La deuda de Air-e dejó de ser una preocupación regional para convertirse en una alerta nacional dentro del sistema eléctrico colombiano. Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras, Andeg, aseguró que la empresa intervenida les debe $2,1 billones a las generadoras térmicas, justamente las plantas que respaldan la confiabilidad del país cuando disminuyen las lluvias y baja el nivel de los embalses.
“Nos estamos quedando sin caja”, advirtió Castañeda, al explicar el impacto que esa cartera puede tener sobre las empresas térmicas, que requieren recursos para comprar gas, carbón y combustibles líquidos, especialmente en escenarios de sequía.
La advertencia coincide con un diagnóstico más amplio del Grupo Energía Bogotá, GEB, que ha señalado riesgos financieros e infraestructura crítica en el sector.
Según ese informe, Air-e acumula una deuda cercana a $2,5 billones, mientras que el sistema enfrenta retrasos en el 55% de los proyectos de transmisión, 143 proyectos pendientes, dependencia cercana al 30% de gas importado y un posible déficit de oferta hacia el periodo 2028-2029.
Para Andeg, el problema financiero aparece en un momento particularmente sensible: el país tendría menos margen de energía firme que en el Fenómeno de El Niño de 2023 y, además, enfrenta cuellos de botella en transmisión que limitan la capacidad de llevar energía a los centros de consumo.
Una deuda que crece mes a mes
Castañeda sostuvo que la situación financiera del sector es “muy grave” y que Air-e se ha convertido en uno de los principales focos de preocupación para los generadores.
“El monto que nosotros manejamos de deudas de Air-e hacia todo el sector eléctrico son billones de pesos y, obviamente, de eso a las generadoras térmicas se les debe $2,1 billones”, afirmó.
El dirigente gremial señaló que el problema no está solo en el tamaño de la deuda, sino en la velocidad con la que sigue aumentando.
“La deuda está creciendo mes a mes a unos ritmos no vistos antes. En julio la deuda creció $380.000 millones. Le están dejando de pagar a los generadores térmicos casi el 20% de lo que producen”, dijo.
Según Castañeda, ese comportamiento está afectando directamente el flujo de caja de las empresas. En términos simples, explicó que los generadores producen energía, pero no reciben el pago completo por esa energía, lo que reduce su capacidad para cubrir costos de operación y preparar las plantas para momentos de mayor exigencia del sistema.
“Tú produces 100 y recibes un pago por 80”, resumió.
El riesgo para las térmicas: operar sin caja en plena sequía
El punto más crítico, según Andeg, es que las plantas térmicas son las llamadas a respaldar el sistema cuando el agua no alcanza para mantener la generación hidráulica. En esos periodos, las térmicas deben comprar combustibles para poder operar.
Castañeda puso una cifra de referencia: durante un Fenómeno de El Niño, comprar combustibles para un mes de operación térmica puede costar alrededor de $1,5 billones.
“Comprar combustibles un mes, tanto gas como carbón o combustible líquido para prender las plantas térmicas, durante El Niño nos vale $1,5 billones. Entonces estamos arrancando un fenómeno con una deuda gigante”, afirmó.
Para Andeg, esto implica que el sistema llega a una etapa de presión climática con un problema financiero acumulado. La deuda de Air-e con las térmicas, estimada por el gremio en $2,1 billones, equivale a más de un mes de combustible requerido para operar esas plantas en condiciones de alta exigencia.
“Hay que parar ese desangre”, insistió Castañeda, al señalar que la prioridad debe ser detener el crecimiento mensual de la deuda y garantizar liquidez para los agentes de generación.
Un sistema con menos margen que en 2023
El presidente de Andeg comparó la situación actual con la que enfrentó el país durante el Fenómeno de El Niño de 2023. A su juicio, hay dos diferencias centrales: antes no existía una cartera acumulada de esta magnitud y el sistema todavía tenía un margen de energía disponible.
“En 2023 teníamos un colchón de energía más o menos del 2%. Ese colchón se acabó, nos lo comimos, y hoy tenemos un déficit entre el 1% y el 2,4% para este año y el próximo”, aseguró.
