Por Amylkar D. Acosta Medina [1]

El debate en torno al Cargo por confiabilidad no debe reducirse a cuánto cuesta el mecanismo, sino lo que garantiza en términos de confiabilidad y firmeza, cómo se remunera y qué señales ofrece para invertir en la capacidad que Colombia necesitará.

Lo primero es lo primero: Colombia necesita energía suficiente, firme y disponible en condiciones de hidrología crítica. Ese objetivo debe orientar cualquier ajuste o reforma del Cargo por confiabilidad. La discusión sobre su costo, su distribución entre tecnologías y sus efectos sobre las tarifas es legítima y necesaria; pero perdería el rumbo si terminara debilitando el respaldo que evita que una sequía se convierta en racionamiento.

ORÍGEN Y NATURALEZA DEL CARGO POR CONFIABILIDAD

La Comisión de regulación de energía y gas (CREG), que nació con la Ley eléctrica (143 de 1994), de la cual fui ponente, en ejercicio de su facultad regulatoria diseñó y estableció el cargo por confiabilidad en 2006, mediante la Resolución 071, en reemplazo del Cargo por capacidad que se había establecido originalmente, a través de la Resolución de la CREG 001 de 1996 y la 116 del mismo año que reglamentaba su cálculo.

Según la firma XM, filial de ISA, que opera el Sistema interconectado nacional (SIN), el Cargo por confiabilidad “es un esquema de remuneración que permite hacer viable la inversión en los recursos de generación eléctrica necesarios para garantizar de manera eficiente la atención de la demanda de energía en condiciones críticas de abastecimiento, a través de señales de largo plazo y la estabilización de los ingresos del generador”.

El Cargo por confiabilidad, entonces, es una especie de seguro,  por el cual se le reconoce a la empresa generadora una remuneración a cambio de su compromiso de garantizar una oferta de energía en firme (OEF), tornándose exigible su cumplimiento durante cada una de las horas en las que el precio en Bolsa de la energía supere el denominado precio de escasez. Basado en ello, la empresa que recibe dicha asignación se obliga, además de invertir en la planta respectiva, asumir su mantenimiento, de tal manera que pueda garantizar su disponibilidad para cuando sea requerida para respaldar al Sistema. 

Actualmente esa remuneración es de $84 el KWH, aproximadamente y representa 8 puntos porcentuales, aproximadamente de los 39 puntos porcentuales, que son el peso específico del cargo por generación (G) en la fórmula tarifaria (CU = G + T + C + D + PR + R).

En todo caso la asignación del Cargo por confiabilidad se hace mediante subastas y las empresas a las que se les hizo la asignación tienen ese derecho adquirido hasta 2027 y 2028, de tal suerte que antes de procederse a introducirle algún cambio o su eventual eliminación hay que andar con pies de plomo, de tal suerte que cualquiera que sea la determinación que se tome no ponga en riesgo la confiabilidad y firmeza del SIN y que no impida la expansión de la capacidad de generación que el Sistema pide a gritos. Hay que ser muy cuidadoso en ello. 

UNA DISCUSIÓN NECESARIA, PERO INCOMPLETA

El Gobierno Petro cuestionó el mecanismo del Cargo por confiabilidad y lo puso en el centro del debate. En agosto de 2025, ante la Comisión Quinta del Senado, el ministro de Minas y Energía Edwin Palma afirmó que los usuarios habían pagado $92 billones por este concepto desde 2006 y presentó seis líneas de reforma, tendientes a “modernizar el esquema” del mismo,. Entre ellas figuran priorizar nuevas energías limpias, diferenciar la remuneración según la tecnología y la antigüedad de las plantas, concentrar el pago en recursos capaces de responder durante la escasez, limitar el tiempo de participación, introducir los ajustes de manera gradual y separar de la fórmula tarifaria la variable asociada a la confiabilidad.

