Con la presidencia de Gustavo Petro, el debate energético se convirtió en uno de los ejes más intensos de la agenda pública en Colombia. Renovables, tarifas eléctricas, el futuro del petróleo y el gas han marcado parte del pulso económico y político del país.
En medio de esa discusión han cobrado protagonismo actores técnicos clave, como la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), responsable de definir las reglas del mercado energético. En esta conversación con su director, Antonio Jiménez, se abordaron los cambios regulatorios que prepara la entidad, el impacto del gas importado en los usuarios y los nuevos mecanismos que se evalúan para estabilizar las tarifas de energía eléctrica en Colombia.
¿Cuáles son los cambios que está evaluando la CREG en la remuneración de la distribución mayorista y minorista de gasolina y diésel, y cómo impactará esto a los usuarios?
Nosotros tenemos un proceso regulatorio donde tenemos varias fases, que van desde unas consultas previas hasta la toma de decisiones. En este momento estamos en el proceso de consulta con los diferentes actores de la cadena. En ese momento tenemos borradores en consulta. Estamos haciendo talleres regionales, presentamos esas propuestas que propenden por una mayor eficiencia en la prestación del servicio.
Pero en concreto, ¿qué buscan?
Eficiencia. En todas las medidas que busca la comisión en cualquier energético que regulamos, energía eléctrica, gas, combustibles líquidos, siempre buscamos la mayor eficiencia. Lo que estamos buscando es que los márgenes de los distribuidores del mayorista y minorista tengan una mayor eficiencia en su distribución.
Estamos en el proceso regulatorio ya de definir esos márgenes mediante el ajuste de la metodología, y por eso estamos haciendo talleres regionales para tener mejor información para tomar mejores decisiones al momento de sacar la resolución definitiva. Para este caso de combustibles líquidos es por delegación de los ministerios de Minas y Energía y Hacienda.
¿Cuándo saldrá la resolución definitiva?
Eso depende de muchos pasos porque nosotros sacamos una resolución a la consulta. Estamos haciendo los talleres regionales. Posteriormente, ya con toda la información que recogemos en esos talleres, organizamos una resolución más robusta, tenemos que ir a procesos de consultas con la Superintendencia de Industria y Comercio, y posterior a esto, se sacan las resoluciones definitivas. Esto toma un periodo todavía mayor de análisis, pero estamos en la tarea y la idea es poder tener una resolución, en definitiva, por lo menos antes de que termine el primer semestre de este año o a principio del próximo semestre de 2026.
¿Este mecanismo también toca a Ecopetrol, que es el peso pesado en refinación en Colombia?
Nosotros no hablamos de agentes en particular, porque la comisión regula de manera general, no particular. Los agentes que hagan parte del mercado mayorista o minorista son los que tienen que acatar las reglas relacionadas con las resoluciones que nosotros definamos para ese fin. No está bien en nuestro caso hablar de empresas en particular. Nosotros hablamos desde un nivel un poco más arriba, que es una regulación general.
¿Qué definiciones regulatorias faltan para que los proyectos de regasificación sean viables en el mercado?
Lo primero es decir que nosotros ya tomamos decisiones en términos de posibilitar tener gas importado. La primera decisión o una de las decisiones más importantes se tomó en 2025, que fue la resolución donde flexibilizamos todo el mercado mayorista de gas. Ahí dimos la posibilidad de que se pudiera comercializar el gas importado.
Otra de las decisiones que hemos tomado con relación al gas importado es lo que llamamos flexibilización de los eventos eximentes. Básicamente era una de las observaciones que nos venían haciendo los importadores de gas, que tenían dificultades para conseguir contratos a largo plazo porque la regulación tenía unas líneas para los eventos eximentes diferentes a los comercializadores internacionales de gas importado.
Esto se alineó, ya se tomó la decisión y en este momento entendemos que están dadas las condiciones para poder conseguir unos mejores contratos de largo plazo en términos de esa flexibilización que se hizo.
