Source: http://mundoelectrico.com/index.php/component/k2/item/695-alerta-naranja
Timestamp: 2020-07-10 00:30:07+00:00

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La matriz del sector eléctrico colombiano depende en un porcentaje del 67.8%, de la capacidad de generación hídrica, que lo torna muy vulnerable ante las inclemencias del tiempo. Pues bien, a consecuencia de la variabilidad climática, en los últimos 6 meses se han registrado, según el IDEAM, muy bajas precipitaciones, muy por debajo de los promedios históricos. Ello llevó a que en el I trimestre de este año el nivel promedio de los embalses de generación eléctrica se ubicara, según el Operador del Sistema XM, en 34.6%; en abril bajó aún más, hasta el 31.8% y al corte del 11 de mayo alcanzó mínimos históricos del 32.4%, el más bajo en 20 años para este mismo mes (¡!).
Ello conllevó un aumento de la participación, hasta el 34% de la generación térmica, que por ser más costosa presionó al alza el precio y ello se tradujo en una gran volatilidad del precio de la energía en Bolsa, que llegó a cotizarse en febrero a $500 el KWH, en el mes de marzo a $420 el KWH y en los últimos días ha oscilado alrededor de los $320 el KWH.
Como es bien sabido el precio de la energía incide en el cargo por generación de la tarifa. Lógicamente el impacto sobre esta última dependerá del grado de exposición en Bolsa por parte del Operador de red. ELECTRICARIBE y ENERTOLIMA, por tener una exposición del 35% y 30%, respectivamente, son las que llevan la peor parte. Pero la mayor preocupación que embarga a la Ministra de Minas y Energía es que, según el IDEAM, aunque se esperaba que en los últimos meses las precipitaciones se aproximaran a los promedios históricos, su previsión de los aportes hídricos para junio y julio estaría alejándose de la media histórica. Lo grave es que, pese a la hidrología crítica, las centrales hidráulicas han seguido generando al tope, sin reparar en las consecuencias que de ello se puedan derivar.
Como afirma el Director de Óptima Consultores Alejandro Lucio, en la medida que las plantas hidráulicas dependen en un porcentaje muy relevante de los contratos que firman con clientes y al tener el costo de generación más bajo, las mismas tienen un gran incentivo para seguir generando utilizando el agua de sus embalses, porque de lo contrario tendrían que salir a comprar la energía en Bolsa, pagándola alrededor de los $300 por KWH para poder cumplir sus compromisos contractuales, pactados a precios que fluctúan alrededor de los $200 el KWH, perdiendo más de $100 por cada KWH vendido.
Esta fue la razón que llevó a la CREG a expedir, para comentarios, dos medidas cautelares, la Resolución 080 y la Resolución 081 con las cuales se busca evitar que “la recuperación económica del país no se vea limitada por riesgos en el suministro de energía”. La primera de ellas se fundamenta en el Estatuto para situaciones de riesgo de abastecimiento, contenido en la Resolución de la CREG 026 de 2014 que me tocó expedir como Ministro ante la inminencia del fenómeno del Niño de ese año. Con base en este Estatuto, en condiciones de riesgo, se puede activar un “mecanismo de embalsamiento y generación forzada” y se aplica “cuando el mercado no ha respondido a las señales de situaciones de riesgo de desabastecimiento”. Sobre todo ante los fundados temores que auguran escenarios prolongados de baja hidrología en los próximos 2 años. Y este es el caso.
Con expedición de esta Resolución se contempla la intervención del mercado, que no es inteligente y puede precipitar un desabastecimiento de energía en el futuro próximo, obligando a los generadores hídricos a reservar agua para recuperar los embalses, que para el inicio del verano 2020 - 2021, según los análisis de XM, debe alcanzar un nivel agregado del 70% y así poder sobreaguar la temporada seca que se avecina peligrosamente.
Complementariamente a la Resolución 80 de la CREG se acaba de expedir otra, la 081, también para consulta, tendiente a abrir una nueva convocatoria de una subasta de reconfiguración de compra de obligaciones de energía firme (OEF), en orden a asegurar el cumplimiento de las obligaciones totales de energía firme para lo que resta de este año y el entrante. Entre las consideraciones de dicha Resolución está “la necesidad de asignar oferta en firme adicional para cubrir la demanda objetivo en los períodos identificados”, 2020 – 2021 y 2021 – 2022.
Según el Presidente de ANDEG Alejandro Castañeda, con la misma, “lo que se busca es mitigar el riesgo de proyectos en construcción y si hay demoras en los mismos”. Es una realidad la incertidumbre en torno al atraso y la fecha de entrada de HIDROITUANGO, después de todas sus vicisitudes, como también de las dificultades y las demoras que ha representado el confinamiento para el alistamiento y la logística requerida para el cumplimiento del cronograma de la instalación de más de 2.200 MW de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) contratadas el año anterior.
Hacia el futuro conviene que este sea uno de los aspectos de los cuales se ocupe el Gobierno Nacional y la CREG, a propósito de la puesta en marcha de las recomendaciones de la Misión de Transformación Energética, que pasa por la digitalización del Sistema. Situaciones de desacople entre la oferta y la demanda o de desbalance, como sucede actualmente, en lugar de tramitarse mediante la expedición en volandas de medidas regulatorias, sometidas a la falibilidad de los expertos y gestores, posteriormente, se deberán resolver apelando a la tecnología de la Big Data y la inteligencia artificial. De esta manera, en lo sucesivo, se puede reducir al máximo la discrecionalidad en la toma de decisiones como esta, por parte, ya sea de los agentes del mercado y/o de la mano invisible de este.
*Amylkar Acosta Medina.
Ex ministro de Minas y Energía. miembro de Número de la ACCE.
Modificado por última vez en Viernes, 19 Junio 2020 15:36
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