¿Bajarán las tarifas de energía con el nuevo decreto del Gobierno? Esto dicen las empresas generadoras

A finales de abril, el Gobierno anunció que está listo el decreto que busca ponerle límites al costo de la energía en Colombia, como una medida para reducir las tarifas en el país.

“Con esta decisión, se tiene la expectativa de que en los periodos de sequía en los que la energía es más costosa pueda disminuir su precio entre $20 y $120 por cada kilovatio-hora, dependiendo de la severidad de la sequía y del comportamiento de los precios en bolsa”, manifestó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Esta propuesta de decreto surge a partir de los comentarios recibidos en la publicación de la primera consulta, emitida a finales de 2024, donde se realizaron espacios de socialización y diálogo con agentes del sector, gremios y la ciudadanía en general. Asimismo, se expide teniendo en cuenta que las empresas que generan energía no se acogieron a la Resolución CREG 101 066 de 2024, la cual buscaba reducir las tarifas.

Las empresas que generan energía a partir del agua deberán vender al menos el 95% de su energía a un precio estable a través de contratos. En este sentido, por ejemplo, un usuario en la región Caribe, que percibe un valor del kilovatio-hora entre $700 y $1.200, por depender de las condiciones climáticas del país, podrá percibir, de ahora en adelante, una estabilización en la tarifa de la electricidad.

Para entender este decreto, que está para comentarios, SEMANA conversó con Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras, Andeg.

SEMANA: ¿Cuáles son los alcances del decreto que sacó para comentarios del gobierno frente al tema tarifario?

ALEJANDRO CASTAÑEDA: Lo primero es que tiene un objetivo loable. Fíjese usted que ya es un decreto que no habla del tema precios, es decir, no es un tema como el que había sacado la CREG en diciembre, de intervenir los precios de la bolsa y poner unos techos y unos precios de escasez diferentes. Este es un decreto que busca, y creo que es lo que buscamos todos, que haya más contratos en el mercado.

Ahí lo que está diciendo el decreto básicamente es que las hidráulicas, porque está enfocado en las empresas con un portafolio grande, tienen que vender mínimo el 95% de su energía o la obligación de energía firme todo el tiempo en contratos. Entonces ahí, como digo, el objetivo está bien. Creo que eso es lo que buscamos todos, porque nadie quiere estar expuesto a bolsa ni que los usuarios lo estén, porque la bolsa es el día a día y así como está barata en ese momento, porque hay agua, cuando hay verano se puede subir hasta el techo, que son los 930 pesos más o menos. Entonces el objetivo es loable.

SEMANA: ¿Qué más destacaría?

A.C.: Lo otro bueno es que esos son los lineamientos. Le va a tocar a la CREG enfrentarse a lo que está escrito y mirar cómo lo va a implementar. Esto está en consultas hasta el 13 de mayo. Después recibirán los comentarios y mirarán qué le ajustan, qué le quitan y qué le ponen. Y luego eso pasa ya a resorte de la CREG, lo cual está bien. Ahí entraríamos en un tema con CREG de lo que ellos propongan y al final del día se toma una decisión definitiva.

SEMANA: ¿En qué se queda corto el tema?

A.C.: Hay un problema en el sector y es que la oferta está muy baja; es decir, no hay muchos excedentes ni en contratos, ni en energía firme, ni en capacidad. Estamos muy limitados desde el punto de vista de nueva generación, que ha sido lo que se viene diciendo desde hace un par de años. Y eso no está cambiando. Entonces, el decreto está bien, pero uno no se puede quedar solamente en el decreto. Ahí el mensaje también hacia el Gobierno es que hay que destrabar lo que está trabado, hay que hacer que los proyectos que están con demoras y que no han podido entrar logren entrar, particularmente los de La Guajira en el caso de eólico. Es un buen arranque para iniciar una discusión porque tiene varios pasos hacia adelante, pero creo que hay que dar otros.

SEMANA: ¿Qué le preocupa del cómo?

A.C.: Si obliga a las hidráulicas a que vendan el 95% todo el tiempo, pues eso está bien ponerlo por escrito, mi preocupación es que eso no va a aparecer, no va a ser posible, porque la hidráulica depende de qué tanta agua le está llegando y qué tanta tenga embalsada. Y ellos lo que venden históricamente es la media, eso es como si usted a un panadero le dice, mire señor panadero, mañana usted tiene un contrato conmigo de 50 panes al día y mañana necesito que me venda de 95 y hacia adelante le va a tocar vender 95. El panadero dirá, usted lo puede afirmar en una resolución, lo que pasa es que yo no tengo la harina suficiente para dárselo. Puede que le venda 60, que le venda 70, que le venda 55, pero no va a llegar hasta los 95.