En la resolución 15 también se habló de la infraestructura de regasificación, de aspectos generales de la importación del gas y las posibilidades de tener gas importado. Ahora, hay unas observaciones que nos han venido haciendo los agentes, particularmente en cómo hacer el ajuste tarifario del gas importado en la estructura del costo unitario del gas. Esos aspectos los estamos revisando por ese mandato de eficiencia con ese ajuste tarifario que haríamos en la estructura tarifaria para incorporar el gas importado en el país.
¿Cuáles serán los hitos que tendrá la entidad en 2026 para establecer reglas operativas en importación de gas?
En términos de remuneración, las reglas están dadas. Otras resoluciones están dadas desde la comisión para tener esas infraestructuras de gas importado. Hay unos aspectos que se tienen que ajustar y que se tienen que reglamentar, esperamos que, a finales de este primer trimestre o principios del próximo trimestre, podamos tener unas reglas más detalladas, sobre todo en aspectos relacionados cómo sería el ajuste el traspaso tarifario de ese gas a la tarifa.
¿Se están adelantando los agentes a construir proyectos de regasificación antes de que salga regulación?
En su mayoría, los agentes conocen algunos aspectos que se han regulado y se vienen regulando, y es una señal que ellos pueden tener para ir avanzando en esos procesos de buscar esas infraestructuras. Seguramente hay unos aspectos que faltan por regular, que son los que le estoy mencionando, que son en los que estamos trabajando en este momento.
¿Entonces en 2026 tendríamos la propuesta regulatoria de cómo sería el traspaso a usuarios en la tarifa del gas importado?
Sí, exacto.
¿Hay algún detalle adicional que usted pueda revelar?
No, sobre eso estamos trabajando. Tenemos varias posibilidades, pero la gente puede estar segura de que la comisión va a buscar la mayor eficiencia posible para que esos precios sean buenos, que la tarifa de gas sea más eficiente.
En cuanto al precio de escasez, ¿cuáles son los cambios que habrá y qué implicaciones tendrá para las generadoras en contratación y formación de precio dentro del mercado?
El precio de escasez es un tema complejo. A veces escucho discusiones que minimizan demasiado. Lo primero que quiero contar es que el precio de escasez es un mecanismo que tiene la demanda para cubrirse frente a las condiciones de baja hidrología.
Cuando tenemos unas bajas hidrológicas, los precios suben a unos niveles altos. Pero el precio de escasez lo que hace es controlar el precio máximo al que puede subir porque, a través del cargo por confiabilidad, se paga una prima a los agentes para que cumplan una función en los momentos de escasez.
En el país tuvimos unos aportes hídricos deficitarios y la señal del precio escasez nunca se activó. En ese orden de ideas, se hicieron unos ajustes en el precio de escasez, buscando que realmente fuera eficiente y en esas condiciones se activaran los mecanismos de protección de la demanda, y los mecanismos del cargo por confiabilidad.
Lo que hemos hecho recientemente es ajustar la liquidación relacionada con el agua. Nosotros ajustamos los precios de escasez y luego hicimos unos ajustes a la liquidación para dar señales a los agentes de una mayor contratación, de una mayor cobertura de la demanda en contratos en bolsa.
¿Entonces por qué el nuevo presidente Urrá dijo que se acogía al precio de escasez, pero que falta una regulación de la CREG?
No. Lo que pasa es que cuando sacamos la regulación, tenía una ventaja de acogimiento. Esa ventana ya pasó. En sus momentos no acogió a las empresas. Lo que hicimos fue abrir de nuevo esa ventana, y de hecho, ya salió a comentarios esa resolución que permite nuevamente dar la ventana a los agentes que se quieran acoger a esos precios. Creo que en estos días salió la resolución a comentarios. Es como volver a abrir la ventana para que se acojan. Pero entonces no es obligatorio, sino que es opcional.
Lo que pasa es que aquí hay un tema que es complejo porque los agentes tienen unas obligaciones de energía en firme que adquirieron bajo unas condiciones. No se pueden cambiar las condiciones a menos que los agentes se acojan de manera voluntaria, porque es lo que se llama estabilidad regulatoria para la toma de decisiones.
