El fantasma del racionamiento
noviembre 4, 2015
kienyke.com/kien-escribe/crisis-energetica-colombia-2/
"Tratemos de escudriñar sus intringulis, alejándonos de los tecnicismos."
“El mayor riesgo en las épocas de turbulencia es
actuar con la lógica de ayer”, Peter Drucker
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"Tratemos de escudriñar sus intringulis, alejándonos de los tecnicismos."
“El mayor riesgo en las épocas de turbulencia es
actuar con la lógica de ayer”, Peter Drucker
El cambio y la variabilidad climática son una realidad incontrastable que no se puede soslayar, que se manifiesta a través de fenómenos extremos de sequía y alta pluviosidad. Ellos se alternan, son cada vez más frecuentes e intensos, caracterizándose por su recurrencia. Colombia, según las Naciones Unidas es el tercer país en el mundo en vulnerabilidad frente a sus embates, razón suficiente para extremar las medidas de prevención, adaptación y gestión de riesgo, en procura de mejorar su nivel de resiliencia.
Desde mediados de 2013 se estaba asomando amenazadoramente el fenómeno de El Niño en Colombia, obligándonos a suspenderle el despacho de gas a Venezuela para que las térmicas pudieran disponer de él y a darle vía libre a la instalación de la planta regasificadora para facilitar su importación. Adicionalmente, se sancionó la Ley 1715 en mayo del año anterior, estimulando las energías alternativas, así como el uso eficiente de la energía, en el entendido que la energía más barata es aquella que no se consume.
El sistema eléctrico colombiano había superado con éxito los tres niños anteriores (92/93, 97/98, 2002/2003 y 2009 – 2010), antes de enfrentar este otro, el más severo, tanto por su intensidad como por su duración, desde 1957. En cuanto a capacidad instalada de generación esta vez Colombia está mejor preparada, pues cuenta con más de 15.500 MW de potencia y de aquí a marzo del año entrante se incorporarán 700 MW más. En condiciones normales, ello es garantía de firmeza y confiabilidad del abastecimiento de energía del país (Amylkar D. Acosta M. El síndrome del apagón. Octubre, 10 de 2015).
No obstante, en la medida que el déficit de lluvias en un mes como octubre llega al 40%, el primer trimestre de 2016 es seco y el nivel de los embalses vienen en franca declinación, pasando de un promedio de 69.1% en septiembre a 62.77% el 29 de octubre, ello obliga a ser precavidos. Y la única manera de serlo es evitando desembalsar, sustituyendo parcialmente la generación hídrica por generación térmica. ¡Y ahí fue Troya!
Se encienden las alarmas
Según XM, empresa operadora y administradora del Mercado eléctrico colombiano, se requiere contar con no menos de 85 GWH/d de generación térmica, de una capacidad máxima de 105GWH/d, de los 190 GWH/d que se están demandando. A diferencia de los eventos anteriores, esta vez el fenómeno de El Niño sorprende al país con una estrechez en la oferta de gas que lo complica todo y este ha sido el detonante de la actual crisis del sector energético.
Al tener que apelar a los combustibles líquidos para generar el 29% de la energía de origen térmico, las empresas que operan dichas plantas alegan que debido a los altos costos de generación, que superan entre $400 y $600 el Precio de escasez, estaban abocadas a una virtual inviabilidad financiera, la que las llevaría a parar, como ya lo hicieron hace 15 días Termocandelaria y Termovalle. Para tratar de espantar el fantasma del racionamiento el Ministro de Minas y Energía, Tomás González, dispuso, entre otras medidas, subir la tarifa de la energía a los usuarios entre $6 y $7 el KWH, elevando el costo de las restricciones.
El peor escenario es que se apaguen las térmicas, lo que forzaría a las hídricas a desembalsar, exponiéndonos a un inexorable racionamiento eléctrico, porque la energía más costosa es aquella de la que no se dispone justo en el momento que se requiere.
Al tener que apelar a los combustibles líquidos para generar el 29% de la energía de origen térmico, las empresas que operan dichas plantas alegan que debido a los altos costos de generación, que superan entre $400 y $600 el Precio de escasez, estaban abocadas a una virtual inviabilidad financiera, la que las llevaría a parar, como ya lo hicieron hace 15 días Termocandelaria y Termovalle. Para tratar de espantar el fantasma del racionamiento el Ministro de Minas y Energía, Tomás González, dispuso, entre otras medidas, subir la tarifa de la energía a los usuarios entre $6 y $7 el KWH, elevando el costo de las restricciones.
