| 4/13/2007 12:00:00 AM

¿Quién da más?

Las empresas del sector de generación de energía se alistan para una nueva etapa en el mercado: el desarrollo de proyectos bajo el modelo de subastas.

A mediados de los 90, el sector eléctrico colombiano fue mirado con interés por jugadores internacionales, tras la promulgación de la Ley de Servicios Públicos y la Ley Eléctrica y luego del apagón que padeció el país en el 92. El proceso de privatización y de escisión permitió la entrada de firmas como Endesa y Unión Fenosa.

Hoy, la historia parece repetirse en el sector de generación de energía, pero no bajo el modelo de venta de compañías, sino por factores específicos que van desde el cambio en la regulación, hasta la interconexión regional, pasando por la planeación de nuevos proyectos para atender la demanda de la próxima década.

El principal cambio se da en la regulación, pues desde finales del año pasado la expansión en el sector se hará por medio de subastas, en las que las empresas ofrecerán la generación más barata posible en el mercado y se comprometerán a construir los proyectos respectivos, bajo el esquema de confiabilidad; es decir, la energía que pueda producir en las peores circunstancias climáticas y de combustibles, lo que se conoce como energía en firme. Antes, las empresas decidían sobre su expansión y se retribuía por la capacidad que tenía cada una de sus plantas de generar energía.

El desarrollo de proyectos de generación –térmica o hidráulica– toma varios años. La construcción de una hidroeléctrica se puede reflejar en el caso de uno de los proyectos que está en construcción, Porce III, que entrará en operación en 2010, con 660 megavatios de energía, pero cuyo desarrollo tardó casi una década.
 
Hasta 2010, Colombia tiene casi cubierta su demanda de energía con nuevos proyectos que se vincularán al sistema en los próximos años y que suman un poco más de 800 megavatios.
 
Hoy, el país consume cerca de 9.000 megavatios de cerca de 13.500 megavatios que puede producir el sistema. Pero la distancia entre la oferta y la demanda va disminuyendo, producto del crecimiento económico.
 
Esto significa que, para el quinquenio 2010-2015, se van a requerir, según cálculos de la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, cerca de 2.000 nuevos megavatios que, en promedio, significarían inversiones por US$2.000 millones.

Este es el momento de empezar a tomar decisiones sobre la expansión de las empresas en lo que respecta a su capacidad de generación, para lo cual algunas ya se ajustan a esa dinámica. Por ejemplo, Emgesa y Betania se fusionaron a finales del año pasado y conforman hoy el principal grupo generador del país, con el 21,5% de la capacidad instalada.
 
“Hay dos grandes motivos para haber efectuado esta operación: agrupar todos los activos en una sola compañía, que permita abordar el plan de expansión –cuya inversión en los próximos años puede ascender a US$1.100 millones– y mejorar la estructura financiera de la compañía”, dice Lucio Rubio, gerente de Emgesa, empresa en la que participan el grupo español Endesa y la Empresa de Energía de Bogotá.
 

Pero no solo hay interés por parte de las que ya tienen participación en el mercado –como EPM, Isagen, Epsa o Tebsa, entre otras–, sino que ya le han puesto el ojo otras empresas. “Están por llegar misiones del Japón y de Chile en las próximas semanas y ya han estado observando el mercado representantes alemanes y rusos”, explica Carlos Arturo Flórez, director de la Upme. Incluso, uno de los grupos más interesados es el de energía, del magnate mexicano Carlos Slim.

¿De dónde el interés?
Hay en particular tres razones por las que las empresas empiezan a ver con interés este mercado mientras que, las que están presentes, buscan su expansión: el cambio en la regulación, el tamaño del mercado colombiano  sumado al crecimiento de su economía –que en 2006 fue de 6,8%– que lo hace muy atractivo, y la de interconexión con otros países que tienen dificultades energéticas.

Las empresas se están preparando con miras a una nueva situación en el sector público, como lo es la puesta en marcha del cambio de regulación que se dio a finales de 2006.
 
La regulación en el pasado se daba sobre la capacidad instalada –que se denominaba cargo por capacidad–, pero no sobre la energía generada. Ahora, para el desarrollo de proyectos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg, implementó el cargo por confiabilidad que busca remunerar a quienes le puedan garantizar energía al sistema.
 
Es decir, para generar energía no es suficiente con tener las máquinas, es necesario establecer la disponibilidad del combustible y su costo –en el caso de las térmicas– y, para las hidráulicas, estar atentos a los niveles de lluvia y caudales de los ríos. La nueva estructura premia la energía en firme; esto significa, la cantidad de energía que están en capacidad de producir permanentemente las empresas aún bajo las más extremas circunstancias.