Entonces la medida está para comentarios…
Sí. Creo que está publicada, es decir, Urrá puede acogerse perfectamente. Antes de 15 días estará la posibilidad de que los agentes que se quieran acoger lo hagan.
¿Esto permitiría la estabilización de los costos de la energía en caso de que se disparen los precios de bolsa?
Sí, eso es lo que hace. Pagar un precio máximo a los agentes en bolsa bajo unas condiciones críticas, estabilizar tarifas por la volatilidad de precios de bolsa.
¿Por qué se hace tanto ruido con los precios de bolsa si solo tiene una representatividad en la tarifa, pero no es el rubro definitivo?
Los agentes pueden ir al mercado mayorista a comprar energía en la bolsa o por contratos, dependiendo de cómo los agentes se cubran en contratos, digamos, la tarifa tendrá un componente de generación diferencial. Entonces, si un agente está cubierto por contratos de 100 %, la variación del precio de bolsa no va a afectar la tarifa en las componentes de generación. Pero si el agente está descubierto en 50 % en contratos y 50 % en bolsa, la tarifa en la componente de generación sí se va a ver afectada. Todos los agentes no son iguales.
Entonces, ¿qué estamos haciendo desde la comisión? Estamos buscando que la contratación sea mayoritariamente en contratos y que la bolsa, sea solamente para eventos de cierre de oferta y demanda en días particulares. ¿Cómo estamos haciendo eso? Sacamos comentarios una resolución donde creamos unos mecanismos de contratación de largo plazo y mejoramos los mecanismos que tiene el mercado. ¿Para qué? Para darle mayor posibilidad a todos los generadores y a los comercializadores, que son los dos lados de las puntas, a que compren y vendan energía en contratos.
Estamos haciendo esfuerzos bien importantes en esa dirección para que la bolsa sea un mecanismo de cierre y no tengamos esa discusión de que si llueve o no; eso puede pasar a un segundo plano cuando los agentes se contratan en mayor proporción y también estamos creando mecanismos o hicimos propuestas para vigilar la bolsa.
En 2025 lanzamos una propuesta regulatoria donde hacíamos unas propuestas de análisis técnicos para revisar y hacer seguimiento a la bolsa. Inclusive, hicimos una propuesta de crear un área que le haga seguimiento específicamente al mercado mayorista de la bolsa. Para tener más control sobre eso, para buscar proteger a los usuarios.
Todo esto va a ser bien importante. De hecho, estamos a punto de sacar un mecanismo de mercado de contratación anónima que fue presentado por un particular, y eso nos va a ayudar a aumentar la posibilidad de que los comercializadores se contraten.
¿Se refiere a la Bolsa Mercantil de Colombia?
Sí. Ellos han venido presentándonos en diferentes instancias. Hemos hecho algunos ajustes regulatorios, y ya estamos en un punto importante donde hicimos una primera consulta de cómo sería y nos falta la definitiva.
¿Cuándo estará listo este mecanismo con la Bolsa Mercantil de Colombia?
Va a ser pronto. Lo que pasa es que a veces, como tenemos tantas resoluciones en cola, tenemos tantas medidas depende de la agenda. Pero va a ser pronto. Mejor dicho, puede ser antes del próximo mes o a principios de marzo; ahí tendríamos una Bolsa Mercantil que opera con una filial en donde se compra y vende.
Tendríamos una medida que amplía la cantidad de mecanismos para contratar energía de los comercializadores y poder cubrir en mejor proporción la demanda en contratos y no en bolsa.
¿Qué ajustes regulatorios serían indispensables para importar gas y tan y también para exportar energía eléctrica a Venezuela sin que se comprometa la confiabilidad del sistema?
