El gobierno ha optado por enfrentar los problemas estructurales del mercado eléctrico con una visión reduccionista, que simplifica la complejidad del sistema. ¿Qué espera?

El mercado eléctrico colombiano ha sido vital para el desarrollo del país en las últimas tres décadas, al permitir expansión de cobertura, incremento de capacidad, atracción de inversión privada y evitar racionamientos, incluso en momentos críticos. Sin embargo, hoy se encuentra erosionado por distorsiones acumuladas producto de intervenciones sucesivas al modelo tarifario original. Este modelo, concebido bajo principios de eficiencia económica, suficiencia financiera, equidad, solidaridad, transparencia y simplicidad, fue adaptándose a distintos objetivos de política pública hasta quedar lleno de parches que desdibujaron sus fundamentos. 

En consecuencia, las tarifas están compuestas por múltiples cargos que no solo elevan el costo final, sino que también confunden al usuario al incluir conceptos que no corresponden directamente a la prestación del servicio.

Pese a esta realidad el gobierno ha optado por enfrentar los problemas estructurales del mercado eléctrico con una visión reduccionista, que simplifica la complejidad del sistema con la premisa de que basta con intervenir los precios para bajar las tarifas asumiendo que son altas básicamente por fallas y abusos de mercado.

Las disfunciones sistémicas de mercado a las que hemos hecho referencia, y que este gobierno no resolverá, corresponden principalmente a las distorsiones del precio en la Bolsa de Energía y a las ineficiencias del Cargo por Confiabilidad.

El mercado mayorista de energía, tal como opera hoy, presenta deficiencias estructurales que reducen la eficiencia de los precios de Bolsa y reducen la eficiencia del sistema. Aunque fue concebido como un mercado competitivo, en la práctica muestra una alta concentración que restringe esa competencia. Según el “Informe Anual de Generación por Agente 2021” de XM, tres empresas concentran más del 60 % de la generación, lo que les otorga una capacidad significativa para influir en los precios, especialmente en situaciones críticas como los fenómenos de El Niño. Esta distorsión termina afectando negativamente al usuario final.

Es importante tener en cuenta que el mercado opera a través de dos mecanismos principales que son los contratos bilaterales y la Bolsa de Energía. Los contratos bilaterales permiten acuerdos directos entre generadores y comercializadores a precios y volúmenes pactados, lo que brinda estabilidad. La Bolsa de Energía, en cambio, es el mercado spot donde el precio se forma cada hora según el equilibrio entre oferta y demanda, y corresponde al valor de la última tecnología requerida para cubrir la demanda total. Es decir, todos los generadores despachados reciben el precio marginal, determinado por la planta más costosa que entró a operar en esa hora.

De acuerdo con el informe más reciente de XM (mayo de 2025), aproximadamente el 77 % de la energía comercializada en el Sistema Interconectado Nacional se negocia mediante contratos bilaterales, mientras que el 23 % restante se transa en la bolsa. Este esquema ha permitido cierta estabilidad, pero mantiene una proporción importante expuesta a la volatilidad propia del mercado spot.

Esta variabilidad de precios se acentúa en épocas de sequía severa, cuando las hidroeléctricas, que normalmente tienen los menores costos de generación, pueden administrar estratégicamente sus embalses y restringir su oferta en la bolsa para maximizar el precio marginal. Si bien las plantas térmicas —más costosas— suelen marcar ese precio en estos eventos, las hidroeléctricas también reciben ese mismo precio más alto, generándoles rentas extraordinarias.

El precio de la bolsa, además, constituye solo una fracción de la tarifa final al usuario. A él se suman componentes definidos por la regulación como los cargos por confiabilidad, pérdidas reconocidas, distribución, transmisión, restricciones operativas, costos de comercialización y subsidios o contribuciones cruzadas. Esto hace que el precio final que pagan los hogares y empresas no refleje únicamente la interacción pura de oferta y demanda, sino también múltiples decisiones regulatorias y de política pública que lo encarecen y complejizan.

En cuanto a El Cargo por Confiabilidad (Cc), creado en 2006, es preciso decir que es un instrumento esencial del modelo eléctrico colombiano. Busca asegurar capacidad de generación disponible en momentos críticos, como los fenómenos de El Niño, ante una matriz energética altamente dependiente del agua. Funciona a través de subastas donde los generadores asumen Obligaciones de Energía Firme (OEF), a cambio de un pago mensual que se cobra a todos los usuarios en la factura eléctrica.

El mecanismo ha sido fundamental para evitar racionamientos, estimular inversiones en capacidad térmica y dar señales estables en un sector de alto riesgo financiero. Según Acolgen, entre 2008 y 2021 se construyeron más de 5.420 MW con inversiones privadas por más de USD 10.000 millones, sin aportes públicos.

No obstante, el esquema presenta fallas crecientes. A pesar de que paga por disponibilidad, no garantiza que las plantas respondan oportunamente, como evidenció El Niño 2023–2024. Los recursos entregados no pasan por fondos auditables ni tienen trazabilidad; se convierten en ingresos sin control ni obligación de reinversión. Además, gran parte de estos pagos se concentra en pocas empresas, algunas sin respaldo efectivo en situaciones críticas.

El cargo por confiabilidad se cobra de forma continua, incluso en años sin riesgo, lo que genera cuestionamientos sobre su legitimidad ante los usuarios, especialmente cuando no se perciben beneficios concretos. No obstante, el marco legal del Cargo por Confiabilidad permanece casi inalterado desde su origen, sus reglas actuales no incorporan estándares técnicos para tecnologías emergentes como el almacenamiento o la gestión de la demanda y a pesar de que se contemplan penalizaciones por incumplimiento, estas son limitadas y su aplicación ha sido débil.

El Cc ha sido útil, pero su diseño actual está agotado. No debe desmontarse sin una alternativa sólida, pero sí rediseñarse para asegurar confiabilidad real, control sobre los recursos y una señal de inversión efectiva al menor costo para los usuarios. 

En lugar de impulsar una reforma integral, el Ministerio de Minas y Energía propone intervenciones puntuales que fragmentan aún más el modelo, deterioran las señales económicas y comprometen la sostenibilidad futura. Entre sus manifestaciones más preocupantes está la consideración de eliminar el Cargo por Confiabilidad sin contar con un esquema alternativo que garantice expansión de capacidad firme y respaldo operativo.

Así mismo recientemente presentó un proyecto de ley tarifaria en que omite los temas esenciales del modelo y propone ajustes parciales que, en lugar de corregir, profundizan los desequilibrios del modelo tarifario. Entre las omisiones más importantes está la ausencia de una propuesta clara sobre cómo asegurar nuevas inversiones en generación firme en un entorno de creciente riesgo de desabastecimiento.

Con ello, se introduce mayor incertidumbre, se desincentiva la inversión privada y se debilita la confiabilidad que el país necesita con urgencia para enfrentar los retos energéticos de los próximos años.

Persistir en intervenciones parciales sin enfrentar las causas reales del desequilibrio solo agrava la fragilidad del sistema. Si no se corrigen las deficiencias estructurales del modelo ni se garantiza una señal clara y creíble para la inversión, el país pagará un alto precio en seguridad energética y estabilidad económica.

Por: Iván Darío Arroyave*
*El autor es consultor empresarial. Se ha desempeñado como presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia, decano de postgrados de la Universidad EIA, director de posgrados en finanzas de la Universidad de la Sabana y consultor del Banco mundial. 

Las opiniones expresadas son sólo responsabilidad de sus autores y son completamente independientes de la postura y la línea editorial de Forbes Colombia

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