El exministro Amilkar Acosta analiza el contexto de los hechos y las circunstancias que han motivado un eventual racionamiento de energía eléctrica en el país y las consecuencias que se pueden derivar de estas medidas.
Por: AMYLKAR ACOSTA MEDINA*
17 de mayo de 2020. La ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez ha alertado al sistema eléctrico sobre el riesgo de un eventual racionamiento del servicio de energía eléctrica hacia finales de este año o principio del próximo. Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a instancias de la ministra, expidió para consulta las resoluciones 080 del 29 de abril y 081 del 7 de mayo para conjurarlo.
En primer lugar, debemos partir de la base que, tal como lo establecen las leyes 142 y 143 de 1994 el fluido eléctrico es un servicio público esencial, y de conformidad con el artículo 365 de la Constitución Política su prestación es responsabilidad del Estado, que es quien debe garantizarlo. Y dicho servicio se debe prestar observando los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad, como lo prevé el artículo 6 de la Ley 143 de 1994.
Justamente por ser un servicio esencial se ha venido prestando sin interrupción durante el período del confinamiento decretado por el Gobierno Nacional, sólo que la demanda, que hasta el mes de marzo venía creciendo al ritmo del 5.7%, cayó -10.7% en abril, atribuible fundamentalmente al menor consumo por parte de las empresas. La demanda empezó a repuntar en mayo, incrementándose el 7.2%, en la medida en que se ha empezado la reapertura de la actividad de la construcción y la manufactura.
La energía en cuarentena
Como era de esperarse, el confinamiento trajo consigo la virtual parálisis de la actividad productiva, afectando el empleo, el ingreso y con ello la capacidad adquisitiva de los usuarios del servicio. Según la Encuesta de la Central de riesgos Transunión, en promedio 6 de cada 10 de ellos manifestaron no poder pagar la factura de los servicios públicos. Ello obligó al Gobierno a diferir su pago hasta 36 meses, recurriendo a la Resolución 012 de la CREG del 6 de febrero de 2020 que contempla la llamada “opción tarifaria”. Ello significa un alivio para los usuarios, pero para no poner en aprietos a los comercializadores y distribuidores, al dejar de percibir el pago de la energía facturada, se les facilitaron líneas de crédito para que pudieran honrar sus compromisos con los generadores y así evitar la contingencia de un riesgo sistémico.
Mediante el artículo 3º del Decreto Ley 517 de 2020, expedido al amparo de la declaratoria de la Emergencia Económica, Social y Ambiental (Decreto 417 de marzo de 2020) y con el objeto de “garantizar la prestación continua y efectiva de los servicios públicos”, se invistió a la CREG de facultades extraordinarias y en ejercicio de estas se han expedido hasta el momento 8 resoluciones (012 del 6 de febrero, 043 del 4 de abril, 056 del 13 de abril, 058 del 14 de abril, 061 del 17 de abril y la 064 del 21 de abril) y dos más, la 080 del 29 de abril y la O81 del 7 de mayo, para comentarios.
Se encienden las alarmas
El sector eléctrico colombiano cuenta con una capacidad instalada de 17.529 MW y su matriz depende en un 67.8% (11.902 MW) de la generación hídrica, que lo torna muy vulnerable. 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 se ubicara, según el Operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Administrador del Mercado de Energía Mayorista XM, en 34.6% en marzo, 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, por la debilidad de la demanda.
Como es sabido, el precio de la energía incide en el cargo por generación (G) del costo unitario (CU) de la tarifa de la energía entre el 7 y el 10% de la factura. 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, muy por encima del promedio del 12%, son las que llevan la peor parte.
Pero la mayor preocupación que embarga a la ministra es que, según el IDEAM, aunque en mayo las precipitaciones se aproximarían a los promedios históricos, su previsión de los aportes hídricos para junio y julio estarían alejándose de la media histórica y nada asegura que en los meses subsiguientes tengan un comportamiento tal que permita la recuperación de los embalses. Y lo más 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 sus 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 $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.
Dos medidas cautelares
Esa fue la razón que llevó a la CREG a expedir, para comentarios, dos medidas cautelares, la Resolución 080 con la cual se busca evitar que “la recuperación económica del país no se vea limitada por riesgos en el suministro de energía”, y la Resolución 081, mediante la cual “se convoca una Subasta de compra de obligación de energía firme (OEF)”. 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 de El Niño de ese año.
Con base en ese Estatuto, en condiciones de riesgo, se puede activar un “mecanismo de embalsamiento y generación forzada” y es aplicable “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 dos años. Y este es el caso.
Con la 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. De lo que se trata, acota la Resolución, es de poder “iniciar la estación con un nivel adecuado de embalsamiento. Esto, dado que no se han consolidado y según los pronósticos del IDEAM es incierta su recuperación”.
En efecto, mediante esta Resolución se pone en práctica un “mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica” y así impedir que se repita el apagón de 1992 – 1993, de ingrata recordación. Para su implementación es fundamental contar con el backup del parque térmico de generación, que cuenta con 34 centrales, el cual está en capacidad de generar y cubrir por lo menos el 60% de la demanda.
En otras circunstancias, de haberse llegado al precio de escasez, se habrían activado las Obligaciones de energía en firme (OEF) del cargo por confiabilidad, pero, según la CREG, este no es el caso. Por lo demás, esta vez, a diferencia de lo ocurrido en 2015, los generadores térmicos cuentan con la disponibilidad del gas natural y del carbón para poder operar y con precios favorables, incluido el gas que se tenga que importar debido a la baja de la producción que se registra en el país, ya que los precios internacionales están a la baja. Y, de contera, el Sistema como tal cuenta OEF o “respaldos”, amparadas en dicho cargo, que estarían en capacidad de cubrir hasta 1.19 veces la demanda actual y hasta 1.07 veces la demanda anterior a la cuarentena.
Complementariamente a la Resolución 80 de la CREG, se acaba de expedir la 081 del 7 de mayo, también para consulta, tendiente a abrir una nueva convocatoria de una subasta de reconfiguración de compra de 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, “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, como también de las dificultades y las demoras que han representado el confinamiento para el alistamiento y la logística para 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, el Congreso de la República 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.
Esta coyuntura pone de manifiesto la importancia y la urgencia de avanzar en la hoja de ruta de la Transición Energética que arrancó el año pasado, gracias a la Ley 1715 de 2014, integrando las FNCER a la matriz energética, robusteciéndola, diversificándola aún más y, sobre todo, haciéndola más resiliente frente al cambio climático.
Situaciones de desacople entre la oferta y la demanda o de desbalance, como los que se presentan actualmente, en lugar de tramitarse mediante la expedición en volandas de medidas regulatorias, sometidas a la falibilidad de los expertos y gestores, 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 por parte ya sea de los agentes del mercado y/o de la “mano invisible” de este.
*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.