En un principio estaríamos esperando cómo la política nos da la señal sobre cómo serían estos intercambios en energía eléctrica y gas. Con la resolución que sacamos flexibilizamos el mercado mayorista y creamos un marco amplio para adquirir posibilidades de tener gas importado. Pero, como he insistido desde que empezamos esta conversación, vamos a buscar la eficiencia, que el país tenga una prestación confiable de este energético. Vamos a mirar las mejores condiciones para que se pueda lograr en el caso de que se decida que se va a hacer.
En materia de energía eléctrica, hace muchos años ya teníamos los intercambios con Venezuela, los teníamos de manera particular a través de un comercializador de energía y a través de unas interconexiones bien particulares. Cómo se está pensando hacer, ese intercambio de energía que entendemos en un principio, más que intercambio, sería venta de energía hacia Venezuela, estableceríamos las condiciones regulatorias que se necesiten.
Hay un marco, que es el que le menciono, con que se venían haciendo ya unas ventas y compras de energía, se tendría que revisar si es aplicable a las condiciones que hay, revisando el lineamiento de política, tomamos decisiones. Porque puede haber ajustes o cambios que se soliciten a la regulación para mejorar las condiciones de esa interconexión.
¿Será viable tener lista la interconexión con Panamá en 2029 o 2030?
Más que una fecha, eso depende mucho del promotor del proyecto. En este caso, la empresa se llama Interconexión Colombia-Panamá. Hemos venido trabajando con el regulador de Panamá en la dirección de armonizar nuestras regulaciones para que se den las señales desde el punto de vista regulatorio, de primero financiación de la línea y de las condiciones de cómo se van a manejar los dos mercados. Precisamente, estuvimos en Panamá en una reunión con el regulador.
Hemos tomado decisiones con relación a publicar unos estudios que se van a publicar en los próximos días del lado de Colombia y de Panamá, que darán unas señales, de cómo estamos viendo el proceso regulatorio entre los dos países para viabilizar la interconexión y que se den las señales para que se pueda financiar la infraestructura.
¿Qué reglas concretas tienen para que el inversionista vuelva a confiar en horizontes de largo plazo, sin miedo a que haya cambios regulatorios?
Los cambios regulatorios se pueden dar porque las condiciones se dan para que se hagan los cambios regulatorios, y le hablo de un tema concreto. Estamos en la mitad de un fenómeno de El Niño, toca tomar decisiones porque está en riesgo la atención de la demanda, la viabilidad de un agente o agentes en general; ahí toca tomar una decisión. Pero la comisión siempre ha mantenido la estabilidad regulatoria.
De hecho, toda la estructura del cargo por confiabilidad que se ha definido desde hace varios años se ha mantenido y lo que hemos hecho es alrededor de ella, buscar mejoras. Hemos hecho varias subastas. Luego hicimos una subasta de reconfiguración, acabamos de sacar la subasta de expansión.
Son decisiones directas hacia los inversionistas que desde la comisión se están dando las señales para la incorporación de unos nuevos proyectos al sistema, y seguramente lo que viene con los proyectos que son inversiones para el país. La UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) viene haciendo las convocatorias de transmisión, que también son señales importantes en términos de inversión de infraestructura de transmisión, y hemos venido adicionando reglas para que equipos nuevos en transmisión puedan entrar en esas convocatorias para flexibilizar la red.
En transporte de gas, hemos creado metodologías para materializar el plan de abastecimiento de gas, que también son señales directas a los inversionistas. Entonces, sí quisiera sentarme cuando hablan de las decisiones para entender qué es lo que se está diciendo porque hay que separar dos cosas: estabilidad regulatoria y ajustes regulatorios, estos últimos son necesarios en momentos de coyuntura.
¿El esquema actual todavía está trayendo energía firme nueva o solo se está sosteniendo en las plantas que ya existen?
La última subasta de expansión se adjudicó en 2024. Ahí se adjudicaron cuatro gigavatios de proyectos nuevos. Eso es una capacidad bien importante para el país. Entonces, no solamente están los proyectos existentes, sino los nuevos.
¿Estas cuatro gigas en su mayoría vienen de proyectos de energía solar?
Sí, en su mayoría vienen de energía solar. Para esta subasta hicimos algunos ajustes para permitir que una mayor cantidad de energía entrara en esta subasta.