Ese menor margen, sumado a la presión financiera sobre las térmicas, configura para Andeg un escenario complejo si las lluvias disminuyen y los embalses reciben menos aportes.
Castañeda señaló que ya se han observado señales de baja hidrología. Según dijo, agosto mostró aportes de agua a los embalses cercanos al 58% del promedio histórico para ese mes.
¿Hay riesgo de restricciones?
Andeg no plantea un escenario inevitable de racionamiento, pero sí advierte que el riesgo aumenta si no se toman decisiones en varios frentes: pago de deudas, disponibilidad de combustibles, entrada de nueva generación firme y solución a los retrasos de transmisión.
“Eso nos deja en una situación muy compleja al borde del Fenómeno de El Niño, porque no tendríamos la energía firme suficiente para poder aguantarlo, con riesgos de que tuviéramos racionamientos el próximo año”, dijo Castañeda.
Sin embargo, el dirigente gremial explicó que el país todavía puede superar el escenario si se adoptan medidas oportunas.
“Va a ser difícil, vamos a pasar raspando el Fenómeno de El Niño, pero con una muy buena gestión (...) saldremos adelante”, sostuvo.
Transmisión: la energía puede existir, pero no llegar
El diagnóstico financiero se cruza con otro problema estructural: los retrasos en transmisión. El informe del Grupo Energía Bogotá advierte que el 55% de los proyectos de transmisión presenta demoras y que hay 143 proyectos pendientes.
Para Castañeda, este es un cuello de botella tan relevante como la generación. “No sacamos nada teniendo toda la generación lista, pero si no hay transmisión, la energía no le va a llegar al usuario”, explicó.
El presidente de Andeg mencionó dos casos sensibles: la Región Caribe y Bogotá. En el caso de la capital, señaló que hay congestión en las líneas de entrada y proyectos de transmisión que debieron entrar en operación años atrás.
“Bogotá tiene congestión en las líneas de entrada, de llegada a la ciudad, y obviamente se pone en riesgo de racionamiento a Bogotá”, afirmó.
Castañeda también habló de un fenómeno que llamó “racionamiento técnico”, relacionado no necesariamente con apagones generalizados, sino con limitaciones para conectar nueva demanda en zonas donde la red no tiene capacidad suficiente.
“Si una industria o un constructor va a hacer un bloque de viviendas grande y le dice a Enel que necesita más energía, la respuesta es: no tengo cómo darle más energía”, explicó.
Proyectos retrasados y desalineación entre generación y redes
El informe del GEB incluye avances de proyectos clave para el sistema. Entre ellos está Chivor II Norte 230 kV, con un avance general del 79%, liberación predial del 91% y fecha de entrada en operación revisada para el 29 de enero de 2027.
También aparece el proyecto Sogamoso 500 kV, con avance general del 66%, liberación predial del 94% y licenciamiento del 98%. Las subestaciones Bahía Nueva Esperanza y Bahía Sogamoso reportan un avance del 14%.
Para Andeg, esos retrasos muestran una desalineación entre la planeación de generación y la expansión de la red.
Castañeda mencionó el caso de Colectora, una línea pensada para conectar proyectos renovables en La Guajira.
“Hoy en día tenemos una línea como Colectora para conectar una cantidad de proyectos que se iban a hacer en La Guajira, pero cuando ya está lista la línea ya no hay proyectos. Eso muestra la desalineación entre generación y transmisión”, señaló.
Gas natural y autoabastecimiento, otro frente de presión
A la deuda y los retrasos de transmisión se suma el abastecimiento de gas natural. El Grupo Energía Bogotá ha advertido una dependencia cercana al 30% de gas importado para cubrir la demanda nacional.
Este punto es clave porque parte de la generación térmica depende del gas para operar. Si el país necesita más generación térmica durante un periodo seco, también necesita combustible disponible, contratos firmes y recursos para pagarlo.
Castañeda señaló que Colombia debe volver a poner en el centro la discusión sobre seguridad energética.
“Hay que volver a hablar de seguridad energética, hay que volver a hablar de autoabastecimiento, hay que hablar de garantizarle el servicio de energía eléctrica, de gas y el suministro de combustibles a la gente”, afirmó.
