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¿Es suficiente anunciar la entrada de generación renovable para de manera verdadera atacar la causa del cambio climático?

IDEAS PARA CAMBIOS REALES EN EL NEGOCIO DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA

Debo decir que una de las reacciones que más me ha sorprendido de la pandemia, es la sensibilidad que el Cambio Climático ha despertado a la mayoría de las personas, o por lo menos a las personas de mi entorno y aquellas que leo y sigo en varias partes del mundo. Aparentemente, por primera vez tenemos un consenso mundial respecto del cambio climático, y de los efectos que puede tener en el planeta.

Ese consenso es tal vez la gran importancia de la reunión de los Gobiernos del mundo entero Glasgow, para exponer el estado en que se encuentra cada país frente a las metas trazadas en Paris, de los retos que se avecinan y sobre todo de los compromisos que debían asumirse; las personas que participaron tendrán que dar cuenta de su gestión a sus respectivos pueblos. Algunos de esos lideres no la tienen fácil, porque se enfrentan a una aparente dicotomía entre “desarrollo” (se resalta el entrecomillado) y el ambiente, que algunos denominan un falso dilema y que, como todo, es necesario mirarlo en detalle para poder entender el “real politik” detrás del asunto.

En ese sentido, y para entender las discusiones que pueden existir, resulta muy ilustrativo el libro del expresidente Barack Obama “Una Tierra Prometida”[1], que muestra las posiciones de ese país frente al cambio climático y los enfrentamientos con China, donde involucra anécdotas que recogen las estrategias que tuvo que seguir para poder llegar a acuerdos con los Chinos. En efecto Obama describe que la posición de los Chinos es que no pueden realizar grandes aportes a la mejora del planeta, porque esto interrumpiría su senda de desarrollo, y en ese sentido, como «país en desarrollo», consideran que su aporte debe ser menor, comparado con el de países como Estados Unidos o la misma Europa.

El segundo tema sobre el cual existe un consenso, es que además de dejar de emitir gases efecto invernadero, tenemos que buscar esquemas de atrapamiento y almacenamiento de CO2, lo cual hace la naturaleza de manera natural, particularmente a través de ciertas especies como el mangle o las algas marinas, asunto que espero referirme en otra oportunidad. Lo que se puede percibir de Glasgow, es que los países en general apuntan a un efecto neto 0, que no es nada diferente que tener una emisión de CO2 equivalente a la que se atrapa, en un plazo aún incierto.

SIN EMBARGO Todo lo anterior es más fácil decirlo que hacerlo; tomar decisiones súbitas, como puede ser dejar de producir petróleo o carbón, puede tener efectos económicos críticos, dada la dependencia de la humanidad de dichos recursos; pero la ausencia de decisiones rápidas desestabilizaría el planeta, no solo desde el punto de vista del Clima, sino desde el punto de vista político, como de manera clara lo describe Thomas Friedman[2], al poner de presente el cambio climático como el originador de los grandes movimientos de migración en el África y parte de Asia, por lo que es necesario planear metas de corto, mediano y largo plazo, que sean alcanzables, pero sobre todo, que puedan ser asimiladas por las economías de los diferentes países, es decir, estrategias realistas.

¿Qué significa esto?

Que no podemos pensar en medidas inmediatas y radicales, que afecten la producción mundial de bienes, y por ende a ciertos segmentos vulnerables de la población, sino que, tenemos que empezar con medidas ciertas, que permitan ir abriendo el camino y acelerar el paso, de forma que el planeta en general pueda sobrevivir nuestra existencia. Este ingenioso video, muestra claramente la amenaza que enfrentamos, y una de las soluciones posibles.

Ahora bien, el problema ya está definido, y tenemos algunas soluciones en camino; la innovación está andando a pasos agigantados con todo tipo de soluciones, como se puede ver en este video, pero con independencia del éxito de esas medidas, la clave parece estar en insertar dentro de la conciencia de cada ciudadano y empresa del mundo, la necesidad de preguntarse lo siguiente ¿Qué puede hacer cada individuo, persona natural y jurídica, para que su existencia reduzca el impacto negativo en el planeta?

Al mismo tiempo, es responsabilidad de las instituciones políticas de cada país, de transparentar la discusión, en un mapa de políticas públicas claras, y coherentes, ojalá por fuera de los populismos y los fanatismos (que se dan en todos los países, como lo demostró la reciente discusion en el Congreso de los Estados Unidos, al interior del partido Demócrata), que permita guiar la acción y la inversión privada, de manera tal que, a partir de ésta, se logren las metas planteadas para evitar el incremento del calentamiento global.

Este documento en particular, se concentra en uno de esos aspectos, que es la transmisión de energía eléctrica en Colombia, y el papel que la política pública y la regulación en Colombia deberían jugar en esa materia, y los cambios que deberían hacerse, además de los que ya se definieron en el Plan de Transición Energética, si es que queremos que el esquema sea sostenible en el mediano y en el largo plazo.

Pero ¿Cuál es el problema de la transmisión eléctrica en Colombia?

En primer lugar, es importante resaltar que Colombia, desde la expedición de la Constitución Política de 1991,  ha tenido avances muy importantes en general en el sector de energía eléctrica, lo que ha permitido garantizar la continuidad en la prestación del servicio, para lo cual la expansión del sistema de transmisión resulta absolutamente importante; pasamos de épocas de un racionamiento eléctrico, a un sistema eléctrico que ha sido capaz de superar casi 4 fenómenos del Niño, cosa que no ocurrió así en países como Venezuela, Ecuador y otros, cuyo sistema eléctrico falló o presenta fallas estructurales.

Sin perjuicio de lo anterior, el cambio climático y las soluciones asociadas al mismo, nos obligan a revisar nuevamente el esquema para preguntarnos lo que podemos hacer para resolver los cuellos de botella, y acelerar de manera verdadera la entrada de energías renovables y acomodar el sistema eléctrico colombiano, lo más rápido posible ante las incertidumbres que implica el Cambio Climático.

Bill Gates, en su libro “¨Como evitar un desastre climático”[3] que recomiendo leer por su objetividad y sentido práctico) lo expone claramente; para lograr reducir las emisiones de CO2, además de lo obvio, que es incorporar dentro de la matriz energética ingentes cantidades de energía renovable solar, eólica, y de todo tipo, es necesario pensar que esa energía tiene que ser consumida y que los centros de consumo no necesariamente coinciden con los sitios de generación.

En efecto, entre esa capacidad de generación de energía renovable y los centros de consumo, hay toda una infraestructura que es necesario construir, para lograr el objetivo de incorporar esa energía renovable. Por lo anterior, no importa cuanta energía renovable podamos introducir en el sistema, ni cuanta anuncie de manera triunfal las autoridades en los diferentes foros, si esa energía no tiene formas de ser conducida a los centros de consumo a través de las líneas de transmisión, que es el punto que Gates plantea, con una visión muy realista del tema, y con la experiencia propia de una persona que además de ideas, tiene la gran virtud de ejecutarlas.

Sin embargo, el negocio de la transmisión eléctrica difiere en cada país, y las soluciones requieren una evaluación de las circunstancias específicas, como diría Dany Rodrick, que hagan que las soluciones sean viables y eficientes.

¿Cuál es el principal problema en Colombia para el desarrollo de la expansión eléctrica?

En el mundo entero, para el desarrollo de infraestructura, se popularizó un término, que en mi opinión es la materialización del egoísmo máximo del ser humano y la maldición del “progreso”, y  a su vez, la expresión máxima del individualismo del ser humano, y es el efecto “NIMBY”, que acuña el término “Not In My Backyard”, que puede traducirse al español “No por mi patio”.

En efecto, hace 20 o 30 años, cuando las empresas de servicio público expandían el servicio de energía eléctrica, la construcción de la red resultaba extremadamente fácil, ante la ausencia de normas de construcción, ambientales y, sobre todo, ante la actitud de la comunidad en general que abría sus terrenos a ese tipo de expansión, con la esperanza de poder disfrutar el servicio.

