| 4/25/2008 12:00:00 AM

Fiebre de energía

El próximo 6 de mayo arranca el modelo de subastas para definir los proyectos de generación de energía que el país requiere en el mediano y largo plazo. La primera subasta será el termómetro para definir las siguientes y cómo van a jugar sus cartas los interesados.

En las empresas de generación de energía, las últimas semanas han sido de alta tensión. Sus equipos han estado definiendo las estrategias para participar en el nuevo esquema de subastas de proyectos que abrió el gobierno para garantizar la energía que requiere Colombia en el mediano y largo plazo y alejar los fantasmas del racionamiento.

Las subastas también atrajeron inversionistas, dueños de combustibles y empresarios de diversos sectores. De hecho, a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, llegaron casi un centenar de propuestas. De este grupo, al parecer, solo veinte calificarán para entrar a la primera, que se hará el 6 de mayo, un remate que pretende asegurar la energía que requerirá el país de diciembre de 2012 a noviembre de 2013.

Las subastas les dieron un vuelco enorme a los sistemas de contratación de energía eléctrica en el país. Antes, con el esquema denominado 'Cargo por capacidad', se les pagaba a los generadores por la capacidad instalada que tuvieran disponible, incluso cuando no generaban plenamente. En el nuevo modelo, que se llama 'Cargo por confiabilidad', se les paga por que se garantice el suministro de energía.

Además, cambió el horizonte de contratación. "El nuevo esquema no es miope y analiza el largo plazo, cuáles serán las necesidades en cinco años y con ello se toman las decisiones. En el cargo por capacidad la evaluación era anual", dice Hernán Molina, director de la Creg.

Según Pablo Corredor, gerente de XM, la firma que administra el mercado de energía, en la primera subasta se colocarán en el mercado cerca de 2.600 gigavatios/hora de energía en firme, lo que corresponde a una capacidad instalada de cerca de 400 megavatios. De acuerdo con cálculos de la Creg, el país demanda cerca de 53 teravatios/hora (53.000 gigavatios/hora) y, para el periodo de 2012 a 2013, esta cifra podría llegar a 69,9 teravatios/hora.

Si bien para las empresas que entren en la primera subasta, ofrecer en firme esta cantidad de energía les representará inversiones cercanas a los US$400 millones, el negocio es atractivo. Esto, porque les garantiza ingresos estables por un lapso entre 10 y 20 años, lo que les permite asegurar el cierre financiero del proyecto y establecer sus utilidades. "El ingreso del 'Cargo por confiabilidad' le representa a un proyecto hidráulico, aproximadamente entre el 20% y 25% del total de sus ingresos y a un proyecto térmico, entre el 75% y el 85% del total de sus ingresos", dice Federico Restrepo, gerente de Empresas Públicas de Medellín, EPM.

La importancia

Por ahora, como es natural, ninguno de los proponentes quiere hablar sobre las cartas que jugará en la subasta. En especial, porque después de la de mayo habrá otra a finales de junio, en la que se presentarán proyectos que toman más de cuatro años para ser construidas y que generarán después de 2013. De hecho, 21de las 99 propuestas iniciales corresponden a proyectos que tienen esta duración. Esto significaría que, en la primera subasta, se encontrarían básicamente proyectos térmicos (gas, carbón, diesel), pero ninguno hidroeléctrico de gran tamaño.

"La subasta de mayo da la pauta, porque el precio al que se adjudique será el techo para la subasta del 25 de junio, en donde entrarían las plantas que tienen periodos de construcción más amplios. En la medida en que esta subasta resulte con un precio bajo, la de junio va a estar muy limitada y los agentes que se presenten van a competir con unos precios muy bajos. En cambio, si los precios ahora son altos, la posibilidad en junio es mayor. Además, el 'Cargo por confiabilidad' que resulte ahora, marcará la referencia del cargo que se le va a pagar a las plantas existentes; razón por la cual los jugadores actuales tienen interés en alcanzar el mejor precio. Y, finalmente, va a tener incidencia en el precio de la bolsa de energía", agrega el empresario.

¿Qué se está esperando? Al cierre de esta edición, no se conocía el número de megavatios ofertado por los proponentes, pues estaba en proceso de verificación de las garantías por parte de las autoridades energéticas como la Creg y XM.