SEMANA: ¿Cómo es el decreto?

A.C.: El decreto tiene dos partes. Tiene una línea que dice tiene que vender el 95% de su energía todo el tiempo. Y ahí es donde yo me pierdo porque ¿a qué se refiere con energía?

Si es la media, si es toda la energía que tiene disponible. Me pierdo porque la disponibilidad es de día a día. Y normalmente lo que hacen las hidráulicas es que venden por encima de la obligación de energía firme, que es el segundo punto. Este dice: y si no me hace lo primero, tiene que vender mínimo, la obligación. Y normalmente ellos venden por encima de la obligación y lo hacen así porque tienen siempre una energía media que es más alta que la obligación de energía firme. Al final del día lo que puede pasar es que aparezca energía en contratos lo cual está bien.

Ahora, no la entiendo porque si es el 95% de la energía en cada hora, pues no puede armar contratos sobre lo que está pasando cada hora, si es el 95% de su capacidad, puede decir que no tiene cómo venderle eso, porque si no tiene agua, no tiene cómo darle. Y ahí es donde se pueden incrementar los riesgos, porque si le dice a un hidráulico que venda siempre el 95% de la capacidad, entonces él va a tener que ir a comprarle a otro.

SEMANA: ¿Hoy cómo están las composiciones en general en contratos y en exposición a bolsa?

A.C.: 80% en contratos, 20% en bolsa, es el promedio nacional. Hay algunos que tendrán más y otros menos.

SEMANA: ¿Cuánto se pueden reducir las tarifas de energía con esta medida?

A.C.: Lo que dijo el ministro es que eso puede estar reduciendo la tarifa más o menos entre un 2 y un 12%; es decir, entre 20 y 120 pesos. Sin embargo, ahí viene el pero. Se ve el efecto cuando estamos con precios de bolsa altos, porque con precios de bolsa bajos como ahora que están en 150 pesos, todo el mundo está feliz. Ese 20% expuesto, pues no tiene ningún problema. Eso pega bien, como dijo el ministro, cuando estamos críticos, cuando estamos en verano.

SEMANA: ¿Cómo se complementa esta decisión con la preocupación de que las curvas de la oferta y la demanda se van a empezar a encontrar en 2026?

A.C.: Este es un buen elemento, un buen arranque, pero ahí no puede parar el Gobierno. Este tiene que ayudar a destrabar las cosas. ¿Por qué? Porque cuando uno mira las curvas de oferta y demanda de qué tanta energía firme tenemos, los márgenes que estamos viendo desde hoy hasta 2027 oscilan más o menos entre el 0,5% y el 1,5%, es decir, excedentes de energía firme son muy bajitos y estamos muy apretados. Eso es lo que estamos viendo hoy.

Desde 2028 hacia adelante, a 2030, ahí estamos hablando que el hueco puede ser de entre 5% y 7% de energía firme. Entonces, ¿cuál es el contrapuesto? El contrapuesto es que hace 5 o 6 años nosotros teníamos excedentes del orden del 5%. En ese momento había una holgura entre la energía firme y había mucha más disponibilidad de contratos y el mercado no estaba tan apretado. Hoy en día está apretado. Toca destrabar lo que está comprometido, particularmente eólico y solar para que entre lo que tenga que entrar. Pero ahí es donde falta, que ya el ministro Palma lo anunció hace un mes y medio, la subasta de expansión.

SEMANA: ¿Cómo entra la subasta en un escenario en el que las tarifas se están modificando?

A.C.: A este decreto no le veo problema hacia esa subasta de cargo. La que sí le veo problema es a la resolución de la CREG, la de los precios de escasez, porque eso básicamente mata a otras tecnologías, mata al agua, mata a las renovables y mata al carbón. Entonces se queda únicamente hablando de gas, y gas no hay. Hay gas, pero importado.

SEMANA: ¿Y la resolución del precio de escasez qué dice y qué implica?

A.C.: Esa resolución del precio de escasez crea como dos precios de escasez, el que está actualmente, que es de un poco más de 900 pesos, que eso cambia mes a mes dependiendo de los combustibles, ese lo aplicaría para gas y para combustibles líquidos, es decir, térmicas de gas y combustible líquido. Y lo que crea, que es donde está la preocupación, es que, a las tecnologías baratas, que son el agua, las renovables y el carbón, les dice que su precio de escasez es de cerca de 313 pesos.