Hoy en día, esa realidad cambio, tanto aquí en Colombia como en el mundo entero; la contradicción que existe en una persona que demanda que los servicios públicos se presten de manera continua y eficiente y con calidad y a las menores tarifas posibles, y al mismo tiempo se niega a que las redes que llevan esos servicios se puedan expandir para lograr ese mismo objetivo resulta increíble; esta contradicción, sin embargo, es muy común y es uno de los principales problemas que tenemos.

Al mismo tiempo, las comunidades en general (tanto las protegidas constitucionalmente como las no protegidas), exigen de los desarrolladores de esta infraestructura, recursos que les permitan ya no solo tener acceso al servicio público de energía eléctrica, sino cubrir otras necesidades insatisfechas, que el Estado falla en garantizar, tal y como lo establece el artículo 365 de la Constitución Política.

Así, por ejemplo, es normal ver a las comunidades de la Guajira pedir plantas desalinizadoras, desarrollos de acueductos de agua potable, etc, que corresponden a actividades que el Estado, en todos sus niveles, debería garantizar.

Todo lo anterior se refleja en cuatro consecuencias, que nos afectan de manera importante, como si fuera un cáncer en desarrollo, detectado pero sin un tratamiento eficaz:

  • La expansión de las redes de transmisión y las subestaciones asociadas tienen retrasos importantes, que podrían o bien reducir la calidad del servicio o bien limitar la expansión de la energía eléctrica en el país.
  • Esos retrasos de la red de transmisión y demás activos impiden que la infraestructura de energía renovable que se desarrolla para atender el mercado nacional, lleguen a los consumidores finales
  • Al mismo tiempo, la falta de acceso de las energías renovables en tiempo incrementa el costo de la energía a los usuarios finales, en la medida que se impide la entrada de fuentes de energía mas baratas (con costos marginales muy cercanos a 0).
  • Agrega un riesgo a los negocios de generación en Colombia, en la medida que pone a los proyectos a depender de la expansión del sistema de transmisión, respecto del cual nada pueden hacer, diferente de cumplir con los parámetros de la regulación.

¿Cómo podría entonces solucionarse el problema de expansión y conexión de nuevas fuentes de energía?

Algunas ideas

Uno de los problemas, es que la expansión de los sistemas eléctricos en Colombia, parte de una aplicación muy estricta del criterio de eficiencia económica, el cual busca que exista el menor desecho posible, es decir, la expansión se da en función de que la demanda así requiera, lo que implica que hay muy poca flexibilidad.

En efecto, es claro que los servicios públicos deben prestarse de manera eficiente, y en ese sentido, un poco simplista tal vez, las señales económicas del regulador se justifican en la medida que aplican un criterio puramente económico, sin tener en cuenta la realidad de la expansión del sector. Ese criterio de eficiencia, sin embargo, no tiene en cuenta el costo asociado a los retrasos en la red de expansión eléctrica, que algunos calculan en cerca de 7 años, que, si fueran incorporados dentro de la evaluación y la planeación, permitiría tomar las decisiones de expansión a tiempo, y con algunos niveles de holgura.

Lo anterior implica afirmar que las holguras, dada la realidad de sistema y del entorno en el cual se desarrollan, no son ineficiencias, sino necesidades en consideración al objetivo de garantizar la continuidad del servicio y más aún, de vincular la generación renovable que el país está en capacidad de ofrecer.

Es por lo anterior que es tal vez este el momento de pensar que el Sistema de Transmisión Nacional no puede volverse un recurso escaso, y que es necesario pensar en incorporar esas holguras que manejen los retrasos y que permitan la entrada oportuna de nuevas fuentes de suministro, sin esperar a que el sistema se expanda.

Cristian Jaramillo, Director de la UPME, en una conversación acerca del tema, me manifestó que esa holgura en la expansión del Sistema Transmisión Nacional, permitiría, por ejemplo, que los proyectos de generación eléctrica no fueran dependientes de la expansión del sistema de transmisión nacional, y haría que la planeación saliera de los estrictos parámetros de la ingeniería eléctrica, y se metiera en un campo un poco más holístico, que considerara este tipo de situaciones. La planeación entonces tendría en cuenta este tipo de particularidades, de manera que permita anticipar el sistema, para lo cual, creo yo, resultará muy útil la minería de datos y su inclusión en la modelación respectiva.

Será necesario pensar la infraestructura para periodos de 50 o más años, buscando con esto tener capacidad subutilizada en el corto y tal vez en el mediano plazo, pero que nos permita aumentar la capacidad de transmisión en caso de ser necesario, por lo menos en ciertos corredores donde se requiera llevar la energía renovable a los centros de consumo.

En segundo lugar, tenemos que pensar que los mecanismos de planeación territorial, asociados al uso de la tierra, deber tener una columna vertebral común asociada precisamente a la expansión del Sistema de Transmisión Nacional y Regional. ¿A que me refiero con esto?

Que debería existir una planeación centralizada en la determinación de corredores para la expansión del sistema eléctrico, que sea obligatorio incluir dentro de los respectivos Planes de Ordenamiento Territorial de cada municipio, de manera que todos los organismos de planeación, los tengan en cuenta en la forma como determinan el uso del suelo. Esos corredores podrían tener un tipo de prefactibilidad ambiental, por lo menos respecto del trazado, de manera que estos concentren la infraestructura a desarrollar, incluso multiservicio, reduciendo así tanto el impacto ambiental como los costos de transacción asociados a estos trámites.

La definición de esos corredores al mismo tiempo permitiría establecer cuál es la comunidad afectada de cada tramo, y direccionar la acción estatal, incluso a partir de la misma institucionalidad del sector eléctrico. A manera de ejemplo, sería posible pensar en permitir que los constructores de la red de transmisión eléctrica sean los canalizadores y responsables de la construcción de ciertos bienes comunes necesarios para mejorar el bienestar y reducir la pobreza de las comunidades que ocupan la zona de influencia, con independencia de los impactos específicos del proyecto en la misma.

Lo anterior no busca incrementar los costos de los proyectos eléctricos, ni transferirle al usuario esas inversiones que deberían cubrirse con otros recursos; lo que busca es una coordinación público – privada, de manera que el desarrollador pueda ejecutar recursos previamente definidos como prioritarios, para la mejora en la calidad de vida de los agentes.

En tercer lugar, es necesario cambiar de manera radical la forma como el regulador aproxima la remuneración de las inversiones existentes, ya que el reemplazo de esa infraestructura no solo es una afrenta contra la naturaleza, sino que además resultaría ineficiente.

En efecto, hoy en día la regulación limita la remuneración de los activos de Sistema de Transmisión Nacional a 20 años, con un criterio muy financiero según el cual, la vida útil de dichos activos es mayor a la vida “financiera” necesaria para remunerarlos; ese argumento no tiene en consideración varios asuntos igualmente financieros (que este no es el espacio para debatirlos), y al mismo tiempo no tiene en cuenta que es necesario incentivar a las empresas a extender la vida útil de los mismos, ojalá para sigan prestando el servicio mientras exista demanda para los mismos.

La regulación entonces, debería inducir a las empresas a mantener el máximo de calidad en la operación de los activos, por el tiempo que se encuentren utilizando los corredores necesarios para garantizar la prestación del servicio.

En cuarto lugar, es necesario pensar en cambiar el paradigma que el servicio público de energía eléctrica se garantiza a partir de la expansión del sistema de transmisión nacional o regional. Esa debería ser la última de las opciones, según paso a explicar para poblaciones desconectadas.