Sin embargo, para Corredor, de XM, se estima que las propuestas lleguen a cerca de 1.750 megavatios y se adjudicarán 400 megavatios. Por repotenciaciones de plantas actuales, se esperan alrededor de 250 megavatios y cerca de 1.500 nuevos proyectos.

"Hay más proyectos inscritos de los que se requieren y eso nos da tranquilidad", dice Alberto Rodríguez, director (e) de la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme.

El interés es muy grande, en particular por dos razones: por un lado, tener rentas establecidas, claras y permanentes en el tiempo es una buena señal. Y, por otro, que ante las dificultades apremiantes que tienen países en la región, como Chile, Argentina o el mismo Brasil, por aumentar su capacidad instalada, Colombia tiene la ventaja de contar con los recursos -como carbón- y gozar por estos meses de un escenario climático favorable.

Las subastas de oferta de energía se realizarían una vez cada año. Entre 2013 y 2018, Colombia requerirá entre 5.000 y 6.000 megavatios nuevos. Si el escenario previsto por la Upme cambia, pueden darse subastas que ajusten la oferta de proyectos.

Para los grandes jugadores en generación, el esquema es atractivo pero deben tener cuidado de no sobrepasar los límites de la ley de tener una participación superior al 25% del mercado. No obstante, la Creg autorizó que estas empresas puedan aumentar hasta el 30%, con vigilancia especial y siempre que las expansiones se hagan con proyectos nuevos de la empresa, y no mediante la adquisición de plantas existentes.

Las preocupaciones

Aunque el modelo ha despertado gran interés en el mercado por parte de diversos jugadores (ver recuadros), no deja de generar algunas preocupaciones. Por un lado, la interconexión con los vecinos. Según la Creg, en las proyecciones de demanda se contemplan los escenarios la interconexión con países vecinos como Ecuador y Panamá, pero bajo el esquema de la bolsa de energía y no de relaciones directas de generadores con empresas en particular. "Se han analizado alternativas y modelos, pero todos bajo el esquema de mercado de energía. Con ello se da seguridad porque, si hay una pérdida de oportunidad del generador y falla, el sistema responde", explica Molina de la Creg.

Por su parte, para Lucio Rubio, director general de Endesa en Colombia, el modelo actual de exportación de energía está pensado para obtener energía en el corto plazo, pero aumentar el volumen transportado es difícil, porque las interconexiones son limitadas.

Otra preocupación tiene que ver con las garantías requeridas para entrar a las subastas. Como las garantías son bancarias, y esta operación reduce la capacidad de endeudamiento de las empresas en el país, la Creg autorizó que las garantías se contrataran con entidades extranjeras. Con todo, obtenerlas será difícil para los proponentes de menor tamaño.

Las reglas del juego son exigentes. En el caso de las térmicas deben presentar el contrato que asegure el combustible para la generación o, en el caso del carbón, una producción suficiente. Para las hidráulicas, tener información de hidrología mínima de 20 años y, en condiciones extremas del clima, definir cuáles son los niveles de confiabilidad.

En estas condiciones, el tiempo se convierte en uno de los principales desafíos que deben superar las empresas. "El desarrollo de este tipo de proyectos tiene muchas incertidumbres. Es necesario medirlas con mucha seriedad, porque presentarse a una subasta, ganarla y no cumplir es un golpe económico para las empresas que puede afectar su desarrollo", dice Bernardo Naranjo, presidente de Epsa.

Con relación al tiempo y su cumplimiento, varios factores jugarían en contra. Por un lado, los proveedores de equipos en el mundo están sobrevendidos. Por ejemplo, un proyecto térmico para el que hace un par de años su ejecución podría durar unos 2 ó 3 años, hoy esos tiempos se han doblado. "Existe un taco en la producción de los equipos, y las compañías fabricantes están congestionadas con esos pedidos", dice Jesús Aristizábal, gerente de energía de EPM.

Y, por otro, la celeridad y prioridad que se les dé al análisis y estudios de las licencias ambientales de los proyectos. "El trámite de las licencias ambientales es más complejo y se demora en el tiempo", dice Rubio, de Endesa. Sin embargo, las autoridades eléctricas han manifestado que las garantías deben cubrir esos procesos y asegurar la realización de los proyectos.

El modelo de subasta será el pilar para desarrollar un plan de expansión, determinado por la competencia y en el cual, como dice Aristizábal, de EPM, el día de la quema se verá el humo y los jugadores que sobrevivan.
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