| 10/28/2015 7:00:00 PM

El fenómeno de El Niño revive la posibilidad de un apagón en Colombia

En medio de uno de los Fenómenos del Niño más intensos de los últimos años, y la difícil situación financiera de las plantas de generación térmica, se está reviviendo la posibilidad de un racionamiento de energía. El Gobierno anunció alza de tarifas.

El sistema eléctrico colombiano es reconocido como uno de los más competitivos y de mayor confiabilidad en el mundo. Según el Consejo Mundial de Energía, el país se ubica en el puesto 16 entre 168 países en el planeta. Después del apagón de principios de la década de los 90 y durante más de veinte años, el país logró diversificar su matriz energética, crear un sector sólido y robusto y garantizar el suministro de energía eléctrica sin registrar racionamientos.

Sin embargo, algo cambió en los últimos meses. Las condiciones han sido particularmente fuertes en materia hidrológica. Durante más de un año, el país ha experimentado intensos periodos de sequía y hace poco más de un mes el Ideam anunció que el Fenómeno del Niño que está viviendo Colombia es uno de los más fuertes de la historia reciente.

El panorama no solo es de baja hidrología. La limitación en la oferta de gas y los altos costos de combustibles líquidos, sumados a conceptos técnicos en la regulación, han puesto en jaque la confiabilidad del sistema eléctrico y evidencian la vulnerabilidad para la generación térmica. 

Los combustibles para producir energía en las centrales térmicas están muy caros. Esto ha golpeado la estructura financiera de muchas de las generadoras que ya no están soportando la producción de energía; las pérdidas podrían ascender a los $3,3 billones, según el Gobierno, lo que está llevando a varias de ellas a declararse no disponibles para atender los requerimientos del mercado, como ya sucedió con Termocandelaria y Termovalle, que representan 25% de la energía que se está generando a partir de combustibles líquidos. 

El problema es que son las térmicas las llamadas a enfrentar los bajos niveles de agua y a cuidar las reservas en los embalses. Esta situación ha encendido las alarmas y la amenaza de que reaparezca el fantasma del apagón que padecieron los colombianos hace 23 años y que le costó al país $12 billones.

Para hacerle frente, el Gobierno decidió que las térmicas asuman las dos terceras partes de la pérdida y aumentó el precio de las tarifas de energía. Así, los usuarios tendrán que pagar más de $1 billón para cubrir el hueco financiero. Lo que significa que, a pesar de que el modelo de generación de energía diseñó un mecanismo –el cargo por confiabilidad– equivalente a tener un seguro, que se ha pagado por más de cinco años, ahora se les está pasando la factura a los usuarios, que tendrán que cubrir no solo las pérdidas de las térmicas sino también las de un modelo que está mostrando vulnerabilidades.

Ante esta decisión, ahora la tensión también viene de otro lado: industriales y consumidores advierten que durante varios años el país ha pagado a los generadores el llamado cargo por confiabilidad, para atender, precisamente, estas situaciones de dificultad y contar con la energía en firme en momentos en que el sistema la requiera. 

Si bien el Gobierno ha salido a calmar los ánimos asegurando que no hay riesgo de apagón, para algunos analistas esa posibilidad es latente y nadie se atreve a afirmar qué podría pasar en los primeros meses del año entrante, con un Fenómeno del Niño más intenso, el consumo de energía en aumento, un bajo nivel de embalses y varias térmicas en dificultades.

“El Niño se intensificó y es severo. Tenemos una dificultad porque están declinando los campos de gas y tenemos una caída en los precios del petróleo. Esa combinación está haciendo que los generadores estén en líos”, advierte Tomás González, ministro de Minas y Energía.

A diferencia de la situación que vivió el país hace más de dos décadas, cuando no había plantas térmicas que respaldaran la generación, hoy la infraestructura térmica para soportar el sistema está disponible, pero la menor generación térmica conlleva que el país consuma agua que debería reservarse para los momentos más fuertes del Fenómeno del Niño que, según las autoridades climáticas, aún no ha llegado a su punto máximo.