Con la presión política por contener tarifas, ¿quién está asumiendo realmente el riesgo hoy: las empresas o el Estado?
Desde el punto de vista tarifario, lo único que puedo mencionar es que la comisión se está trabajando en términos de buscar mayores eficiencias en las componentes tarifarias. Hemos visto que hay componentes tarifarios que necesitan actualización y en esa dirección hemos venido avanzando.
Pero el otro lado de la moneda es buscar la eficiencia, también cuidar la viabilidad financiera de las empresas. En eso hemos tratado de ser cuidadosos para que ese equilibrio se dé al momento de tomar las decisiones de los ajustes tarifarios.
¿Faltará energía eléctrica en Colombia en 2027 y 2028?
Estamos confundidos viendo muchos conceptos, cuando se presentan, realmente no son estudios, son cálculos. Hay una cosa que se llama energía en firme y otra cosa que se llama obligaciones de energía en firme. La energía en firme es la disponibilidad que usted tiene de algo, y las obligaciones es la adjudicación de esa disponibilidad. ¿A qué me refiero? Que puede que haya mucha energía en firme, pero que no esté adjudicada, es decir, no esté en obligaciones.
Muchos de esos comentarios que se hacen es porque esa energía que está disponible todavía no está vendida. Hace parte de los mecanismos que la comisión evalúa periódicamente para buscar la forma en la cual puede adjudicar esa energía que está disponible. Ahora, si esa energía no es suficiente, está el mecanismo de las subastas. Por eso acabamos de lanzar esa subasta, acabamos de lanzar una para 2029, pero tiene unos mecanismos de adición, de adelanto de proyectos. Entonces da unos incentivos para que, si los proyectos pueden entrar antes, se puedan mejorar las condiciones de ingreso de los proyectos.
Lo que se presenta está relacionado con obligaciones que no han sido adjudicadas, pero que sí están en energía en firme. Entonces, hay que revisar realmente ese balance que se está presentando como déficit, a ver si existe y hasta qué valor realmente va a llegar a ser. Estamos a la expectativa de la producción de demanda de la UPME, que esperamos que saquen los próximos en este mes, y si mal no estoy, para poder definir si realmente hay déficit o no.
¿Pero habrá faltante de energía para esos años?
Estamos revisando. Estamos a la espera de que la UPME entregue las previsiones de demanda. Me parece importante que se den los debates de manera técnica. Porque es fácil usar números sin contexto para dar una percepción que no es. Nosotros siempre estamos abiertos a revisar los números, a sentarnos con todo el mundo para ver qué decisiones regulatorias se pueden tomar en pro del abastecimiento de la demanda, y lo hemos.
Nosotros siempre estamos revisando la exposición de demanda; el público puede estar tranquilo que desde la comisión, estamos trabajando todos los días por buscar las mejores condiciones para abastecer la demanda.
¿Pero habrá déficit, sí o no?
Depende de las proyecciones de demanda de la UPME. Es que todo no es blanco o negro, ¿por qué todo tiene que ser blanco o negro?
Las proyecciones oficiales deberían ser concretas
Las van a sacar en febrero, se van a utilizar para poder abastecer la demanda en los próximos años y utilizar para la subasta.
Destacado: Karen Schutt dejó de ser viceministra de Energía y es nueva comisionada de la CREG
Tendría que ser blanco y negro porque, si falta energía eléctrica, caemos en racionamiento y eso tiene un impacto económico y social
De acuerdo. Estamos dando un parte de tranquilidad. Nosotros estamos pendientes de buscar las mejores condiciones para incorporar la mayor cantidad de proyectos de generación para abastecer la demanda. Hay condiciones externas, los temas ambientales o sociales, que se han vuelto complejos al momento de definir los proyectos. No solamente es adjudicar el proyecto, sino que se construya, que hace parte de un andamiaje más institucional. Porque no solamente es saber que los proyectos se adjudicaron, sino que entren en servicio.
—