Hoy en día, el Estado a través del Gobierno Nacional, viene destinando grandes recursos a la expansión del Sistema de Transmisión Nacional y Regional, para conectar comunidades remotas no conectadas, proyectos estos que son desarrollados por privados, quienes a su vez se encargan de la prestación del servicio a las mismas comunidades conectadas. Esto obedece a una percepción, en mi opinión equivocada, que la conexión al Sistema de Transmisión Nacional le generará un beneficio a la comunidad, que en teoría, por fin tendría el servicio de energía eléctrica garantizado.

Esa percepción es, en mi opinión, equivocada, porque las personas, una vez se conectan al sistema, deben destinar una parte de su ingreso al pago mensual de la factura, que incluye la remuneración a la totalidad de la cadena, gasto que antes no tenían y que probablemente les genera un impacto en su renta personal y familiar. Una vez que estos usuarios se conectan, entran a depender de los subsidios públicos para sobrevivir, lo cual no le sirve ni a la persona ni tampoco al Estado.

Una alternativa, que creería debería mirarse con mayor detalle, es la construcción de activos de generación con energías renovables convencionales y no convencionales directamente conectadas a la respectiva población, que haga innecesario la expansión de la red a esos puntos (que normalmente están en la mitad de sitios ambientalmente complejos), y que a su vez le aligere el costo que el usuario debe pagar por la energía, limitándola únicamente a la red de distribución desde el equipo generador, hasta cada una de las viviendas.

Esto podría hacerse, por ejemplo, en poblaciones rivereñas, a través de pequeñas centrales de generación, cuyo costo podría ser asumido en gran parte con recursos públicos, y que sean operados por particulares, que no requieran grandes obras de infraestructura.

En ese punto específico, existen muchas alternativas en el mercado, algunas experimentales y otras ya en fase comercial, que valdría la pena explorar y hacer las evaluaciones del caso, para determinar cuándo es preferible una u otra opción, pensando que la expansión de la red, tiene un costo ambiental, y que siempre es mejor una solución que no involucre la afectación de los hábitats naturales.

En quinto lugar, otra idea pudiera ser que los agentes incumbentes de transmisión tengan a su cargo el trámite de las licencias ambientales necesarias para la expansión del sistema, como un costo a ser remunerado dentro de la base de activos. Esas licencias serían la base para adjudicar la expansión del sistema, y se cederían al que se escoja para la expansión respectiva, lo cual estoy seguro que redundaría en una disminución de los atrasos de los proyectos, y una reducción de los costos, por menor riesgo percibido.

Si a esto le sumamos una política pública ambiental coherente, de manera tal que las instituciones de licencias agilicen los procesos, valoren los costos vs. los beneficios de la extensión de estas redes, se pudiera solucionar el nudo gordiano.

Todas estas medidas, conjuntamente con otras, podrían hacer realidad que el potencial de generación solar y eólica que tiene el país, pueda ser utilizado por los colombianos, dejando que los excedentes sean exportados a otros países, y no como se está pensando el ruta de hidrógeno, que pareciera más enfocada a producción de hidrógeno fundamentalmente para exportación.


[1] Obama, Barack. “A promised Land”. Crown Publishing and Random House. New York. 2020

[2] En efecto Friedman en su libro “Thanks por being late”, describe como la inestabilidad política de Africa se debe en gran parte, al impacto que el cambio climático ha tenido en la población más pobre, sobre todo rural, que ya no puede vivir de la tierra, fundamentalmente porque ésta no produce lo suficiente o no tiene lo que se requiere para el efecto. Es fácil suponer que si los países desarrollados y en vía de desarrollo que más contaminan no reducen de manera sustancial la emisión de CO2, los problemas de migraciones y la inestabilidad política en general del mundo se agravará, lo que al mismo tiempo impide un desarrollo sostenido de la economía.

[3] Gates, Bill. “How to Avoid a Climate Disaster”. Alfred A. Knoff. 2021

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¿Gasoducto de Transporte o de Conexión?

Por Ángel Castañeda Manrique/www.palacioslleras.com

Este documento tiene como propósito hacer una nota de actualización rápida en los eventos que acontecen en la industria del gas natural en Colombia, más como un ejercicio académico y también como una forma de difundir asuntos que considero son importantes para las personas interesadas.

Esos eventos están asociados a la aplicación de una figura para la expansión del transporte de gas natural en Colombia denominada “Open Season”, que para entenderla (y para poder calificar la relevancia de los eventos), es importante tener en cuenta el contexto.

EL CONTEXTO GENERAL DE LA INDUSTRIA

En Colombia, gracias a descubrimientos tales como Ballena (Desarrollado por la antigua Texaco) y Cusiana (Desarrollado por BP), durante las décadas de los 70s, 80s y 90s, el país gozó de reservas suficientes de gas para atender la demanda interna del país, para lo cual se construyó una red de transporte que hoy en día tiene una cobertura que cubre los grandes centros de consumo del país, como se muestra en el siguiente mapa:

Colombia fue tan exitosa en lo que en su momento se llamo el “Plan de Masificación de Gas Natural”[1], que en cuestión de 10 años, a partir de la expedición de la ley 142 de 1994, logró unos grados de cobertura de gas realmente impresionantes y dignos de mostrar al mundo entero.

Para esa época, la discusión frente a la expansión de la capacidad de transporte de gas no era obviamente si las fuentes de suministro eran o no suficientes, sino el ritmo al cual la demanda iba a copar las capacidades instaladas de transporte de gas; en otras palabras, el problema no era de oferta, era de demanda.

Ese desarrollo en infraestructura de gas para lograr cobertura, sin embargo, no fue compensado con una ampliación de las reservas de gas, lo que Colombia estaba gastando las reservas, sin tener nuevos yacimientos que permitieran reponerlas, por lo menos de manera proporcional.

Esto llevo a lo que tenemos hoy, que se puede ver en la siguiente gráfica, donde se evidencia que la demanda de gas seguirá creciendo, y pronto superará la oferta de gas existente, como lo mostró la UPME de la siguiente manera:

Para la actividad de transporte de gas, esta situación implica que el problema ahora pasa a ser de oferta, y no de demanda, lo cual, como se verá, tiene implicaciones para el desarrollo de la industria, que enumero de la siguiente manera:

En primer lugar, la producción de gas en Colombia dejo de ser un escenario para las grandes empresas de gas, como Texaco (Hoy Chevron) y BP, sino que paso a pequeños productores de gas, que básicamente le apuestan todo a uno o dos campos con perspectivas.

Estos productores buscan recursos en mercados con poca aversión al riesgo (como el mercado de valores de Canadá), para viabilizar sus aventuras empresariales, lo cual tiene por efecto que no tengan acceso a recursos propios para la financiación de las actividades de exploración y producción, y que las inversiones ya no sean para determinar de una vez por todas la potencialidad del campo, sino que es un proceso por etapas, donde el cálculo de las reservas probables evoluciona en la medida que se van haciendo más inversiones, y estas inversiones se dan en la medida que se consiguen recursos; en otras palabras, el desarrollo del potencial de los campos, depende la financiación que la empresa vaya encontrando en el mercado.

Los mercados a su vez (Toronto, Nueva York, Londres, Hong Kong, etc), tiene a su vez unos parámetros para determinar la forma como las de producción de gas que captan recursos en esos mercados, deben cumplir para poder anunciar dichas reservas, y que buscan darle transparencia a los mercados. En términos generales, para que estos productores de gas puedan obtener esos recursos en los mercados, requieren certificar las reservas de gas, tener las facilidades para explotarlas y, además, tener los mercados, es decir, los contratos con los compradores de gas, quienes para comprar requieren infraestructura de transporte.

La queja de este tipo de productores pequeños era entonces que no podían llegar a los mercado, porque no había suficiente capacidad de transporte.

En segundo lugar, los transportadores que tienen que hacer las inversiones, requieren algún grado de certidumbre respecto de las capacidades de los campos que van a conectar, los cuales, como dije antes, nunca son claros en razón a la forma como se financian.

