Cuatro años después de que se viviera una difícil situación para el suministro de energía, las autoridades volvieron a encender las alertas por nuevos riesgos de desabastecimiento de la demanda eléctrica entre diciembre de este año y los primeros meses de 2021.
Y aunque por ahora ninguna entidad climática ha mencionado una alta probabilidad de otro fenómeno del Niño tan intenso como el de 2015-2016 (al que sumó la parada obligada de la hidroeléctrica Guatapé por los daños que dejó un incendio), este año otros fenómenos climáticos han reducido de forma importante el nivel de lluvias, al tiempo que las centrales hidráulicas han continuado generando a tope, con la expectativa que entre mayo y julio las lluvias vuelvan a llenar los embalses.
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Cuatro años después de que se viviera una difícil situación para el suministro de energía, las autoridades volvieron a encender las alertas por nuevos riesgos de desabastecimiento de la demanda eléctrica entre diciembre de este año y los primeros meses de 2021.
Y aunque por ahora ninguna entidad climática ha mencionado una alta probabilidad de otro fenómeno del Niño tan intenso como el de 2015-2016 (al que sumó la parada obligada de la hidroeléctrica Guatapé por los daños que dejó un incendio), este año otros fenómenos climáticos han reducido de forma importante el nivel de lluvias, al tiempo que las centrales hidráulicas han continuado generando a tope, con la expectativa que entre mayo y julio las lluvias vuelvan a llenar los embalses.
Pero las señales que en las últimas semanas analizó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), la llevaron expedir el 29 de abril la resolución en consulta 080, fijando tan solo tres días hábiles de tiempo para comentarios, y con la que hizo público un proyecto de resolución que activa una medida conocida como ‘mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica’.
Se trata de un esquema que está en la regulación (resolución 026 de 2014 de la Creg) y que en palabras sencillas significa que la entidad planea intervenir el mercado eléctrico, para ‘obligar’ a las centrales hidráulicas a almacenar agua con el fin de llegar en un nivel suficiente para el verano de fin de año y de comienzos del próximo que dé la suficiente tranquilidad de que no se materialice un riesgo de racionamiento eléctrico.
De acuerdo con el proyecto de norma, la intervención del mercado regiría entre la fecha de la firma de la resolución definitiva y el 31 de diciembre de 2020.
Condiciones difíciles
Según el proyecto de resolución, con los niveles que están hoy los embalses del país (32,72 por ciento al corte del 7 de mayo según la firma XM, operador del mercado), y las previsiones de lluvias de los próximos meses, existe la posibilidad de que ese riesgo de apagón sea realidad, y termine por formar una ‘tormenta perfecta’ que se lleve por delante la recuperación que necesitará la maltrecha economía del país, una vez se supere la emergencia sanitaria por el coronavirus.
En efecto, el borrador de la norma señaló que los pronósticos del Ideam muestran que, si bien se prevé que en mayo las precipitaciones sean cercanas al promedio histórico, los meses de junio y julio tendrían lluvias por debajo de la media histórica, y existe total incertidumbre sobre su evolución en los meses siguientes. “Adicionalmente, existe la probabilidad de que se presenten condiciones anormalmente secas para el verano 2020-2021”, agrega el documento.
De acuerdo con Alejandro Lucio, director de la firma Óptima Consultores y reconocido consultor del mercado eléctrico, el problema de fondo es que desde septiembre del 2019, los aportes hídricos a los embalses han estado en un 60 por ciento frente al nivel hídrico normal histórico. “Hace un año, esto no estaba en los modelos de nadie”, agrega el experto, al indicar que una situación como esta denota un exceso de confianza de los generadores hidráulicos sobre el nivel de lluvias futuro.
Pero también –agrega– muestra una clara ausencia de supervisión del mercado mayorista de energía (en cabeza de la Superintendencia de Servicios Públicos), que debería tener modelos basados en riesgos como pasa con el sistema financiero, al tiempo que un bajo control sobre la forma en que se está asignando el cargo por confiabilidad –un seguro que pagan los usuarios para que la energía esté disponible siempre–, tarea a cargo de la Creg.
Pero dada la situación que se proyecta si no se hace nada, la Creg está decidida a activar el mecanismo de intervención, toda vez que en el documento Creg 056, del 29 de abril pasado, y que sustenta la medida planteada, se reveló que los análisis de XM han identificado que para el inicio del verano 2020-2021 se debe alcanzar un nivel de embalses agregado del 70 por ciento para no tener dificultades en el período de sequía.
¿Por qué se llegó a esta situación?
Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, explica que debido a que los ingresos de las plantas hidráulicas dependen en un porcentaje muy relevante de los contratos que firman con clientes, y al tener el precio de generación más bajo normalmente (solo cargos operativos porque el agua la tienen gratis), estas tienen un alto incentivo para producir energía utilizando el agua del embalse, y cumplir sus compromisos, porque al ir a la bolsa pueden terminar trabajando a pérdida.
Por ejemplo, si firmaron un contrato pactando un precio de 200 pesos el kilovatio y en bolsa este cuesta 300 pesos, gastarían más de lo que reciben.
En este sentido, la circular 026 de 2014 estableció una condición de vigilancia con tres escalas: normal, vigilancia y riesgo, y esta última, que es la que se puede activar, se inicia cuando la energía disponible de corto plazo y el análisis energético dan señales de desabastecimiento, pero el precio de la energía en bolsa no sube.
Y, con ello, las plantas hidráulicas deben seguir utilizando el agua de los embalses para cumplir los despachos de energía que les asignan, ya que sus precios siguen siendo menores que los de las térmicas, que son su respaldo y tienen tarifas más altas, al producir la energía con gas, diésel o carbón, y pagar mayores costos administrativos.
Tras la publicación del proyecto de norma, EL TIEMPO conoció que, en carta remitida al director de la Creg, Jorge Valencia, el 7 de mayo, el secretario técnico del Consejo Nacional de Operación (CNO) del mercado eléctrico, Alberto Olarte, mostró su desacuerdo con la medida.
Argumentó, entre otros, que la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) no ha actualizado las proyecciones de demanda tras el descenso visto por el aislamiento obligatorio y que no existe un análisis que soporte la senda de una pronta recuperación del consumo de energía.
Pero, al respecto, vale la pena tener presente que en el CNO tienen asiento los agentes del mercado mayorista, y la mayoría la representan las plantas hidráulicas (tienen la mayor capacidad del sistema), para las que la intervención tiene dos efectos adversos: uno, el costo de oportunidad al no poder generar afectando sus ingresos y, dos, que el pago de la energía no generada por embalsar no será inmediato.
FUENTE: EL TIEMPO