De acordo com a ERCO Energía, o sistema elétrico colombiano enfrenta o potencial fenômeno El Niño de 2026-2027 com uma capacidade de resposta mais limitada do que em episódios anteriores. O crescimento sustentado do consumo, a diminuição das reservas hidrelétricas, o atraso em novos projetos e a dependência de usinas termelétricas de reserva criam uma combinação que pode impulsionar os preços e aumentar o risco de restrições no fornecimento.
Durante o webinar “Entendendo para agir”, organizado pela ERCO Energía , representantes das áreas de geração, comercialização e regulação concordaram que o principal desafio não é o evento climático em si, mas a rigidez estrutural entre a oferta disponível e uma demanda que continua a aumentar .
“O problema não é o El Niño”, afirma Mario Rubio , secretário técnico do Comitê Consultivo de Marketing. O especialista sustenta que esses ciclos ocorrem periodicamente e que seu aparecimento permite avaliar a capacidade do sistema de responder a condições hidrológicas adversas.
Segundo dados apresentados durante a reunião, a procura aumentou mais de 100% desde o início do século, enquanto a capacidade líquida de geração ativa expandiu-se em cerca de 70% . Esta diferença reduziu progressivamente o fosso entre a produção e o consumo.
O fenômeno também é observado em um futuro próximo. Desde 2015, a demanda diária de energia aumentou de cerca de 200 GWh para picos de quase 260 GWh, representando um aumento de aproximadamente 35%.
Adriana Asensio, gerente da ERCO Generación , destaca que a oferta cresceu mais lentamente do que o consumo e que essa diferença está obrigando o setor a buscar novas soluções. "Essa falta de flexibilidade é o que está nos colocando em apuros hoje", afirmou.
Os reservatórios estão perdendo capacidade diante do aumento da demanda.
Um dos indicadores mais sensíveis é o número de dias que os reservatórios poderiam abastecer o consumo nacional. De acordo com os dados apresentados no webinar, essa reserva diminuiu de aproximadamente 120 dias, há seis ou sete anos, para um intervalo atual entre 60 e 70 dias com os reservatórios cheios .
Jorge Valencia, ex-comissário e ex-diretor executivo da Comissão Reguladora de Energia e Gás, explica que a perda se deve tanto ao aumento do consumo quanto a fatores que reduzem o volume útil dos reservatórios.
“Estamos perdendo aproximadamente de 5 a 6 por cento da nossa capacidade de armazenamento por ano”, alertou Valencia, que identificou a sedimentação como uma das principais causas.
O problema não se limita à menor quantidade de água que entra durante uma seca. Mesmo quando os reservatórios atingem níveis elevados, o volume armazenado representa cada vez menos dias de consumo, porque a demanda continua a aumentar.
Essa situação é agravada pela falta de novas usinas hidrelétricas de grande escala. Os participantes enfatizam que, depois de Ituango, não há clareza sobre qual será a próxima grande instalação a utilizar essa tecnologia e ser integrada ao sistema .
Valência acrescenta que o consumo cresce cerca de 3,5% ao ano em condições normais, mas pode acelerar durante períodos de altas temperaturas. Em dias particularmente quentes, a demanda observada atingiu 262 GWh , acima dos valores médios esperados.
“Já sabemos que, de acordo com os cálculos, não podemos esperar um verão sequer moderadamente forte”, alertou o ex-regulador. Nesse cenário, a única ferramenta imediata seria moderar o consumo, visto que os projetos de geração e transmissão exigem vários anos para serem planejados, autorizados e construídos.
A vulnerabilidade aumenta durante períodos de baixa disponibilidade de água. Em verões intensos anteriores, a quantidade de água que entrava no sistema variava entre 60 e 65 GWh equivalentes por dia . Com uma demanda de aproximadamente 260 GWh, outras tecnologias precisariam suprir cerca de 200 GWh.
No entanto, de acordo com as estimativas mencionadas no webinar, as fontes renováveis não convencionais contribuiriam com entre 20 e 25 GWh por dia , portanto o restante deveria vir principalmente da geração térmica e das reservas hidrelétricas.
Quando as chuvas diminuem, as instalações de gás, carvão ou combustíveis líquidos precisam aumentar sua produção para preservar a água armazenada .
A situação financeira acrescenta mais uma restrição. A reunião mencionou uma dívida de aproximadamente 3,4 trilhões de pesos no mercado atacadista , uma parcela significativa da qual afetaria as geradoras, especialmente as empresas de energia térmica.
Ao mesmo tempo, os profissionais de marketing podem enfrentar uma exposição ao mercado de ações de cerca de 40% ou 44% durante o último trimestre do ano e o primeiro trimestre de 2027 , dependendo da evolução dos contratos e da energia disponível.
Esse nível de exposição representa um risco para as tarifas. O mercado de ações é um mercado de curtíssimo prazo e reflete o custo da última unidade necessária para atender à demanda. Durante uma seca, o valor da água armazenada aumenta porque usá-la hoje pode obrigar o gerador a comprar eletricidade mais cara no futuro.
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Será que a intervenção nos preços poderia desestimular novos investimentos?
Diante do aumento dos preços no atacado, uma das alternativas discutidas publicamente é a intervenção no mercado.
