| 12/20/2018 12:01:00 AM

Alto voltaje: las tensiones del sector de energía en Colombia

El sector de energía que por años se ha caracterizado por su tranquilidad y estabilidad, tiene hoy tensiones y decisiones clave por tomar para garantizar el servicio en el mediano plazo.

El sector de energía eléctrica tiene hoy un alto voltaje. Distintos hechos, desde la emergencia de Hidroituango, hasta la definición del futuro de Electricaribe, están copando su agenda, en medio de la definición de dos subastas de energía para traer nueva generación.

Desde abril de este año, el país ha estado en vilo por cuenta de la emergencia originada en Hidroituango, el proyecto de generación de energía de mayor tamaño del país con más de 2.400 MW de capacidad y una inversión que supera los $11,5 billones.

El colapso de los túneles de desviación de las aguas del río Cauca hizo que aumentara el nivel del embalse, en pleno invierno, sin que la presa estuviera terminada y tampoco las obras del vertedero. El riesgo de que las aguas pudieran llevarse la presa y generar una tragedia de enormes proporciones que afectaría a decenas de municipios aumentó y, por ello, Empresas Públicas de Medellín (EPM) –que lidera el proyecto-, las autoridades y los constructores tomaron la decisión de inundar la casa de máquinas, para evacuar las aguas y bajarle presión a la presa. 

Fueron semanas y meses de tensión y zozobra, pero finalmente se logró terminar la presa y las obras del vertedero, reduciendo la amenaza sobre las poblaciones vecinas. Sin embargo, el proyecto no entrará en operación este año, como estaba previsto. Aún no se sabe el estado en que está la casa de máquinas y la viabilidad para generar en el futuro.

Lo que está claro es que su energía no llegara en el corto plazo al sistema generando incertidumbre hacia 2022 en materia de suministro de energía al país, obligando a EPM a ajustar sus cuentas, vendiendo activos y apretando el cinturón, y generando tensiones entre la Gobernación de Antioquia y la Alcaldía de Medellín, los mayores socios en el proyecto.

En medio de este escenario, al Gobierno se le juntaron dos procesos: el primero, una subasta de reconfiguración para cubrir la energía que no llegó por cuenta de Hidroituango y permita no solo superar los Fenómenos de El Niño de los próximos años, sino también un eventual crecimiento de la economía que aumente la demanda. Y el segundo, la esperada subasta para el ingreso al sistema de las energías renovables no convencionales, proyectos eólicos y solares que por su estructura no dan firmeza pero podrían jugar en escenarios de contratos a largo plazo.

Pero estos no son los únicos problemas que tendrá que enfrentar el Gobierno que arrancó el pasado 7 de agosto. Solucionar la prestación del servicio de energía en la Costa Caribe es una de las prioridades, tras el proceso de intervención y liquidación de Electricaribe. Desde la administración Santos quedó establecida la hoja de ruta para la búsqueda del socio estratégico que operaría el negocio de distribución en esa zona del país, que representa casi la cuarta parte del mercado en Colombia.

Al parecer, el único proponente es Enel –que en Colombia tiene participaciones en Emgesa y Codensa-, pero con la restricción de los límites en el mercado, pues Codensa tiene más del 20%, y la regulación establece que no podría superar el 25%.

Y, por si fuera poco, estalló un lío societario entre dos pesos pesados que se  suma a esta poderosa mezcla de hechos: el Grupo Energía de Bogotá y Enel, socios en Emgesa y Codensa, se fueron a un tribunal de arbitramento para dirimir varias diferencias en el reparto de dividendos, el desarrollo de los negocios en energías renovables y hasta el uso de la marca.

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Hidroituango y su impacto

En reuniones privadas, altos funcionarios del Gobierno han manifestado que Colombia tendrá que enfrentar dos importantes choques en el futuro inmediato: la migración de venezolanos al país, que puede costar 0,5% del PIB, y no contar con la energía de Hidroituango el año entrante.