Y agregó que “no hay nada más complicado en una economía que no tener disponibilidad de combustibles y de energía eléctrica”.
El usuario final también queda expuesto
Aunque la deuda de Air-e se origina en una empresa específica, el riesgo puede extenderse al resto de la cadena. Si los comercializadores o distribuidores no pagan, los generadores pierden liquidez; si los generadores no tienen caja, enfrentan dificultades para comprar combustibles; si las térmicas no pueden operar plenamente en momentos de sequía, la confiabilidad del sistema se reduce.
Ese efecto dominó también puede terminar afectando a los usuarios, ya sea por mayores costos, presión tarifaria, deterioro en la calidad del servicio o limitaciones para atender nueva demanda.
El problema es especialmente sensible porque el sistema eléctrico necesita inversiones de largo plazo. Para Castañeda, las decisiones en energía no pueden depender únicamente de ciclos de gobierno.
“En este sector las inversiones no se hacen para cuatro años. Las inversiones en energía se hacen para 20 años; en petróleo, para 20 o 30 años; y en minería incluso para 40 o 50 años”, sostuvo.
Una advertencia para el Gobierno, el Congreso y los reguladores
El mensaje de Andeg al Gobierno, al Congreso y a los reguladores es priorizar la seguridad energética como una política de Estado.
Castañeda sostuvo que el país debe garantizar energía firme, resolver el abastecimiento de gas, destrabar proyectos de transmisión y estabilizar financieramente la cadena.
“La seguridad energética tiene que volverse una política de Estado hacia adelante, de largo plazo”, dijo.
El dirigente gremial también cuestionó decisiones de política pública que, según él, limitaron el crecimiento del sistema de gas y de la energía firme. En su criterio, la transición energética no puede depender exclusivamente de fuentes renovables no convencionales.
“Las fuentes renovables solas no nos solucionan los problemas que tiene Colombia en este momento”, afirmó.
Una deuda que revela una fragilidad mayor
La alerta por Air-e muestra que la confiabilidad eléctrica no depende únicamente del nivel de los embalses, de la capacidad instalada o de la entrada de nuevos proyectos. También depende de que la cadena pueda cobrar, pagar, comprar combustibles, operar plantas y transportar la energía hasta los usuarios.
En ese contexto, la deuda de Air-e aparece como un factor capaz de tensionar todo el sistema. Para Andeg, el problema es urgente: las térmicas están recibiendo menos recursos de los que necesitan, mientras el país enfrenta menor margen de energía firme, retrasos de transmisión, presión sobre el gas y el riesgo de un nuevo periodo seco.
La advertencia de Castañeda resume el tamaño del desafío: si la caja no fluye, la confiabilidad también queda en riesgo.
Claves del tema, en cuatro preguntas:
¿Por qué la deuda de Air-e se convirtió en una alerta para el sistema eléctrico en Colombia?
La empresa intervenida acumula una cartera de $2,1 billones con las generadoras térmicas, una cifra que amenaza con dejar sin liquidez a las plantas encargadas de respaldar el suministro nacional de energía cuando bajan los niveles de los embalses.
¿Qué riesgos enfrentan las plantas térmicas por la falta de caja ante un posible Fenómeno de El Niño?
El gremio Andeg advirtió que operar durante un mes de sequía exige cerca de $1,5 billones para comprar gas, carbón y combustibles líquidos, por lo que el no pago mensual compromete la capacidad operativa de las térmicas en momentos de alta exigencia climática.
¿Por qué el margen de energía firme en Colombia es menor que en el periodo de 2023?
A diferencia de 2023, cuando existía un colchón del 2%, el país registra actualmente un déficit de energía firme proyectado entre el 1% y el 2,4% para este año y el próximo, sumado a los bajos aportes hídricos registrados en los embalses.
¿Qué impacto tienen los retrasos en la infraestructura de transmisión de energía en el país?
Según el Grupo Energía Bogotá, el 55% de los proyectos de transmisión presentan demoras, lo que genera cuellos de botella que impiden llevar la energía a centros de consumo clave como Bogotá y la Región Caribe, derivando en riesgos de racionamiento técnico.