Sistema eléctrico de Colombia, en alerta por retrasos, deuda y riesgo de apagón: EPM

Una de las mayores preocupaciones en el país es la compleja situación del sistema eléctrico. Para los próximos años, si no entran nuevos proyectos, se estima que las curvas de oferta y demanda se crucen y el suministro de energía se apriete. Y ya se ha advertido de la posibilidad de que en Colombia se repita, después de 30 años, el riesgo de un apagón. ¿Qué tan cerca estamos?

Para John Maya, gerente de EPM, “hay señales de estrés en el sistema eléctrico”, debido al rezago en la entrada de proyectos de generación y transmisión y en el otorgamiento de puntos de conexión, los desincentivos a la inversión derivados de cambios regulatorios recientes y el riesgo de una afectación sistémica por la situación financiera de algunos agentes de la cadena, especialmente los comercializadores.

“Colombia se encuentra en una situación de alerta que debe ser atendida con determinación y medidas estructurales. En Colombia se ha mantenido la estabilidad del sistema eléctrico, gracias a un marco institucional sólido y un trabajo técnico que nos ha permitido funcionar bien, a pesar de las situaciones que se han registrado en otros países”, señala.

Explica que, aunque las subastas de reconfiguración del cargo por confiabilidad adelantadas recientemente por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) permitieron incorporar Obligaciones de Energía Firme (OEF) adicionales para el sistema, todavía persisten brechas para los periodos 2026-2027 y 2027-2028. Además, advierte que el cumplimiento de sus cronogramas depende de que se despejen cuellos de botella institucionales y regulatorios.

“La entrada efectiva de proyectos, especialmente aquellos en La Guajira y otros con permisos ambientales ya otorgados, será decisiva para garantizar la seguridad energética del país en los próximos años”.

En su concepto, la situación actual es el resultado de una triple fragilidad coyuntural: energética, financiera e institucional. “Desde el punto de vista energético, está el retraso en entrada de energía al sistema debido a los problemas en la ejecución de proyectos. En lo financiero, el sector eléctrico acumula deudas cercanas a 7 billones de pesos, derivadas del no pago de subsidios, la opción tarifaria, obligaciones de usuarios oficiales y saldos pendientes por cuenta de Air-e. Y, en materia institucional, se combinan otros factores que han erosionado la confianza de los agentes y profundizado la vulnerabilidad del sistema”.

Destaca que hay retrasos en el licenciamiento, ocasionado, entre otras cosas, a que las autoridades ambientales también tienen recursos limitados para atender y dar respuesta a los estudios, lo que hace que muchas veces no se cumpla con los tiempos de licenciamiento generando incertidumbre en el cronograma y afectando las fechas de entrada en operación de los proyectos.

“Actualmente hay una incertidumbre regulatoria muy alta y no tener las reglas claras afecta la toma de decisiones y genera temor en los inversionistas. Sumado a todo lo anterior, en ciertos territorios del país se vienen incrementando problemas sociales y de seguridad, lo que genera retrasos y puede, en ocasiones, hasta inviabilizar los proyectos”, agrega Maya.

Considera que es clave en este momento una nueva subasta de expansión del sistema que permita incorporar nueva capacidad de generación para atender el déficit que se avizora. “Es fundamental realizar la subasta de expansión lo más pronto posible teniendo en cuenta que los tiempos de desarrollo de los proyectos son largos y existen dificultades en temas de licenciamiento, comunidades y conexiones a la red”.

Sin embargo, advierte que la transformación estructural del sistema eléctrico colombiano, por el ingreso masivo de fuentes renovables variables como la solar y la eólica, “exige una evolución del esquema de confiabilidad que garantice la firmeza operativa del sistema, especialmente en las horas pico de la demanda que tiene mayor exigencia y donde estas tecnologías no pueden entregar energía (noche). Es el momento de pensar en mecanismos que incorporen flexibilidad y complementariedad a través de la diversificación de tecnologías al esquema de confiabilidad actual y ahí deberíamos centrar las conversaciones técnicas”.

Aunque reconoce que hay interés de los inversionistas en esta nueva subasta, señala que está condicionado por la existencia de reglas estables y previsibles. “La experiencia reciente ha mostrado que el interés por participar se ve afectado cuando el entorno regulatorio genera incertidumbre; por eso, los agentes del sector hemos manifestado en múltiples escenarios que es necesario derogar antes de la subasta 2029-2030 las Resoluciones Creg 101066 de 2024 y 101069 de 2025, relacionadas con el precio de escasez, para que la oferta de energía pueda ser llevada a contratos de largo plazo. Las recientes resoluciones tienen elementos complejos para la expansión y podrían afectar los resultados de la subasta del cargo por confiabilidad para este periodo”, anticipa Maya.