Además, el senador Iván Duque había advertido desde hace varias semanas la compleja situación. El pasado 25 de octubre, antes de que el Gobierno anunciara las primeras medidas para enfrentar el problema, el senador, vía Twitter, puntualizó con un nuevo mensaje: “siempre advertimos que gobierno no actuó por elecciones. Ahora le van a pasar la cuenta a los consumidores”. 

¿Un problema técnico?

En 2008, el sector eléctrico inició un proceso de subastas para el desarrollo de nuevos proyectos de generación. La idea era pasar de tener no solo la capacidad instalada sino la posibilidad de contar en los momentos más difíciles para la generación –como los fenómenos de El Niño– con la energía en firme disponible.

Así apareció el concepto de las subastas de cargo por confiabilidad. Se trata de un seguro que compraron los usuarios (la demanda) para que las generadoras tuvieran energía en firme disponible en los momentos de mayor presión para el sistema. El valor de esa prima es lo que se conoce como el precio de escasez, el máximo que podría pagar la demanda. Lo que esté por encima de él lo deben asumir los generadores.

Hasta el 13 de septiembre, el precio en la bolsa de energía se mantuvo relativamente estable. Sin embargo, las semanas siguientes, y tras el anuncio del Ideam sobre la intensidad del Fenómeno del Niño, empezó a subir y saltó de más de $400 por kilovatio/hora, a niveles de $1.900. El precio de escasez, fijado por la regulación, se situó por encima de los $300 y hoy está en $302, y la Creg, además, decidió el viernes 16 de octubre subir el techo del precio en bolsa a un poco más de $810.

Según lo explica Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, el gremio de los generadores térmicos, para que el cargo por confiabilidad sea el equivalente a una póliza, es necesario que todas las variables estén bien definidas y se tenga un máximo indemnizable. “Desde el origen del cargo, una variable quedó mal definida: el precio de escasez”, dice.

El precio de escasez es el nivel en el cual se activa el ‘seguro’, y es fundamental para definir quiénes están dentro del mercado y quiénes no. Funciona así: cuando el precio de la bolsa supera el de escasez, al usuario se le cobra solo este último; de ahí para arriba, la bolsa sirve para hacer liquidaciones entre agentes generadores. 

“El precio de escasez debe ser definido en un nivel que permita que todos los recursos y plantas sean capaces de entregar operativamente su energía y reconocer sus costos variables. El pecado del mercado hoy es tener un precio de escasez que se basa en el combustible –el fuel oil n° 6–. Sin embargo, este no puede ser un referente para el sector. Además, es un combustible que ha venido bajando sus precios drásticamente a nivel internacional; pero los impuestos, las tasas, los fondos y los márgenes que se pagan acá no han dejado que se abarate. Lo anterior produjo un incremento en los diferenciales entre precio de escasez y costos de generación, pasando de $100/ kilovatio/hora, hace un año, a estar entre 2,5 y 4 veces ese valor, haciendo inviable la operación”, advierte Castañeda.

Esto está llevando a que varias plantas térmicas tengan dificultades financieras y se restrinja su operación. Algunos incluso hablan de un efecto dominó. Ya Termocandelaria y Termovalle suspendieron sus operaciones, y otras como Termoflores –del Grupo Celsia– tendrían dificultades no solo por los altos precios a los que están generando, sino por la terminación de sus contratos de gas en los próximos días.

Según Castañeda, si se prenden las térmicas desde el 1º de octubre con líquidos y las ponen a funcionar durante 180 días continuos, la pérdida total de esas plantas puede ser de $2,2 billones, solo por el valor de los combustibles. “Se sale de cualquier proporcionalidad financiera haber recibido cargo por confiabilidad por $2,6 billones en cinco años, contra una pérdida irrecuperable de $2,2 billones en seis meses”, dice Castañeda.

