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El gobierno del presidente Gustavo Petro quiere apostar por las fuentes no convencionales de energía renovable con proyectos solares y eólicos, pero algunas de sus medidas estarían ahuyentando la inversión y poniendo en riesgo el desarrollo de estas iniciativas en Colombia, según advierten empresas del sector.
A finales de este año las fuentes no convencionales de energía renovable aportarán 2.550 megavatios al país, que equivalen al consumo de 6,8 millones de personas, de acuerdo con un informe de la Asociación de Energías Renovables de Colombia (SER Colombia), el gremio que agrupa a 90 compañías que implementan y desarrollan estas iniciativas.
Al cierre de 2025, se estima que las renovables no convencionales representen el 12 % de la capacidad de generación eléctrica de Colombia. Estos proyectos serán claves para atender el aumento en la demanda. Aunque las iniciativas ya están pasando del papel a la realidad, el contexto actual está lleno de desafíos. A los problemas estructurales, como las demoras con los trámites ambientales y las consultas previas, por los que ya se han retrasado e incluso cancelado algunos proyectos, se sumó una resolución que pone un techo a la bolsa de energía y que ha generado controversias.
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El techo en bolsa
Para comprender los efectos de la decisión hay que acercarse, por un momento, a las entrañas del complejo sistema eléctrico.
La mayoría de la energía que consumimos se negocia en contratos de largo plazo (entre uno y 15 años), pero hay un 20 % (en promedio) que se negocia día a día en la bolsa. En momentos de escasez, como en un fenómeno de El Niño o cuando no llueve lo esperado, los precios suben.
Cada mañana los generadores presentan una oferta para el día siguiente y dicen cuánto están dispuestos a generar cada hora. Para entender la bolsa es más sencillo imaginar una fila de personas que quieren subirse a un bus: los que hacen la fila son los generadores, y solo se les comprará la energía a los que se alcancen a subir. XM, operador del sistema, organiza las ofertas de menor a mayor. Uno a uno los generadores se van subiendo al bus hasta que se llene el cupo, que depende de lo que se va a necesitar al día siguiente para atender la demanda.
Esta no es una explicación técnica, pues la realidad está llena de reglas y detalles. Lo importante es entender que el precio que se les paga a todos los que lograron subirse lo determina la oferta del último que logró entrar, es decir, el precio más alto entre los que “clasificaron”, por eso el Gobierno ha dicho que el precio lo determinan las tecnologías menos competitivas. Ahora bien, no todos los días todos quieren subirse al bus; en las sequías, por ejemplo, las hidroeléctricas necesitan guardar agua, entonces ofrecen mayores precios para no salir despachadas y abrirles cupo a las termoeléctricas, cuya generación es más costosa por los precios de los combustibles, entre otras cosas.
Para entender el embrollo también necesita saber que la bolsa tiene una especie de tope, conocido como precio de escasez. Si la negociación en la bolsa supera el precio de escasez (que suele estar por encima de los $940 por kilovatio-hora), los generadores tienen la obligación de vender la cantidad de energía que comprometieron en el cargo por confiabilidad a ese precio (no pueden cobrar más y tienen que vender). El cargo es una especie de seguro que pagamos todos los usuarios a los generadores para que siempre tengan disponible determinada cantidad de energía.
En diciembre de 2024, el Ministerio de Minas y Energía anunció (y celebró) una resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que establece dos topes para los precios en la bolsa. Andrés Camacho, entonces jefe de la cartera, dijo que habría un efecto inmediato en las tarifas.
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Con el cambio que hizo la CREG, básicamente, la bolsa pasó de tener un tope de precio a tener dos: uno para las plantas con precios altos, que son las que operan con gas o combustibles líquidos, y otro para las plantas que tienen precios bajos, las que operan con recursos renovables (sol, agua y viento) o con carbón. En su momento, el Minminas argumentó que las energías hídrica y solar se estaban pagando hasta 10 veces por encima de su costo real de producción. Pero aunque suena lógico definir dos precios de escasez, dependiendo de cuánto cuesta generar, aplicarlo es mucho más complicado.