Así, si los transportadores expandían la capacidad de transporte para conectar nuevos campos de producción, pero esos campos no tenían el nivel de reservas necesario para viabilizar financieramente y a una tarifa razonable el gasoducto, hacia poco probable que esa expansión se diera, básicamente porque el transportador, salvo acuerdo en contrario, tenía que asumir la pérdida respectiva.

Este círculo vicioso según el cual, no había aumento de reservas de gas porque no había mercados, y no había mercados porque no había infraestructura de transporte, y no había infraestructura de transporte, porque no había reservas, fue el centro de la discusión durante los últimos 7 años entre Productores, transportadores y CREG.

La CREG entonces, buscando una solución al problema crea dos figuras que si bien son parecidas, desde el punto de vista legal y regulatorio son completamente diferentes.

EL GASODUCTO DE CONEXIÓN

De un lado, si bien el principio es que los transportadores siguieran haciendo la infraestructura de transporte, le dio la posibilidad al productor de hacer gasoductos de conexión para poder sacar sus reservas de gas a los mercados. Esta figura, llamada “Gasoducto de Conexión, y que se encuentra regulada en la Resolución CREG 033 de 2018, permite que el Productor tenga una excepción a las reglas de integración vertical (El productor no puede ser transportador), dentro de unos límites claros.

EL GASODUCTO DE TRANSPORTE DE OPEN SEASON

De otro lado, creó la figura del “Open Season” (Que es un anglicismo utilizado inicialmente para denotar las temporadas donde era posible la caza de animales), para desarrollar la posibilidad que un Promotor, pudiera estructurar el desarrollo de infraestructura, por fuera del marco regulatorio, pero dentro de las reglas previstas en la regulación, una especie de “sand box” o arenera, enfocada a la actividad de transporte de gas, para que los particulares presentaran una solución de sector privado.

El Open Season busca resolver los problemas de conexión de tubos de transporte y de nuevas fuentes de suministro al sistema, permitiendo que las partes pacten la tarifa, distribuyan los riesgos y en general, puedan determinar las condiciones sobre las cuales se construiría una nueva infraestructura de transporte.

DESPUES DE ESA INTRODUCCION, ¿CUALES SON LOS EVENTOS INTERESANTES DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA?

Pues bien, los eventos a los que me referí al principio del documento, asociados a dos empresas del sector de gas, son los siguientes:

Canacol es una empresa de producción de tamaño pequeño (comparativamente por lo menos con empresas que tradicionalmente venían invirtiendo en el país como Chevron o BP), que tiene campos de producción del gas en el sur de Córdoba, en la región del Valle Inferior del Magdalena, región que, según los expertos, tiene un gran potencial de producción de gas.

Canacol ha anunciado, tanto a los medios como a los mercados de valores, que tiene grandes reservas de gas, que teóricamente no puede desarrollar porque el mercado de la costa atlántica (su mercado natural) esta copado, y porque requiere una conexión a los mercados del interior, que según las proyecciones podrían tener problemas de suministro a partir del año 2024-2025.

Considerando lo anterior, Canacol había anunciado un Gasoducto de Conexión hasta el mercado del interior, gasoducto éste que nunca ha resultado muy claro como lo iría a financiar, cual sería el trazado, ni tampoco si cumplía con las condiciones establecidas por la CREG en la resolución antes mencionada.

Promigas, que es una empresa de transporte con una experiencia de 45 años, recientemente anunció un gasoducto de transporte, a través del esquema de “open season”, que conectaría el sur de Córdoba, con un punto en el sistema de interior en el Gasoducto de Transmetano, para atender el mercado de Antioquia y del interior del país, como se muestra en la siguiente gráfica:

[2]

La situación plantea temas muy interesantes tanto para la institucionalidad del sector de gas, como para los agentes y los terceros que pudieran estar interesados.

IMPLICACIONES PARA CANACOL

En primer lugar, para Canacol el anuncio de Promigas debería ser maná del cielo y en ese sentido, ser muy bien recibido, en el sentido que ya tendría un gasoducto para sacar las reservas de gas que viene anunciando en medios, y al mercado de valores local y de Canadá, particularmente en la Bolsa de Toronto.

En segundo lugar, es claro que el hecho que Promigas ponga todo el capital para construir el gasoducto, le libera recursos que puede concentrar en sacar las reservas de gas que dice tener, de manera que estén listas para el año 2024, que es cuando se espera que el gasoducto de Promigas esté operativo.

En tercer lugar, los accionistas de Canacol deben estar felices, más si se considera que Promigas no requiere recursos de esa empresa para construir el gasoducto, asumir el riesgo constructivo y demás, sino simplemente la suscripción de los contratos de transporte y la suscripción de las garantías respectivas.

IMPLICACIONES PARA PROMIGAS

Para Promigas por su parte, el anuncio de la construcción del gasoducto, implica un cambio de paradigma importante, que debería ser visto con atención por parte del mercado.

Promigas en primer lugar, según el evento virtual de lanzamiento del proyecto, está viendo que existe un potencial de gas importante en el Valle Inferior del Magdalena (lo cual no es una noticia nueva), que está en manos de varios productores, no solamente de Canacol, que podrían reservar capacidad en el gasoducto, para viabilizar inversión en nuevas reservas de gas.

En segundo lugar, frente la demanda, Promigas está viendo que a partir del año 2024 puede presentarse un déficit de gas, que pudiera ser resuelto con las reservas de gas del Valle Inferior del Magdalena, haciendo uso del gasoducto de transporte que se proyecta construir, es decir, resolviendo un problema antes de que este ocurra.

Para la demanda el gasoducto es sin duda una oportunidad interesante, mucho más atractiva que el gasoducto de conexión que Canacol pensaba construir, entre otras razones por las siguientes:

  • El gasoducto del Open Season no amarra a que la demanda tenga que comprarle a un Productor (como si pasaría en el Gasoducto de Conexión).
  • Derivado de lo anterior, la demanda podría escoger entre los diferentes productores del Valle Inferior del Magdalena, lo que en teoría debería derivar en mejores precios de gas.
  • En la medida que la capacidad de transporte no pertenece al Productor (como si pasaría en el gasoducto de conexión), la demanda puede disponer de dicha capacidad en los mercados de gas, en caso que no la requiera, total o parcialmente.
  • El gasoducto de sería de transporte, y por ende, sujeto a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos.

Dicho lo anterior, quedan algunas preguntas en el ambiente, que solo el tiempo responderá, algunas de las cuales pongo de presente así:

  • ¿Seguirá Canacol interesado en desarrollar un gasoducto de conexión, pudiendo utilizar el de Promigas, sin comprometer recursos propios y capacidad de endeudamiento?
  • En caso afirmativo entonces ¿Cuál sería la razón, si en teoría el gasoducto que haría Promigas resuelve sus principales problemas y le permite concentrar sus recursos en desarrollar reservas?
  • ¿Reaccionará la demanda, adquiriendo esta capacidad futura de transporte?

[1] Para mayor información, recomiendo ver el siguiente documento: Reyes, Marta Lucia y otros. “El Plan de Masificación del Consumo de Gas Natural en Colombia: Una década de aciertos y errores”. Universidad de los Andes. Disponible en https://repositorio.uniandes.edu.co/bitstream/handle/1992/10676/u258928.pdf?sequence=1&isAllowed=y

[2] Tomado de http://www.promigas.com/Es/Documents/Caracteristicas_del_Proyecto.pdf

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GOOD NEWS FOR THE PACIFIC REGASIFICATION PLANT PROJECT IN COLOMBIA

Still the risk persist regarding the project legal and regulatory arquitecture of the project still persists

Angel Castaneda M (acastaneda@palacioslleras.com)

Everyone was very surprised with the news coming from UPME, formally opening the bid rules for interested parties to formulate questions about the process.

It was a surprise basically because the project was literally in someone’s drawer, for about a year and half, which for many was a clear sign that the government had lost interest in the project, and therefore it wasn’t going to be a reality.