Esta coyuntura ha alertado a los industriales y consumidores agremiados en Asoenergía. Para este gremio, todos los consumidores de energía, desde los hogares hasta la industria, han pagado el cargo por confiabilidad que, según sus cálculos, asciende a US$4.800 millones para todos los generadores en los últimos cinco años.

“Cumplimos con el compromiso de pagar la prima y a la hora de escasez de energía algunas empresas alegan que no están en condiciones financieras de cumplir con su compromiso pero sí recibieron los recursos. Lo que nosotros pedimos es que se cumplan las reglas del juego. La industria, los hogares, los consumidores todos cumplimos. Es como si uno compra un seguro y el día del siniestro la aseguradora le dice que no pueden pagar”, advierte María Luisa Chiappe, presidente del gremio.

Y agrega Chiappe: “Colombia se precia de tener un sistema eléctrico muy confiable, pero no han analizado esta situación de ineficiencia que hace que las plantas a la hora de cumplir con su obligación de garantizar la confiabilidad aleguen que no están en condiciones financieras para hacerlo. ¿Dónde está la confiabilidad de la que nos preciamos? Esta crisis debemos aprovecharla para solucionar de raíz los problemas y no para taparlos a costa de los consumidores”.

Se nos fueron las luces

Sin duda, los escenarios en materia climática se han intensificado. El Fenómeno del Niño ya está calificado como “muy fuerte” en su intensidad y los aportes hídricos de las últimas semanas corresponden a 45% de los niveles históricos. “Llevamos más de dos años de una sequía escondida, ahora estamos en un Niño y viene la parte más crítica”, asegura un analista.

¿Cuál es el riesgo de que se dé un racionamiento y qué puede pasar con los generadores hidráulicos? Si bien el sistema eléctrico colombiano es robusto, en este momento la prioridad es cuidar el agua de los embalses, cuyo nivel se sitúa en 64%. Por eso, preocupa que la generación que debe hacerse con térmicas se haga con las hidroeléctricas.

Colombia consume cerca de 190 gigavatios/hora/día de energía. De ellos, según los cálculos de XM –la administradora del sistema eléctrico–, para llegar a abril del año entrante es necesario que la generación térmica esté por encima de los 85 gigavatios –el máximo térmico son 105 gigavatios–.

De ellos, entre 40 y 50 gigavatios son generados a gas; 20 a 23 a carbón, y el restante –entre 25 y 35– con líquidos. Ante las restricciones que han tenido algunas plantas térmicas, hay días en que la generación térmica no ha superado los 70 gigavatios y ese diferencial lo está asumiendo la generación hidráulica. El cálculo de algunos analistas es que en promedio hay un déficit entre 5 y 10 gigavatios al día que se deberían generar con térmicas y que se están produciendo con agua. 

Ante esta situación, las señales de calma vienen de XM. “No se puede decir que nos hemos gastado en agua lo que le corresponde a las térmicas, porque es como suponer que no va a llover de aquí en adelante. Tenemos suficientes recursos siempre y cuando la térmica continúe generando de 85 gigavatios para arriba. Hasta ahora no hemos perdido el año, vamos bien, pero el Niño apenas está comenzando”, dice Luis Alejandro Camargo, gerente de XM.

Sin embargo, si no llueve y el recurso hídrico empieza a gastarse, puede poner en problemas a las hidroeléctricas. ¿Por qué? Así como las térmicas, las hidroeléctricas tienen que cumplir con el cargo por confiabilidad. Si los niveles de los embalses se deterioran, podrían tener problemas para generar y ese costo puede ser enorme. Además, la regulación establece que los embalses deben mantener un determinado nivel, pero como han tenido que soportar la generación en las últimas semanas, algunos ya han bajado de esos niveles. Si lo hacen por tres días seguidos, se les ejecutan unas garantías que valen, por cada una de las plantas, US$3 millones.

Pero no solo se trata de agua. En gasolina hay presión por la demanda adicional que se está generando en la frontera con Venezuela y limitando la oferta para las térmicas.

