Para julio, el Minminas prevé dejar listo el mecanismo para contratación de energía a largo plazo. Aunque el hecho de que el 70 por ciento de la capacidad de generación de energía eléctrica del país (casi 17.000 megavatios) esté instalado en plantas hidráulicas ha permitido la confiabilidad en la prestación del servicio (con respaldo de las térmicas).

Esta dependencia del recurso hídrico representa para el Gobierno un riesgo importante de cara al usuario, porque hay un déficit de contratos de largo plazo que ofrezcan mejores precios y cuando hay sequías y fenómenos del Niño las tarifas se disparan.

El fenómeno del Niño del 2015-2016 llevó a que quienes compraban energía en la bolsa tuvieran que pagar un alto precio por el recurso (hubo picos de más de 2.000 pesos el kilovatios ), y a que varias plantas térmicas, al tener costos más altos de producción que el tope de tarifa permitido, dejaran de generar o perdieran millonarios recursos, dejando expuesto al país a un apagón cuando la central hidroeléctrica de Guatapé (con el 29 % del agua disponible para generar) salió de servicio tras un incendio en sus instalaciones.

Por ello, luego de expedirse recientemente el decreto con los lineamientos de política para el diseño de un mecanismo de contratación a largo plazo de proyectos de generación, el ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata, señaló hace dos semanas, en el Encuentro Internacional de Energías Renovables, que con el apoyo del Banco Mundial, este esquema quedará definido antes de que termine el Gobierno, para que la próxima administración lo ejecute.

Según el funcionario, el Ministerio, como responsable de la política pública, tiene a su cargo el diseño de este esquema, para lo cual el Banco Mundial contrató a la consultora estadounidense Power Auctions, y la meta es que en julio quede definido el mecanismo de asignación, que sería una subasta y el producto a subastar (cantidades de energía a largo plazo).

En forma paralela y en cumplimiento del decreto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) debe definir, antes del 31 de julio, las condiciones que deberá cumplir ese precio para trasladarlo a la tarifa de los usuarios, mientras la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) será la encargada de ejecutar la asignación de energía a través de la subasta.

Concentración es riesgo
Al señalar que se trata además de cumplir los compromisos ambientales que firmó el país en el acuerdo de París, Arce señala que con fuentes como el viento o el sol el país tiene suficientes recursos de calidad para gestionar mejor el riesgo que representa que en una región como Antioquia se concentre el 70 por ciento de generación de la energía eléctrica del país.

Por ello, dice que el reto es cómo el país es capaz de tener una matriz más diversificada que aproveche la complementariedad de esas otras fuentes y que cree condiciones de largo plazo para que usuarios tengan un mejor producto a menores costos.

“Llevando la matriz a los niveles de concentración como los que tenemos, no vamos a resolver el problema. Estamos en Colombia, esto no es Noruega. Aquí hay Niño, cada vez más seguido y cada vez más largo. Y estos Niños, en cada ciclo, nos cuestan una oreja, que la pagan los usuarios”, insistió.

Estamos en Colombia, esto no es Noruega. Aquí hay Niño, cada vez más seguido y cada vez más largo. Y estos Niños, en cada ciclo, nos cuestan una oreja, que la pagan los usuarios. Y es que según indicó el funcionario en el evento, hoy en día ese factor generador de riesgo, como lo son las plantas hidráulicas, es el que captura la renta marginal, es decir, el que más se beneficia vía ingresos.

Alejandro Lucio, director de la Asociación Colombiana de Energías Renovables (SER Colombia), explica que el nuevo esquema será independiente del cargo por confiabilidad que hoy rige para la asignación de energía firme, en el que los generadores se comprometen a entregar una cantidad de energía diaria determinada, a cambio de una asignación de tarifa, mientras que la otra parte de su generación la
venden a través de contratos, que no superan los tres años.

Por ello, con el nuevo esquema que está diseñando el Gobierno, la idea es que con la contratación de largo plazo se subaste una cantidad de energía a un año (no diaria) y por períodos más largos, de 10 años o más, lo que permite que las nuevos plantas eólicas y solares puedan entrar o competir, con precios más bajos que los actuales.

En principio, según Lucio, el esquema entrará a aliviar un déficit de contratos que para el 2019 y 2020 se calcula entre el 20 y el 30 por ciento de la demanda de energía, pero que a 10 años puede ser mayor.

“Confiamos en que el nuevo gobierno, independientemente de quien llegue, use este instrumento, que es una política de Estado”, agregó Lucio al explicar que en épocas de Niño o sequía, la energía producida con el viento y con el sol podrá llegar a precios muy competitivos.

Según Arce, la idea es que el nuevo mecanismo complementario de asignación de energía esté ligado al plan de expansión de la Upme y a sus cálculos. "Es un factor que tendrá que mandar señal de cuánta más energía hay que mandarle al sistema para cumplir los objetivos de la política", recalcó.

En la subasta de energía a través de contratos se competirá por la capacidad de mejorar el perfil del riesgo de la matriz de generación. “Así como subasto energía firme del cargo por confiabilidad, aquí vamos a mirar uno que valore el objetivo de política de la asignación por complementariedad”, puntualizó Arce.

Decreto sigue incomodando
Según conoció EL TIEMPO, luego de que el Ministerio de Minas y Energía expidiera el decreto con la política para la asignación de energía a largo plazo, la medida sigue manteniendo inconformes a algunos generadores hidráulicos, pese a que la norma acogió la petición de firmas como Empresas Públicas de Medellín (EPM) y de Celsia, quienes señalaron que en esta subasta, enfocada en energías renovables, se debería dar espacio a cualquier tecnología, incluyendo la hidráulica tradicional.

Conocedores de asuntos legales le explicaron a este diario que en el sector de generador se llegó a mencionar de manera sutil la posibilidad de demandar la norma, pero a la fecha no se conoce ninguna notificación en este sentido.

La razón es que si bien las plantas hidráulicas como Ituango, cuando entre en operación, podrán ofrecer energía en estas subastas, el precio de venta, al tener competencia de las otras fuentes, será inferior a las proyecciones que se hicieron cuando comenzó el proyecto, lo cual “descuadra” los ingresos previstos por cada planta a largo plazo.

Y es que mientras la norma busca generar las condiciones para garantizar una energía lo más barata posible en el próximo fenómeno del Niño, lo cierto es que a través de contratos de energía, según de la firma XM, que administra el mercado eléctrico, los hogares pagaron en el 2017 cada kilovatio a un promedio mensual de 175 pesos en el componente de generación, valor que para el 2018 pasó a 181,5 pesos y que para el 2021 será de 213,2 pesos el kilovatio.

Fuente: EL TIEMPO