“No veo riesgo de apagón por El Niño, pero preocupan las tarifas”: Superservicios

Los últimos cuatro años estuvieron marcados por intensos debates en torno a los sectores de energía y gas en Colombia. La intervención de Air-e en septiembre de 2024, los desencuentros entre el Gobierno de Gustavo Petro y las empresas, el abastecimiento de gas y la preparación del sistema eléctrico frente al fenómeno de El Niño marcaron la agenda. En entrevista con El Espectador, Felipe Durán, superintendente de Servicios Públicos saliente, habló del panorama del sector.

¿Cuál es el balance que hace la Superintendencia de la intervención de Air-e?

El problema es estructural. Cuando se dividió Electricaribe, una consultoría estableció que Air-e y Afinia recibirían un mercado completamente saneado: sin deudas, sin pasivos. Cuando la Superservicios intervino Air-e, tres años después del proceso con Electricaribe, la empresa ya acumulaba deudas cercanas a COP 1,9 billones con generadores, proveedores y otros acreedores.

La empresa atiende un mercado donde cerca del 70 % de los usuarios pertenecen a los estratos 1 y 2 o a barrios no normalizados. Aunque la empresa debería recaudar alrededor de COP 560.000 millones mensuales, en promedio solo recibe unos COP 320.000 millones. El recaudo ni siquiera alcanza para cubrir los contratos de compra de energía, que representan pagos mensuales cercanos a COP 340.000 millones, mucho menos para la que se compra en bolsa. Ese círculo vicioso ha impedido estabilizar el sistema, en un contexto donde además el costo de la energía sigue siendo alto.

¿Qué ha hecho la Superservicios?

Lo primero fue apoyar la operación con recursos del Fondo Empresarial: durante la intervención se han destinado COP 500.000 millones. Otra medida fue la reducción de la tarifa, que bajó aproximadamente 25 %. La empresa también logró cubrir cerca del 85 % de su demanda mediante contratos bilaterales, reduciendo la exposición a la bolsa de energía al 15 %, lo que permite tener precios más estables, especialmente en el fenómeno de El Niño.

La Superservicios ha hecho lo que está dentro de sus competencias, pero existe un problema estructural en el Caribe que no se resuelve únicamente inyectando recursos. Lo vemos en Afinia: aunque hace parte del Grupo EPM, la empresa de servicios públicos más importante del país, presenta indicadores muy similares a los de Air-e. Debe haber cambios en la política pública y regulatoria porque de lo contrario será difícil estabilizar el mercado.

Los gremios advierten que algunas empresas podrían quedarse sin flujo de caja para comprar combustibles en pleno fenómeno de El Niño por las deudas de Air-e. La intervención era necesaria, incluso fueron los dueños de la empresa quienes la solicitaron.

Hoy la deuda de Air-e ronda los COP 2,4 billones, la mayor parte corresponde a la energía comprada en bolsa. Entendemos la preocupación de los gremios, que también es la nuestra, pero si la única manera de cubrir ese déficit es con recursos públicos, no habrá presupuesto que alcance. Estamos hablando de un faltante cercano a COP 200.000 millones mensuales, es decir, más de COP 2 billones al año.

El flujo de caja del Estado no daba para llenar ese hueco e intentamos fortalecer el Fondo Empresarial mediante las leyes de financiamiento que no fueron aprobadas en el Congreso. Ahora el próximo Gobierno tendrá que decidir cómo enfrentar esa situación. Nosotros garantizamos la continuidad del servicio, redujimos las tarifas y evitamos el apagón que muchos anunciaban durante estos cuatro años.

Pero frente a la preocupación de los gremios, hay que dejar claro que existe el cargo por confiabilidad, que los usuarios pagan en la tarifa para garantizar la disponibilidad de plantas de generación en situaciones de escasez, como un fenómeno de El Niño. Solo en 2025 ese componente representó alrededor del 22 % del costo de generación de la tarifa. En total, desde su creación a finales de 2006, los usuarios han pagado cerca de COP 97 billones por ese concepto.

Lo que quiero señalar es que el cargo por confiabilidad existe precisamente para que las plantas estén disponibles durante momentos de escasez, como El Niño. Es decir, aunque hay una deuda, las empresas reciben una remuneración por mantener esa capacidad lista para operar. Además, cuando analizamos los estados financieros de las empresas, no encontramos ni en 2024 ni en 2025 un deterioro en sus utilidades. Por el contrario, en 2025 las 20 principales empresas de energía registraron utilidades cercanas a COP 13 billones. No vemos un riesgo financiero.

Eso no significa que las deudas de Air-e no deban pagarse; por supuesto que deben pagarse. Pero eso es distinto de las obligaciones de energía firme asociadas al cargo por confiabilidad, que son compromisos regulatorios que deben cumplirse y que los usuarios ya vienen pagando.