El gas, por su parte, es uno de los temas más complejos porque involucra reservas y producción, transporte y mercado. Los escenarios de margen de maniobra para el Gobierno en materia de gas no son muchos.

Está pendiente que a partir de enero, y con el contrato que tiene PDVSA con Ecopetrol, lleguen al país cerca de 40 millones de pies cúbicos. “Esperamos que se cumpla ese compromiso contractual. A pesar de las diferencias entre los países, siempre ha habido sensatez en materia de energía”, dice el ministro González.

Pero poner en manos de Venezuela uno de los soportes para la generación es riesgoso. “Más allá de los contratos, Venezuela es Venezuela”, dice un empresario del sector.

Pero si hay una modificación en la asignación del gas desde el punto de vista de suministro, debe existir una regla que coordine eso con el transporte.

De otro lado, la planta de regasificación de Cartagena –que permitiría importar gas– solo va a estar lista el año entrante. En este punto hay una preocupación: el proyecto fue liderado por los generadores térmicos. Según fuentes del sector, en los primeros días de noviembre estos empresarios tienen que poner una garantía por US$40 millones. En este nuevo escenario, ¿tienen los recursos para atender esta obligación?

Algunos piensan que el Gobierno podría tomar decisiones en el sector de gas para liberar millones de pies cúbicos, aunque políticamente son muy sensibles. “El país consume unos 90 millones de pies cúbicos de gas en vehículos que tienen una alternativa de combustible con gasolina, fácilmente sustituible, pero es una decisión con un costo político alto”, dice un analista.

La Contraloría General entró al debate y alertó que en la región Caribe se corre el riesgo de que en menos de 30 días se genere una situación de desabastecimiento eléctrico si Electricaribe sigue sin cubrir garantías y compromisos financieros.

Para el senador Duque, hay preguntas que aún el Gobierno no ha respondido. “¿Para cuántos días hay capacidad de oferta en firme de las hidráulicas con respecto a los niveles de embalse? ¿Qué pasa con el gas, dónde está? Y, ¿qué pasa con la oferta de combustibles y cuáles van a ser los precios techo de referencia?”, se cuestiona.

¿Hay amenaza de racionamiento? “No, en este momento. Pero no se puede asegurar nada porque no sabemos cómo se comporte el clima. Además, la demanda está disparada. Tenemos que entrar en operación, de aquí a marzo del año entrante, los nuevos proyectos que suman 700 MW”, agrega Camargo, de XM. Van a entrar las plantas de Quimbo Gecelca 3,2 y una nueva fase de Termotasajero, entre otras.

Las salidas

Durante más de cuatro semanas, el ministro González se reunió con empresarios del sector eléctrico buscando soluciones para que las térmicas cumplan su papel y le den tranquilidad al sistema. 

Intervenir las empresas era una de las alternativas del Gobierno. Sin embargo, al parecer, las dificultades económicas y operativas y el corto tiempo de respuesta lo llevaron a buscar esquemas en los que todos participen: que los generadores pierdan pero no hasta el punto que se ponga en riesgo y que la demanda contribuya, pero que se difiera en el tiempo y su impacto no sea tan dramático en la coyuntura.

El pasado 27 de octubre, el ministro González anunció las medidas para afrontar, no solo la difícil situación financiera de las térmicas, sino también la estrategia para enfrentar el Fenómeno del Niño. Las decisiones van desde aumentar la oferta de gas, con la entrada en operación del gasoducto Cartagena-Sincelejo, que significarían 50 millones de pies cúbicos diarios, las importaciones de gas desde Venezuela a partir de enero y flexibilizar las ofertas de gas, hasta el anuncio de la entrada en operación de los proyectos de generación y una agresiva campaña de ahorro de energía.

