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Tras la publicación de una resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el Gobierno anunció que logró fijar un tope para la energía que se negocia en bolsa. La cartera de Minas y Energía aseguró que este es un gran avance en el mercado, teniendo en cuenta que los precios en bolsa, donde se compra cerca del 20 % de la energía del país, “eran altamente ineficientes”. Entre otros argumentos, la cartera detalló que los precios los determinaban las plantas menos competitivas y al final la energía hídrica y solar se terminaba pagando a “precios hasta 10 veces más altos de su costo real de producción”.
Andrés Camacho, ministro de Minas y Energía, dijo que la decisión “tendrá efecto inmediato” en las tarifas, una buena noticia teniendo en cuenta cómo afectan a los usuarios, especialmente en la región Caribe, donde es más cara la electricidad.
Aunque la medida persigue un buen objetivo, los expertos y gremios consultados por este diario aseguran que hay incertidumbre en torno a la efectividad de la decisión y a las consecuencias que podría generar en el mercado. A diferencia de lo que dice Camacho, el resultado podría demorarse porque la aplicación en el corto plazo es voluntaria.
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Las entrañas del sistema eléctrico
Para entender el cambio hay que comprender, a grandes rasgos, cómo funciona el sistema hoy. Los comercializadores de energía pueden tomar dos caminos: establecer contratos a largo plazo con los generadores, que ofrecen mayor estabilidad en el precio, o comprar en la bolsa.
Cada mañana los generadores presentan una oferta de precio para el día siguiente y dicen cuánto están dispuestos a generar cada hora. Imagine que hay una fila de personas esperando en un paradero de transporte, que en este caso serían las empresas generadoras. Pero sólo a quienes logren subirse al bus se les compra la energía. ¿Cómo se define quiénes se pueden subir? XM, que es el operador del sistema, organiza las ofertas de menor a mayor: entran hasta que se llene el cupo del bus, que equivale a lo que se va a necesitar al día siguiente para atender la demanda.
El precio que se paga a todos los que lograron subirse lo determina la oferta del último que logró entrar, es decir, el precio más alto entre los que “clasificaron”.
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Ahora bien, como explicó Pablo Hernán Corredor, gerente de PHC Servicios Integrados y exgerente general de XM, no siempre todos se quieren subir. Cuando hay un fenómeno de El Niño o menos lluvias de lo normal, las hidroeléctricas (que en épocas normales generan el 70 % de la energía en el país) buscan guardar el agua para poder cumplir con sus contratos, por eso ofertan a precios mayores. En esos momentos las plantas térmicas empiezan a generar más. Hay que tener en cuenta que la generación con termoeléctricas es más cara, pues estas instalaciones asumen mayores costos que una hidroeléctrica porque deben, entre otras cosas, comprar combustibles.
Aquí entran otros dos términos clave: precio de escasez y cargo por confiabilidad. Si en algún momento los precios en la bolsa superan un tope (el precio de escasez), los generadores están obligados a entregar la energía que tienen comprometida en el cargo por confiabilidad a un monto determinado. El cargo es una especie de seguro: todos los usuarios pagan para que los generadores estén disponibles y así garantizar que haya energía incluso en momentos extremos, como un fenómeno de El Niño.
La medida que anunció el Minminas implica que ahora habrá dos precios de escasez: uno para las plantas que operan con carbón o recursos renovables (agua, sol y viento), que tienen costos de operación más bajos, y otro para las plantas que operan con gas o con combustibles líquidos, que suelen ser requeridas en periodos de sequía o por restricciones en la red. La meta es clara: que los precios de la bolsa sean más justos y que no se les termine pagando “de más”, por decirlo así, a las generadoras que pueden producir energía a menores precios.
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Los datos entregados por la cartera indican que mientras al finalizar octubre el precio de escasez rondaba los $945 por kilovatio-hora, con la medida la nueva cifra para las plantas que generan con renovables o carbón será de $359 kilovatio-hora.
