| 4/14/2016 12:00:00 AM

Las lecciones aprendidas tras derrotar el fantasma del apagón según Celsia

Tras el anuncio de que quedó atrás el fantasma del apagón viene la etapa de los ajustes. ¿Cuáles son? Entrevista con Ricardo Sierra, presidente de Celsia.

Hace apenas un mes, tras el retiro de Tomás González del Ministerio de Minas y Energía, la llegada de un apagón era inminente. Se juntaron el Fenómeno del Niño más duro de la historia, la poca oferta de gas y la salida de la principal cadena de generación del país y de una de las térmicas más importantes del sistema.

Sin embargo, gracias al ahorro de los colombianos, la llegada de energía del Ecuador, la entrada en operación de Termoflores y un poco más de lluvias, el fantasma del racionamiento se disipó. También jugó a favor que la capacidad de generación, en su gran mayoría, estuvo disponible.

Ahora lo que viene es un proceso de ajuste y de aprender de las lecciones, en medio de cálculos que establecen que se requieren al menos 100 megavatios instalados al año por cada punto de crecimiento que tenga la economía. ¿Qué piensa Ricardo Sierra, presidente de Celsia? Entrevista.

¿Quedó superado el fantasma de racionamiento?

Es una combinación de factores: se necesita mantener el ahorro en 5%, al menos hasta junio. Que siga lloviendo, que entre Guatapé en los primeros días de mayo y que no haya ningún contratiempo en térmicas.

¿Cuál es la principal lección que queda?

Hay que preservar la institucionalidad. Es absurdo estar tirándonos piedra, no es conveniente para nadie. La tendencia de los colombianos es que, cuando hay problemas, tenemos que refundar las instituciones. Eso es terrible, hay que ayudar a identificar y resolver los problemas.

Pero con la crisis algunas cosas quedaron en evidencia con relación a la Creg, como el precio de escasez y la demora en la entrada de la planta de regasificación de la Costa…

El precio de escasez es un tema donde hay un desacople. El negocio de los térmicos es que tiene un cargo por confiabilidad y le sirve para cubrir costos fijos, el contrato de combustible, la logística, la deuda, el capex, estar disponible y remunerar al accionista. Con la llegada del Niño o un fenómeno de sequía, se prenden y cuando el precio de escasez es de $500 y su costo de producción es de $300, si es una térmica eficiente, prende y gana el dinero que no hizo en 3, o 4, o 5 años. Ese es el modelo de negocio de los térmicos, y se desbarató porque el precio de escasez se fue al piso. La filosofía es que el precio de escasez sea el precio de generación del costo variable de la térmica más costosa del sistema.

¿Debería cambiar el precio de escasez?

La fórmula, no la filosofía. En un momento crítico, ¿cómo garantizamos que el sistema térmico esté prendido? La fórmula debería reflejar el precio más costoso de generación. ¿Por qué es ese precio? Porque de ahí para abajo todos somos capaces de estar prendidos sin perder plata, todo el sistema funciona y se entregan todas las obligaciones de energía.

El precio de escasez se ajustó para combustibles líquidos, pero eso termina ahora el 30 de abril. ¿Qué va a pasar?

Efectivamente, la resolución 178 subió a $470 (por kilovatio) la generación con líquidos, y con gas sigue en un poco más de $300. El Gobierno sabe que se vino esa fecha, que el Niño se alargó más de lo que se pensaba y están considerando las opciones.

¿Cuáles son?

El escenario es extender la resolución al menos un par de meses, cuando va a estar prendida la generación térmica a líquidos. El otro es que hay generación térmica a gas que está por debajo del precio. Que se reconozca el costo variable de esos recursos que están prendidos a gas. Hoy hay unas térmicas a gas que los $300 no los alcanza a remunerar. Hay térmicas a gas que están perdiendo plata.

¿Cuándo va a entrar la planta de regasificación?

Esperamos que esté terminada a finales de este año. Para el próximo verano debemos tener respaldo de gas de esa planta.

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¿A qué precio debe llegar ese gas?

Entre US$7 y US$12 (millón de BTU). Eso significa que el precio de escasez no refleja a lo que va a llegar ese gas, ni siquiera el costo de la planta. Si, en promedio, llega a US$10, el precio de escasez debe estar entre $450 y $500 (kilovatio).

