Autor: Martín Rosas

La misma fórmula que el gobierno Petro le aplicó al sector salud, primero desprestigiando el sistema y luego asfixiándolo económicamente, se la está aplicando al sector energético colombiano.

Pese a los reclamos desde hace ya varios meses de los gremios y de los llamados de atención de la Procuraduría y la Contraloría General de la República, el gobierno tiene al borde de la quiebra a las empresas distribuidoras de energía por las deudas acumuladas, tanto de subsidios como de la opción tarifaria e impagos de empresas del Estado.

Efectivamente, a 31 de enero de 2025 lo adeudado a las empresas distribuidoras de energía ascendía a 7,4 billones de pesos, discriminados así: $3,2 billones en saldos de la opción tarifaria, $2,8 billones en subsidios, un billón de pesos en deuda de entidades estatales y $0,4 billones por mayor precio de empresas expuestas a la bolsa de energía.

Y aunque el presidente Petro se comprometió ya hace casi un año con los usuarios en que el gobierno asumiría la deuda de la opción tarifaria, no se ha cumplido. Los gremios afirman que esto se podría solucionar con la expedición exprés de una ley que contenga un solo artículo, el cual habilitaría al Ministerio de Hacienda para girar esos recursos. Pero el gobierno se niega a esta opción y quiere que se incluya en su ya fracasada reforma tributaria.

De acuerdo con los gremios Andesco, Andeg, Asocodis, Ser-Colombia, Naturgas y Acolgen, si no se desembolsan esas deudas en abril próximo empezarían a quebrar las primeras empresas distribuidoras, generando un efecto dominó que arrastraría a los demás eslabones de la cadena: las transportadoras y las generadoras.

El chu, chu, chu que le aplicó el gobierno a las EPS para quebrar a varias de ellas y concentrar el mayor número de afiliados en la estatal Nueva EPS, ahora se lo aplica al sector energético.

Hay que recordar que ya una empresa distribuidora de energía quebró en Puerto Carreño y Air-e en la costa Caribe fue intervenida. Además, Afinia anunció que solo tendrá caja hasta marzo próximo.

En esas condiciones, el que pagará los platos rotos será el usuario, que en los estratos bajos verá cómo la factura le subirá hasta un ciento por ciento al no poder las empresas seguir financiando los subsidios o, en el peor escenario, que la empresa cierre y deje de prestar el servicio.

Hay que recordar que los estratos 1, 2 y 3 reciben subsidios al consumo, lo que beneficia a 13,5 millones de usuarios.

De acuerdo con Asocodis, las regiones más golpeadas serían Chocó y Antioquia, donde los incrementos en las facturas serían del 140% y 100%, respectivamente

Camilo Sánchez, director Ejecutivo de Andesco, dijo que ante esta crítica situación se reunieron con el ministro de Hacienda, quien destinó recursos por $800 mil millones para atender las empresas más expuestas y evitar apagones.

En febrero se destinarán $350 mil millones, para marzo $250 mil millones y para abril $200 mil millones; sin embargo, son paños de agua tibia para evitar la quiebra de algunas empresas, pues cada mes los subsidios suman $300 mil millones.

Sánchez agregó que tampoco está claro si esos recueros del Minhacienda se destinarán a las empresas de electricidad o también parte a las de gas, a las cuales el gobierno les adeudaba hasta finales de 2024 $840 mil millones.

Los gremios señalaron que han puesto sobre la mesa una propuesta para titularizar la deuda y así darle flujo de caja a las empresas, pero el gobierno no atiende sus llamados y el ministro de Minas y Energía hace más de seis meses que no se reúne con los gremios del sector, pese a las reiteradas solicitudes.

Parte de esta crisis también se debe a la interinidad con que el gobierno ha mantenido a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Luego de que al comienzo del gobierno el Consejo de Estado fallara en contra de las intenciones del presidente Petro de asumir las funciones de la CREG, la institución la han mantenido sin el número completo de comisionados, algunos de ellos han sido nombrados de forma temporal y otros no llenan los requisitos para el cargo.  