For many interested parties in the project, the delay previously noted was certainly bad news because all the compromises that everyone made assuming that the project was required for 2022, were either on hold or dissolved, which may affect the number of people that are interested in the project or the its cost.

Moreover, the project was attacked by a series of public actions in some of the courts in Colombia; the first one was an “acción Popular”, that was directed to affect the project on the basis of morality; the second one was a public action known as an «annulment action» which was directed to declare all the decrees and resolutions that sustain the project as illegal and unconstitutional.

Today however, we have received good news from the Consejo de Estado, the Highest Administrative court in Colombia, that denied the provisional suspension of the process (a kind of injunction to suspend the process while a final decision is taken), solicited by the claimant of the annulment action that is being reviewed in that court.

This is certainly good news for every interested party, because it shows that the claimant´s arguments presented in the annulment action, were not enough to actually implement the injunction solicited by the claimant, and obviously affecting the interests that the claimant might be representing, considering all the actors that would be affected if the project becomes a reality, such as local natural gas producers, that might be financing such quest.

However, is early to claim a victory, no matter the final result of this specific battle; from our review of the annulment action there are two claims that might have some real possibility to become successful; the first one is that there is a contradiction between the law that rules the process, and the decrees and resolutions that were implemented by the Ministry of Mines and Energy, CREG and UPME for the tendering process, which even though might be a formal argument, it will be easy to understand and therefore easy to grant.

The second argument is based upon the difference between a tax and a tariff (the price that a public utility charges its users for the provision of the services), which is certainly something worth reviewing in this specific matter, considering that the final user that is paying for the infrastructure, might not be using it at all, which is not the same as saying that he or she does not need it in the near future, because certainly there is a possibility that the country will go short on natural gas reserves to attend the whole national demand.

However, this also means that the public action that the claimant presented before the Consejo de Estado, it is still a huge risk for the tendering process, and if the regasification infrastructure is effectively granted before the final decision of the Consejo de Estado, and if such Court sides with the claimant argument, then there is a huge problem regarding the financial closing of the project for everyone interested on it.

It might be prudent for the Minister of Mines and Energy to ask the Consejo de Estado for a quick and final decision, to determine whether the general design implemented to facilitate the project was set within the legal parameters, and therefore, to have enough time to change them accordingly in order to implement the project that is certainly a need for Colombia.

Please let us know if you need further information regarding this project or the decisions that the Consejo de Estado made today.

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SUBASTAS DE ENERGIAS RENOVABLES

“De eso tan bueno no dan tanto”

Por Ángel Castañeda M

Estudios Palacios Lleras

Debo empezar estas líneas diciendo que este documento es el producto de la curiosidad que me despertó los resultados de la subasta de energías renovables en Colombia, particularmente del precio, seguido de la forma tan sigilosa como el Gobierno Nacional ha manejado la información asociada a al proceso.

En efecto, el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, anunció el éxito de la Subasta de Contratos de Largo Plazo, a partir de la cual se vincularon a la matriz energética 1.398 MW de capacidad instalada de energía renovable, con 6 proyectos eólicos y 2 proyectos solares. La Ministra de Minas y Energía lo anuncio así en su presentación en el Congreso del MEM:

Estos proyectos, según la Ministra, fueron adjudicados a un precio promedio de $95 KWh, al cual habría que sumarle el Cargo por Confiabilidad de aproximadamente $60; la Ministra hizo en anuncio en MWh con la siguiente imagen:

Y es en este punto donde me llamó la atención del precio, fundamentalmente porque resultaba muy por debajo de las expectativas que me había formado a partir de la revisión de algunos planes de negocio de este tipo de proyectos, por lo que me di a la tarea de investigar los resultados, y es allí donde me surgió el segundo motivo de curiosidad ¿Por qué razón no están publicados los resultados de la subasta, de manera accesible para propios y extraños, como debería ser en cualquier proceso público?  Finalmente, juntando fotos de amigos de presentaciones públicas, las memorias de congresos del sector y la poca información oficial, tuve la información suficiente para escribir estas líneas.

Descripción del Problema

Para entender el problema, es importante tener en cuenta que Colombia, a pesar de tener una de las matrices energéticas más verdes y renovables del planeta, se planteó como reto la inclusión de energías de fuente renovables no convencionales, es decir, eólicas, solares, geotérmicas, etc.

El reto, sin embargo, no está exento de obstáculos, siendo el más crítico e importante, que a nivel internacional, la forma como estas tecnologías se han involucrado en las diferentes matrices, ha sido a través de contratos de “PPA” o “Power Purchase Agreements”, o “Contratos de compraventa de energía de largo plazo”, que en el entorno colombiano normalmente son gestionados por los particulares, asumiendo su propio riesgo. La pregunta era entonces para las autoridades energética era ¿Cómo hacer para compatibilizar la práctica internacional con el mercado colombiano y el marco regulatorio vigente?

La respuesta al interrogante anterior fue un poco impuesta, es decir, el Gobierno Nacional (ni el anterior ni el actual), no se preocupó mucho por la institucionalidad del sector y decidió de un lado, adjudicarse funciones de regulación propias al Ministerio de Minas y Energía, y de otro lado, obligar a los comercializadores a comprar energía mediante la inclusión del artículo 296 del Plan Nacional de Desarrollo (al cual nos referiremos con posterioridad).

A partir de lo anterior, el Ministerio de Minas y Energía se dio a la tarea de estructurar una primera Subasta de Energías Renovables, que resultó fallida por no cumplir los requisitos de competencia, que garantizaran que la Subasta reflejara el precio de mercado de ese tipo de energía.

Sin perder mucho tiempo, el Ministerio de Minas y Energía se dio a la tarea de diseñar una segunda subasta, con los siguientes cambios principales:

  • El día de energía, se dividió en tres bloques, como se verá en detalle más adelante.
  • Las empresas generadoras debían ofertar contratos en cualquiera de esos bloques, en contratos “Pague lo Contratado”, donde el vendedor se obliga a entregar determinadas cantidades de energía y el comprador a pagarlas, sin importar si hace uso de la misma.
  • La Subasta tendría dos etapas; una donde se buscaría que la oferta y la demanda coincidiera, y  otra, llamada “Mecanismo Complementario”, de carácter obligatoria, donde aún los que no participaron en la subasta, tenían (y tienen) la obligación de comprar energía, aún y cuando no la necesiten o no puedan pagar por ella.

El esquema tenía varios asuntos que los oferentes (los generadores de energía renovable) debían superar; el primero y más importante, es que la energía renovable es intermitente, esto es, nadie puede saber si el viento va seguir soplando o no, en que días, o incluso en que horas durante el día, o si, aún en día de verano, el día está nublado y por lo tanto no hay energía solar; esto es un problema, porque los compromisos que los generadores deben asumir era sobre una cantidad cierta de energía, que debían entregar con independencia que puedan generar o no.

El segundo asunto para resolver tenía que ver precisamente con el precio de la oferta, considerando que el país, tiene un comportamiento de consumo determinado.

El resultado del esquema planteado por el Gobierno Nacional en las reglas antes mencionadas, los incentivos explícitos e implícitos en el mismo, las preocupaciones de los generadores y la demanda, dieron como resultado la Subasta, y estas son algunas de las conclusiones que se pueden sacar:

El precio de la subasta fue bajo pero no refleja el costo real de lo que tendrá que pagar el usuario final por la inclusión de dichas energía en la matriz energética

Para explicar este punto, es importante tener en consideración el funcionamiento de la subasta, que paso a explicar de la siguiente manera:

Como se dijo con anterioridad, la subasta contemplaba la posibilidad que los Generadores (los agentes que tenían proyectos eólicos o solares) se pudieran presentar, participando en uno o en todos los Bloques horarios fijados para el efecto; así, cada día fue dividido de la siguiente manera:

Bloques de Energía diseñados para la Subasta

La curva de demanda en Colombia [1] es de la siguiente manera:


[1] Tomado de https://www.xm.com.co/Paginas/Consumo/historico-de-demanda.aspx consultado el día 9 de Noviembre de 2019 a las 4:00 PM.