Se ha dicho que el cargo por confiabilidad era un seguro y que esa plata se había perdido...

No es un seguro. Cuando preguntan dónde están los $18 billones, pues ahí están. Hubo una sola planta que intervino la Superintendencia (de Servicios Públicos). El resto de la plata está ahí, el sistema funcionó perfecto. El cargo por confiabilidad garantizó que todas estuvieran y que además entraran Quimbo y Sogamoso. Ituango entra en 3 años y vienen otras en camino y eso lo generó el cargo.

¿Cuáles son sus cuentas?

Recibimos $900.000 millones en cargo por confiabilidad en Zona Franca Celsia y hemos invertido $1,4 billones en la expansión. Pasamos de 447 a 610 megas. Ahí está la plata y estamos con saldo negativo.

¿Cuál fue el impacto de la crisis para Celsia?

Hemos perdido $250.000 millones. Es la utilidad neta negativa en el tema térmico. Ha implicado un endeudamiento adicional casi de $250.000 millones y problemas de flujo de caja. Los otros negocios alcanzaron a compensar un poco. Vendimos $3,7 billones y terminamos perdiendo $160.000 millones.

¿Y el precio del dólar los golpeó?

Hace dos años comprábamos a $8.000 el millón de BTU de gas. Hoy lo compramos a $30.000, por efecto de tasa de cambio y porque se acabó el gas y hubo una subida de precio. Y el kilovatio pasó de venderse a $500 en ese momento a $300. Se multiplicó por 4 el costo y bajó 40% el precio de venta. ¿No estamos en un enredo con la fórmula?

¿Qué características debería tener una nueva subasta de energía?

Antes de una subasta hay que tener claro cómo se va a remunerar el precio de escasez, tiene que tener un contrato de largo plazo que hoy es muy difícil de tener. Para las subastas, lo segundo es que hay que incentivar subastas de tecnologías renovables, no convencionales: eólico, solar…

¿Cómo lograrlo si quedan los proyectos más ‘eficientes’?

Hay que hacer subastas más dirigidas a tipos de tecnologías para diversificar el parque.

¿Y las licencias ambientales?

Los proyectos que se presenten a la subasta deben estar licenciados. Por ejemplo, hoy tenemos en nuestro portafolio el único proyecto de gran tamaño que ya está licenciado: Porvenir, con 350 megavatios y una inversión de US$800 millones. Ya se había ganado cargo por confiabilidad y por demora en la licencia tuvimos que pagar la garantía: $35.000 millones.

Algunos consideran que cuando llega el invierno se empiezan a vaciar las represas. ¿Qué se puede hacer?

Eso se puede organizar con reglas de despacho. Cuando nos van a entregar el gas, las térmicas estamos de últimos en la fila, lo ofrecen en pocas cantidades y es muy inflexible. En normas de despacho debería haber algo en el sistema que garantice que un parque térmico eficiente esté prendido permanentemente en Colombia. Eso garantiza que se llenen los embalses, que se puedan contratar las térmicas a largo plazo y ofrecer energía en firme a la demanda también de largo plazo.

Las apuestas de Celsia

Con unos 2.400 megavatios instalados , Celsia le apuesta a las energías renovables no convencionales. “Y las inversiones del futuro serán agua, solar y eólico. Muy poco térmico”, dice Ricardo Sierra, presidente de la empresa.

Además, incursionará en el desarrollo de una nueva estrategia: la gestión de activos en hogares, empresas y ciudades. Buscará sinergias con otras empresas del Grupo Argos, al que pertenece. Por ejemplo con Pactia, en el negocio inmobiliario, y con Odinsa en infraestructura.Su mega en diez años es llegar a ingresos por US$5.000 millones, donde la mitad será por gestión de activos. Concentrará su expansión a la región que va de Colombia a México por el potencial que ve en ese mercado centroamericano que estará “muy atado al despertar de Estados Unidos”, explica Sierra, descartando la entrada en otros países de Suramérica. En la Costa Caribe, tras los ajustes que se han hecho en la región para contar con un mejor servicio, ganó 6 proyectos en Barranquilla, Montería, Cartagena, Rioacha, Montería y Valledupar. Las inversiones ascienden a $500.000 millones y se ejecutarán en dos años.

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