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| 3/2/2019 12:36:00 PM

Subasta de energía: ¿llegó la luz?

La subasta de energía programada para compensar el déficit originado por la demora en la entrada de Hidroituango le permitió al Gobierno jugar a tres bandas. Desarrollar las renovables no convencionales, garantizar energía y bajar el precio del cargo por confiabilidad. Sin embargo, hay algunas inquietudes.

¿Qué dejó la subasta de energía? María Fernanda Suárez Ministra de Minas y Energía Foto: GUILLERMO TORRES

La semana pasada el sector eléctrico estuvo atento a dos hechos que marcarán el futuro de la oferta de generación para el país. El primero, la subasta que organizó el Ministerio de Minas y Energía para dar vía libre a los proyectos de energías renovables no convencionales, en especial eólica y solar. Este proceso resultó fallido pues no adjudicó contratos.

Sin embargo, esa frustración duró apenas tres días. El viernes vino la revancha con el segundo hito: la subasta de cargo por confiabilidad, que garantiza los recursos para que la infraestructura de generación de energía esté disponible en momentos de mayor tensión climática. En ella el Gobierno asignó un total de 250,55 gigavatios hora-día (GWh-día) en obligaciones de energía en firme, que –según la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg)– representan más de 4.000 megavatios (MW) de capacidad instalada. Se presentaron 80 plantas, de las cuales fueron asignadas 70, de ellas 47 existentes y el resto nuevas, que comprometen 37,37 GWh-día.

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Este proceso, realizado para cubrir la energía que no llegó por cuenta de la emergencia y crisis que registra el proyecto hidroeléctrico de Ituango (Hidroituango), representó para el Gobierno una jugada a tres bandas. La primera, asignó casi 1.400 MW en proyectos de energía renovable eólica y solar, y se situó al borde de la meta prevista en el periodo de Duque, de llegar a 1.500. La segunda, iniciar el proceso de diversificación de la matriz energética y darle confiabilidad y sostenibilidad al sistema para el periodo 2022-2023. Y la tercera, en este proceso se redujo en 11 por ciento el precio del cargo por confiabilidad que llegó a 15,1 dólares por MW hora, cuando el anterior era de 17,2 dólares.

En cuanto a capacidad, entraron 1.345 MW térmicos; 171 hidráulicos y los casi 1.400 de renovables no convencionales. Pero esta suma no da los casi 4.000 MW que señaló la Creg. ¿En dónde está la diferencia? Hay que tener en cuenta que a Hidroituango –que tenía todos los ojos encima en esta subasta– ya le habían asignado 15,6 GWh-día, un poco más de mil MW de capacidad, de la primera etapa del proyecto que sumaba 1.200 MW en subastas anteriores. De hecho, la suma total de los más de 4.000 MW nuevos todavía incluye a Hidroituango pues no ha terminado la investigación para ejecutar las garantías por retrasos “graves e insalvables”, que significó el que no entrara en operación el proyecto, en diciembre. Para esta subasta le fueron asignados 3,1 GW, que equivalen a 1,8 por ciento del total y a unos 100 MW de capacidad.

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Las dudas

Todo indica que Hidroituango no tendrá problemas para el periodo 2022-2023, pues la demanda objetivo del proceso fue mucho mayor que el escenario más complejo de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme). Sin embargo, persisten algunas inquietudes. Por un lado, si con este resultado se mantendrá la decisión de hacer de nuevo la subasta de energías renovables no convencionales. La ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, dijo que se mantiene porque se trata de mecanismos complementarios. Otra duda tiene que ver con el precio del cargo por confiabilidad, porque dado que cayó, es posible que les impida a algunos proyectos lograr su cierre financiero. En este caso la ministra fue clara: “Quien no entre por cualquier motivo pierde las garantías y no se le paga el cargo por confiabilidad”. De hecho, una resolución de la Creg establece procesos de auditoría para asegurarse de que los proyectos avanzan con los cronogramas.

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Frente al precio bajo del cargo, también preocupa que se traslade un aumento al mercado de la bolsa de energía y de los contratos bilaterales. Para enfrentar esta situación, la ministra Suárez considera clave desarrollar un sistema que genere un mecanismo de formación de precios eficiente y transparente.

La otra inquietud tiene que ver con puntos de conexión de algunos proyectos. Aunque reconoce que allí hay un reto, es claro que deben presentar un plan alternativo los proyectos que queden adjudicados y no aparezcan con fecha de conexión para 2022 en el plan de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme).

Por ahora la movida le salió bien al Gobierno, al cubrir el riesgo de Hidroituango, en materia de oferta de energía, y en desarrollo de los renovables. Pero tendrá que estar muy atento en los detalles.

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