¿Cuál es el estatus actual de Air-e? Hace unos meses el presidente dijo que había dado la orden de liquidarla…

Hoy la empresa no está en liquidación. Legalmente no se ha definido si se liquida o no. Una liquidación implica varias etapas, la principal es tener una alternativa para garantizar la operación y la continuidad del servicio. Como ya dije, el problema de Air-e no es gerencial ni de gestión operativa, es estructural del mercado del Caribe. Por eso estamos adelantando una consultoría para definir la mejor solución empresarial que permitirá definir qué sigue. Los resultados podrían servir de insumo para una eventual liquidación.

¿Cuándo estará lista la consultoría? ¿Ya está contratada?

Ese proceso viene desarrollándose desde hace varios meses, pero no ha sido fácil. Hemos invitado a varias de las firmas de consultoría más reconocidas, pero muchas no mostraron interés. No vamos a dejar contratada la consultoría dado que este Gobierno está terminando, lo que sí vamos a dejar listos son todos los estudios, las propuestas recibidas y los insumos necesarios para que el nuevo Gobierno adelante la contratación y pueda tomar decisiones.

¿El sistema está preparado para el fenómeno de El Niño?

Los fenómenos de El Niño se presentaban cada cuatro o cinco años, pero este último llegó apenas dos años después del de 2023-2024. Debemos replantear nuestro modelo: no sabemos si hacia adelante estos fenómenos serán más frecuentes y eso plantea retos importantes para una matriz de generación que depende en más de un 70 % de la energía hídrica. Cuando llega El Niño disminuye el nivel de los embalses, cae la generación hidroeléctrica y el sistema depende mucho más de las térmicas, que pueden pasar de representar alrededor del 20 % de la generación a cerca del 40 %. Eso termina elevando considerablemente los precios. La verdadera solución estructural hacia futuro es fortalecer la generación solar, eólica y los sistemas de almacenamiento.

Se han activado todos los protocolos de vigilancia y los embalses ya alcanzan cerca del 80 %. La incertidumbre está en cuánto tiempo durará este fenómeno: si se prolonga demasiado y los embalses llegan a niveles críticos, habrá que evaluar hasta qué punto la generación térmica puede cubrir el faltante. Pero hoy, con la información disponible, no veo un riesgo de apagón. Lo que sí veo es un riesgo importante para los usuarios por el comportamiento de las tarifas, pues los precios de bolsa han pasado de cerca de COP 200 a alrededor de COP 800 en menos de dos meses. Esa volatilidad muchas veces responde más a expectativas que a los costos reales de producción.

La regulación permite ese tipo de comportamientos, pero nosotros, desde la Superintendencia, no compartimos esa lógica. Hacia adelante el Estado y la regulación deberían avanzar en una distribución más equilibrada del riesgo entre todos los actores de la cadena. Es inevitable que El Niño tenga efectos sobre los usuarios, pero no deberían ser ellos quienes asuman casi todo el impacto mientras las empresas mantienen niveles importantes de rentabilidad.

Han sido cuatro años de cambios regulatorios y una mayor vigilancia de la Superintendencia. ¿Cuál es el balance en materia de gas?

Las reservas y la producción de gas vienen disminuyendo desde 2013, esa caída ha obligado a aumentar las importaciones, que inicialmente eran solo para respaldar al sector térmico, pero que ahora también llegan al sector residencial e industrial, aunque en una porción relativamente pequeña. Se espera que entre 2029 y 2030 la producción nacional comience a estabilizarse gracias a nuevos desarrollos, entre ellos Sirius. Mientras tanto, el Gobierno decidió democratizar las importaciones: desde 2016 prácticamente existía un único actor habilitado para importar, ahora se están abriendo nuevas alternativas de regasificación con los proyectos que están andando.
Lo importante es que actualmente no existe un déficit de gas, la demanda se sigue atendiendo, ya sea con producción nacional o con gas importado, por lo que el abastecimiento está garantizado.

La Superservicios anunció investigaciones por el aumento en el precio del gas. ¿Qué encontraron?

En el mercado del gas prácticamente todos los costos terminan trasladándose al usuario: el costo de la molécula, sea nacional o importada; el transporte y la comercialización. Nos concentramos en identificar posibles ineficiencias y encontramos varios aspectos relevantes que ya fueron trasladados a la CREG para su análisis. El primero tiene que ver con el mercado secundario de gas.

