LA SINCRONIZACIÓN de la tercera unidad de generación de Hidroituango, junto con la entrada esta semana de la cuarta unidad con un aporte de 300 megavatios (MW) de energía limpia y renovable que se suman al Sistema Interconectado Nacional, significa que la central ya puede generar 1.200 MW (Megavatios) al país.

Cumplida esta última fase, la máquina queda operativa a la espera de que XM (Operador del Sistema Interconectado Nacional y administradores del Mercado de Energía Mayorista) apruebe los reportes elaborados durante las pruebas para declarar la máquina oficialmente en operación comercial.

El presidente de EPM, Jorge Carrillo, dijo que “gracias a la experiencia que nos dejó la entrada en operación de las unidades uno y dos, hace un año, pudimos optimizar los rendimientos sin acelerar ni poner en riesgo a las comunidades, funcionarios o al proyecto. Logramos este gran hito y quedamos a la espera de poder sincronizar también la unidad número cuatro la cual viene presentando muy buenos comportamientos, con ello, la planta estaría entregando 1.200 MW (Megavatios) de energía al Sistema”.

Ante esta situación, Carrillo fue más allá en su reacción y dijo que “por varias razones celebramos el resultado de las pruebas a la máquina. Teníamos plena certeza que resultarían satisfactorias gracias al compromiso del talento humano que tiene la Empresa y al desempeño de los contratistas. Aquí le estamos cumpliendo a Colombia y tenemos la convicción de que representará un efecto positivo para las tarifas de energía y el bolsillo de los usuarios, pero adicionalmente, con la puesta a punto de la Unidad, continuamos mitigando el riesgo para las comunidades del área de interés”.

Las unidades

Entrando la unidad de generación número cuatro, se culmina la primera etapa de Hidroituango y se retoma lo que sería la etapa dos con la construcción, montaje y puesta en operación de las unidades 5 a la 8.

Sin embargo, y pese al optimismo de Carrillo de que se presente una rebaja a las tarifas ante la mayor capacidad de generación de energía, hay que tener en cuenta que esas rebajas dependen de varios factores, entre ellos que también baje el precio de energía en bolsa, situación que no parece inmediata.

Un reciente reporte de XM (que administra en el país el sistema interconectado de energía), muestra que el precio de energía en bolsa ha cruzado la barrera de los $ 1.500/kWh. El dato exacto del 21 de octubre, indicaba un valor de $ 1.530,56/kWh, un número que excede al precio marginal de escasez, establecido en $ 1.066,65/kWh. Esta variación en el precio se da en un contexto donde el nivel de embalses ha descendido a un 71,13%.

La escasez

Con razón el exministro de Minas y Energía, Tomás González, explicó que estos valores de bolsa evidencian la situación actual del mercado, y posiblemente se deben a la percepción de una próxima escasez.

Por otro lado, la directora ejecutiva de Asoenergía, Sandra Fonseca, considera que este aumento responde primordialmente a la esperada reducción de aportes hídricos a causa del fenómeno de ‘El Niño’.

Por su parte, Julio César Vera, líder de la Fundación Xua Energy, destacó a este diario que la escalada en el precio se relaciona directamente con la proximidad de ‘El Niño’. Añade que hay señales evidentes de una escasez de oferta en el mercado, principalmente debido a los retrasos en proyectos de energía renovable.

Sin duda la disminución en las lluvias ha llevado a una baja en las reservas de los embalses. Esto, a su vez, provoca que los generadores hidráulicos administren con mayor cuidado el recurso hídrico para poder cumplir con la demanda de sus contratos.

De allí que, con las fluctuaciones en el precio de bolsa, éstas impactan directamente las tarifas a corto plazo para usuarios que no poseen contratos estables. Pero no solo eso, también tienen un efecto a largo plazo en las tarifas futuras.

Comercializadores

Vera explica que estos cambios repercuten principalmente en aquellos comercializadores que están altamente expuestos al mercado de bolsa. Estos deben cubrir una proporción significativa de sus necesidades, entre un 40% y 45%, al precio actual de bolsa.

Esta situación provoca un incremento en el costo de la energía para consumidores en regiones como Huila, Chocó, Putumayo y algunas áreas de la Costa Atlántica. Además, tiene repercusiones en la cadena de suministro, especialmente en empresas comercializadoras.