En diciembre, la cartera explicó que hasta ese momento el precio de escasez rondaba los $945 kilovatio hora, pero con la nueva medida el precio de escasez para las plantas de precios bajos sería de $359 kilovatio hora (este monto se ajusta de acuerdo con el comportamiento de los precios del carbón, para este momento el tope sería de menos de $300). Recientemente, la CREG puso a comentarios un borrador que cambia el cálculo y que permitiría tener un techo un poco más alto, por encima de $500, pero esa modificación todavía no está vigente.
A finales de enero el presidente Petro, desde Ciénaga de Oro (Córdoba), se refirió a la resolución de la CREG y aseguró que se estaban cobrando ilegalmente las tarifas porque XM, operador del sistema energético, no había aplicado la resolución que el Gobierno “logró” aprobar. Días después, el operador aclaró que estaba dentro de los tiempos de ley para hacer la implementación y que la nueva regulación entraría en vigencia en marzo.
Ya estamos en marzo, y la realidad de esa resolución, según el sector, es muy distinta a la que en su momento pintó el Ejecutivo. Por un lado, como ya habían advertido gremios y expertos, las empresas podrán decidir si les aplica o no el nuevo techo para las asignaciones que estarán vigentes hasta 2028. Hasta ahora, según informó XM, ninguna empresa ha querido acogerse a la medida. Esta semana el presidente Petro señaló que la resolución fue demandada ante el Consejo de Estados e invitó a las empresas públicas de generación a “aceptar desde ya el cumplimiento” de la nueva fórmula.
El objetivo del gobierno es claro: que bajen las altas tarifas que, en muchos casos, asfixian las finanzas de las familias, especialmente en el Caribe. Pero si ninguna empresa acepta la nueva fórmula, en el corto plazo los efectos serán mínimos. Incluso, expertos han advertido que en el largo plazo el impacto no sería significativo, porque las negociaciones en bolsa pesan, en promedio, 6 % de la tarifa.
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Las posibles consecuencias
Para Juan Pablo Herrera, decano de la Facultad de Economía de la Universidad Externado, una medida como el techo en bolsa desestimula la inversión de largo plazo y va en detrimento de la confiabilidad del sistema, pues es probable que el agua se gaste más rápido. “Ojalá la medida se revise, pensando en el futuro de toda la cadena”, aseguró.
Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de SER Colombia, explica que hay dos posibles consecuencias para las fuentes no convencionales de energías renovables.
La primera es que con un techo de bolsa bajo se eliminen los incentivos para establecer contratos de largo plazo. Como estar en la bolsa ya no sería tan riesgoso, las comercializadoras (que compran energía) podrían inclinarse por negociar más en el mercado de corto plazo. En ese escenario, las renovables estarán en aprietos, porque son esos contratos de largo plazo los que les permiten tener un ingreso fijo, atraer inversionistas y conseguir recursos. Dicho de otra forma: se está poniendo en riesgo la financiación de los proyectos.
La segunda consecuencia es que con un techo más bajo se espera que el cargo por confiabilidad, la especie de seguro que explicamos antes, se active con más frecuencia y las empresas tengan que entregar más seguido la energía que tenían comprometida y a precios más bajos. Entonces, los proyectos renovables que se presenten a futuras subastas de cargo por confiabilidad tendrán que cobrar primas más altas para que el negocio sea sostenible, por lo tanto, serán menos competitivas que otras tecnologías. Hernández reconoce que bajo la “legítima preocupación por los precios de la energía y su impacto social”, se tomó una decisión que tiene importantes efectos colaterales.
Ángela María Sarmiento, directora del Centro de Estudios de Energía Renovable y Agua (CEERA), el gremio que representa a las pequeñas centrales hidroeléctricas, explica que con esta resolución las iniciativas de este tipo ya no serían rentables. Aunque estas tecnologías no se presentan al cargo por confiabilidad (porque, a grandes rasgos, no cumplen las condiciones necesarias), la regulación les exige entregar en energía cerca del 35 % de su capacidad instalada cuando se supera el precio de escasez.
El problema es que en ese momento usualmente hay poca agua y, como estas plantas no tienen la opción de almacenar, cuando les exigen la energía, frecuentemente tienen que pagarles a otros generadores para poder cumplir. Esto ya era un problema, pero con la nueva resolución toma otras dimensiones: si antes la obligación se activaba 20 días del año, ahora el gremio estima que se activaría entre 150 y 200 días al año.