Tras el descalabro de Electricaribe hace unos años, EPM se la jugó con Afinia, que presta el servicio de distribución y comercialización de energía en los departamentos de Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre. Sin embargo, la situación hoy es compleja, lo que compromete su sostenibilidad e impacta su flujo de caja.

Maya destaca distintos factores que han afectado la operación: alto porcentaje del no pago de los subsidios por parte del Gobierno nacional, incumplimiento en el pago de las facturas de servicios públicos por las entidades oficiales y protegidas constitucionalmente, incumplimiento del compromiso asumido por el Ejecutivo en mayo de 2024 del pago de la opción tarifaria, difícil recuperación de los indicadores de recaudo y de pérdidas en el mercado atendido por la filial y altos incrementos de los costos de la operación comercial, es decir, pagos realizados por Afinia a los agentes de la cadena eléctrica.

“Esta situación ha llevado a la empresa a enfrentar periodos de estrecha liquidez y, como consecuencia última de esto, se observan unos resultados netos negativos en el cierre de 2024 que ascienden a -253.415 millones de pesos”, asegura Maya.

También ha enfrentado retos en gas, ante el déficit que viene registrando desde 2024, cuando la oferta de gas natural firme nacional no fue suficiente para cubrir la demanda proyectada para 2025 con contratos firmes de largo plazo.

“Esta situación obligó a varias empresas comercializadoras a recurrir a nuevas fuentes, entre ellas la compra de gas importado, así como a contrataciones mensuales y semanales en campos menores y en el mercado secundario a diferentes productores y comercializadores de gas con el objetivo primordial de no desabastecer la demanda de EPM”.

Hoy, el país tiene un déficit de gas nacional para atender la demanda de los diferentes segmentos de mercado, situación que también es vivida por el negocio del gas de EPM. La necesidad de importar gas para los mercados de hogares, comercio, industria y gas natural vehicular (GNV) ha generado un incremento en las tarifas.

Esto, según Maya, conlleva una pérdida de competitividad en algunos segmentos –como el mercado no regulado (MNR)–, “derivando una disminución del consumo (8 y 12 por ciento, principalmente por la caída de consumos del MNR y GNV) y de los ingresos en el corto plazo. Durante 2025, EPM viene atendiendo la totalidad de su demanda, gracias a contratos gestionados desde 2024, y se está completando con cantidades importadas entre el 10 y 15 por ciento de la demanda desde la planta de regasificación SPEC”.

Añade que para 2026, inicialmente se ha buscado la mayor contratación posible de gas nacional (incluyendo campos menores y aislados) y se tiene previsto participar en la comercialización de gas anunciada por Ecopetrol para julio de 2025. “Sin embargo, ya conocemos que la cantidad ofrecida no alcanza para toda la demanda del país. Será necesario completar con gas importado a partir de las ofertas desde la planta de regasificación SPEC y se están estructurando otros proyectos de importación que puedan iniciar para 2026. Sobre los precios, (a mayo) se han presentado cambios importantes en las tarifas, debido, principalmente, al incremento en el precio del gas y al mayor valor del transporte requerido para traerlo”, afirma Maya.

EPM generó ingresos por 20 billones de pesos y un Ebitda de 8 billones, en 2024, que generó un resultado neto de 4,8 billones de pesos. El aumento en los ingresos de los negocios de energía se originó por la recepción del cargo por confiabilidad de Hidroituango (que tiene cerca del 94 por ciento de avance), y mayores ventas a largo plazo e incremento en la demanda, entre otros.

En este contexto, el negocio de generación aportó el 55 por ciento del Ebitda de EPM (4,3 billones de pesos), con un crecimiento del 13 por ciento con respecto al periodo anterior. El negocio de distribución energía contribuyó con 1,8 billones de pesos, con un incremento del 8 por ciento. A su vez, los negocios de agua crecieron un 57 por ciento y aportaron el 19 por ciento (1,5 billones de pesos). En relación con el resultado de 4,8 billones, los negocios de generación y distribución energía aportaron el 81 por ciento.

Las inversiones del año pasado sumaron 3,3 billones de pesos, misma cifra que se tiene establecida para 2025.3,3 billones de pesos es la cifra de inversiones que realizará EPM este año. Es similar a la de 2024.