“Empobrece al ciudadano”: pequeñas hidroeléctricas advierten que nuevo gravamen del 2% pone en riesgo la seguridad energética

El pasado 11 de febrero, el Gobierno Nacional declaró el estado de emergencia económica, social y ecológica en ocho departamentos por la crisis climática en el norte del país. Como parte de esa decisión, expidió varios decretos, entre ellos el 0177, que estableció una contribución adicional del 2 por ciento sobre las ventas brutas de energía para generadoras hidroeléctricas y térmicas.

Aunque el Ejecutivo aseguró que no se trata de un impuesto nuevo sino de una ampliación transitoria de las transferencias del sector eléctrico, la medida elevó los aportes de las hidroeléctricas del 6 al 8 por ciento. El problema, según le dijeron las empresas a CAMBIO, es que el decreto también metió en el mismo saco a las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), esas que no tienen embalse, que no acumulan agua, que la aprovechan a filo de corriente y que no tienen los mismos márgenes de los grandes competidores del sector.

Pequeñas, sin embalse y con el mismo cobro

Para entender por qué el impacto es diferente en las PCH, hay que saber primero qué son y cómo operan. Juan Felipe Posada, gerente de generación del Grupo Colviva le explicó a CAMBIO el método que hay: “Nosotros tenemos que partir del hecho de que hay varias tecnologías y varias formas de generación, incluso desde la parte hidroeléctrica están los proyectos de embalse y están los proyectos a filo de agua, que es donde nosotros nos enfocamos. Los proyectos a filo de agua son proyectos que van en función a la disponibilidad del caudal y del recurso hídrico que va viniendo por la cuenca del río o de la quebrada. Entonces cuando vienen crecientes súbitas, solamente pasan esas crecientes por encima de las captaciones que nosotros ponemos: sin nosotros tener ninguna incidencia en la regulación ni del caudal ni haciendo modificaciones o contenciones sobre esas crecientes”.

Es decir, las PCH no regulan y no retienen agua. Operan con lo que el río trae y se van cuando el río crece demasiado. No son las responsables de los embalses llenos, a quienes el gobierno Petro culpa de ser las causantes de parte del riesgo en el norte del país. Sin embargo, están incluidas en el mismo decreto y deben pagar el mismo porcentaje adicional sobre sus ventas brutas.

Catalina Rueda, directora ejecutiva del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), la entidad que representa a las PCH en Colombia, afirma: “Reconocemos la gravedad de la emergencia invernal. Este es un momento de solidaridad que todo el país debe vivir frente a lo que está sucediendo en una región, y el sector de generación siempre ha cumplido sus obligaciones y entiende el momento que atraviesa el país”. Sin embargo asegura que no puede venir sin proporcionalidad: “Consideramos que las medidas adoptadas deberían ser proporcionales y técnicamente sustentables”.

Y la proporcionalidad, explica Rueda, es exactamente lo que falta en el Decreto 0177 cuando se aplica a las PCH: “Es una medida realmente desproporcionada porque no se aplica sobre utilidades sino sobre ventas brutas, lo que significa que se paga incluso cuando los márgenes son bajos o no tienen consideración los márgenes en este momento de las empresas. Esta es una medida que se aplica de manera homogénea a todos los generadores, sin diferenciar tecnologías, escalas ni estructuras financieras”.

Rodrigo Arenas, gerente de la generadora Alejandría, comparte esa lectura: “Yo creo que es más difícil manejar en la pequeña que en la grande, porque la grande tiene economías de escala naturales. Además, diferentes tipos de generación: los grandes tienen solar, térmica, hidro, tienen portafolio de generación. En cambio, nosotros los pequeños, los independientes, solamente tenemos hidro y cada uno de nosotros solo tiene una o dos PCH, entonces nuestra exposición es mucho más alta”.

Rueda añade otro elemento que agrava la situación de las PCH: “Para las pequeñas centrales hidroeléctricas que operan sin embalse, con márgenes ajustados y alta exposición a la variabilidad climática hidrológica y regulatoria, esto impacta directamente el flujo de caja y la capacidad de repago de activos”. El golpe, en otras palabras, no llega a un balance con reservas y portafolios diversos; llega al flujo de caja del mes, al servicio de la deuda, a la operación diaria.

El problema de fondo: la inversión que no llega

Más allá del impacto inmediato en los balances, el argumento que más repiten quienes operan PCH tiene que ver con el largo plazo: estos son proyectos que tardan entre 8 y 15 años desde que se conciben hasta que entran a operar, y que exigen que las condiciones del mercado sean predecibles para que los modelos financieros funcionen.