La emergencia amplió la agenda del sector eléctrico, pues en principio la prioridad que dejó la administración Santos fue la estructuración de subastas para la incorporar energías renovables no convencionales a la matriz energética que hoy tiene alrededor de 70% en hidroeléctricas y cerca del 30% en termoeléctricas a gas y carbón y menos de 1% en renovables no convencionales.

Sin embargo, la no entrada en operación de Hidroituango este año cambió la discusión. Todavía no se sabe cuándo entrará en funcionamiento, tampoco cuál ha sido el efecto de las aguas en la casa de máquinas y si el proyecto es viable o no. Si entra, no sería antes de tres años, lo que obliga al Gobierno a realizar una subasta de reconfiguración para atender los 1.200 MW iniciales de Hidroituango que no se pudieron generar.

Aunque los generadores han dado un parte de tranquilidad y han advertido que Colombia podrá contar con la energía firme que requiere por los próximos años con las tasas de crecimiento actual e incluso en condiciones de hidrología crítica, el tiempo no acompaña. Las alarmas se encienden a partir de 2022 pues sin la energía de Hidroituango habría un hueco. A primera vista, pareciera que hay tiempo suficiente, pero en el desarrollo de proyectos de generación de energía cuatro años no es un periodo muy largo. 

La pregunta que hay es qué tipo de proyectos podrán quedar definidos en la subasta. Las hidroeléctricas necesitan un tiempo más largo al que hoy se tiene y hoy por hoy generan una gran oposición de comunidades y hasta de las autoridades ambientales, más aún después de haberse materializado los riesgos en Hidroituango. 

El otro camino son las térmicas, pero allí también hay dificultades. De los diez proyectos de generación de energía más avanzados, con capacidades superiores a los 150 megavatios, 8 son térmicas: seis a carbón, una de diésel y otra de gas natural.

Sin embargo, las térmicas a carbón –recurso abundante en el país-, no cuentan con gran respaldo del sector financiero y la estrategia del Gobierno ha sido impulsar los renovables no convencionales, adquiriendo mayores compromisos de cara a COP21. Sería necesario que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) y el Gobierno den señales para el desarrollo de estos proyectos que les den viabilidad y permitan al sector financiero participar en los cierres.

Las de gas están frente a la coyuntura de la producción en el país y las expectativas que hay en el off shore –que demorarán varios años en determinar su comercialización-. Tal es la situación de los recursos que para el Niño pasado, las plantas térmicas montaron en la Costa Caribe una planta de regasificación para asegurar el suministro de su principal insumo de generación.

Hoy está planteada una nueva planta en el Pacífico no solo para generación térmica, sino para darle mayor confiabilidad al servicio en esa zona del país, pero que tiene reparos de productores y algunos distribuidores.

La gran preocupación es qué puede pasar con el precio y las tarifas de energía y cómo se estructurará la subasta, que aplazó el Gobierno.

Y, por otro lado, está la subasta de las energías no convencionales, a partir de un decreto del Ministerio de Minas y Energía, que permiten complementar la matriz energética, pero no dan firmeza al sistema. En ese sentido, la idea es permitir contratos de largo plazo de los proveedores de este tipo de generación. 

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Este ha sido uno de los temas más polémicos. Según un experto, “el decreto del Ministerio sobre renovables parte de una ilegalidad: no podía regularlo con el nivel de detalle que lo hizo y sacó un decreto atribuyéndose competencias reguladoras. Y le quitó la función a la Creg. Es muy distinto una directriz de política y otra meterse en el diseño de la subasta. Si ese decreto fuera válido, a punta de decretos podrían desmantelar al regulador”, dice.

La subasta tiene muchas críticas de agentes y académicos y hay, incluso, preocupación del sector financiero para lograr los cierres de los proyectos. Una de las mayores inquietudes está en que, si bien incorpora energías renovables no convencionales, el riesgo lo asume el comprador  de la energía –especialmente distribuidores-porque ante un incumplimiento del generador debe ir a bolsa y comprarla a otros precios, por lo general más altos.

