Nuevas medidas para suministro de energía: MinEnergía dice que tiene que ser “resiliente, seguro y confiable”
El Ministerio de Minas y Energía firmó una hoja de ruta para que el sistema resista apagones por sequía, fallas o ciberataques. Casi todo lo que ordena son tareas con plazo que ejecutará el gobierno entrante, y llega mientras el país discute quién paga por una red que se quedó corta.
La Resolución 40333, firmada por el ministro Edwin Palma el 23 de julio y publicada el 27 del mismo mes, establece lineamientos para que el suministro de energía en el Sistema Interconectado Nacional sea, en sus palabras, resiliente, seguro y confiable. Aplica a los operadores de transmisión y distribución, al Centro Nacional de Despacho, al Consejo Nacional de Operación, a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
La resolución introduce dos definiciones en la regulación. La primera es la de resiliencia del Sistema Interconectado Nacional, entendida como la capacidad de anticipar, soportar y recuperarse de eventos poco frecuentes pero de alto impacto. La segunda define esos eventos: sequías extremas, fenómenos naturales, fallas de múltiples equipos, ataques cibernéticos y sobrecargas. Sobre esas definiciones se ordenan las medidas.
Las medidas más importantes
La disposición más inmediata es un plan de choque. En un plazo de seis meses, el Centro Nacional de Despacho, el Consejo Nacional de Operación, la UPME, los transmisores y los operadores de red deben implementar un Plan de Acción de reconfiguración a corto plazo. El plan debe atender primero las subestaciones con capacidad de cortocircuito agotada, los cruces de líneas que puedan provocar la salida simultánea de varios circuitos y la falta de redundancia en los sistemas de protección. Para financiar esas obras, la CREG tiene un plazo de tres meses para definir los mecanismos de remuneración de quienes las ejecuten.
La segunda medida de fondo es una metodología. En un plazo de un año, el Centro Nacional de Despacho, con apoyo del Consejo Nacional de Operación y la UPME, debe diseñar y publicar un método para identificar las situaciones que comprometen la resiliencia del sistema y asignarles un nivel de criticidad. La metodología la expedirá la UPME y servirá de base para el resto de las decisiones técnicas.
A partir de esa metodología, la resolución ordena incorporar obras de resiliencia al Plan de Expansión de Transmisión. La UPME deberá incluir proyectos que reduzcan la vulnerabilidad del sistema, y toda infraestructura nueva tendrá que cumplir criterios técnicos definidos: no se incentivarán subestaciones en configuraciones débiles, la planeación deberá garantizar el sistema se mantenga así falle o se saque algún elemento, y es necesario crear un Plan de Mitigación de Riesgos.
La resolución también le encarga a la CREG regular la recuperación del servicio tras un apagón. En un plazo de doce meses, la comisión debe establecer los lineamientos para maniobras como el arranque en negro, que permite volver a energizar el sistema desde cero después de una caída total. En materia de ciberseguridad, la CREG tiene veinticuatro meses para regular la protección de los sistemas informáticos del sector, con auditorías de vulnerabilidad, un equipo de respuesta a incidentes propio y alineación con estándares internacionales.
Para el nivel de distribución, la resolución ordena a la CREG crear una Categoría de Resiliencia dentro de los planes de inversión de los operadores de red, de modo que las inversiones para blindar una región puedan identificarse y remunerarse. Y le fija a la comisión un plazo de veinticuatro meses para definir las señales económicas que reconozcan el costo de todas estas inversiones.
Las alertas del CNO, El Niño y las tarifas
La resolución se apoya y responde a información suministrada por el Consejo Nacional de Operación. De acuerdo a la norma, el organismo identificó, el 31 de marzo de este año, que en el sistema hay 31 subestaciones con su capacidad de cortocircuito agotada y otras 20 próximas a ese límite. Una falla en esos puntos puede causar la pérdida de infraestructura y cortes para una cantidad amplia de usuarios.
La medida llega en la antesala de un fenómeno de El Niño. El sistema eléctrico colombiano depende de la generación hidráulica para cerca del 68 por ciento de su producción, por lo que una sequía prolongada aumenta la presión sobre las plantas térmicas y los embalses. XM, el operador del sistema, advirtió que los embalses deben alcanzar al menos el 80 por ciento de su capacidad antes de septiembre y proyecta un episodio de El Niño fuerte entre octubre y diciembre. La oferta viene atrasada: para 2026 se esperaba la entrada de 4.475 megavatios de generación nueva y, a comienzos de julio, solo habían entrado en operación 331. Cuarenta y dos proyectos de transmisión acumulan un retraso del 60 por ciento frente a sus cronogramas.
La resolución coincide, además, con la política tarifaria del gobierno de Gustavo Petro. El Ejecutivo ha centrado su discurso en el precio de la energía y en la fórmula con que se calcula, con el argumento de que un grupo de generadoras especula en la bolsa y de que el sistema obliga a pagar la generación hidráulica al precio de la térmica más costosa disponible. El Gobierno modificó esa fórmula y creó un nuevo mecanismo de contratación, y reportó que al cierre de 2025 las tarifas cayeron 16 por ciento a nivel nacional y 28 por ciento en el Caribe. Los generadores han sostenido que la fórmula reduce los incentivos para invertir. La 40333 ordena inversiones en la red cuya remuneración la propia norma deja pendiente de definir para dentro de dos años.
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