Las líneas muestran como es el consumo por día de energía en Colombia, donde los sábados y domingos hay diferencias importantes por obvias razones.

Dado que la capacidad instalada de generación en Colombia (lo que podemos generar en un momento dado) es del orden de los 16.000 MWh, es obvio que en las horas donde la demanda es baja (es decir, consumimos poco) que es entre las 12:00 AM y las 7:00 AM, la energía es generalmente barata, y el precio horario empieza a subir durante el día, teniendo picos a las 12:00 PM, y luego otro a las 8 PM.

Dada la regla de la Subasta de poder ofertar en uno o en todos los bloques, era previsible en primer lugar, que las plantas solares ofertan en el Bloque 2, que son las horas donde se espera que la energía solar las alimentara, y que las eólicas se ubicaran en cualquiera de los tres bloques, considerando la energía que le arrojaran los históricos de las lecturas de vientos, que normalmente tienen estos proyectos.

Pues bien, lo que hicieron muy inteligentemente los agentes generadores que participaron como vendedores, fue vender donde la energía era barata y casi innecesaria, y dejar de vender donde la energía era cara y realmente necesaria. La siguiente imagen, tomada de una presentación que hizo el Director de Regulación de Energía del Ministerio de Minas y Energía, explica lo anterior:

No pude conseguir la presentación oficial del funcionario, por no estar ni en Minenergía ni tampoco en la Memorias del Congreso de Energía Mayorista, pero como se muestra pareciera ser suficiente.

La gráfica refleja que la Oferta participó en un 68% en el Bloque 2, 27% en el Bloque 1 y casi no tuvo participación en el Bloque 3 (5%), lo cual refleja un comportamiento estratégico de los oferentes, que me permite concluir que el precio anunciado de $95 es el precio de la subasta, pero no es el precio que van a tener que pagar los usuarios regulados por esa energía, por las siguientes razones:

En primer lugar, porque en el Bloque 1, no se requería energía y esta era muy barata, probablemente más barata que lo que se ofertó, por lo menos en periodos donde no se presente el Fenómeno del Niño. En ese sentido, los oferentes claramente jugaron en el escenario seguro, porque en caso no poder construir el parque (eólico en este caso), pueden comprar energía más barata en el mercado, y venderla al precio del contrato. Aclaro que esto es el resultado de los incentivos incluidos en las reglas de la Subasta, y en ese sentido, es un comportamiento racional y completamente entendible por parte de los agentes generadores.

En el Bloque 2 claramente el precio fue superior al promedio, y la participación puede explicarse porque era la única opción que tenían las plantas solares, que obviamente concentraron su oferta en ese Bloque específico. En este bloque el riesgo es mayor, porque el precio de mercado de la energía es más caro, pero podría explicarse porque los parques solares no tienen las complicaciones ambientales y sociales que si tienen los parques eólicos.

En segundo lugar, la poca participación en el Bloque 3, implica que los generadores van a vender a Precio de Bolsa (y no al precio del Contrato de $95), que claramente puede ser varias veces mayor al del Bloque 1.

Lo anterior se muestra en la siguiente gráfica, presentada por el Ministerio en Congreso MEM 2019:

Los agentes entonces, ofertaron un precio bajo en el Bloque 1, no ofertaron el Bloque 3, pudiendo vender en el Bloque 3 al precio de bolsa, que es el más alto del día, sin correr ningún riesgo de contrato (es decir de entregar una cantidad específica de energía); en otras palabras, cubrieron su riesgo, y resolvieron a través del mercado, las complicaciones con las que tenían que lidiar en razón al tipo de contrato (Pague lo Contratado) y al esquema de Bloques planteado por el Minenergía.

Sin perjuicio de lo anterior, el precio que la demanda, es decir, los usuarios, vamos a tener que pagar por esa energía, no es de $95 KWh, sino uno mayor, que no es posible calcularlo con la información existente.

La cantidad de energía que se vincula se apalanca en la demanda regulada (pequeños usuarios) quienes tendrán que pagar por las ineficiencias que estas energías tendrían

Ahora bien, a lo anterior es necesario sumarle un elemento adicional, que tiene que ver con la forma como la vinculación de los generadores de energías renovables no convencionales se apalanca totalmente en el usuario regulado, lo que implica que cualquier ineficiencia del esquema de subastas, termina siendo asumido por el usuario final; veamos:

La Resolución CREG 129 de 2010, reglamentó la forma como los comercializadores irían a trasladar los costos de los Contratos de Largo Plazo derivados de las Subastas de Energía Renovable al usuario final, señal ésta que era necesaria, en razón a que no estaba prevista en el marco regulatorio. El problema, es la incompatibilidad entre los productos ofertados en la oferta de la subasta de contratos de largo plazo y los requerimientos de la demanda.

Así, para la energía regulada, tener energía concentrada en el Bloque 1, cuando existe capacidad instalada de generación sobrante, y no tener en el Bloque 3, implica que a la Demanda le están ofreciendo un producto cuando no lo necesita, y no se lo ofrecen donde si lo necesitaba. Esto resulta particularmente crítico para los agentes del denominado “Mecanismo Complementario”, que aún sin haber participado en la Subasta, son obligados a comprar la cantidad de energía ofertada que no pudo ser colocada en la Subasta.

Para los agentes que el Mecanismo Complementario los obliga a comprar energía, y que tenían contratos previamente suscritos, les va a implicar asumir una pérdida por la venta de energía en horas donde el precio de bolsa es muy inferior al precio de compra.

Si bien el regulador en la Resolución 129 de 2019 permite transferirle el costo al usuario final, esto solo aplica para la energía derivada de la subasta, pero no de la energía ya contratada; en ese sentido, un agente comercializador que fuese responsable y tuviese una buena porción de su demanda contratada previo al Mecanismo Complementario, la obligación de comprar energía que no necesita, le genera pérdidas sobre las cuales el Estado va a tener que responder.

El Gobierno Nacional se justifica en el artículo 296 de la ley del Plan Nacional de Desarrollo, que introdujo la obligación para los comercializadores para que por lo menos entre el 8% y el 10% de la energía que adquieran en el mercado, fuera de fuentes renovables no convencionales. El texto del artículo señala lo siguiente:

“Artículo 296. Matriz Energética. En cumplimiento del objetivo de contar con una matriz energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de emisiones de carbono, los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía provengan de fuentes no convencionales de energía renovable, a través de contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la regulación establezca. Lo anterior, sin perjuicio de que los agentes comercializadores puedan tener un porcentaje superior al dispuesto en este artículo.

El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad a la que este delegue, reglamentará mediante resolución el alcance de la obligación establecida en el presente artículo, así como los mecanismos de seguimiento y control, sin perjuicio de la función sancionatoria de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD). Las condiciones de inicio y vigencia de la obligación serán definidas en dicha reglamentación.”

El artículo, en la forma como fue aprobado por el Congreso, busca claramente darle al Gobierno los mecanismos para que los comercializadores puedan sustituir una parte de sus proveedores de energía (que actualmente tienen en parte energía renovable convencional y no renovable), por los nuevos generadores 100% renovables y no convencionales.

Sin embargo, el Gobierno Nacional fue más allá; si bien creó un mecanismo en el cual tanto la oferta como la demanda participaron, para adjudicar Contratos de Largo Plazo (15) años, que en ese sentido, son de completamente voluntarios, y por lo tanto el generador quería vender, como el Comprador quería y podía participar, a renglón seguido, introdujo un “Mecanismo Complementario” a partir del cual, obligó a los comercializadores a suscribir contratos de energía de largo plazo (15 años) aún y cuando éstos no hubiesen participado en el proceso de subasta,  o no requirieran dicha energía. Ese mecanismos complementario, al tener efectos colaterales, y no ser voluntario, implica un ejercicio de la facultad reglamentaria muy por encima de las facultades que le otorgó el artículo 296 del PND antes trascrito.