El Gobierno está realizando los ajustes necesarios para asegurar las garantías financieras a los proyectos eólicos y solares. Y desde la demanda, busca mitigar los riesgos que se transfieren inicialmente a los compradores. En declaraciones a medios, el viceministro de energía, Diego Mesa, aseguró que los criterios de selección son de complementariedad, seguridad energética, eficiencia y resiliencia. 

Para EPM, el escenario también es complejo porque la emergencia le exigió ajustar sus cuentas y hacer esfuerzos para no afectar su calificación. Los cálculos establecen que Hidroituango tendrá un retraso inicial de 3 años y recuperar el proyecto puede tener un costo cercano a entre $1,5 billones y $2 billones.

La empresa, según sus cálculos, debe conseguir $7 billones de recursos para atender todas las obligaciones en estos tres años, que tendrán estos orígenes: $4 billones en venta de activos que incluyen 10% de la participación en ISA y las inversiones en Chile –el parque eólico Cururos y la empresa Antofagasta–; de su plan de inversiones –$12 billones para los próximos tres años– se identificarán $2 billones que se puedan postergar; y otro billón de pesos se conseguirá con un programa de reducción de costos y gastos.

Un dilema llamado Electricaribe



Tras el proceso de intervención y liquidación de Electricaribe por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la salida de Gas Natural Fenosa del control de la empresa –que significó una demanda internacional contra Colombia de la firma española–, el mercado ha estado atento a las definiciones en torno al futuro de Electricaribe, que  representa más del 23% del mercado de distribución de energía del país.

La empresa sacó hace unas semanas toda la metodología y delimitó el proceso para escoger el operador del servicio. Muchos nombres se oyeron, pero el único interesado fue Enel Américas.

Sin embargo, su nombre produjo una enorme controversia por cuanto esta firma tiene cerca del 50% de participación en Codensa, la principal distribuidora del centro del país, con más del 20% del mercado.

Precisamente esta situación fue la que encendió las alarmas por cuanto la regulación establece que las distribuidoras y generadoras no pueden tener más del 25% del mercado y, si Enel es quien participa, todo indica que superaría los topes regulatorios.

En ese sentido, desde hace varios meses se ha venido hablando de la posibilidad de que esos techos que están en la regulación se modifiquen –proceso que sería a través de un decreto- y se dé la viabilidad para cerrar la operación.

Al cierre de esta edición, se definía si Enel cumple con los requisitos para participar en la convocatoria para ser operador y distribuidor del servicio de energía en la Costa y se esperará hasta febrero para conocer de su oferta económica. Agentes y políticos han manifestado su preocupación por el cambio de reglas del juego y concentrar el mercado. Incluso, el gobernador de Bolívar, Dumek Turbay, pidió que este proceso sea declarado desierto y se implemente un Plan B, que consiste en una integración vertical de la central hidroeléctrica Urrá, Gecelca y Electricaribe.

El panorama está muy complicado y el futuro es cada vez más retador.

Pulso entre socios
Una de las alianzas público-privadas más más exitosas pasa hoy por momentos de tensión. Las diferencias entre el Grupo Energía de Bogotá (GEB) y Enel Américas –socios que participan en Emgesa (una de las empresas de generación de mayor tamaño en Colombia) y en Codensa (compañía de distribución que atiende el centro del país)- serán discutidos en un tribunal de arbitramento.
Las controversias entre los socios estarían concentradas en la distribución de dividendos en los últimos años, el desarrollo del negocio de generación en torno a las energías renovables y el manejo de las marcas. En cuanto a dividendos es porque no se han repartido la totalidad de ellos, por el lado de las energías renovables, la discusión pasa porque Enel tiene un vehículo global –Enel Green Power- para el desarrollo de energías eólicas, solares o biomasa y en Colombia no sería por Emgesa. Y en las marcas la discusión es porque Enel está desplazando a Emgesa y Codensa.

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