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En medio de las investigaciones y cuestionamientos a la represa de Urrá, por su posible implicación en la emergencia por lluvias que está viviendo Córdoba, el presidente Gustavo Petro lanzó en el consejo de ministros acusaciones contra los embalses del país, asegurando que se está guardando más agua de la necesaria con fines electorales y para subirle las tarifas de energía a los colombianos.
El presidente Petro sostiene que, a partir de la información del IDEAM, se podía prever un “régimen de lluvias normal” y cuestiona por qué embalses “como Urrá, Hidroituango, Salvajina, Betania y otros estaban al tope”. El mandatario afirmó que en diciembre en la prensa se anunciaba un apagón por escasez de gas, debido a que las hidroeléctricas no estaban entregando energía y se estaban usando las plantas térmicas, que tienen tarifas 10 veces más altas.
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Para Petro, la única explicación es que las empresas guardaron agua en los embalses, esperando “escasez, apagón, efecto electoral y una enorme cantidad de utilidades de vender gas a precio de gas importado, cuando sus costos son los de producir energía con el agua, que no se estaba produciendo sino contratando a largo plazo”.
Al margen de las investigaciones necesarias en el caso de Urrá, que ya adelantan las autoridades, hay varios puntos para evitar confusiones en medio de las declaraciones del presidente Petro.
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¿Cómo funciona el sistema eléctrico y cómo se establecen los precios de la energía?
El precio final que paga un usuario resulta de una serie de factores y actores que intervienen desde la generación hasta que la energía llega a los hogares. Este proceso puede desglosarse en seis componentes principales.
En primer lugar, está la generación de electricidad, que representa el 35 % del costo final. Le sigue la transmisión, que equivale al 5 %. Luego, la distribución, que es el mayor componente, con 38 %. Luego está la comercialización, que abarca tareas como la lectura de medidores, la facturación y el cobro de pagos, y representa 13 % de la factura.
Los dos últimos componentes son menos evidentes para el usuario, pero también influyen en el precio: las pérdidas eléctricas, que corresponden al 7 % de la factura final, e incluyen tanto el robo de electricidad, como las pérdidas técnicas, y las restricciones, que son los mantenimientos y otras actividades que aseguran la calidad del servicio, que representan el 2 %.
Específicamente en el componente de generación de energía, hay dos grandes caminos para la comercialización entre empresas. El primero y más común son los contratos a largo plazo, que representan cerca del 80 % del total de la comercialización de energía en el país, según datos de Acolgen. Es decir, gran parte de la electricidad consumida en Colombia tiene un precio acordado con anterioridad.
El segundo camino es la bolsa de energía, un mercado donde se negocian los precios de forma diaria. Según Acolgén, los precios de la bolsa suelen representar menos del 6 % del costo final de la factura eléctrica.
Es importante entender que cuando llueve menos y baja el nivel de los embalses (o se espera que llueva menos), las hidroeléctricas buscan participar menos en la bolsa de energía porque necesitan guardar el agua para cumplir con sus contratos a largo plazo. En ese momento, entran con mayor fuerza las termoeléctricas, que generan a partir de combustibles fósiles como el gas y, por ende, ofrecen precios mucho más altos.
Lo ideal es que las comercializadoras de energía cubran con contratos de largo plazo la mayor parte de la energía, para evitar la volatilidad de precios de la bolsa. Aunque el porcentaje general es 80 %, hay algunas empresas que están menos cubiertas que otras.
¿Está subiendo el precio de la electricidad en Colombia?
Tanto diciembre, como enero, son meses que normalmente se consideran “secos”: durante este tiempo hay veranos estacionales en partes del país, que normalmente influyen en el llenado de los embalses. Por esto, es posible que en estos meses la electricidad puede tener fluctuaciones al alza.
Este año, las lluvias excepcionales de enero, que son el centro de la emergencia en departamentos como Córdoba, así como las de diciembre, han permitido que el nivel de los embalses se mantenga por encima de los promedios normales de estos meses.
Para diciembre, según informó XM (el administrador del sistema eléctrico), las represas de generación de energía finalizaron el año con un llenado útil levemente por encima de 80 %. Y para este 9 de febrero, la cifra se ubicaba alrededor de 76 %.
Para comparación, en diciembre de 2024 el llenado útil se ubicó en 68,02 % y el de enero de 2025 llegó a 65,9 %.
Parte del argumento del presidente Petro es que los embalses se han estado llenando por un asunto de codicia y para propiciar un mayor uso de gas en las plantas térmicas.
Esta aseveración se puede examinar a través de dos lentes, si se quiere. Uno es el comportamiento de la bolsa de energía y otro es la inflación.
La información de XM con el consolidado de diciembre ayuda a ver que no existe una tendencia al alza en la bolsa y que, incluso, la exposición de los comercializadores a este mercado tuvo un desplome de cara a como finalizó 2024 (en medio de un duro fenómeno de La Niña).
Para diciembre de 2025, las compras en bolsa disminuyeron 80,07 % frente al mismo mes de 2024 y la exposición de los comercializadores a la bolsa estuvo en un promedio de apenas 7,75 %.