Por ejemplo, asumamos que un Comercializador tiene una demanda diaria, que tiene un comportamiento horario como el que se muestra a continuación:

Para cubrir esa demanda, el Comercializador tenía previamente contratado para por lo menos uno de los años de la Subasta, la siguiente capacidad contratada para un día determinado:

El Mecanismo Complementario implicaba que la UPME evaluara si había Oferta no asignada después de la Subasta de un lado, y de otro si los Comercializadores aún tenían capacidad de contratación para su demanda regulada, es decir, si tenían espacio de compras en bolsa; el objetivo entonces era que en vez de comprar en bolsa, adquirieran contratos de largo plazo de energía renovable no adjudicada en la Subasta, lo que en principio suena bien, si la oferta satisficiera la necesidad de la demanda, lo cual, dada la estructura de bloques de la subasta, no es el caso. Veamos:

Si tomamos el ejemplo del Comercializador anterior, y a través del Mecanismo Complementario le asignaran capacidad de  energía de contratos de largo plazo, implicaría que al Comercializador estaría obligado a comprar energía en las horas del día que no necesita, y en cambio, le dan menos energía donde más lo requiere. Gráficamente esto puede verse de la siguiente manera:

Lo anterior se puede ver de manera integrada así:

Como se desprende de la gráfica, para el Bloque 1 el comercializador ya tenía unos excedentes que la demanda regulada no iba a asumir, y la asignación obligatoria le empeoró su situación, teniendo que vender lo que ya estaba contratado a pérdida; para el Bloque 2 tiene excedentes, aunque las posibilidades de venta aumentan en la medida que hay más demanda; el Bloque 3, que es donde más tenía capacidad de absorber capacidad contratada, le asignan mucho menos que los dos bloques anteriores.

La transferencia al usuario de los Contratos de Largo plazo establecida en la Resolución CREG 129 de 2019, no resulta suficiente para resolver los excedentes, fundamentalmente porque la regulación quedó con dos productos diferentes; uno compuesto por los contratos de largo plazo de la subasta y el Mecanismo Complementario, que se transfieren al usuario regulado, y otro con todos las demás compras, que solo se transfieren al usuario cuando la compra es eficiente, lo que implica que el comercializador tendría que asumir las pérdidas.

Lo que implica lo anterior, es que el Producto de la Subasta, ante un comportamiento estratégico de los agentes generadores, implicó que no fueran compatibles con las necesidades de la demanda, lo que podría resumirse en decir que les ofrecieron lo que no necesitaban, no les ofrecieron lo que si necesitaban, pero igual el Ministerio los obliga a adquirir el producto para viabilizar el proyecto de generación.

Esto resulta violatorio del derecho de libertad de empresa, del derecho de propiedad y del principio de eficiencia en la prestación de los servicios públicos, y podría poner en grave riesgo los contratos que se celebren bajo ese mecanismo, salvo que el Ministerio y la CREG resuelvan el entuerto.

Conclusiones

De todo lo anterior es posible concluir lo siguiente:

  • Sin duda el Ministerio de Minas y Energía logra en el papel, la vinculación de una cantidad importante de energía renovable no convencional, pero no sabemos aún a que costo, y si el esquema valió la pena.
  • Los proyectos de generación deben ser construidos, y eso requiere un acompañamiento comprometido de las autoridades; si los proyectos no se construyen, los generadores se convierten inmediatamente en comercializadores de energía.
  • El precio de $95 promedio por kilovatio/hora, si bien puede ser el resultado de la subasta, no es el precio que el usuario final va a pagar por esa energía.
  • Los agentes generadores particularmente Eólicos, participaron de manera estratégica en la subasta;  ofreciendo energía en los bloques donde menos se requería (Bloques 1 y 2) y donde es posible conseguirla más barata en el mercado spot, y no ofreciendo en el Bloque 3, que si se requería, y donde era más barata; esto implica que dichos generadores van a ofrecer en las horas del Bloque 3 al precio de bolsa, que en tiempos de hidrología normal puede estar entre $150 y $300 por KW/h, y en épocas de niño puede subir a $800 pesos, precios que son muy superiores a los que públicamente se afirma que fueron los precios a pagar por la vinculación de este tipo de energías.
  • El diseño por Bloques, sin ningún tipo de condición, fue el que permitió el comportamiento estratégico de la oferta, y en ese sentido, tiene que ser repensado para las próximas subastas, si es que estas tienen lugar.
  • El Mecanismo Complementario introducido por el Ministerio de Minas y Energía, para forzar a todos los comercializadores a contratar la energía sobrante de la subasta, sobrepasa las facultades legales otorgadas al Ministerio de Minas y Energía a través del Plan Nacional de Desarrollo, y sobre todo, entre contradicción directa con el principio de eficiencia en la prestación del servicio.
  • Obligar a la demanda a suscribir este tipo de contratos, a la luz de los deberes establecidos en la Resolución CREG 080 de 2019, implica que los agentes deban demandar los actos administrativos y los contratos, para cumplir con su deber de mandatarios.

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EVOLUCION TECNOLOGICA EN EL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO


El negocio del Almacenamiento de Energía Eléctrica

En la teoría económica existe el término “destrucción creativa”, que inicialmente fue usado conceptualmente por Marx para mostrar la fuerza “negativa” con la que operaba el capitalismo para destruir el statu quo de un mercado o una actividad, y que en época más reciente, el término ha sido utilizado por economistas como el austriaco Joseph Schumpeter, para demostrar una permanente evolución de los mercados, mediante la destrucción del orden existente y la creación de un nuevo orden, que a su vez permite una evolución de la riqueza.

En mercados no regulados (que son la mayoría), esto generalmente ocurre por innovación o por evolución tecnológica, que al permitir que una actividad sea más eficiente o permitir una mayor eficiencia en el uso de un recurso, deja obsoleta la anterior, como ocurrirá por ejemplo con la entrada delos vehículos no tripulados en la industria del transporte, o como ocurrió en el pasado con la invención de los ascensores.

Esa destrucción creativa, como todo acto de destrucción,deja víctimas importantes, personas que se quedan sin trabajo, que deben adquirir conocimientos diferentes, o como dicen hoy en día “reinventarse” para continuar vivo, adaptarse al medio, como lo diría Darwin.

En materia de energía eléctrica, que es un negocio que es considerado un servicio público, y por ende, con un interés del Estado por regularlo, si bien han existido evoluciones tecnológicas, no todas han sido lo suficientemente importantes para ser consideradas como “game changers”, salvo tal vez la invención del ciclo combinado en la generación térmica.Recientemente, sin embargo, con la entrada de tecnologías para el uso de recursos renovables (energía solar, eólica, cinética, etc) y de los problemas que estas tienen en materia de confiabilidad, es posible que estemos en los albores de un cambio muy importante.

 ¿Qué tiene que ver Schmpeter y su destrucción creativa con el tema?

Básicamente que para poder viabilizar la entrada de esa tecnología limpia, para el uso recursos renovables, es necesario resolver un problema crítico, que es su falta de confiabilidad; por ejemplo, cuando una casa, un poblado o una ciudad, que dependen de la energía solar, no tienen energía en la noche o en días lluviosos.

La respuesta pareciera estar en las baterías, es decir, en la instalación de equipos que capturan energía durante un tiempo, y que la reintegran al sistema cuando es necesaria; en el caso antes mencionado de la energía solar, las baterías capturan los excedentes de energía generados por las plantas solares, y las devuelven cuando el sistema los requiere, por ejemplo,cuando el día esta lluvioso.

Hasta hace poco el tema era una teoría, pero sucedió algo muy interesante; Elon Musk, dueño de Tesla, de “The Boring Company” y de Space X, aceptó un reto en Twitter, para instalar baterias de Tesla en el Sur de Australia,para evitar un apagón en la región de Victoria.