“La CREG no está al servicio del ministerio, debe estar al servicio del país”, sentenció Sánchez, y agregó que lo prioritario es que no se apague el país.

“Hoy ya hay un apagón financiero. Es el momento de tomar decisiones. Nosotros queremos que entiendan que la técnica está por encima de cualquier proceso”, concluyó Sánchez.

Por otro lado, ante la incertidumbre, las empresas no están haciendo las inversiones necesarias, que para este año se estiman en $10 billones.

Por su parte, Natalia Gutiérrez, presidente Ejecutiva de Acolgen, dijo que el sector eléctrico colombiano ha sido confiable en los últimos 30 años, en los cuales ha sorteado cinco fenómenos de El Niño sin que se haya afectado el servicio, por lo que el de Colombia es un caso de estudio en el mundo.

“Tenemos un gran diseño de mercado, pero necesitamos es que se gestione, eso es lo que ha hecho falta. Intervenir el mercado solo va a poner en riesgo las inversiones, a llevarnos a litigios internacionales y a poner en riesgo la prestación del servicio,” dijo.

La dirigente también criticó la decisión del gobierno de intervenir el precio de la energía en bolsa, “pues es intervenir la señal de escasez para ahorrar agua, y en época de escasez no vamos a contar con ella para generar. Para tener mejores precios lo que necesitamos es contar con más proyectos. Hay un rezago de 6 gigavatios, entre ellos los de La Guajira, donde las compañías se están retirando pues los trámites en permisos, licencias y consultas se demoran hasta tres años”.

Gutiérrez agregó que la demora en la entrada de nuevos proyectos ha generado que el margen ente oferta y demanda sea cada vez más estrecho. De acuerdo con XM y la UPME, el margen de energía firme es crítico para 2026 y 2027, con un 0,4%, lo cual significa que ninguna planta puede fallar o entrar a mantenimiento.

Así las cosas, con la asfixia financiera, la intervención del mercado y la negativa a sacar nuevas subastas de expansión, el gobierno está llevando al país a un nuevo apagón, el que ya sufrió en 1992, cuando la mayor parte del servicio estaba en manos de empresas estatales, politizadas e ineficientes.

La Empresa queda con el 100% de la propiedad del bloque. El cierre de la transacción recibió el aval de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Superintendencia de Industria y Comercio.

Ecopetrol concluyó la adquisición del 45% de participación que tenía Repsol Colombia Oil & Gas en el Bloque CPO-09, por un valor de US$452 millones, con lo cual la Empresa se convirtió en titular del 100% de este activo en el Piedemonte Llanero.

El cierre de la transacción se logró con el aval de la Superintendencia de Industria y Comercio, organismo que manifestó que la operación no genera una restricción indebida de la competencia por lo que no amerita objeción ni condicionamiento.

Además, se surtió el otro trámite pendiente para el cierre, que era la suscripción del otrosí modificatorio al Contrato de Exploración y Producción de Hidrocarburos CPO-09, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Repsol y Ecopetrol.

Esta transacción se realizó bajo el ejercicio del derecho de preferencia otorgado a Ecopetrol, en el marco del Contrato de Operación Conjunta (JOA – Joint Operating Agreement).

El Bloque CPO-09 está localizado en el departamento del Meta, en los municipios de Villavicencio, Acacías, Guamal, Castilla La Nueva, San Martín, Lejanías, El Dorado, El Castillo y Granada.

Para el gremio, es imprescindible habilitar mecanismos como el Centro Nacional de Operación, los almacenamientos estratégicos y habilitar importaciones para fortalecer la continuidad y confiabilidad del abastecimiento y atender la creciente demanda.

