La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) presentó una subasta de reconfiguración de las obligaciones de energía en firme (OEF) de cargo por confiabilidad para los periodos entre 2026 y 2029, con el fin de llenar un faltante que se prevé para estos años.
Sin embargo, Natalia Gutiérrez, presidente de Acolgen, gremio de los generadores, señaló que es necesario que también se convoque una subasta de expansión para que entre nueva energía al sistema.
Dijo que trabajarán con las empresas de comercialización de la Costa para buscar reducciones; aunque llamó a que se "aterricen" las expectativas.
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¿Qué opina de los compromisos para reducir las tarifas en el Caribe?
Valoramos los espacios de diálogo donde asisten los diferentes actores del mercado, pues se convierten en escenarios donde podemos reiterar el paquete de propuestas para reducir tarifas que venimos promoviendo ante el Gobierno desde hace más de un año.
Desde el sector de generación, así como hemos hecho antes (por ejemplo en el Pacto por la Justicia Tarifaria), creemos que aquí todos debemos poner, pero también es necesario aterrizar las expectativas y actuar en el marco de la institucionalidad.
En el caso de la generación, las empresas afiliadas a Acolgén, de manera individual, están revisando las condiciones comerciales para presentar propuestas que beneficien a los usuarios de áreas especiales de la Costa Atlántica, pero lo cierto es que hoy es necesario un marco normativo que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), para que los descuentos lleguen de forma focalizada a los usuarios de las áreas especiales de la Costa.
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¿Qué otras medidas deberían analizarse para esta región?
La solución de la Costa empieza porque se resuelva el tema de la Opción Tarifaria para Air-e y Afinia. Hoy los departamentos atendidos por Air-e tienen un sobrecosto de más de $250 por kilovatio hora comparado con el resto del país. Hay un paquete amplio de medidas que podrían ejecutarse, que abarcan cada uno de los componentes tarifarios. Sin embargo, lo clave en este momento es atender el cobro de la deuda de Opción Tarifaria, que puede pesar cerca del 20% de la tarifa final en la Costa.
Apoyamos la iniciativa del presidente Gustavo Petro y el ministro Andrés Camacho, para que el Estado asuma esta deuda, pero como esto se demora porque debe pasar por el Congreso, es clave que la Creg permita que si los comercializadores reciben créditos de Findeter, puedan aliviar a los estratos bajos no cobrando la deuda de Opción Tarifaria. También hay que analizar la situación de las pérdidas de energía, que son casi 100 pesos por kilovatio hora más altas que en el resto del país.
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Adicionalmente, es muy importante que la Creg, la Superintendencia de Industria y Comercio, y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios adopten mecanismos para asegurarse de que los descuentos que se hagan en toda la cadena lleguen realmente a los usuarios de las áreas especiales de la Costa Atlántica, directo a la factura.
Hay algunos puntos que me gustaría resaltar. El primero es que el precio de la generación de energía es el mismo en todo el país, lo que quiere decir que no es el factor que explique el incremento de la tarifa en la Costa Atlántica.
Segundo, en los últimos 24 meses, el indexador por IPP para los contratos que tienen generadoras con comercializadoras de la Costa ha estado 14% por debajo del IPC. Tercero, la gran diferencia en la tarifa de la Costa comparada con el resto del país está en la Opción Tarifaria y en las pérdidas, las cuales en conjunto representan más del 30% de la tarifa. Cuarto, en la factura de energía eléctrica se hacen cobros ajenos a la energía, como aseo, alumbrado público, seguridad y convivencia ciudadana.
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Embalse
CVC
¿Cómo analiza la propuesta de nuevos indexadores que presentó la Creg? ¿Qué efectos tendría en las tarifas?
El debate de los indexadores es uno de los elementos que hemos venido promoviendo desde Acolgén desde hace casi dos años. De hecho, una propuesta que ha publicado recientemente la Creg ha considerado un estudio que compartimos hace año y medio.
