos años tendremos un déficit creciente que debemos resolver con urgencia”.

¿Y las deudas?

Otra problemática en el sector tiene que ver los desafíos por la falta de liquidez y los retrasos en los pagos de subsidios del Gobierno Nacional. ¿Por qué?

Según Fernando Barrera, consultor sectorial, “las tarifas están basadas en los principios de solidaridad y suficiencia. Los usuarios de estratos 5 y 6 pagan una contribución que permite subvencionar tarifas de estratos 1, 2 y 3. A estos últimos se les subvenciona un porcentaje del costo de suministro, hasta el consumo de subsistencia. Si la contribución es insuficiente, como es el caso porque los usuarios de estos estratos son menos de un 12% del total, el MinHacienda debe pagar los subsidios”.

Las deudas por subsidios impagos alcanzan $3 billones y ponen en riesgo la continuidad del sistema. El Minminas anunció un abono por $184.000 millones a las empresas de las Zonas No Interconectadas. Nada dijo de pagar a las del Sistema Interconectado Nacional, que atiende a la mayoría de los usuarios del país. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) alista una resolución para diferir las deudas de las comercializadoras de energía con un periodo de repago de 18 meses.

Las deudas afectan especialmente a los estratos bajos, que dependen de los subsidios para acceder a tarifas asequibles. Camilo Marulanda, presidente de Isagen, dice que si el Gobierno incumple los pagos los comercializadores podrían verse abocados a dejar de financiar los subsidios, lo que implicaría un aumento de hasta 150% en tarifas para los más vulnerables y hasta cortes del servicio, por hechos no imputables a las empresas del sector. “Las empresas han buscado respaldo financiero a la espera de los giros del Gobierno, pero el atraso actual desborda la capacidad de muchas compañías”, dice.

El problema es mayor. Amylkar Acosta calcula que puede llegar a $10 billones con el saldo por subsidios, los $2 billones que adeudan por consumo de energía las entidades oficiales y las protegidas constitucionalmente y $4 billones de deuda contraída de usuarios por la Opción Tarifaria.

Según Acolgen “la sostenibilidad financiera de comercializadoras de energía es uno de los principales riesgos del sector en 2025”. Compromete la capacidad de las comercializadoras para cubrir costos operativos y limita su posibilidad de invertir para expandir y mejorar el servicio. Afecta la calidad del suministro eléctrico en las regiones por pérdida de confianza inversionista (retiro de proyectos) y por el panorama “poco alentador” de la expansión del parque generador. Según datos de XM y la UPME, para 2027 el sistema podría enfrentar un déficit del 1,1% entre oferta de energía firme y demanda.

Barrera dice que “el Gobierno tiene poca credibilidad en el mercado sobre los compromisos que emanan de la Ley 142 y la 143” debido a las intervenciones en el mercado mayorista de energía y los intentos de reformar la institucionalidad del sector. Y que eso inquieta a actores locales e inversionistas extranjeros.

Analistas, comercializadoras y Acolgen creen que la crisis requiere acción decidida del Gobierno. Marulanda enfatiza que “el Gobierno Nacional debe pagar cuanto antes a las empresas, ya que se requiere flujo de caja inmediato para sostener la operación”. Y propone ajustar el Presupuesto General de la Nación para 2025, emitir certificados de deuda y titularizar las obligaciones pendientes. Estas acciones aliviarán la presión financiera sobre las empresas y enviarán una señal de compromiso con la sostenibilidad del sector, dice.

Acolgen insiste en estrategias de contratación a largo plazo y en consolidar los Mercados Anónimos Estandarizados para garantizar mejores precios y una menor exposición al mercado de bolsa. También pide un entorno normativo que favorezca la estabilidad financiera y operativa del sector (y que preserve los principios de libre mercado y competencia), políticas claras, cumplimiento de las obligaciones financieras del Gobierno y estrategias para la sostenibilidad del sector en el largo plazo.

“Las medidas regulatorias deben estar enfocadas en cinco temas: modernización del mercado mayorista, para permitir mayor generación renovable, sistemas de almacenamiento y la participación de la demanda; una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad para todas las tecnologías, con especial atención en proyectos hidroeléctricos y térmicos; ajuste del proceso de solicitud de puntos de conexión para acceder a la red; eficiencia en el proceso de licenciamiento ambiental y reglamentación del proceso de consulta previa”, concluyó Gutiérrez.