TENIENDO EN cuenta el Informe de Avance de Proyectos de Generación de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) con corte a diciembre de 2024, se observa que, de un total de 46 proyectos, más de la mitad (52,2%) presenta algún tipo de retraso, de acuerdo con un informe de ANIF.

De hecho, al analizar los cinco principales proyectos por capacidad de generación, 3 de ellos presentan un porcentaje de ejecución menor al esperado. La situación es preocupante, ya que estos retrasos alcanzan hasta un 52,7%, como en el caso del Parque Eólico Beta, ubicado en La Guajira.

A todo lo anterior se le suma que, si bien el problema de recursos que atraviesa el sistema no afecta −en principio− la capacidad de generación, el retraso en la puesta en marcha de este tipo de obras podría agravar las presiones financieras.

Esto se debe a que, si la oferta no crece a la misma velocidad que lo hace la demanda, el precio de la tarifa inevitablemente aumentará y con esto, los subsidios necesarios para garantizar un precio más bajo a los usuarios.

Si en verdad se desarrollara todos los proyectos podrían aportar la creación de unos 6.000 nuevos empleos, con $3,7 billones en aportes a la nación, las regiones y el mercado eléctrico durante su vida útil, y la reducción de 1,1 millones de toneladas de CO2 anuales, equivalentes a la siembra de 107 millones de árboles.

Los obstáculos

Pese a los avances, desde Ser Colombia advierten que, si bien hay proyectos e interés inversionista, persisten dificultades para materializarlos.

Según una encuesta de percepción del gremio, el 47% de las empresas no logró concretar sus inversiones en 2024, y atribuyen este resultado a tres causas principales. La primera de ellas son los retrasos en la obtención de permisos ambientales y técnicos necesarios para la declaración del Ready to Build (estado que da paso a la construcción) de los proyectos, incluyendo licencias ambientales, consultas previas, conexiones y trámites con operadores de red.

La segunda son las demoras para la adjudicación de puntos de conexión; y la tercera es la incertidumbre en la seguridad jurídica y estabilidad regulatoria para la inversión en el país.

Entre otras causas de esta situación, está la dificultad de acuerdos operacionales por la superposición de proyectos con contratos de hidrocarburos; la falta de infraestructura eléctrica para las conexiones, y las barreras que enfrentan los actores para aprovechar los beneficios tributarios de la Ley 1715 de 2014 (que regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional).

Según estudio de Enersinc para Ser Colombia, la entrada a 2027 de 6.000 MW de energía renovable, adicionales a la capacidad en operación a diciembre 2024, permitirá a los hogares ahorros del 8% en su factura de la luz, por el componente de generación ($5.900 /kWh).

En este mismo sentido, la nueva capacidad de energías renovables disminuirá significativamente el precio de la energía en bolsa: cerca de $80 por cada kilovatio hora que se despache.

Esta disminución, añadió Ser, no solo aliviaría el costo de la tarifa eléctrica para los usuarios, sino que también contribuiría a reducir el riesgo de racionamiento energético, fortaleciendo la confiabilidad del sistema.

Complejidades

Según el análisis de la Asociación, a esta situación se le debe adicionar el sistema energético atraviesa momentos complejos. De no resolverse la crisis financiera, los más afectados serán los más vulnerables por incrementos en los costos de las facturas o, en el peor de los casos, por el corte del suministro. Para esto, los gremios del sector energético dieron a conocer las medidas necesarias para solventar la crisis: i) desembolsar de manera urgente los valores adeudados para garantizar la operación; ii) ajustar el Presupuesto General de la Nación de 2025 para cubrir las necesidades de subsidios; iii) ajustar en el corto plazo nuevos criterios de asignación de subsidios para focalizarlos; iv) la expansión urgente de proyectos de todas las tecnologías para cubrir déficit de energía y agilizar la ejecución de proyectos de energía eléctrica y de gas; y v) incrementar la generación térmica a su máxima capacidad.