La creciente conflictividad social y de orden público, entre otros factores que ponen en riesgo el abastecimiento de combustibles en el país, exigen acciones estructurales y de mayor coordinación para mantener la continuidad y confiabilidad del suministro. Esta es la principal conclusión del informe económico “Combustibles líquidos: energía de hoy y mañana”, que presentó la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

Y es que además de la dificultad que hubo un par de semanas del año pasado para el suministro de combustible para aviones, en 2024 se registraron 147 bloqueos a plantas y vías, más de 300 válvulas ilícitas en poliductos y más de 40 atentados a oleoductos.

En este contexto, la ACP propone la creación de un Consejo Nacional de Operación (CNO, similar a los que existen en los sectores de gas y electricidad) para el abastecimiento de combustibles líquidos, como una instancia que propendería por una mejor planeación y coordinación tanto de la operación recurrente como ante cualquier eventualidad y en escenarios con mayores requerimientos de importación, en la que todos los agentes de la cadena son corresponsables del garantizar el suministro.

La creación del CNO es una de las principales prioridades planteadas en el informe, el cual registra el contexto del sector en 2024 y las expectativas a 2030, así como una hoja de ruta para la seguridad energética en combustibles, producto de la visión de los agentes de toda la cadena: refinador, transportador, empresas distribuidoras mayoristas y gremios de los distribuidores minoristas y consumidores finales.

“La distribución de combustibles líquidos es un servicio público esencial y la columna vertebral de la movilidad en el país. Para garantizar su continuidad, debemos trabajar de manera articulada y estructurada, anticipándonos a los desafíos operativos y de abastecimiento que actualmente enfrentamos, pues los combustibles líquidos además de garantizar derechos fundamentales también respaldan el 6% de la matriz eléctrica del país, por ejemplo, el año anterior sostuvieron la generación térmica nacional y evitaron el racionamiento de energía”, afirmó Frank Pearl, presidente de la ACP.

Además de la creación del CON y de acuerdo con los agentes de la cadena, será necesario avanzar en la habilitación de importaciones de manera estructurada, toda vez que Ecopetrol no tiene planteado la ampliación de las refinerías, pero además se requiere desarrollar los proyectos de poliductos y almacenamientos estratégicos, promover la libre competencia, aumentar la mezcla de biocombustibles, permitir el uso de Jet-A para aviación (que es más barato y más fácil de adquirir) y desarrollar el combustible sostenible de aviación (SAF).

Demanda se mantiene en crecimiento

De acuerdo con el Informe, en 2024 el consumo total de combustibles líquidos (gasolinas, diésel y jet) creció 0,6% respecto a 2023, promediando 347 KBD9 (miles de barriles día).

La demanda de diésel aumentó 5,2% y la del combustible de aviación (Jet–A1) un 9,5%, evidenciando que es el combustible con mayor potencial de crecimiento para los próximos años; mientras el consumo de gasolinas (corriente y extra) cayó 5,9%.

Así que, teniendo en cuenta la capacidad de refinación del país y los eventos coyunturales presentados, se importó el 39% de la demanda de gasolina corriente, el 8% de la de diésel y el 2,4% de Jet A-1.

Hacia adelante, la demanda total crecería, en promedio, al 1,2% en 2025 y al 1,8% promedio anual en el mediano plazo (2026-2030). Lo cual implicará importaciones estructurales: en gasolina de hasta del 35% entre 2025 y 2030; en diésel, hasta del 10% entre 2027 y 2030; y en jet, hasta del 16% entre 2025 y 2030; proyección que no tiene en cuenta las importaciones coyunturales que se puedan requerir para asegurar el abastecimiento ante eventos de fuerza mayor, cambios en las condiciones operativas de las refinerías y/o mantenimientos.

Aportes fiscales

Según cálculos de la ACP, en 2024 las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos representaron el 1,5% del PIB, generaron 264 mil empleos, y los impuestos al consumo de gasolinas y diésel representaron $9,1 billones de ingresos fiscales, de los cuales $5,2 billones al Gobierno nacional y $3,9 billones a las entidades territoriales.