Estos datos son importantes porque, de darse una situación de retención de agua en los embalses para generar menos electricidad (o esperar a hacerlo con precios artificialmente más altos), la exposición y las compras en bolsa mostrarían un incremento.
Natalia Gutiérrez, presidenta de Acolgen, aseguró que los precios en bolsa muestran una tendencia hacia la baja. “En 2025, el precio promedio de la bolsa fue de 245,8 $/kWh, por debajo del precio promedio de los contratos (298,9 $/kWh) durante el 78,63 % del tiempo. En lo corrido de 2026, esta diferencia ha sido aún mayor: el precio promedio de la bolsa ha sido de 213,2 $/kWh, frente a un precio promedio de contratos de 308,25 $/kWh, ubicándose la bolsa por debajo de los contratos en el 86,2 % del tiempo”.
Las cifras reflejan, según Gutiérrez, que en un contexto en el que ha llovido más, los generadores han aprovechado el recurso hídrico para producir más energía.
Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explicó a El Espectador que en 2025 solo el 12 % de la energía que consumió el país se generó con gas y carbón, lo demás (88 %) se generó con agua.
En los últimos 15 días, la generación con térmicas solo ha representado el 8 % del consumo. También es clave tener en cuenta que incluso cuando hay agua en los embalses las térmicas que abastecen al Caribe deben estar prendidas, pues las líneas de transmisión desde el interior del país solo permiten mover el 65 % de lo que se necesita para atender a esa región.
En el segundo lente, el de la inflación, se puede ver que la electricidad registró contracciones en sus variaciones anuales, mensuales y año corrido en diciembre del año pasado. Por ejemplo, en comparación con el mismo mes de 2024 se puede ver un retroceso de -2,53 %.
Para enero de 2026, los datos del DANE permiten ver una contracción anual (o sea, en comparación con el mismo mes de 2025) de -4 % y una mensual (o sea, frente a diciembre de 2025) de -0,91 %. Estos cambios incluso los ha destacado el Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Edwin Palma. Los datos indicarían que los precios de la electricidad no están creciendo.
El presidente Petro asegura que los embalses están “botando agua gratuitamente y por miles de toneladas de agua por segundo” y que la situación actual muestra la codicia de los afiliados al gremio.
Mientras tanto, Acolgén respondió que verter agua, en realidad, implica dejar de generar energía con ese recurso y, por lo tanto, perder ingresos. “No existe incentivo económico para hacerlo. Los vertimientos no son decisiones discrecionales, sino obligaciones técnicas”, dijo Gutiérrez.
La dirigente gremial agregó: “Los embalses destinados a la generación de energía no operan de forma arbitraria ni ‘botan agua gratuitamente’. Cada embalse opera de manera autónoma, de acuerdo con sus propias condiciones hidrológicas, ambientales y de seguridad, pero en todos los casos bajo reglas oficiales claras, cuyo cumplimiento es vigilado por el Estado. Además, esto se hace con base en una planeación anticipada basada en pronósticos de lluvias, niveles seguros y demanda de energía”.
Mediante un comunicado, el ministro Palma dijo que “con embalses en niveles altos, el valor del agua se acerca al cero de la bolsa. Esperamos un comportamiento responsable del mercado, con ofertas razonables y coherentes con la realidad hidrológica del país”.
¿Y la situación del gas?
El presidente se refirió a las publicaciones en prensa por la escasez de gas para este año. Si bien existe una relación directa entre las preocupaciones por la falta de este hidrocarburo y la generación con térmicas, las alertas van más allá.
Básicamente, el país necesita más gas cuando llueve menos porque es en ese momento que se requiere generar más energía con plantas térmicas. Cuando las lluvias están en un nivel normal, las térmicas no usan todo el gas importado destinado a respaldarlas y, gracias a cambios recientes en la regulación, pueden venderlo en el mercado secundario.
El centro de la conversación es que en Colombia ya no hay suficiente gas local para atender la demanda y cada vez necesitaremos más importado, al menos hasta que entre al mercado el gas de Sirius, aproximadamente en 2031.
El país importa gas desde 2016 para respaldar a las plantas térmicas, pero desde diciembre de 2024 también ha sido necesario importar para atender la demanda de hogares, comercios y vehículos.
Hace dos años, el debate entre el Gobierno y las empresas giraba en torno a si el gas local era o no suficiente. En este momento ya es claro que la producción nacional no alcanza, de ahí que Ecopetrol y otras compañías están avanzando en proyectos de regasificación para evitar un déficit de este hidrocarburo.
Aunque la regulación actualmente permite que las térmicas vendan en el mercado secundario el gas importado que no usan, lo ideal sería que las empresas no tuvieran que acudir a este gas que es incierto y no se puede negociar por contrato (porque la prioridad son las térmicas).
Las cifras de analistas, de expertos y del mismo Gobierno muestran que en Colombia se necesita más gas. De hecho, el último informe de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC), gestor del mercado del gas natural, indica que para 2026 el faltante promedio de gas está entre el 6 % y el 16 % de la demanda. Esas cifras ya están considerando el gas importado que estaba disponible con corte a diciembre.
El problema es estructural, como destacó Tomás González, director del CREE: Colombia pasó de tener 13,6 años de reservas en 2010 a 5,9 años de reservas en 2024, una baja de 57 %.
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