Ante esta situación, el exministro González advierte que cualquier intervención gubernamental en este panorama no debe comprometer la estabilidad del mercado. Según él, la solución a largo plazo radica en promover la competencia, incrementar la oferta y perfeccionar la regulación existente.

Ante esta situación, se hace evidente que la entrada en operación de Hidroituango, que permitirá la generación de 17% de energía necesaria en Colombia, es una prioridad.

Pero para llegar a ese estado, primero se debe culminar con el desarrollo y culminación de las otras cuatro unidades. En ese estado se ha especulado con una rebaja en la factura del servicio de energía eléctrica, que tendrán las familias con la operación total de Hidroituango. Las cifras preliminares apuntan a que los costos para el usuario bajarán entre 5% y 7%.

Destrabar proyectos

El presidente de Andesco, Camilo Sánchez, dijo en una reciente entrevista con EL NUEVO SIGLO, que “el fenómeno de El Niño se intensificará a finales del año y principios del siguiente. Hay que cuidar los niveles de los embalses utilizándolos adecuadamente; debemos evitar seguir exportando energía hidroeléctrica al Ecuador como medida preventiva. Es esencial aumentar la oferta de gas y contar con la logística oportuna de combustibles para garantizar el suministro a las térmicas, porque en pleno ‘El Niño’ estarán generando cerca del 53% de la demanda”.

Señaló el directivo que “se deben destrabar los proyectos renovables en La Guajira y seguir reforzando los planes de mantenimiento de redes, además de acompañar a EPM en la entrada oportuna de las turbinas de Hidroituango, fundamentales para lograr el objetivo. Aplaudimos la destinación de $ 1 billón a tasa compensada por parte de Findeter, evitando el apagón financiero que era inminente, pero quedaron faltando al menos el doble de recursos para solucionar la situación de los comercializadores de energía, por la deuda de la opción tarifaria que afecta su liquidez y pone en riesgo toda la cadena. Habrá que pagar los subsidios pendientes y de ser posible anticiparlos”.

Indicó Sánchez que “propusimos que los comercializadores con mayor exposición a bolsa, y que atienden demanda regulada, puedan acceder a la energía no comprometida y que los generadores logren poner a un mejor precio respecto al precio de bolsa. Podría ser un esquema de contratación de ‘Pague lo Generado’, que se suscriba resultado de una asignación centralizada tipo subasta”.

En cuanto al alivio de tarifas, Sánchez dijo que “insistimos en apropiar recursos frescos del presupuesto, especialmente para la costa Atlántica, para beneficiar a más de 10 millones de personas. Pero para esto los usuarios debemos consumir responsablemente agua y energía. Desde Andesco ya empezamos la tarea mediática, pero es fundamental que el Gobierno entregue incentivos como en el 2016 con la campaña ‘Apagar Paga’, que disminuyó la demanda en 5%”.

Seguridad energética

Andesco y la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén) publicaron, mediante un comunicado, una serie de recomendaciones a seguir por parte de gobiernos locales y departamentales, así como del Gobierno Nacional, frente al difícil momento que atraviesa el sector eléctrico colombiano.

Las asociaciones gremiales mencionadas advierten que la seguridad energética del país está en riesgo, y que los márgenes entre oferta y demanda en el corto y largo plazo se están volviendo críticos.

Reconocen varios factores causales de estas complejidades, tales como dificultades socio ambientales, al igual que dificultades financieras de gran parte de los agentes distribuidores comercializadores por la acumulación de saldos de la opción tarifaria que se planteó para ayudar a los usuarios durante la pandemia.

En el documento, ambas asociaciones gremiales describen las características del momento que vive el sector energético colombiano, entre las que destacan tres: la disminución de un 11% entre septiembre y octubre de los niveles de energía útil en los embalses por aportes hidrológicos al 59% de medias históricas que no compensan el desembalse de agua producido por su operación; una oferta más estrecha de gas, energético fundamental para la generación por medio de las plantas térmicas; y los atrasos en la entrada de operación de proyectos de generación y transmisión, en especial proyectos eólicos y solares ubicados en La Guajira.