El planteamiento responde a inquietudes reales. No parece razonable que una planta ampliamente amortizada reciba, sin evaluación adicional, el mismo tratamiento que una instalación nueva que debe recuperar una inversión considerable. Tampoco lo sería remunerar como respaldo un recurso que, en el momento crítico, no puede entregar la energía comprometida. La transparencia también es indispensable: si el cargo representa cerca del 10 % del costo unitario del servicio, el usuario debe poder identificar qué paga y qué obtiene a cambio.

Sin embargo, el debate tarifario no puede agotarse en la cifra acumulada. Presentar el total pagado durante casi dos décadas sin relacionarlo con la capacidad respaldada, las obligaciones asumidas, los periodos de escasez atendidos y las inversiones inducidas ofrece una imagen parcial y parcializada. La pregunta pertinente no es solo cuánto ha costado el cargo, sino si el diseño actual compra la confiabilidad adecuada al menor costo posible y con una asignación equilibrada de riesgos. Además, es pertinente establecer cuál ha sido la contrapartida de esa remuneración. En efecto, durante ese mismo lapso de tiempo (2006 – 2026) la inversión de los privados por cuenta del Cargo por confiabilidad fue del orden de los $113 billones, cifra superior a la que asumieron los usuarios. Ello, además, hizo posible la ampliación de la capacidad instalada en 11.078 MW, más del 50% de la capacidad instalada total.  Por lo demás, para el año 2025 los ingresos de los generadores por concepto del Cargo por confiabilidad sólo representó el 21.5%, suma esta que considero razonable.

LA CONFIABILIDAD NO ES UNA ABSTRACCIÓN

El cargo por confiabilidad existe para asegurar que haya plantas disponibles cuando la generación ordinaria no alcance a cubrir la demanda. Enfatizo en que lo que se remunera es la disponibilidad. En un sistema con alta participación hidroeléctrica, esa función adquiere especial importancia durante El Niño y otros periodos de baja hidrología. Las plantas térmicas, capaces de operar con combustibles almacenables o contratados, han cumplido históricamente un papel decisivo como respaldo.

Eliminar o reducir de manera abrupta esta remuneración tendría consecuencias previsibles. Deterioraría los flujos de caja de las generadoras, reduciría el incentivo para mantener activos disponibles y haría más difícil financiar nueva capacidad. El riesgo aumenta cuando coinciden una demanda creciente, retrasos en proyectos de generación y transmisión, y menores márgenes de reserva. En esas condiciones, una reforma concebida para abaratar la factura podría terminar elevando el costo económico y social de un eventual racionamiento. Lo cual, además de contraproducente, terminaría produciendo el efecto contrario al que se busca, encareciendo el costo de la factura.

Esto no significa que toda planta térmica deba recibir una remuneración indefinida ni que el esquema deba permanecer intacto. Significa que la regulación debe valorar el atributo que se pretende comprar: energía firme verificable, disponibilidad durante horas críticas, capacidad de arranque, combustible asegurado y respuesta efectiva ante contingencias. La tecnología importa, pero el criterio central debe ser el servicio confiable que cada recurso puede prestar al sistema.

SEÑALES CONTRADICTORIAS PARA LA INVERSIÓN

La CREG convocó, mediante la Resolución 101 079 de 2025, una subasta de expansión para el periodo 2029-2030. Su propósito es incorporar nuevas plantas y garantizar el abastecimiento previsto por la UPME, incluso bajo condiciones de baja hidrología. La convocatoria contempla incentivos para proyectos que entren antes de diciembre de 2029, para innovaciones y renovaciones tecnológicas y para iniciativas de transición energética. La señal, en principio, es correcta: Colombia necesita ampliar y diversificar su parque de generación.

Al mismo tiempo, los cuestionamientos infundados sobre la remuneración de las plantas existentes introduce incertidumbre.