Los peros al techo para las negociaciones en la bolsa
El ministro dijo que el efecto sería inmediato, pero eso no es del todo cierto. Si bien la resolución ya entró en vigencia, hay que recorrer un camino para recoger los frutos.
Según Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía y experta en el sector, la aplicación depende de la decisión que tome cada generador que tiene asignado cargo por confiabilidad: algunos pueden aceptar la propuesta de tener un menor techo de precio en bolsa a cambio de que les paguen más por el cargo y otros no. Por eso no es tan claro que la decisión beneficie a los usuarios en el corto plazo.
Corredor explica que la medida es voluntaria por ahora. Las nuevas condiciones las tendrá que definir XM en los próximos días (entre otras cosas, cómo se calcularán las transacciones en bolsa y cuál será la nueva remuneración del cargo por confiabilidad). La obligatoriedad llegaría con las nuevas asignaciones, que entrarían en vigencia desde 2028. Si bien habrá beneficios para los usuarios, hay que tener en cuenta que las negociaciones en la bolsa pesan, en promedio, 6 %, aunque hay algunos agentes más expuestos que otros.
Para Fonseca, esta es una medida que genera “distorsiones en el mercado” porque su aplicación depende del tipo de tecnología. En su opinión, sería ideal establecer un precio máximo en bolsa que sea competitivo, para que no haya abuso, pero con el que el mercado pueda seguir funcionando. Por su parte, Corredor dijo que hay “incertidumbre” sobre las posibles consecuencias. Cuestiona, entre otras cosas, si con menores precios en bolsa puede haber desincentivo para que los comercializadores establezcan contratos a largo plazo.
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En este punto coincide Ángela María Sarmiento, directora ejecutiva del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), gremio de las pequeñas centrales hidroeléctricas. Para ella, con un menor precio en bolsa habrá menos incentivos para que los comercializadores se contraten, pero también puede que en la negociación de futuros contratos los agentes soliciten menores precios, al punto que podrían ser inviables los pequeños proyectos. “Una pequeña central hidroeléctrica, de 20 megavatios, puede costar US$60 millones. Será difícil que un inversionista ponga el capital si los precios de remuneración son muy bajos porque terminará recuperando la inversión en 50 años”.
En esa misma línea, Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables de Colombia, SER Colombia, dijo que la medida, que en la práctica considera una intervención, “es muy dañina” para estas iniciativas porque sin los ingresos fijos por contratos de largo plazo los proyectos solares y eólicos no conseguirán financiación. “La resolución pone en riesgo la viabilidad financiera y por ende la realización de los proyectos cuando el sistema más los necesita”.
Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), considera que la medida tiene dos problemas, además de los desincentivos para los contratos. La primera es que se ha planteado una subasta de expansión de cargo por confiabilidad, pero con la incertidumbre que generan estos cambios en las reglas del juego puede que la convocatoria no sea exitosa o que los precios del cargo sean mucho más altos.
El segundo es que se podría “poner en riesgo” la confiabilidad del sistema en momentos de escasez. “Si hay dos botellas de agua en estantes diferentes y una cuesta $800 y otra $1.000, ¿cuál se acabaría primero?”, dice. Si en cualquier escenario las mejores ofertas serán las de las hidroeléctricas o las solares, puede que en momentos de escasez de agua, como ocurrió en El Niño, no salgan despachadas las térmicas y no se privilegie la recuperación de los embalses. Aunque este punto, como dijo Fonseca, dependerá de cómo se apliquen otras medidas, como el Estatuto de Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento.
El objetivo de la resolución es beneficiar a los usuarios, pero los gremios y expertos señalaron que hay posibles consecuencias que no se están considerando y que son clave para el funcionamiento del mercado.
Por ahora, la resolución deja una serie de preguntas, entre ellas, cuándo se podrá aplicar este techo, que depende de qué tanto le suene la propuesta a los generadores. Y con esto se juegan los beneficios para los usuarios finales, pero también la seguridad del sistema en momentos de mayor estrés, como los que se han vivido en este año, para no ir más lejos.
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