Pero tal vez la decisión más polémica fue la de garantizar la oferta térmica. Según el Ministerio, se busca reestablecer los niveles de pérdida que los generadores térmicos esperaban y para compensar esto se requiere de un aporte significativo por parte de los generadores, y en menor medida de los usuarios residenciales del mercado. El incremento no será mayor a 1,75% y se realizará de forma paulatina. “Vamos a realizar una nivelación paulatina en el precio de venta de energía eléctrica del orden del $7kWh. Lo que estamos haciendo es tratando de que el aporte que tienen que hacer los consumidores sea el mínimo requerido. Va a estar en el orden de $439 para estrato 1 y $2.943 para el 6”, indicó el Ministro.

La pregunta es si con estas medidas las térmicas pueden sobrevivir. “Cada una tendrá que valorar dónde está parada y analizar caso a caso y planta a planta, sobre todo porque ya no solo es con combustibles líquidos sino también con gas que están perdiendo plata”, dice un empresario del sector. Al cierre de esta edición se esperaba la resolución de la Creg y que se reconociera que los combustibles más caros, por encima del precio de escasez, no son solo líquidos.

Ángela Montoya, presidente de Acolgen –gremio de los generadores hidráulicos– respaldó las medidas aclaró que las plantas de sus agremiados están disponibles y en condiciones para generar.

La solución que planteó el Gobierno no le va a gustar a todo el mundo. “Si los consumidores cumplimos y pagamos esa prima es inaceptable que se diga que no hay garantía. Un incumplimiento de esa naturaleza a los consumidores hablaría muy mal de la institucionalidad del sector eléctrico”, dice Chiappe, de Asoenergía.

Además, en un comunicado suscrito por Asoenergía, Acoplásticos y Cotelco se advierte que ya se están haciendo cobros en las tarifas, a través de mecanismos como las restricciones, que impactan a consumidores industriales y residenciales. “Este hecho –dice el comunicado– le va a significar a la demanda industrial un incremento en su tarifa total para el mes de octubre del orden del 20% y a la demanda residencial uno del orden del 14%. Es decir, se le está exigiendo a la demanda que pague un extracosto en el mes de octubre cercano a los $270.000 millones. Esto no es aceptable y debe corregirse a la mayor brevedad”.

La decisión del Gobierno también deja en entredicho el sistema regulatorio. No es claro si el cargo por confiabilidad es lo suficientemente robusto para atender las necesidades de las térmicas, pero el mecanismo no advirtió lo que estaba por llegar y estalló en plena crisis climática. “Todos vamos a pagar por las pérdidas de las térmicas, los malos diseños regulatorios y, lo peor, seguimos pagando el seguro”, dice el senador Duque. 

En el corto plazo el reto para el Gobierno es mantener encendido el país y que el fantasma del apagón desaparezca. Pero también es necesario, de cara al futuro, revalidar la confiabilidad del sistema, el marco regulatorio en el que nos estamos desenvolviendo y ratificar la confianza en el sector, del que Colombia se precia en el exterior.

La polémica resolución 109

En julio pasado la Creg publicó para comentarios la resolución 109 que plantea propuestas para nuevas plantas de generación y la asignación del cargo por confiabilidad de las existentes. Además, la modificación de las reglas de asignación administrada por un esquema de precios ofertados y se cambia la subasta de asignaciones de energía firme en el cargo por confiabilidad.

En estos momentos, la resolución ha generado una fuerte polémica entre los generadores térmicos, Andeg, y Asoenergía, gremio que representa a los consumidores industriales.

Para estos últimos, la resolución es el primer ajuste en el sector y “corrige el problema de entregar cargo por confiabilidad a plantas ineficientes y se estipula que ese cargo se va a entregar a las plantas que puedan cumplir. Pero ahora hay empresas que alegan que debe archivarse la resolución por inconveniencia para ellas. 

Primero está la conveniencia nacional y el buen uso de los recursos del público”, dice María Luisa Chiappe, presidente de Asoenergía. En los últimos días, el gremio, junto a Cotelco y Acoplásticos insistió en que debe acelerarse la expedición definitiva de la resolución. “Aunque es claro que la sustitución de plantas ineficientes va a requerir un tiempo, sin duda lo propuesto por parte de la Comisión en esta resolución es un paso muy importante que debe agilizarse definitivamente al menos en lo relacionado con las subastas adicionales”, afirmaron los gremios en un comunicado.