El peor escenario es que se apaguen las térmicas, lo que forzaría a las hídricas a desembalsar, exponiéndonos a un inexorable racionamiento eléctrico, porque la energía más costosa es aquella de la que no se dispone justo en el momento que se requiere.
Dicha medida ha sido muy controvertida, toda vez que todos los usuarios del servicio de energía pagamos cumplidamente un recargo de $50.65 por KWH consumido con el fin de tener la garantía de contar con la disponibilidad de aquellas plantas que son remuneradas con el Cargo por confiabilidad cuando la hidrología es critica.
Este “seguro” se activa una vez que el precio en Bolsa de la energía supera el umbral del Precio de escasez, que en este momento se sitúa en los $302 KWH. En ese momento se hace efectiva la Obligación de Energía en Firme (OEF) por parte de los generadores que reciben dicho cargo, que le cubre a ellos los costos de inversión en equipos, así como los costos fijos y el mantenimiento de sus plantas, para que estas estén en condiciones de operar.
Este “seguro” se activa una vez que el precio en Bolsa de la energía supera el umbral del Precio de escasez, que en este momento se sitúa en los $302 KWH. En ese momento se hace efectiva la Obligación de Energía en Firme (OEF) por parte de los generadores que reciben dicho cargo, que le cubre a ellos los costos de inversión en equipos, así como los costos fijos y el mantenimiento de sus plantas, para que estas estén en condiciones de operar.
¿Cómo desenredar la madeja?
La situación que se está presentando es compleja, tiene varias aristas y sus causas son múltiples, además de que la convergencia de factores fácticos en esta coyuntura, mediada por un Niño que se agudiza, hacen de esta la tormenta perfecta. Para intentar entenderla tratemos de escudriñar sus intringulis, alejándonos de los tecnicismos para acercarnos a las entendederas tanto de los expertos como de los profanos.
Empecemos por señalar que la escasez de gas obedece, además de la declinación de la principal fuente de suministro que eran los campos de Ballenas, Chuchupa y Riohacha en La Guajira, a los cuellos de botella que impiden conectar los centros de producción con los centros de consumo. En Colombia tenemos un mercado segmentado del gas natural, es como si tuviéramos dos mercados, el de la región Caribe y el del centro del país, cuyos vasos comunicantes que son las redes de gasoductos no tienen la suficiente capacidad de transporte.
De allí que si se presenta un déficit en la oferta de gas en uno de ellos, no es posible suplirla con los excedentes del otro y para rematar se presentan también casos de atrapamiento de volúmenes importantes de reservas de gas natural de las que no se puede disponer por falta de facilidades para su transporte hasta las redes troncales.
La situación que se está presentando es compleja, tiene varias aristas y sus causas son múltiples, además de que la convergencia de factores fácticos en esta coyuntura, mediada por un Niño que se agudiza, hacen de esta la tormenta perfecta. Para intentar entenderla tratemos de escudriñar sus intringulis, alejándonos de los tecnicismos para acercarnos a las entendederas tanto de los expertos como de los profanos.
Empecemos por señalar que la escasez de gas obedece, además de la declinación de la principal fuente de suministro que eran los campos de Ballenas, Chuchupa y Riohacha en La Guajira, a los cuellos de botella que impiden conectar los centros de producción con los centros de consumo. En Colombia tenemos un mercado segmentado del gas natural, es como si tuviéramos dos mercados, el de la región Caribe y el del centro del país, cuyos vasos comunicantes que son las redes de gasoductos no tienen la suficiente capacidad de transporte.
De allí que si se presenta un déficit en la oferta de gas en uno de ellos, no es posible suplirla con los excedentes del otro y para rematar se presentan también casos de atrapamiento de volúmenes importantes de reservas de gas natural de las que no se puede disponer por falta de facilidades para su transporte hasta las redes troncales.
En este aspecto la preocupación es tanto mayor habida cuenta que según lo pronostica CONCENTRA, firma experta en administración de la información del Gas Natural, para el primer trimestre del año entrante mientras la demanda de gas será de 1.331 GBTU, la oferta a duras penas llegará a los 1.089 GBTU, es decir tendremos un faltante de 245 GBTUD, equivalente al 30% de la demanda, justo en el momento en el que el fenómeno del Niño se prevé que será más severo.