Finalmente, Frank Pearl reiteró que “el abastecimiento confiable, continuo y eficiente de combustibles líquidos es fundamental para la seguridad energética de Colombia, para la estabilidad económica, el bienestar social y la garantía de derechos fundamentales como la salud, la educación y el trabajo, al viabilizar el funcionamiento de vehículos particulares, transporte público y de carga, aviones y barcos”.

En los últimos dos años, 2023 y 2024, la actividad de perforación de pozos en Colombia pasó de 55 a 24 equipos (-56,4%), perdiendo cerca de 20 mil puestos de trabajo en las regiones productoras.

Según el más reciente Informe de CAMPETROL sobre Taladros y Producción, al cierre de diciembre de 2024 se registraron 102 taladros activos a nivel nacional, distribuidos en 24 equipos destinados a perforación y 78 a reacondicionamiento. Este total representó una disminución del 12,8% en comparación con diciembre de 2023 (15 taladros menos).

En cuanto a los taladros de perforación, entre enero de 2023 y diciembre de 2024 experimentaron una contracción del 56,4% (31 equipos menos), pasando de 55 a 24 unidades. Esta reducción impactó directamente en el empleo, con una estimación de 20.150 puestos perdidos entre directos e indirectos.

En lo corrido de 2024 la actividad petrolera reflejó una disminución del 31,4%, al pasar de 35 equipos activos de perforación en enero, a 24 en diciembre (11 equipos menos). Octubre y diciembre fueron los meses de menor actividad del año, con 24 equipos destinados a operaciones de perforación, respectivamente, superando únicamente el registro histórico de febrero de 2021, cuando se reportaron 22 unidades activas.

En cuanto a los taladros de reacondicionamiento, el promedio anual en 2024 fue de 77 equipos, un descenso del 9,2% respecto al promedio de 2023 (ocho unidades menos).

Por su parte, la producción fiscalizada de petróleo en Colombia cerró el 2024 con un promedio de 772,7 mil barriles por día (KBPD), lo que representa una disminución del 0,6% (4,5 KBPD menos) en comparación con el promedio alcanzado en 2023, que fue de 777,2 KBPD.

Campetrol destaca que diversos factores impactaron la operatividad del sector, entre ellos los paros y bloqueos que generaron cierres temporales de operaciones en campos como Caño Sur, Rex Ne y Caño Limón, así como el paro de transportadores en septiembre. De no presentarse estas circunstancias, se estima que la producción de crudo en el país podría superar los 800 mil barriles anuales.

Asimismo, la producción comercializada de gas natural cerró el año con una tendencia decreciente. En 2024 se reportó un promedio de 958,5 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo cual es un 9,5% inferior (100,1 MPCD menos) a lo evidenciado en el promedio del año 2023, cuando ascendía a 1.05G MPCD.

Durante 2024 se importaron en promedio 236,8 MPCD, que representó el 19,8% del gas comercializado en el país (236,8 MPCD importado + 958,5 MPCD nacional).

Por último, de acuerdo con el Banco de la República, entre enero y septiembre de 2024 (último dato disponible), la Inversión Extranjera Directa (IED) petrolera registrada en la Balanza de Pagos, sumó un valor de $1.822 MUSD, valor que fue inferior en $779 MUSD (-30,0%) comparado con el mismo periodo de 2023.

“La disminución en la actividad de los taladros de perforación evidencia el impacto que ha venido afectando al sector de hidrocarburos en los últimos dos años, agravado por factores como la sobretasa al impuesto de renta, los paros y bloqueos, que han comprometido el empleo de calidad, los encadenamientos productivos y la dinámica económica en las regiones productoras. En este contexto, el anuncio de más impuestos al sector no contribuye a mitigar estos efectos adversos. Desde CAMPETROL, hacemos un llamado a fomentar condiciones en pro de la competitividad de esta industria, que faciliten la reactivación de la inversión y fortalezcan tanto la sostenibilidad como la soberanía energética del país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de CAMPETROL.