Si a todo lo anterior se suma la reciente propuesta del presidente de decretar una nueva fórmula para establecer las tarifas de energía, la incertidumbre que ronda el sector energético aumenta y hace prever una crisis mayor.

En ese sentido, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), emitió una resolución el 18 de noviembre de 2024 la cual establece techos en los valores de la energía que se transan en bolsa. Actores del gremio han advertido que si bien esta medida puede no tener efectos inmediatos sobre los precios de la energía que perciben los consumidores finales, desalienta la inversión en el sector. Esto porque al congelar los precios ya no hay incentivos para los contratos de compra y venta de energía de largo plazo, los cuales reducen la incertidumbre sobre las variaciones en los precios de la energía en el corto plazo.

Regulaciones

Aparentemente, esta medida genera un incentivo para comprar un mayor volumen de energía. En momentos de escasez el precio regula la cantidad de energía comprada y contribuye a reducir la presión sobre las fuentes hídricas, sobre las cuales recaen dos terceras partes de la generación total. De mantenerse un precio bajo en condiciones climáticas adversas como el Fenómeno del Niño, habría escasez de agua y, por tanto, mayores probabilidades de un apagón.

Como se ha venido alertando en los últimos días, el sector energético atraviesa una crisis financiera. Lo anterior, asociado a las cuentas por pagar pendientes del Gobierno por concepto de subsidios ya otorgados a los usuarios de energía eléctrica y gas natural durante el 2024.

En este respecto, vale la pena entender la problemática aclarando tres elementos claves: i) el funcionamiento del sector energético en Colombia, ii) el subsidio de las tarifas y iii) la opción tarifaria. Para el primer punto, cabe mencionar que fuera de los organismos reguladores, existen 4 actores principales en el sistema energético: generadores, transmisores, distribuidores y comercializadores. Los primeros son los encargados de producir la energía en centrales térmicas, hidráulicas y eólicas.

Estructuras

Señala el informe, que una vez producida la energía, los transmisores se encargan de transportarla desde las centrales hasta las subestaciones. Cuando llega a estas estructuras, los distribuidores son los llamados a conectarla con las líneas de electricidad urbanas y rurales. En este último paso, los comercializadores son los responsables de comprar la energía eléctrica en el mercado mayorista y venderla a los usuarios finales. Este último actor juega un papel clave en el sistema, ya que es el encargado del cobro de las facturas y con esos recursos, realizar el pago a toda la cadena.

Ahora bien, por el lado de las tarifas que pagan los usuarios, estas dependen de la cantidad de consumo y del estrato económico de su vivienda. Desde el 2004, el Gobierno nacional subsidia el consumo de subsistencia de los hogares. Es decir, la cantidad mínima de energía mensual que se requiere para cubrir las necesidades energéticas. Con lo anterior, los hogares de estrato 1 reciben un subsidio equivalente al 60% de su tarifa, el estrato 2 del 50% y el estrato 3 del 15%. Por su parte, el estrato 4 paga una tarifa plena y los estratos 5 y 6 pagan un 20% adicional sobre el valor de su consumo energético. Esa sobretasa, sumada a las ayudas del Gobierno, permite cubrir los subsidios de los estratos más bajos.

Otro elemento clave

Otro de los elementos relevantes dentro del funcionamiento del sistema, es la Opción Tarifaria, una medida obligatoria que se implementó desde el gobierno Duque a raíz de la pandemia en abril de 2020. Esta es un mecanismo a través del cual se busca reducir el impacto de los incrementos de las tarifas sobre los usuarios finales, mediante el congelamiento de estas, acumulando saldos que serán cobrados posteriormente.

Bajo este esquema el comercializador va “prestando” al conjunto de usuarios del mercado la diferencia entre lo que se encuentra autorizado a cobrar y el valor efectivamente cobrado. Vale la pena resaltar que las empresas de energía que aplicaron la opción tarifaria se financian por medio de Fintender, entidad designada en el Decreto 0268 de 2024 para inyectar recursos de capital y liquidez.