En el mercado primario los productores venden el gas y los distribuidores, que atienden a los usuarios, lo compran. El mercado secundario fue concebido originalmente para comercializar excedentes o corregir pequeños desbalances entre oferta y demanda, pero dejó de cumplir su función y se convirtió en un gran escenario de reventa; cerca del 50 % del gas se transa allí actualmente. Eso significa que existe una sobrecontratación por parte de algunos actores que revenden a mayores precios. Identificamos la existencia de comercializadores puros: empresas que compran y venden gas sin tener usuarios finales.

¿Pudieron demostrar irregularidades por parte de las empresas?

Encontramos casos en los que el mismo gas se vendía más barato al sector industrial que al residencial. Los análisis nos generaron alertas, pero no todas correspondían a vulneraciones regulatorias. En el caso de Alcanos hubo devoluciones a los usuarios por cobros que se determinó que debían ser reintegrados. Hay otros procesos relacionados con el transporte de gas, como el de Progasur y otros sobre los que no puedo pronunciarme porque siguen en investigación.
La conclusión es clara: creemos que es indispensable que la CREG avance en ajustes regulatorios que fortalezcan la protección de los usuarios. Hay prácticas que no consideramos razonables, pero que no constituyen una violación porque no están prohibidas.

¿Sucede lo mismo en el mercado de energía?

También existen comercializadores puros, empresas que compran y venden energía sin atender usuarios finales y que incluso pueden venderles a otras comercializadoras o a generadoras. En un análisis que realizamos, y que publicamos en el Observatorio de Servicios Públicos, encontramos que solo en 2025 esos comercializadores puros realizaron transacciones por más de COP 5 billones. Todo ese costo termina reflejándose en la tarifa que pagan los usuarios.

¿Cómo están viendo el caso de Canacol? ¿Qué papel tiene la Superintendencia?

El caso de Canacol, en primera instancia, debería resolverse desde la Agencia Nacional de Hidrocarburos porque esa es la entidad con la que la empresa tiene sus contratos de exploración y explotación. Si los contratos hubieran tenido otras cláusulas, quizá el Estado habría podido ceder esa operación a otra empresa, pero, con las condiciones que se firmaron en gobiernos anteriores, si la ANH decide quitarle el contrato a Canacol, es muy probable que el Estado termine demandado.

Solo cuando un comprador declara formalmente el incumplimiento se activan las cláusulas contractuales correspondientes. Hasta donde tengo conocimiento, ese proceso todavía no se ha activado. Canacol no solo produce gas, también lo comercializa. Eso significa que, en determinadas circunstancias, la Superintendencia podría tener competencia, pero por ahora está limitada: solo puede actuar cuando se configuran formalmente las causales previstas por la ley y, aun en ese escenario, una intervención demandaría recursos muy importantes, solo mantener la operación requeriría alrededor de USD 15 millones mensuales, sin contar nuevas perforaciones o inversiones adicionales.

Desde un punto de vista práctico, sería preferible que esos contratos pudieran ser cedidos a una empresa con capacidad para operarlos. El problema es que el marco contractual vigente hace muy difícil llegar a esa solución.

¿Cuál cree que fue el principal avance de la Superservicios y qué queda pendiente?

Antes el debate era muy técnico. Nosotros, por instrucción del presidente, quisimos analizar los servicios públicos desde la perspectiva del usuario. Eso implicó transparentar las tarifas, explicar cómo se forman los precios, mostrar cómo funciona la cadena de valor e identificar las distorsiones e ineficiencias. Sabíamos que no alcanzaríamos a sacar adelante todos los cambios regulatorios, pero sí podíamos dejar los estudios y los insumos para que el próximo Gobierno los desarrollara. De hecho, creo que lo que falta precisamente es eso: convertir esos diagnósticos en cambios regulatorios.

El cambio regulatorio más importante de este Gobierno fue el del precio de escasez inferior para la bolsa de energía. La medida buscó diferenciar las tecnologías de generación con costos bajos, como la hidráulica, la solar y la eólica, de las tecnologías más costosas, como las térmicas. Antes todas terminaban recibiendo una remuneración basada en el precio más alto, aun cuando sus costos de producción fueran muy distintos. Con el precio de escasez inferior se empezó a corregir parcialmente esa situación, aunque su implementación quedó para los próximos años y, por ahora, solo algunas plantas se acogieron voluntariamente al nuevo esquema.

Detrás de todas las fórmulas matemáticas también existen decisiones de política pública: quién influye más en la regulación, si los gremios, las empresas o los usuarios. Nosotros quisimos fortalecer la voz de los usuarios sin desconocer la importancia de los demás actores del sector. Ese mismo enfoque nos llevó a crear el Observatorio de Servicios Públicos, donde dejamos documentos técnicos, tableros de control y análisis para apoyar la formulación de política pública, la regulación y el control social, y a modernizar el Sistema Único de Información (SUI) para que sea accesible para los usuarios.