Será en la región Caribe en donde se hará sentir con más rigor este faltante, que podría llegar al 30% de la demanda, esto es 175 GBTUD. Y, que se sepa, para entonces, sólo se podrán adicionar los 65 GBTUD de HOCOL y Canacol Energy provenientes de Sucre, que ya están vendidos, los 39 GBTUD que se espera recibir en reciprocidad desde Venezuela, que los absorberá REFICAR y 25 GBTUD más de Cusiana y pare de contar.
Será en la región Caribe en donde se hará sentir con más rigor este faltante, que podría llegar al 30% de la demanda, esto es 175 GBTUD. Y, que se sepa, para entonces, sólo se podrán adicionar los 65 GBTUD de HOCOL y Canacol Energy provenientes de Sucre, que ya están vendidos, los 39 GBTUD que se espera recibir en reciprocidad desde Venezuela, que los absorberá REFICAR y 25 GBTUD más de Cusiana y pare de contar.
Así las cosas, tendremos un saldo neto negativo de 116 GBTUD. Y no hay que perder de vista que en caso de presentarse un racionamiento programado de gas natural, el orden en que se atiende la demanda es el siguiente: consumo residencial, primero que todo, transporte, comercio e industria, las refinerías y, por último ¡el parque de generación!
En tales circunstancias resulta apremiante que El Cerrejón y Drumond lleguen a un acuerdo que posibilite la recuperación y aprovechamiento de las reservas de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM); se requiere también destrabar el proyecto de Drumond en La Loma, Cesar, para desarrollar las reservas de CBM cuya comercialidad ya fue declarada y está a la espera de la Licencia ambiental. Allí se podrán producir, aproximadamente, 25GBTUD, que también contribuirían a aliviar la presión sobre la menguada oferta de gas. Se tendrá que mirar, además, cómo acortar los tiempos en la ejecución del proyecto de la planta regasificadora, con una capacidad de 400 GBTU, a cargo del consorcio conformado por el Grupo Térmico a través de la Sociedad Portuaria El Cayao.
Según ha trascendido la misma sólo estará operando a partir de diciembre de 2016, o sea que entraría con una año de atraso con respecto al cronograma inicial. Y, como si lo anterior fuera poco, la eventual inviabilidad financiera que alegan algunas de las térmicas que hacen parte de dicho consorcio podría poner en riesgo dicho proyecto, catalogado por el Gobierno Nacional como de interés nacional estratégico (PINE).
Según ha trascendido la misma sólo estará operando a partir de diciembre de 2016, o sea que entraría con una año de atraso con respecto al cronograma inicial. Y, como si lo anterior fuera poco, la eventual inviabilidad financiera que alegan algunas de las térmicas que hacen parte de dicho consorcio podría poner en riesgo dicho proyecto, catalogado por el Gobierno Nacional como de interés nacional estratégico (PINE).
Esta escasez de gas natural, aunada a la mayor demanda del mismo por parte del parque térmico de generación, que participa ya del 48% de la oferta de energía total, provocó un alza desproporcionada del precio del gas natural en la región Caribe (Amylkar D. Acosta M. Crispación por precios del gas. Diciembre, 6 de 2014/ Usuarios en ascuas. Diciembre, 8 de 2014) , por cuenta de la distorción a que dio lugar la aplicación de un indexador inapropiado, el cual tuvo que ser revisado para evitarlo.
Como se recordará esta situación, que provocó la airada protesta de la dirigencia del Caribe colombiano, estuvo precedida por la liberación del precio del gas proveniente de los campos de La Guajira (Resolución CREG 088 de 2013), que hasta entonces estuvo atado al precio internacional del Fuel oil.
Como se recordará esta situación, que provocó la airada protesta de la dirigencia del Caribe colombiano, estuvo precedida por la liberación del precio del gas proveniente de los campos de La Guajira (Resolución CREG 088 de 2013), que hasta entonces estuvo atado al precio internacional del Fuel oil.
Asimetrías y Distorsiones
Resulta que el denominado Precio de escasez, por determinación de la CREG también quedó atado al precio del fuel oil, de modo que al liberarse el precio del gas se produjo un desacoplamiento de uno y otro. Precio de escasez que, como ya quedó dicho es el que sirve de “switch” el encendido de las térmicas que a falta de gas se vieron forzadas a operar con diesel, combustible este diferente al que sirve de base para calcular el Precio de escasez.