De acuerdo con los planteamientos oficiales que han trascendido, se consideró reducir alrededor de un 25 % la prima de las térmicas existentes que operan con gas natural o combustibles líquidos, mientras se revisa la remuneración aplicable a las hidroeléctricas. El problema no es que la regulación cambie —debe hacerlo cuando aparecen ineficiencias—, sino que una subasta de expansión coincidiera con reglas aún inciertas para los activos que aportarán buena parte de la energía firme en 2029.

Ningún inversionista puede valorar adecuadamente un proyecto si desconoce la remuneración aplicable, la duración de las obligaciones o los criterios con los que se reconocerán los distintos atributos de confiabilidad. Cambiar las condiciones de manera abrupta eleva el costo de capital, frena decisiones y puede reducir la competencia en las subastas. Y sin competencia ni abundancia de oferta será difícil obtener tarifas eficientes. Ello debe tenerse en cuenta para las futuras subastas.

REFORMAR CON CRITERIOS DE DESEMPEÑO

La salida, entonces, no consiste en defender el esquema vigente como si fuera intocable ni en desmantelarlo por sus distorsiones. Colombia necesita una reforma que preserve la seguridad del suministro y al mismo tiempo corrija rentas injustificadas. Para ello conviene distinguir entre los tipos de tecnología, la edad del activo, las inversiones pendientes, la capacidad efectiva de respuesta y el riesgo que cada agente asume.

Las plantas que ya recuperaron su inversión no deberían recibir automáticamente la misma remuneración que los proyectos nuevos. Pero la antigüedad, por sí sola, tampoco demuestra que un activo haya dejado de ser necesario: una unidad existente puede seguir aportando respaldo crítico si cumple estándares estrictos de disponibilidad, mantenimiento, combustible y desempeño. Del mismo modo, las hidroeléctricas con embalse pueden contribuir a la confiabilidad, pero su remuneración debe corresponder a la energía firme que realmente puedan entregar bajo escenarios hidrológicos exigentes, no a su capacidad nominal.

La Transición energética amplía, además, el abanico de opciones y soluciones. El almacenamiento, la gestión de la demanda, la generación renovable complementada con baterías, las interconexiones y las plantas flexibles pueden competir por el atributo de confiabilidad. La neutralidad tecnológica es deseable siempre que la comparación se base en obligaciones equivalentes, mediciones verificables y penalidades efectivas por incumplimiento.

UN PACTO REGULATORIO CREÍBLE

La reforma debe ser gradual, previsible y técnicamente sustentada. Las nuevas reglas necesitan un periodo de transición que respete las obligaciones adquiridas y permita ajustar contratos, combustibles e inversiones. También requieren información pública sobre los pagos, la disponibilidad de las plantas, el cumplimiento de la energía firme y el costo evitado de las contingencias. La transparencia no se logra simplemente trasladando un componente fuera de la fórmula tarifaria; se logra haciendo comprensible y auditable toda la cadena del cargo.

El Estado no puede limitarse a observar las fallas del mercado. Debe corregirlas. Pero intervenir bien exige reconocer que la confiabilidad tiene un costo y que la incertidumbre regulatoria también lo tiene. Reducir pagos sin definir cómo se reemplazará la capacidad perdida puede producir un ahorro aparente hoy y una factura mucho más alta mañana.

Lo primero, entonces, es asegurar que el país no se apague. A partir de ese principio, sí corresponde revisar cuánto se paga, a quién, durante cuánto tiempo y a cambio de qué desempeño. Una reforma seria no debe escoger entre tarifas justas y seguridad energética, este es un falso dilema: debe diseñar un mecanismo que haga compatibles ambas. En todo caso preservando los dos principios que contempla la Ley 142 de 1994: la suficiencia financiera de las empresas y la eficiencia de costos de la prestación del servicio de energía. Ese es el verdadero desafío del cargo por confiabilidad.

Bogotá, agosto de 2026

www.amylkaracosta.net

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[1] Ex ministro de Minas y Energía