Pero además, el IPP fue usado en los últimos 30 años representando un incremento suavizado del valor del dinero en el tiempo. Aunque entendemos que producto de la recuperación pospandemia el indexador tuvo un comportamiento volátil, creemos que el indexador elegido no puede estar al vaivén de la conveniencia de cualquiera de las partes.
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Hay que honrar los compromisos como se adquirieron y entender que, como lo vemos hoy, en el largo plazo el IPP puede incluso estar por debajo del propio IPC. Aquí además es importante recordar que los indexadores que se usan en los contratos son definidos por los comercializadores.
Dicho lo anterior, en cuanto a generación, identificamos que cualquier ajuste de contratos anteriores será voluntario, y aquí cada empresa evaluaría individualmente la posibilidad de realizar los ajustes necesarios en sus contratos.
¿Qué opina de la decisión de hacer una subasta de reconfiguración de Obligaciones de Energía en Firme?
Los balances de energía firme y demanda muestran que en los próximos dos años, si bien tenemos energía firme para atender la demanda proyectada, una parte de esa energía firme no está asignada. Por esta razón es necesario hacer una subasta de reconfiguración. Pero si bien esto es necesario, podría no ser suficiente si la demanda crece al ritmo proyectado por la Upme, en línea con los objetivos de descarbonización que tiene el país, y si no se desarrollan esfuerzos de coordinación efectivos que permitan el cabal desarrollo de los proyectos de expansión del parque generador.
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Comisión de regulación de Energía y Gas (Creg)
Creg
¿Sigue siendo necesaria una subasta de expansión?
El pasado 15 de febrero se realizó una subasta de Cargo por Confiabilidad, cuyos resultados, como lo han señalado tanto la Upme como la Universidad Nacional, sugieren que en 2027 podría no haber suficiente energía firme para atender la demanda, lo que hace necesario ya no una subasta de reconfiguración, sino una subasta de expansión. En otras palabras, para 2027 sí necesitaríamos nuevos proyectos para poder atender la demanda esperada, y las señales para que se haga esa expansión deben darse desde ya.
¿Con la actualización de los pronósticos de la Noaa se debería analizar el ritmo al que se embalsa agua para el verano eléctrico?
Lo primero por decir es que gracias al parque generador logramos atender el período de El Niño, y nos mantenemos ahora en un período de neutralidad para luego entrar en un período de La Niña que, según las agencias climáticas, podría no ser tan intenso como se esperaba.
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Esto implica que no llegue tanta agua a nuestros embalses como quisiéramos, lo que hace necesaria una gestión desde ya por parte de los generadores, más aún cuando parte del agua que llega se va para Ecuador, pues estamos exportando a niveles máximos, prendiendo, en parte, algunas de nuestras plantas hidroeléctricas.
Esto debe ser objeto de monitoreo permanente por parte del Ministerio de Minas y Energía, y de la Creg, teniendo en cuenta que las situaciones climáticas son dinámicas y cambiantes de una semana a otra.
¿Por qué está el nivel de despacho térmico sobre 20%?
Hay varias razones por las cuales estamos utilizando más las térmicas, que hoy están por encima de los 30 gigavatios hora-día, llegando a ser el 20% de la generación del país. Lo primero es que está lloviendo menos. En junio el promedio de aportes hídrico estaba por encima del 115% del histórico, mientras que en los primeros días de agosto ha sido de sólo 77%.
Pero no solo llueve menos hoy, sino que la expectativa de lluvia ha cambiado, pues algunas agencias climáticas sugieren que el fenómeno de La Niña podría ser débil. Además, el agua que nos ingresa no la utilizamos toda nosotros, pues una porción se está yendo a abastecer a Ecuador. Todo esto hace que obligatoriamente nos toque prender más las térmicas, que pasaron de representar el 13% de la generación los primeros quince días de julio a ubicarse en 20% los primeros días de agosto.
DANIELA MORALES SOLER
Periodista de Portafolio
