Disponibilidad de las térmicas viene en reducción sostenida

El análisis identifica señales que apuntan hacia un desafío operacional. Durante septiembre, la demanda eléctrica creció. Mientras a comienzos del mes se ubicaba alrededor de 250.900 MWh diarios, semanas después alcanzaba cerca de 258.900 MWh, un aumento de 3,2%. La situación adquiere relevancia cuando se observa el comportamiento del parque térmico. Los datos recopilados por XM muestran una reducción sostenida en la disponibilidad de estas plantas desde abril. Para Wright, una parte de este comportamiento está asociada a las dificultades financieras. Recuerda que las obligaciones pendientes dentro del mercado energético alcanzan varios billones de pesos y generadores enfrentan dudas sobre los pagos futuros. El estudio menciona que algunas empresas han mostrado reticencia a celebrar nuevas ventas debido a los riesgos financieros existentes. También advierte que las restricciones regulatorias sobre los precios podrían haber reducido algunos incentivos para la oferta térmica.
La discusión sobre el impacto que tendrá el fenómeno de El Niño en el bolsillo de los colombianos está tomando un giro distinto. Aunque durante meses la atención se ha concentrado en cuánto podría aumentar la factura de energía, un análisis del Observatorio del Caribe Colombiano plantea que la principal preocupación podría ubicarse en otro frente: la capacidad del sistema para responder a una demanda creciente en medio de una reducción de los recursos hídricos. La advertencia surge luego de examinar el comportamiento reciente de la generación eléctrica, la disponibilidad de las plantas térmicas, el mercado de combustibles y los cambios regulatorios adoptados tras la experiencia de El Niño 2023-2024. El estudio concluye que, si bien existen factores que limitan incrementos extremos en las tarifas, persisten señales que obligan a vigilar la confiabilidad del sistema durante los próximos meses. La energía en Colombia depende principalmente de los embalses. Cuando las lluvias disminuyen y los niveles de agua bajan, el sistema recurre con mayor intensidad a las plantas térmicas que operan con gas, carbón y combustibles líquidos. Esa sustitución modifica los costos de generación y obliga a evaluar qué tan preparada está la infraestructura para soportar una operación prolongada bajo condiciones de sequía. Los cálculos elaborados por el Observatorio parten de un escenario en el que la disponibilidad hidráulica se reduce gradualmente y las plantas térmicas aumentan su participación para compensar la menor producción de energía proveniente de los embalses. Según el análisis, las tecnologías a gas son las que tienen la mayor capacidad para asumir ese papel. A comienzos de septiembre de 2026, la capacidad efectiva neta disponible de las plantas térmicas que utilizan gas natural alcanzaba 3.132 megavatios, por encima de la capacidad instalada de generación solar, carbón, combustibles líquidos y biomasa consideradas de manera individual. Bajo el escenario más exigente la generación con gas natural pasaría de 40.440 MWh a 69.375 MWh diarios. Esto implicaría un crecimiento de 72% en la producción basada en este combustible y obligaría a incrementar las importaciones de gas natural. La investigación sostiene que el aumento en la demanda de gas no necesariamente se traduciría en una explosión de precios internacionales. De hecho, señala que para 2027 existe una expectativa de expansión de la oferta global de gas natural licuado (GNL), impulsada por nuevos proyectos de exportación. Además, el país viene ampliando su infraestructura de importación y regasificación. A las capacidades existentes de Cartagena se suman proyectos que buscan fortalecer la atención de la demanda durante los próximos años. Sin embargo, el estudio advierte que, en escenarios de estrés extremo para el sistema, la infraestructura disponible podría enfrentar presiones importantes en el corto plazo. Philip Wright, autor del informe, sostiene que "si no existen indicios de escasez de disponibilidad de GNL en el mercado internacional y la capacidad de regasificación es suficiente, se puede descartar un aumento significativo en los precios del gas importado". Las tarifas subirían Uno de los cambios respecto al fenómeno anterior está relacionado con las modificaciones regulatorias introducidas por la Creg. Durante la crisis energética de 2024, los precios de bolsa alcanzaron niveles que generaron preocupación entre comercializadores y usuarios. Posteriormente, la regulación incorporó un nuevo esquema de precios de escasez que busca limitar los incrementos excesivos cuando el sistema entra en situaciones de alta tensión. Según el análisis, la creación del Precio de Escasez Inferior cambió de manera significativa la dinámica del mercado. Este mecanismo establece un techo para buena parte de las tecnologías de generación y reduce la exposición de compradores y usuarios a episodios de volatilidad extrema. Los datos recopilados muestran que, desde marzo de 2025, la diferencia promedio entre los contratos del mercado regulado y el PEI ha sido de apenas 12,3 pesos por kilovatio hora, equivalente a cerca de 4,1% del valor de los contratos. El estudio estimó escenarios tarifarios para los usuarios de la región Caribe atendidos por Air-e y Afinia.En una situación donde la disponibilidad hidráulica descendiera hasta 20%, el precio promedio de generación aumentaría 58% frente a los niveles observados a comienzos de septiembre de 2026. Ese incremento se trasladaría parcialmente a las facturas a través del componente de generación. Además los usuarios de estrato 4 de Air-e podrían enfrentar una tarifa de $1.126 por kilovatio hora, mientras que los de Afinia llegarían a $1.309 por kilovatio hora. Los aumentos proyectados serían de 27,8% y 26,7%, respectivamente. Debido a los cambios implementados desde 2024, las tarifas de los estratos 1 y 2 mantienen restricciones asociadas a la evolución del IPC, lo que limita la velocidad con la que podrían trasladarse los incrementos derivados de El Niño.