Bloomberg Línea — Expertos del sector energético vienen advirtiendo sobre diversos riesgos a los que se está enfrentando el sistema en el país de cara a los próximos años, periodo para el cual Colombia enfrentará con déficit de energía.
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La sostenibilidad del sistema en el corto y mediano plazo está en entredicho debido, según el centro de estudios ANIF, a “decisiones que restringen la exploración de hidrocarburos, la fragilidad de la matriz energética ante eventos climáticos extremos, el déficit financiero con las comercializadoras y el retraso en la entrada en operación de nuevos proyectos de generación”.
La ANIF asegura que estos factores han llevado a cuestionar si la futura demanda de energía estará adecuadamente cubierta por la oferta local.
Colombia depende en un 65% de las hidroeléctricas para generar energía eléctrica, una fuente renovable y de bajo costo, pero altamente vulnerable al clima. Un estudio de Fedesarrollo detalla que “durante los últimos 20 años, la energía hidráulica ha suministrado en promedio 75% de la demanda nacional”.
A medida que los eventos climáticos de sequía se intensifican, se ve comprometida la capacidad de generación hidráulica.
Cuando eso sucede, las termoeléctricas aportan el faltante; estas funcionan principalmente con gas natural, fuente que representa un 11% de la matriz energética y actualmente enfrenta limitaciones importantes.
El estudio de Fedesarrollo, que es otro centro de estudio, indica que “el precio de la molécula de gas natural en Colombia depende del origen del suministro (ya sea producción nacional o importación), las condiciones contractuales y la dinámica de los mercados nacional e internacional”.
En 2024, las importaciones de gas aumentaron de forma significativa, pasando de representar el 7,5% del consumo en 2023 al 20% en 2024, como resultado de una menor generación hidráulica, que obligó a compensar con generación térmica.
Fedesarrollo destaca que antes de 2023, los precios promedio de los contratos de gas nacional oscilaban entre US$2.80 y US$5.40 por millón de BTU (MBTU), mientras que, “en 2023, dichos precios aumentaron a un promedio de US$7.50 por MBTU, y recientemente han superado los US$10.00 por MBTU”.
Según Naturgas, las reservas actuales solo alcanzarían para seis años y se proyecta que el déficit de suministro sea del 7,5% en 2025 y del 16% en 2026.
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Además, importar gas es mucho más costoso pues, según estimaciones de The Economist, esta decisión triplica su precio y aumentaría en 50% las emisiones de gases de efecto invernadero comprado con la explotación local.
Al respecto, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, señaló en octubre de 2024 que “nosotros importamos desde hace años gas natural. Y el negocio lo tiene solo un rico del país: Luis Carlos Sarmiento”.
Además, para Palma “que sea él (Sarmiento), el dueño del negocio y sea el que trae gas importado más caro, no les parece nada incómodo a los tradicionales ni les parece una amenaza a la seguridad y soberanía energética del país” y su crítica es que “cuando este Gobierno proponer traer gas de Venezuela más barato para favorecer a los usuarios, entonces sí hay lío”.
Al mismo tiempo, las empresas comercializadoras de energía enfrentan un creciente déficit de liquidez. Según Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica, Asocodis, a marzo de 2025 la deuda total del sector alcanzó los $7,6 billones.
De este monto, 42% corresponde a la opción tarifaria aplicada durante la pandemia, 38% a subsidios de estratos 1, 2 y 3, y 16% a deudas de entidades públicas.
Asocodis advierte que, si el Gobierno no asume parte de esa carga, las tarifas podrían aumentar entre un 100% y 140% en los próximos años, lo que además de afectar a los usuarios, podría impactar a toda la cadena, debilitando aún más al sistema.
A lo anterior, se suma el retraso de los proyectos de generación energética; si la oferta no crece al ritmo de la demanda, las tarifas subirán y con ellas el costo fiscal de los subsidios, intensificando el riesgo de impago.
Según el informe de avance de proyectos de generación de la Unidad de Planeación Minero Energética a corte de diciembre de 2024, el 52,2% de los 46 proyectos presentan algún tipo de retraso.
De hecho, entre los cinco proyectos con mayor capacidad instalada, tres avanzan por debajo de lo previsto. El caso más crítico es el del Parque Eólico Beta, en La Guajira, cuyo atraso llega al 52,7%.
De acuerdo con la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia), el desarrollo de proyectos de energía eólica y solar enfrenta tres obstáculos principales: dificultades en las consultas previas con comunidades indígenas, demoras en la obtención de permisos ambientales y técnicos, y problemas para conectarse a la red eléctrica.
Estos retrasos se explican por la ausencia de tiempos normativos claros, el incumplimiento de los términos de ley y por la falta de articulación entre entidades, especialmente las CAR.
Estas barreras han llevado a que empresas como EDP Renewables abandonen sus iniciativas y que Celsia considere retirar sus proyectos Acacia y Camelias.
“EDPR ya ha dado inicio al proceso de disolución y liquidación de las sociedades Vientos del Norte y Eolos Energía”, mencionó la compañía. La empresa atribuyó su salida a varios factores como retrasos en la emisión de licencias, restricciones de mercado y el rol del Gobierno en el sector energético.
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Frente a este panorama, ANIF asegura que resulta urgente agilizar los proyectos de generación de energía, en especial los renovables que hoy representan una promesa incumplida.
“La combinación de retrasos en obras clave, que a su vez desincentiva nuevas inversiones, sumado a la creciente dependencia de fuentes costosas como el gas importado y un déficit financiero en el sector, amenazan con profundizar la brecha entre oferta y demanda”, dijo el centro de pensamiento.
Advirtió que, si el país no toma decisiones estructurales que aseguren la ejecución oportuna de los proyectos y reduzcan la incertidumbre regulatoria, “no solo se pondrá en riesgo la sostenibilidad del sistema, sino también la competitividad económica en los próximos años”.