Por su parte, para Andeg, el calificativo que se les ha dado de activos tóxicos a los que generen con líquidos también las ha puesto en problemas con el sector financiero. “Los bancos advierten que las plantas que están en líquidos no son sujetos de crédito porque el cargo por confiabilidad ya no va a existir”, dice Alejandro Castañeda, presidente de este gremio.

Además, los térmicos consideran que los mensajes que ha enviado el Gobierno para invertir en el sector son contradictorios, pues invitan a participar y desarrollar plantas duales –gas y líquidos– y ahora el Gobierno dice que los líquidos no son eficientes.

Los proyectos de este año

Entre enero y agosto de este año se registraron ante la Upme 57 nuevos proyectos de generación de energía, que en conjunto tienen una capacidad de 2.641 megavatios. De estos, 39 están en fase 1, la cual corresponde a la etapa de pre-factibilidad e incluye dentro de sus requisitos un estudio de impacto ambiental. De este grupo, el más grande es el parque eólico Guajira II de Isagen, ubicado en Maicao y que tendrá una capacidad de 376 megavatios.

Hay otro grupo de 15 proyectos en fase 2; es decir, en la etapa de factibilidad, en donde se define si es técnica, económica, financiera y ambientalmente factible realizarlo. Ahí también se define si es necesaria una licencia ambiental. El más grande es Tasajero III, en el municipio de San Cayetano (Norte de Santander). Es un proyecto térmico con capacidad de 180 megavatios.

En fase 3, que son proyectos ya con diseños definitivos y cronograma de ejecución, así como una licencia ambiental expedida o un acto administrativo que establece que no la requiere, solo hay tres proyectos: uno es Cantayús, en Cisneros; otro es Mulatos II en Tarso, y Barrancas en Dabeiba. Todos son hidráulicos y están en municipios antioqueños, su capacidad conjunta es de 16,02 megavatios.

Con oferta para vender 

Las 62 plantas extractoras de aceite de palma del país tienen la posibilidad de generar 340 megavatios de energía, la cual se produce con la biomasa derivada de su proceso productivo (fibra, cuesco y tusa). 

Aunque inicialmente el sector palmero se metió al tema de la energía como una alternativa para bajar costos y producir su propia electricidad, pronto empezaron a tener excedentes y hoy su plan es vender esa energía.

Cálculos de Fedepalma indican que la región de los Llanos Orientales es la que tiene la mayor capacidad de producción, con 136 megavatios. No obstante, la Empresa de Energía de Cundinamarca también está interesada en la electricidad que se pueda entregar desde las plantas extractoras de Paratebueno, al tiempo que hay interés estatal en que la producción de energía derivada de la palma se incluya en el plan de reactivación económica de Tumaco. Allí el potencial es de 17 megavatios.

Según Fedepalma, con la Ley 1715 de 2014, que regula la integración de energías renovables con el sistema energético nacional, se abren las puertas para que los palmeros empiecen a vender su energía, pero a través de un comercializador. 

El Grupo Daabaon, a través de su filial CI Tequendama, está listo para vender 2,25 megavatios. Su primer cliente va a ser Enerco, una comercializadora del Valle, que a su vez le podrá vender a Electricaribe.

Cada planta que genera 30 toneladas de biomasa requiere una inversión de US$120 millones para producir energía. Actualmente 40 de las 62 extractoras del país ya son autogeneradoras. 

Junto con Daabon, Aceites Manuelita también estudia comercializar su energía en el Meta. En ese mismo departamento, planea vender el año entrante las extractoras Entrepalmas y Unipalma. 

El Grupo Oleoflores tiene como objetivo producir energía para la venta en su planta de Tibú en 2016.
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