La asimetría del comportamiento de los precios del fuel oil, a la baja a consecuencia de la revolución de los esquistos en los EEUU y el diesel, que se debe importar con un dólar que se cotiza alrededor de los $3.000 debido a la parálisis de la Refinería de Cartagena y de contera debe transportarse por carrotanque debido a la pérdida de la navegabilidad del río Magdalena.
La asimetría del comportamiento de los precios del fuel oil, a la baja a consecuencia de la revolución de los esquistos en los EEUU y el diesel, que se debe importar con un dólar que se cotiza alrededor de los $3.000 debido a la parálisis de la Refinería de Cartagena y de contera debe transportarse por carrotanque debido a la pérdida de la navegabilidad del río Magdalena.
Entonces, la baja en el precio del fuel oil empuja hacia la baja el Precio de escasez, que pasó de $460 el KWH a $302 el KWH entre tanto el aumento del precio del diesel le encarece los costos de generación de la energía a los térmicos, que están obligados a vender al Precio de escasez. Este descuadre entre el precio de la energía y el costo de generarla, que oscila entre los $400 y los $600 por KWH, es el que aducen los generadores que están operando con combustibles líquidos para, según ellos, estar al borde de su inviabilidad financiera.
Como ya quedó dicho, las OEF se hacen exigibles a partir del momento en que el precio en Bolsa de la energía sobrepasa el Precio de escasez y el precio en Bolsa se disparó desde el 13 de septiembre y se trepó hasta el punto de llegar a cotizarse el 5 de octubre a $2.831 el KWH, más del doble del primer escalón del costo de racionamiento, el cual resulta además de escandaloso inexplicable. Bien dijo la Contraloría General de la República (CGR) que “esto significa que el país está pagando por energía comprada en Bolsa, más que si estuviera en racionamiento eléctrico” (Hoy Diario del Magdalena. Noviembre, 1 de 2015).
Ello pone de manifiesto fallas protuberantes en el Mercado mayorista, caracterizado por su opacidad, debido a la asimetría de la información de la cual disponen oferentes y demandantes de la energía. En ello influye también la gran concentración de la oferta de energía y la integración vertical de los principales agentes, lo cual da pié para que puedan ejercer poder de mercado.
Una clara manifestación de este es el hecho de que las empresas distribuidoras de energía buscan infructuosamente contratos de largo plazo que les permita cubrirse frente a las fluctuaciones de los precios en Bolsa, porque no hay oferta y por ello se ven forzadas a comprar gran parte de su energía en Bolsa al Precio de escasez, que es el máximo permitido.
En concepto del Presidente de Corona y experto en el tema Carlos Enrique Moreno, “los generadores solo hacen contratos de largo plazo sobre los activos cuyo costo variable es menor que el precio de mercado. Esto es, contratos sobre aprox 123 gwh/dia vs 190 demandados, que equivalen a aprox el 65% (energía firme de bajo costo). Al resto de la demanda no le ofrecen contratos de largo plazo y la envían a comprar diariamente en Bolsa”.
En concepto del Presidente de Corona y experto en el tema Carlos Enrique Moreno, “los generadores solo hacen contratos de largo plazo sobre los activos cuyo costo variable es menor que el precio de mercado. Esto es, contratos sobre aprox 123 gwh/dia vs 190 demandados, que equivalen a aprox el 65% (energía firme de bajo costo). Al resto de la demanda no le ofrecen contratos de largo plazo y la envían a comprar diariamente en Bolsa”.
Los generadores que se comprometen con las OEF reciben a cambio el tan mentado Cargo por confiabilidad, orientado a garantizar la disponibilidad de energía en firme en los momentos de mayor stress del Sistema eléctrico, como el actual. El valor de la prima de este “seguro” se conoce como Precio de escasez, el máximo que tendrá que pagar la demanda.
Las primera subasta de este cargo data desde 2008 y desde entonces los planes de expansión de la base de generación han tenido en el Cargo por confiabilidad su mayor aliciente. El Cargo por confiabilidad cobija por igual a generadores térmicos e hídricos, sin embargo son estos los que le han sacado mejor partido, dado que sus reglas, como lo sostiene Carlos Enrique Moreno, “las reglas del Cargo por confiabilidad incentivan a las plantas hidroeléctricas a ofrecer en contratos solo la energía firme regulatoria, generando artificialmente un mercado de contratos deficitarios”.