Si ninguna de las empresas se acoge a la resolución, las nuevas reglas para estas plantas arrancarían en 2028, cuando empiecen a regir las obligaciones de las futuras subastas. Si alguna empresa acepta acogerse en el corto plazo, es posible que las pequeñas centrales hidroeléctricas sientan el impacto de inmediato. En este escenario, la opción sería renegociar los contratos a mayores precios, pero es difícil que un comprador quiera pagar energía más cara sabiendo que en la bolsa hay un tope relativamente bajo. Con todo esto, se haría difícil lograr cierres financieros. En los próximos tres años, de acuerdo con el CEERA, deberían entrar al sistema proyectos de esta tecnología que suman 500 megavatios, con inversiones por US$1.500 millones. Ese es el capital que está en riesgo.
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Una empresa del sector, que pidió no ser citada, explicó que esta medida también afecta los cierres financieros para proyectos solares o eólicos, que son inversiones que se recuperan en periodos entre 20 y 30 años. Con las nuevas condiciones de precio de escasez, que imponen a las renovables precios techo bajos, la recuperación se demorará más tiempo y los proyectos serán menos atractivos.
Además, dijo la compañía, hay preocupación en el sector porque desde el 1º de marzo, que se empezó a aplicar la resolución, se estaría penalizando a los generadores: “Nos empezarían a cobrar la diferencia entre el precio de bolsa y el precio techo de escasez, incluso en la energía vendida en los contratos de largo plazo. Hoy la diferencia no es significativa, pero cuando los precios de la resolución de la CREG sea obligatoria (en 2028), serán cuentas millonarias”.
Si vemos el panorama completo, la situación es aún más compleja. Natalia Gutiérrez, presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén), afirmó en febrero que “intervenir el mercado” pondría en riesgo nuevas inversiones, podría generar litigios internacionales por violación de tratados y, lo más importante, poner en riesgo la prestación del servicio, teniendo en cuenta que será más difícil que las térmicas entren a operar cuando haya poca agua. En esa misma línea, Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explica que por el cambio en la liquidación que ya se está aplicando, las empresas podrían acudir a instancias judiciales, considerando que se cambiaron las reglas de juego.
Pablo Hernán Corredor, gerente de PHC Servicios Integrados y exgerente general de XM, dice que, según los modelos preliminares que ha hecho su empresa, habrá dos posibles consecuencias: la primera, que los precios de la generación a largo plazo aumenten porque habría menor oferta de renovables (por los desincentivos) y se necesitaría generar más con plantas térmicas, que son costosas y contaminan más; la segunda, que el país llegue a necesitar racionamientos de energía, porque no se optimizaron los recursos ni se guardó el agua en momentos de sequía.
El Ministerio de Minas y Energía respondió a este diario que el Gobierno “está revisando el tema con la CREG y con los gremios”, porque aunque la finalidad es bajar las tarifas, no se puede poner en riesgo la seguridad energética.
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Este baldado de agua fría llega en un panorama que ya era desafiante para las empresas que desarrollan proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable. De acuerdo con la encuesta de percepción que hizo SER Colombia a finales de 2024, el 47 % de las empresas no lograron concretar inversiones el año pasado, principalmente, por retrasos en la obtención de permisos ambientales y técnicos, incluyendo licencias ambientales, consultas previas, conexiones y trámites con operadores de red, por demoras en la adjudicación de puntos de conexión y por la incertidumbre en la seguridad jurídica y estabilidad regulatoria para la inversión en el país.
Aunque la resolución que tantas veces ha defendido Petro busca beneficiar a los usuarios, también tiene el potencial de poner en jaque los proyectos renovables. ¿Qué pasará con el sistema si las millonarias inversiones que se necesitan para cubrir la demanda no se concretan?, ¿serán viables los proyectos renovables con estas nuevas reglas?, ¿la medida realmente bajará las tarifas de manera significativa en el corto y largo plazo?, ¿la confiabilidad del sistema está en riesgo? Estas son solo algunas de las dudas que genera la resolución y que tendrá que analizar el Gobierno y la CREG.
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