“Las inversiones de las pequeñas centrales hidroeléctricas, como las inversiones de los proyectos de infraestructura, son inversiones a largo plazo. Para estructurar un proyecto se demoran entre el licenciamiento y la habilidad financiera, cierre financiero y demás. La estructuración completa del proyecto desde la identificación puede estar rondando entre los 5 y los 10 años. Con unas condiciones ciertas y unos parámetros que se contemplan desde que se está estructurando el proyecto”, explica Posada.

Lo que no puede pasar es que esas condiciones cambien una vez el proyecto está en marcha: “Desincentiva el desarrollo de nuevos proyectos y la inversión, es ir cambiando en el tiempo todas las condiciones de mercado. Tenemos que darle garantías para garantizar que la estabilidad energética del país se pueda materializar, porque de lo contrario lo que vamos a tener es proyectos que no se van a poder construir y la estabilidad energética del país se va a ver en riesgo”.

Rueda conecta ese argumento con la urgencia del momento: “Se ha dicho en múltiples escenarios que el sector eléctrico está atravesando por una situación en donde necesita hacer inversiones conscientes y tomar medidas de política pública para garantizar la seguridad energética. Eso en qué se traduce: que necesitamos que entren más proyectos de generación. Estamos con un margen muy estrecho. Y en ese sentido, estas medidas lo que hacen es desincentivar la inversión”.

El costo al final se traslada y los usuario terminan pagando más

Hay una pregunta que en el sector nadie evita: ¿el 2 por ciento sobre las ventas brutas de las generadoras termina llegando a la factura del usuario? La respuesta, en términos generales, es sí, aunque no necesariamente de manera inmediata ni con una proporción exacta.

Arenas estima que el impacto sobre el factor de generación puede representar entre 6 y 8 pesos por kilovatio-hora adicionales. En términos de factura mensual para un hogar de estrato medio, eso puede traducirse en un incremento de alrededor del 2 por ciento en el componente de generación, dependiendo de la estratificación y los subsidios aplicables.

Pero la transferencia al consumidor no es solo matemática. Rueda lo plantea desde una perspectiva más estructural: “Esto empobrece al ciudadano, porque la energía va a costar más, y va a costar más porque el riesgo en general va a ser más alto. Necesitamos pensar nuevamente que hay una coyuntura específica para abordar, pero cargárselo primero a un solo sector es una señal que de alguna manera también hay que poner en contexto”.

Tres intentos en tres meses: ¿cuál es el patrón?

Rueda también explica y ubica el Decreto 0177 en una secuencia que no cree sea accidental: “En los últimos tres meses han habido tres intentos, sino más, de poner gravámenes adicionales sobre el mismo sector, que por distintas coyunturas no han prosperado del todo”.

Esa recurrencia lleva a la directora de CEERA a plantear una lectura política de lo que debería ser una decisión puramente técnica: “En una coyuntura que debería ser de Estado, que debería tener una visión netamente en pro de sacar al país, siendo una visión de política donde todos son solidarios y contribuimos de distinta manera, se está volviendo una discusión política frente a un sector”.

Arenas coincide, aunque lo formula como una paradoja que el Gobierno debería explicar: “¿Qué señal da cuando le conviertes el 2 por ciento de las ventas en la parte de renta al inversionista del sector? En un sector que hoy está bajo de inversión y que se requiere inversión y que se dice necesitamos energía para el país. Pero el señor inversionista que si lo mete, va a lo que se le viene: que lo voy a abrochar cada vez que le da la gana por decreto. No le estoy dando estabilidad”.

El mensaje de CEERA: seguridad energética o gravámenes, no las dos cosas a la vez

Rueda no niega la necesidad de solidaridad ante la emergencia, ni que el sector deba contribuir. Lo que sí pone sobre la mesa es la contradicción de fondo que representa seguir cargando a un eslabón que el país necesita fortalecer. “El sector eléctrico es un sector que mira el largo plazo. No actúa hoy con una mirada de uno o dos años. El sector eléctrico siempre tiene que estar mirándose en periodos de largo plazo: 10, 15 años. En ese sentido, estas medidas lo que hacen además de desincentivar el eslabón de la generación, es lanzar la peor señal posible en el momento en que más necesitamos que entre inversión. Porque no garantizar la seguridad energética apunta y afecta directamente tanto la competitividad del sector económico como a los ciudadanos mismos”, concluye.