“Para mim, a intervenção é a pior solução”, enfatizou Valencia. O especialista acredita que limitar o preço oferecido pelas centrais termoelétricas pode levar uma unidade à paralisação das operações caso a receita permitida não cubra o combustível e seus custos variáveis.
O alerta também aponta para o longo prazo. Os projetos de geração recuperam o investimento ao longo de períodos de 20 ou 30 anos , portanto, argumentaram que mudanças regulatórias inesperadas poderiam interromper os fluxos de caixa projetados, dificultar o financiamento e retardar a adição de capacidade.
Rubio compara o design do mercado a um relógio suíço composto por diferentes engrenagens. "No momento em que alguém quer trocar uma engrenagem por algum motivo temporário, basta tocá-la para afetar todo o mecanismo", disse ele.
O secretário técnico distingue três áreas: o mercado de ações de curto prazo, os contratos de médio prazo e a taxa de confiabilidade de longo prazo. De sua perspectiva, o problema central não é apenas o preço das ações no mercado, mas também a cobertura contratual insuficiente por parte da demanda .
A escassez de produto já se reflete nas negociações. Juan Felipe Puerta, chefe da área de comercialização de energia da ERCO, afirma que comprar eletricidade se tornou uma tarefa complexa porque inúmeras geradoras já comprometeram sua produção.
“Hoje, se você bater na porta de uma empresa de geração de energia, eles dirão para você esperar até 2032”, disse Puerta. Por esse motivo, a empresa recomenda que grandes consumidores considerem contratos de longo prazo e os renovem com antecedência.
Um cliente industrial que firma um contrato de fornecimento por apenas dois anos pode se deparar com aumentos de preços de 30% ou 40% ao final desse período, como ilustrado nos exemplos. Contratos de longo prazo reduzem a exposição à volatilidade, embora exijam a avaliação de preços e riscos ao longo de períodos mais extensos.
A demanda surge como a principal ferramenta imediata.
Os participantes concordam que a Colômbia não conseguirá construir novas usinas hidrelétricas, termelétricas ou redes de transmissão antes da próxima estação seca. Portanto, atender à demanda surge como a principal ação viável no curto prazo.
“Temos que diminuir a demanda, porque não há tempo para mais”, resumiu Valencia.
As medidas incluem ajustes simples em residências, empresas e indústrias. O potencial industrial é ainda maior. Os usuários não regulamentados representam aproximadamente 30% do consumo , enquanto o mercado regulamentado corresponde aos 70% restantes. Devido à sua escala, fábricas e grandes empresas podem oferecer reduções significativas por meio de programas formais de resposta à demanda.
A ERCO trabalha com clientes que desejam participar desses programas para reduzir temporariamente o consumo e acessar os incentivos correspondentes. A fornecedora de energia afirma que suas ferramentas digitais permitiram que seus clientes acumulassem economias superiores a 50 bilhões de pesos por meio da gestão do consumo e de ações operacionais relativamente simples.
Autogeração e armazenamento para aliviar a rede elétrica
Além da eficiência, a ERCO identifica a autogeração como uma alternativa de implementação mais rápida do que projetos de grande escala. Enquanto uma usina de energia de grande porte enfrenta licenças ambientais, conexões e infraestrutura de transmissão, uma instalação de geração distribuída (atrás do medidor) poderia ser concluída em cerca de seis meses , segundo a empresa.
Puerta propõe que grandes consumidores desenvolvam sistemas de armazenamento de energia solar capazes de suprir parte do seu consumo. No exemplo dado, uma indústria poderia cobrir cerca de 30% das suas necessidades energéticas , reduzindo a quantidade de energia retirada da rede durante os horários de pico.
Do lado da oferta, a ERCO Generación informou que opera 65 MW em usinas sem despacho centralizado e planeja incorporar outros 120 MW, sujeitos à regulamentação e aos procedimentos de conexão que permitam uma entrada mais rápida.
No entanto, os participantes alertam que a energia solar e eólica, embora necessárias, não resolverão sozinhas a escassez de energia. Sua contribuição energética firme ainda representa uma pequena fração em comparação com as usinas hidrelétricas e termelétricas. A discussão abrange usinas hidrelétricas com critérios de projeto adaptados às mudanças climáticas, armazenamento de energia, geração térmica, projetos de energia solar e eólica, a rede do Sistema Nacional de Transmissão e novas infraestruturas de gás.
O risco, segundo especialistas, é que a Colômbia supere o próximo fenômeno El Niño por meio de medidas temporárias, mas enfrente a mesma ameaça novamente um ano depois , quando as reservas serão equivalentes a menos dias de consumo e a demanda será ainda maior.
“Não podemos nos acostumar com isso”, alertou Rubio, referindo-se à possibilidade de racionamento periódico. O especialista afirma que o setor colombiano já superou crises anteriores, mas precisa transformar essa situação em um ponto de partida para decisões estruturais.
Os especialistas concluem que a resposta imediata deve combinar conservação de energia, gestão ativa do consumo, autogeração, armazenamento e maior cobertura contratual . Ao mesmo tempo, o país precisará recuperar a confiança no investimento e viabilizar projetos capazes de suportar o crescimento da demanda.