En menos de 48 horas, entre lunes y viernes de la semana anterior, XM, que es la empresa que opera el sistema y administra el mercado mayorista de energía emitió dos alertas tempranas: la primera, el riesgo de un efecto dominó que podría llevar al colapso 36 empresas eléctricas; y la segunda, que el precio de la energía en Bolsa ($1.051 KWH) había sobrepasado el llamado precio de escasez ($1.47.65 KWH).

Este constituye el techo estimado como máximo que paga la demanda por la energía. Llegado a este punto, de condición crítica del sistema, se activa el cumplimiento de las obligaciones de oferta de energía firme (OEF) con cargo por confiabilidad.

Son tres las causas fundamentales que han disparado esta espiral alcista, a saber: en primer término, la inflación, que si bien ha venido cediendo en los últimos meses todavía para el mes de agosto, según el Dane, el índice anualizado del IPC se situó en 11,43% y en lo corrido de este año marcó 7,43%. Con el agravante de que los servicios públicos junto con el precio al alza de la gasolina son los que más han contribuido a la inflación.

En segundo lugar, tenemos los efectos del fenómeno de El Niño, que empieza a hacerse sentir, influyendo en forma determinante al aumento del precio en Bolsa de la energía, toda vez que los generadores hídricos han empezado a “guardar” agua en los embalses para poder afrontar los próximos meses venideros, que se espera sean de hidrología crítica, para poder cumplir con sus contratos de venta de energía a los comercializadores de la misma.

Una aclaración importante, los embalses que sirven a las hidroeléctricas están en niveles relativamente altos, el agregado alrededor de 78%, los aportes están en 50% del promedio histórico al tiempo que pierden, en promedio, 0,4% diario, es decir que cada 10 días están perdiendo 4 puntos porcentuales.

Caben, además, dos observaciones: la primera es que la capacidad de regulación de ellos, a excepción de El Peñol - Guatapé, que supera el año, sólo resisten un máximo de cuatro meses. Es decir que basta con que deje de llover cuatro meses, con hidrología crítica, para que dejen de ser operativas.

Por último, está el atraso en la ejecución de los proyectos de generación, destacándose entre ellos los parques eólicos en La Guajira, que comprometen la entrada en operación de 2.400 MW de potencia y el de Hidroituango, del cual sólo están generando dos turbinas con 600 MW, se espera que entren dos más en noviembre, restando las otras cuatro, que representan 1.200 MW. También muestran atraso considerable la ejecución de los proyectos de transmisión y subtransmisión.

En estas circunstancias, resulta muy preocupante que la Unidad de Planeación Minero - Energética (Upme), que es la responsable de la convocatoria de las subastas para la asignación de nuevos proyectos de expansión, el año pasado no abrió ninguna. Y la subasta que abrió en febrero de este año ha sido aplazada dos veces, ahora para febrero del próximo año.

Y ello, en momentos en los que mientras la demanda de energía crece a un ritmo de 5%, la oferta sólo lo hace a 2,5%. Ello explica el alto grado de estrés al cual está sometido el sistema interconectado nacional, presionando al alza los precios de la energía. Lo dice la calificadora de riesgo Fitch Ratings: “Colombia continúa enfrentando un desajuste entre la demanda de energía y la expansión requerida del sistema”.

El caso de la región Caribe es mucho más crítico, dado que, debido a la sobrecarga a la que está expuesta la red de transmisión de energía, a consecuencia del atraso en la ejecución de los proyectos para su robustecimiento, ha obligado a restringir la atención de la demanda.

Dicho de otra manera los 2,7 millones de usuarios del Caribe vienen siendo sometidos a un racionamiento programado de energía y las térmicas que operan en la región, que deberían servir sólo de respaldo, están en la base y vienen operando a full, para poder suplir la energía que de otra manera vendría desde el interior del país, de origen hídrico menos costosa.

Ello termina impactando el componente G (generación) de la fórmula tarifaria ( CU = G + T + C + D + PR + R) y, en última instancia, al usuario final vía tarifas, en mayor o menor medida, dependiendo del grado de exposición en Bolsa que tenga el respectivo operador de red, que es quien presta el servicio, en Bolsa. A mayor exposición más afectación en el monto a pagar por la factura de consumo de energía que le llega al resignado usuario final.

Peor aún, si tenemos en cuenta que el consumo de energía para el mes de agosto de este año, según la empresa XM, que administra el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ha crecido, en promedio, 6,23% con respecto al mismo mes del año pasado, para un acumulado de 7.005.82 GWH/mes; entre tanto, en la región Caribe ha aumentado 11,75%, consumiendo 1.978.18 GWH/mes, atribuible a las altas temperaturas de la temporada de El Niño.

De modo que si al alza en las tarifas le sumamos el mayor consumo ello se reflejará en un aumento desmesurado en la factura a pagar por parte del usuario, en momentos en los que está viendo afectada su capacidad adquisitiva por cuenta de la alta inflación.

Ahora bien, el impacto es mayor para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3, que son sujetos de los subsidios, debido a que estos sólo cubren un porcentaje del denominado consumo básico o de subsistencia, de 60% para el estrato 1, hasta 50% para el estrato 2 y 15% para el estrato 3, de 130 KWH/mes para los usuarios que habitan en territorios por encima de los 1.000 metros del nivel del mar y 173 KWH/mes los que se sitúan por debajo de esa cota.

El mayor consumo que se viene dando, como excede este límite se debe pagar por parte de estos usuarios con tarifa plena, sin subsidio. Es más, si mayor consumo excede en un 50% el consumo de subsistencia se pierde el derecho al subsidio, así lo prevé el artículo 114 de la Ley 1873 de 2017 (¡!).