SEMANA: ¿Y eso qué significa?

A.C.: El riesgo que crea es el siguiente: cuando tenga un problema de confiabilidad, es decir, cuando venga un verano, apenas el precio de bolsa, suba por encima de los 313 pesos les pone a esos agentes (hidráulico, renovable y térmico a carbón), a entregar su obligación de energía firme. Entonces, eso significa que se va a gastar primero el agua. Y si en esas circunstancias no cuida el agua, que es lo más importante y se la gasta toda, pues se apaga.

En segundo término, es una señal perversa para esos tres agentes que les están diciendo que no puede cobrar por encima de 313 pesos. Pero, por ejemplo, a carbón le cuesta producir 350 o 400 pesos, entonces él dirá que no le interesa. Esta resolución fue opcional hasta el periodo 2027-2028. Y después se vuelve obligatoria. Entonces, lo que pasó fue lo lógico. Y por eso el presidente dice que ningún generador se quiso acoger, pues es que nadie se va a botar de un avión sin paracaídas. Las empresas generadoras dijeron que no les interesaba acogerse, porque eso está mal diseñado, mal definido y en lugar de atacar un tema de precio, termina distorsionando un tema de confiabilidad. Ese es el principal problema.

SEMANA: ¿Y ese escenario podría de alguna manera enrarecer el apetito por la subasta?

A.C.: Sí. Con eso, esas tecnologías no entran. Eso mata la subasta completamente. Por eso, para que la subasta sea exitosa, hay que desmontar ese esquema de precios de escasez y enfocarse en el problema de los contratos y en aumentar la capacidad.

SEMANA: Se ha mencionado que, para bajar las tarifas, más allá de decretos se necesita más oferta. ¿Qué tanto tiempo estamos rezagados en proyectos? ¿Y de qué capacidad estamos hablando?

A.C.: En los últimos cuatro años ha entrado en generación entre el 17% y el 25% de lo esperado. El caso más crítico fue el año pasado, que se decía que iban a entrar 6.000 megavatios y terminaron entrando 1.000. Ese es el principal problema, que no hemos sido efectivos en que los proyectos que tienen compromisos con el sistema, los cumplan y entren a tiempo. Por mil y una razones, por temas de seguridad, cambio en las condiciones, licenciamiento, consultas previas. Y obviamente, pues ahora con esta señal de la CREG, los solares están quietos, todo el mundo dijo, yo me quedo quieto.

SEMANA: Ya a la distancia, ¿qué pasó en España con el apagón? ¿Si fue un ciberataque o no?

A.C.: Lo que me dicen es que no. Cronológicamente lo que pasó es que dos plantas se disparan y salen del sistema, al segundo y medio sale una cantidad más importante de energía y a los cinco segundos pierden 15 gigas que es la mitad de la demanda en ese momento. Ahí se va todo en cadena y se apaga la península ibérica. No saben todavía qué hizo que las dos plantas se dispararan, lo que dice Red Eléctrica es que ciberataque no fue. Una de las explicaciones de los expertos es un tema muy técnico: el sistema opera bajo una frecuencia, que funciona bajo unos hertz. Esa sincronía del sistema que se llama energía síncrona, la dan normalmente tecnologías como las térmicas o las hidráulicas, las convencionales. En ese momento, cuando se apaga el sistema y pierde los 15 gigas, solamente tenía entre el 3% y el 6% de generación entre térmica nuclear y térmica a gas. Cuando salen esas plantas, comienza a meter otras y mete renovables, pero eso no estabilizó el sistema. Entonces la oscilación, se sigue perdiendo y sigue arrastrando otras plantas. Eso fue lo que técnicamente pasó. Los expertos lo que dicen es si el sistema hubiera tenido no tanta renovable que en ese momento estaba generando el 75%, el sistema había podido aguantar y responder con otras térmicas, pues normalmente esas subidas las hacen son las plantas a gas.

SEMANA: Viendo esa experiencia en España, ¿qué tan cerca estamos de un apagón en Colombia?

A.C.: Nosotros desde ese punto de vista de exposición, solamente el 10% de la capacidad es renovable y lo que se está produciendo con solar es más o menos entre el 6% y el 7% máximo. Entonces el sistema aguanta hasta ahí. Lo que sí nos puede pasar fue lo que le pasó a Chile, y es que Chile se apagó más largo porque perdió confiabilidad.