Las primera subasta de este cargo data desde 2008 y desde entonces los planes de expansión de la base de generación han tenido en el Cargo por confiabilidad su mayor aliciente. El Cargo por confiabilidad cobija por igual a generadores térmicos e hídricos, sin embargo son estos los que le han sacado mejor partido, dado que sus reglas, como lo sostiene Carlos Enrique Moreno, “las reglas del Cargo por confiabilidad incentivan a las plantas hidroeléctricas a ofrecer en contratos solo la energía firme regulatoria, generando artificialmente un mercado de contratos deficitarios”.
Además, cabe preguntarse con él “quién aprovecha la energía firme que le dan las térmicas a las hidroeléctricas” y por qué “este beneficio no es trasladado al usuario”, sino que más bien esta “es una renta que se queda en las hidros”.
Según Moreno, “se está pagando un Cargo de confiabilidad mal diseñado, que genera unas rentas extraordinarias a las hidroeléctricas y quiebra a las generadoras por líquidos”. Y con ello se están propinando un tiro en el pié, pues las hidros se sirven y necesitan de las térmicas que le sirven de respaldo, ya que si estas llegan a fallar, las centrales hidroeléctricas tampoco estarían en capacidad de garantizar sus obligaciones de energía firme en el mediano plazo!
Según Moreno, “se está pagando un Cargo de confiabilidad mal diseñado, que genera unas rentas extraordinarias a las hidroeléctricas y quiebra a las generadoras por líquidos”. Y con ello se están propinando un tiro en el pié, pues las hidros se sirven y necesitan de las térmicas que le sirven de respaldo, ya que si estas llegan a fallar, las centrales hidroeléctricas tampoco estarían en capacidad de garantizar sus obligaciones de energía firme en el mediano plazo!
Se necesitan ajustes y correctivos
Esta transferencia de rentas entre los distintos agentes de la cadena debe corregirse, de manera que el mercado opere de manera eficiente y dé las señales de precio adecuadas tanto de escasez como de abundancia, minimizando cualquier impacto sobre la demanda de energía. Además, siendo que el Cargo por confiabilidad lo que remunera es la disponibilidad de la energía firme, por qué se le sigue pagando dicho cargo a plantas que en este momento, por el nivel crítico de sus embalses, no están disponibles?
De allí que, tanto la Superintendencia de Servicios Públicos como la Contraloría General, además de constatar si las sumas recibidas por parte de los generadores por concepto del Cargo por confiabilidad se han invertido para garantizar dicha disponibilidad, deben averiguar, también, si las plantas que están siendo remuneradas con el Cargo por confiabilidad están disponibles.
Se impone, entonces, la necesidad de revisar la regulación en lo que atañe al diseño y la operatividad del Cargo por confiabilidad, además de introducirle ajustes a las reglas que rigen el funcionamiento del Mercado mayorista, de modo que este funcione de manera más transparente y eficiente. Una propuesta que nos atrevemos a hacer es que las empresas receptoras del cargo por confiabilidad constituyan un Fondo o Bolsa de Estabilización de precios que se nutra con un porcentaje de dichos recursos, con miras a dar cobertura a desequilibrios financieros como los que han generado la actual crisis.
También se pueden alimentar con las rentas extraordinarias a las que nos hemos referido anteriormente, en lugar de transferirse entre unos y otros agentes. Ello evitaría tener que decretar alzas en las tarifas que afectan el bolsillo de los usuarios y la competitividad del sector productivo.
Es urgente, además, abrir nuevas convocatorias que amplíen la capacidad de disponer de energía firme de bajo costo, que tanta falta hace y para ello es fundamental abrirle espacio a nuevos proyectos de plantas térmicas a carbón.
Adicionalmente, en lugar de desestimular la participación de las plantas no despachadas centralmente en el Cargo por confiabilidad, como lo hace la Resolución 138 de la CREG, se debe más impulsarla y promoverla, como lo manda la Ley 1715 de 2014. Al castigarlas con un costo de $35 por KWH si se llegan a equivocar en la predicción de la energía en firme que generarán al día siguiente, no obstante las condiciones de incertidumbre en que opera por ejemplo la energía eólica, se le pone el freno de mano a su avance. En lugar de ponerle talanqueras a la implementación de la Ley 1715, la CREG debería imprimirle celeridad a su reglamentación para que pueda dar los frutos que de ella se esperan.
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