La experiencia de Electricaribe y la situación actual de Air-e revelan la necesidad de un rediseño regulatorio para conseguir un equilibrio entre sostenibilidad financiera, calidad del servicio y tarifas justas y asequibles para los usuarios.

La intervención de Air-e lejos de ser una solución de fondo para el problema de suministro de electricidad en la región del caribe, mantiene al sector en estado de alerta frente al mayor desafío: garantizar un suministro de energía continuo y estable.  La experiencia de Electricaribe en el 2016 y la actual situación de Air-e constituyen radiografías de los factores que pueden conducir a una comercializadora de energía al borde de la quiebra. ¿Cuál es el contexto de la región Caribe que complejiza la operación del sector eléctrico? ¿De quién es la responsabilidad? ¿Acaso todo se resume a un asunto regulatorio, a una sumatoria de factores externos o a una indebida gestión financiera?    

La prestación del servicio de energía en la costa Caribe no se puede disociar de sus características climáticas y culturales. Sobre las primeras, las intensas temperaturas que experimenta la región generan una mayor demanda energética. En consecuencia, un comercializador debería estructurar un portafolio sólido de contratos bilaterales o Power Purchase Agreements -PPA- a largo plazo, para evitar la sobreexposición en el mercado spot ante el fenómeno de El Niño. Sin embargo,  eso dista de ser la práctica común. 

Electricaribe, una filial de la española Gas Natural, (hoy Naturgy) que también fue intervenida y liquidada, afrontó entre 2014-2016 una exposición desmedida al mercado spot. Las deudas acumuladas con las generadoras limitaron su capacidad de negociar o renegociar contratos a largo plazo.  Como resultado, el precio por kWh que pagó superó la media nacional, acelerando su quiebra.[1]

Air-e, por su parte, enfrenta un cuadro similar. La terminación de varios contratos bilaterales (24 de ellos de forma unilateral por incapacidad de pago) la expuso a la bolsa de energía con precios muy volátiles:[2] el kWh pasó de 115 a 2.499 pesos en tres meses en 2024.[3] A esto se suma que sus contratos vigentes con generadores están indexados al Índice de Precios al Productor-IPP-, lo que ha incrementado sus costos en un 40%, mientras que sus ingresos crecen al ritmo del IPC. 

El contexto social de la región agrega otra capa al laberinto: la cultura del no pago y el fraude energético. Ese tipo de prácticas hacen parte de las pérdidas no técnicas, que no deberían superar el 9% para una compañía. En el caso de Air-e, alcanzan un 32% aproximadamente.[4] Electricaribe estuvo en un 20% como promedio.[5]A lo anterior, se suma los retrasos en el pago de los subsidios aplicados a los estratos 1,2 y 3 y  las deudas por servicio a cargo de entidades públicas, que crean un hueco financiero difícil de cerrar. 

Las tarifas y los costos de operación siguen siendo fuente de tensión en la región Caribe.  En el arbitraje de inversión extranjera que enfrentó Colombia por la intervención y liquidación de Electricaribe, filial de Gas Natural (hoy Naturgy), el tribunal manifestó que Colombia nunca asumió un compromiso con el inversionista de revisar las tarifas, por lo que no hubo una expectativa legítima al respecto. 

En el caso Air-e,  las observaciones del sector señalan que los ajustes regulatorios implementados por la CREG, si bien representan un alivio parcial,  no resuelven el problema de fondo: los costos reales no se pueden trasladar al usuario final, dado que las tarifas se indexan principalmente sobre la variación del IPC y, en el caso de los generadores, los contratos a largo plazo se actualizan al IPP, por lo que el comercializador debe seguir asumiendo la mayor parte de la carga sin oxígeno cercano. 

Al margen de la revisión de las tarifas, queda claro que los comercializadores de energía en la región Caribe necesitan fortalecer su capacidad para negociar contratos bilaterales a largo plazo, que les permitan anticiparse a los periodos de escasez y volatilidad de precios, reduciendo su exposición al mercado spot. Ahora bien, esta es solo una pieza de un rompecabezas mayor: el desafío estructural requiere de un marco regulatorio más resonante ante todos sus actores, una política efectiva de reducción de pérdidas no técnicas y un compromiso institucional para garantizar el pago oportuno de subsidios y obligaciones del Estado. Lo que está en juego no es solo la sostenibilidad financiera de un agente, sino la calidad y continuidad de un servicio esencial para el desarrollo de toda la región Caribe.

[1]Naturgy Energy Group, S.A. y Naturgy Electricidad Colombia, S.L. (antes Gas Natural y Gas Natural Fenosa) c. Colombia. Caso CIADI No. UNCT 18/1, Laudo, párrafo 130.  

[2] El Norte. 26 solicitudes para terminar contratos de venta de energía a Air-e https://elnorte.com.co/26-solicitudes-para-terminar-contratos-de-venta-de-energia-a-air-e/

Artículo de septiembre 13 de 2024. 

[3] Semana. La intervención fallida en Air-e: hay posibilidad de un riesgo sistémico y limitaciones de suministro de energía que lleven a racionamientos. https://www.semana.com/economia/articulo/la-intervencion-fallida-en-air-e-hay-posibilidad-de-un-riesgo-sistemico-y-limitaciones-de-suministro-de-energia-que-lleven-a-racionamientos/202507/#google_vignette

Artículo de 7 de junio de 2025. 

[4] La República. Air-e y Afinia son las empresas con el mayor índice de pérdida de energía por hurto. https://www.larepublica.co/empresas/air-e-y-afinia-son-las-empresas-con-el-mayor-indice-de-perdida-de-energia-por-hurto-3297960

Artículo de 7 de febrero de 2022. 

[5] Naturgy Energy Group, S.A. y Naturgy Electricidad Colombia, S.L. (antes Gas Natural y Gas Natural Fenosa) c. Colombia. Caso CIADI No. UNCT 18/1, Laudo, párrafo 109.