Las subastas de los proyectos de la próxima década estarán sustentadas en el mejor precio para la necesidad de energía que determine la Creg y en la energía en firme que se comprometan a generar. Se recibirán las propuestas y se escogerán aquellas que tengan un menor valor por kilovatio hora para el período correspondiente.
 
Los proyectos ganadores deben entrar en funcionamiento en el momento planteado. “La primera subasta puede estar lista para finales de este año”, explica Camilo Quintero, director de la Creg. “Cuando la oferta se acerca a la demanda, es un momento atractivo para hacer inversiones. Y las subastas facilitan la entrada de nuevas inversiones”, dice Bernardo Naranjo, presidente de Epsa.

Para ellas, lo más importante es tener un portafolio de proyectos que les permita analizar la forma de participar. Por ejemplo, Epsa desde hace tres años, viene estudiando proyectos. Hizo un inventario de 67 centrales potenciales, escogió doce para estudios de prefactibilidad y está trabajando en seis, a las que ha solicitado licencia ambiental y tiene en estudios de factibilidad.
 
“Estos son proyectos hidroeléctricos que suman 120 megavatios, con una inversión de US$150 millones”, agrega Naranjo. A su vez, Isagen definirá este año los proyectos con los que competirá en la primera y segunda subasta en los cuales su plan de expansión a corto plazo requiere inversiones por US$180 millones.

En Colombia, la composición de la generación de energía es de 70% hidráulico y 30% térmico. Por eso, una de las mayores apuestas es ampliar la térmica, en especial en carbón, en las que las reservas de Colombia son gigantescas y su calidad muy alta.
 
“Una de las posibilidades es desarrollar plantas de generación en boca de mina, como en Guajira o Cesar. La calidad del carbón en Colombia, incluso el que se deshecha para la exportación, es mucho mejor que en otros países”, explica un analista.

Emgesa alista su portafolio de proyectos, en el cual el carbón es uno de los protagonistas. El primero es la reconversión de la planta de Termocartagena a carbón –hoy funciona con gas–.
 
Es una inversión cercana a los US$60 millones, pero podría pasar de generar, por año, 60 gigavatios/hora a 1.000 gigavatios/hora. “Hoy, el costo variable del gas es muy alto y al entrar a la bolsa nacional, no despachan la energía por su costo. Con carbón va a ser más eficiente para el sistema y nos permitiría llegar a esas cifras”, dice Rubio.
 
El segundo corresponde a la ampliación en 150 megavatios de la planta de Termozipa –inversión que llegaría a US$200 millones–. El tercero, es el desarrollo de un proyecto de generación a gas en boca de pozo -que garantizaría su suministro, aunque no se ha definido el proveedor- con unos 400 megavatios de potencia instalada. En el campo hidráulico, esta empresa tiene dos proyectos más allá de 2015, Quimbo –en el río Magdalena aguas arriba de Betania– para generar 400 megavatios y Humea –en la zona del Guavio– con otros 400 megavatios, que tendrían inversiones cercanas a los US$800 millones.

Otra circunstancia que ha generado expectativa tiene que ver con las interconexiones que hoy tiene Colombia con otros mercados y el potencial hacia futuro. La interconexión con Ecuador ha representado para el país ventas por US$513 millones desde 2003; mientras que se tiene programada la interconexión con Panamá, que le permitiría acceder al mercado centroamericano. La pregunta es, si sería bajo el modelo actual de Transacciones Internacionales de Energía, TIE, en las que las ofertas de generación entran en la bolsa de energía para su despacho o bajo esquemas directos.
 
“En el largo plazo se entiende que pueda existir un mercado entre agentes, pero cuál debe ser la transición, es un tema que no está claro”, explica Alberto Rodríguez, subdirector de planeación energética de la Upme.

De otro lado, jugadores como Isagen y EPM ven en nuevas formas de generación de energía y en otros mercados, posibilidades de expansión. En noviembre del año pasado, Isagen e Iberdrola de España firmaron un convenio para el desarrollo de proyectos eólicos –como el que tiene EPM en la Guajira con Jepirachi–. También buscan otros mercados expansión.
 
“Llevamos más de un año estudiando mercados en la Comunidad Andina y Centroamérica. Estamos en el estudio de concretar decisiones en Centroamérica en donde se determinará si iremos solos o en alianzas”, explica Luis Rico, gerente de Isagen.

Las apuestas están sobre la mesa y en los próximos meses se conocerán las definiciones de las empresas en sus procesos de expansión. ¿Quién da más?
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