Corto circuito

Unos 47 proyectos pujarán en la próxima subasta de energía, programada para diciembre de este año. El motivo: quedarse con el cargo por confiabilidad que establece una prima para los que garanticen energía en firme durante los años venideros.

La subasta atenderá inicialmente la demanda de diciembre de 2015 a noviembre de 2016. Esta corresponde a 2.000 gigavatios por año, según cálculos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg). Tres son las razones fundamentales para realizarla: el crecimiento de la demanda, la entrada de la interconexión con Panamá y la ausencia de los proyectos Miel II y Porce IV que estaban programados en la primera subasta y que ya no van. El primero, por diferencias entre sus socios y, el segundo, porque Empresas Públicas de Medellín (EPM) decidió suspenderlo tras la invasión de más de 15.000 personas a la zona del embalse.

Además, como sucedió en 2008, luego de esta subasta habrá otra subsidiaria para proyectos cuya construcción vaya más allá de 2017. En la ocasión anterior, la subsidiaria incluyó megaproyectos como Ituango, Quimbo e Hidrosogamoso, todos ellos hidroeléctricos.

Precisamente esa es la gran preocupación que agentes y expertos del sector advierten sobre la subasta que viene: que el desarrollo se concentre en proyectos hidroeléctricos y que los térmicos pasen a un segundo plano. ¿Por qué? El mecanismo de la subasta le da mejores calificaciones a los proyectos que presenten precios más bajos; y la generación hidroeléctrica, en ese sentido, es más competitiva. Sin embargo, la térmica le da confiabilidad al sistema y, en medio de la crisis del último Fenómeno del Niño, el país soportó con relativo éxito las restricciones en materia de agua.

Cuando sucedió el apagón de principios de los 90, la capacidad de generación estaba concentrada en la hidroeléctrica. Luego se compensó y hoy la proporción es de cerca de 65% hidroeléctrica y 35% térmica, sin incluir los proyectos que están en desarrollo ni la subasta de diciembre. Mantener el equilibrio en el proceso es una tarea compleja.

Según Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, gremio de los jugadores térmicos que partieron cobijas con Acolgen, a partir de la entrada de Ituango, Quimbo e Hidrosogamoso, la composición quedaría 73% para los hidroeléctricos y 27% para los térmicos. “Además, hay dos dudas: el costo de los combustibles líquidos donde la Creg ya fijó restricciones en términos de precio y el gas natural, pues no hay claridad en cuanto a cómo se van a comercializar las reservas existentes”, señala.

Por su parte, la Creg defiende el modelo. Según la entidad, el esquema busca la entrega de energía en firme, que garantice el proyecto durante un periodo y se pueda entregar con cualquier tipo de recurso. “A cada proyecto –independiente de la tecnología que use– le vamos a medir la energía que es capaz de entregar. Al hacerlo así, se compara con un producto homogéneo y único, nos da lo mismo que esa energía en firme sea hidráulica o térmica”, explica Javier Díaz, director ejecutivo de la Creg.

Solo hasta finales de año se sabrá qué tecnología jalonará la tendencia y cuáles serán los proyectos ganadores que le garantizarán al país mantener el liderazgo en la generación de energía en la región, así como la confiabilidad al sistema.