La región se había quedado sin respaldo de las líneas de transmisión, porque literalmente habían sido destruidas por una tormenta, quedejo a varias poblaciones sin suministro de energía.

Torres de Transmisión en Australia después de un vendaval (ABC News. Tom Fedorowistch)

Mike Cannon, un empresario australiano publicó en Twitter el problema, y Musk, que está acostumbrado a asumir retos, le dijo que la solución era instalar baterías, con la tecnología queTesla producía; Cannon lo retó, y recibió como respuesta, que Tesla instalaríalas baterías 100 días después de firmar el contrato. El dialogo por Twitter fue así:

En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.

Elon Musk

En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.

Hasta aquí la parte anecdótica, que a mi por lo menos, me parece entretenida. La parte en la que se relaciona con el sector eléctrico es más interesante aún.

En efecto, en primer lugar, las baterías cumplieron con su propósito fundamental, que era evitar un apagón, al ser instaladas en un tiempo record, mientras se restablecían las líneas de transmisión; en segundo lugar, la planta de baterías ha demostrado ser mucho más eficiente en la proveeduría de servicios auxiliares que las plantas hidráulicas y térmicas, fundamentalmente por su capacidad de reacción, y a un menor costo y en tercer lugar, ha servido para controlar el precio del mercado, en la medida que captura la energía cuando es barata, y la utiliza cuando el precio empieza a subir, por encima de cierto nivel.

Y es aquí donde empieza el germen de la “destrucción creativa”; en la medida que las baterías sigan bajando de precio, que la tecnología mejore su eficiencia (la cantidad de energía que reciben para almacenamiento vsla que inyectan), estas podrían llegar al Nirvana eléctrico, donde la energía sería prácticamente gratis, y por supuesto, los demás agentes y tecnologías pasarían a la historia; esto sin embargo no va a pasar probablemente en este siglo, pero pasará.

Para todos los países, la irrupción tanto de las tecnologías para el uso de tecnologías renovables, como de almacenamiento representa un reto, fundamentalmente porque el sector eléctrico, que como dije con anterioridad es considerado como un proveedor de un servicio público, y como tal, está sujeto a la regulación del Estado.

El reto consiste entonces en establecer la forma como el tema se debe abordar desde el punto de vista de regulación y derivado de esto se presentan preguntas obvias pero necesarias como:

  • ¿Es necesario regular el almacenamiento de energía?
  • En caso afirmativo ¿Cómo debería regularse?
  • Teniendo en consideración los agentes de cadena ¿Debería ser un agente diferente de los existentes o debería ser parte de uno de ellos?
  • ¿Debe ser el almacenamiento definido por el Estado en temas como cuando, como, quien lo construye y de que manera, o debería dejarse al sector privado y mas bien facilitar las señales para el efecto?

Pues bien, la CREG acaba de publicar un proyecto de Resolución, donde aparentemente decide este tipo de cosas, que parecieran ser un asunto más de política pública que de regulación.

En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.

En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.

Los seguidores de escuelas de pensamiento del “public choice”estarían preguntándose las razones que llevaron al regulador a tomar semejante decisión, si se evaluaron las alternativas, y cuales son los resultados que se esperan con esto, para poder hacer las métricas de la medida.

Si bien la UPME es una entidad de carácter técnico, y que en sus administraciones recientes ha sido manejada por personas capaces, es claro que esa entidad no tiene una protección institucional, y es susceptible de ser capturada, particularmente por intereses políticos (como ha ocurrido en el pasado), para viabilizar inversiones que pudieran o bien no ser necesarias o no estar bien ubicadas, o simplemente de una dimensión diferente a la prevista por el Estado.

Lo que resulta mas preocupante de la medida, es que el regulador “adjudicó” la actividad de almacenamiento a la de transmisión, impidiendo tácitamente que otros agentes puedan participar en la actividad, lo cual no pareciera lógico, y claramente no está sustentado (no existe documento soporte a la fecha de publicación de este documento).

No pareciera lógico, porque claramente el poder del almacenamiento dentro de la cadena de energía eléctrica, como lo demuestra la experiencia de Musk y otras existentes en el mundo, compite con otros generadores de tecnologías tradicionales, al actuar no solamente como un controladorde precios (descarga la energía cuando el precio de la energía sube) y dentro delespectro de servicios auxiliares.

Ojalá la SIC, particularmente las personas que ejercen funciones de abogacía de la competencia puedan ver el tema, y arreglarlo para quecrear incentivos perversos para los transmisores.

La Resolución está para comentarios, y es el tema de moda en el sector eléctrico, conjuntamente con otros temas de tecnología, que ameritarían discusiones de fondo, que trataré de abordar en otra oportunidad.

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SUBASTAS DE GAS NATURAL ¿ÁNGEL O DEMONIO?

25 de junio de 2013

SUBASTAS DE GAS NATURAL

¿ANGEL O DEMONIO?

 

Por Ángel Castañeda Manrique

El sector de gas natural en general, está pendiente de la suerte de la aprobación del nuevo reglamento de comercialización de gas natural, propuesto por la CREG en la Resolución 113 de 2011, en la cual se ordenaba el mercado, y se introducía por primera vez conceptos de regulación modernos para determinar el precio del gas, como son las subastas.

La Resolución en comento, es sin lugar a dudas, una de las que más estudio y sustento ha tenido en la historia de la CREG, para la cual se evaluó no solo el estado de arte a nivel internacional, sino que además se identificaron las mejores prácticas posibles.

A pesar de lo anterior, la CREG en el camino de la aprobación, se enfrenta a un enemigo que normalmente no tiene tanta capacidad de lucha, y que viene presionando al Gobierno Nacional para la implementación de una serie de “ayudas” que le permita teóricamente enfrentarse de mejor manera a los tratados de libre comercio suscritos por el país; ese enemigo no es ni más ni menos, que la ANDI, que además es un protagonista principal en los diálogos de paz de la Habana.

El argumento de la ANDI, es que la experiencia de las subastas de gas ha sido nefasto, y permitió en el pasado que se cerraran precios de gas del orden de los U$6 y U$9 dólares, y por tanto, si la CREG insiste en el asunto, el precio actual del gas libre no sujeto a precio máximo regulado, subiría a los mismos niveles.

La verdad es que las subastas que propone el regulador, nada tienen que ver con las subastas hechas con antelación, como se desprende del siguiente cuadro comparativo:

Tema/Subasta Subastas anteriores Subastas CREG
Tiempo de Subasta Varias definidas por cada   agente Una sola al año.
Tipos de Contrato Definido por cada agente Definido para todo el mercado   por productos
Cantidades Parciales por agente Una sola para todo el mercado
Subastador Cada agente Un tercero imparcial
Competencia entre Productores No existe Si existe
Precio de Mercado No se forma Si se forma

Es difícil prever en cuanto saldría el precio del gas en las subastas propuestas por la CREG; lo que es absolutamente cierto, es que los principios más básicos de la microeconomía, indican que cuando la oferta supera la demanda, el precio tiende a bajar, por lo que no es claro de donde saca la ANDI sus temores.

A esto se le suma que los generadores termoeléctricos, que son fuertes competidores por el gas natural, no participarían por los mismos productos que los industriales, y en cualquier caso, sus obligaciones frente al Cargo por Confiabilidad, están respaldadas en su mayoría por combustibles líquidos.

Una evaluación objetiva de las subastas, permitiría afirmar que estas tendrían los siguientes beneficios:

  • Definir un precio de mercado del gas natural en Colombia, según las condiciones de la oferta y la demanda del país, y no según índices internacionales que no tienen una relación directa.
  • Ordenarían el mercado, impidiendo que los productores con poder dominante, abusen de su posición en la medida que solo determinan el precio base de la subasta.
  • Impedirían que los productores de manera individual (coordinada o no) manejen las cantidades que entran al mercado, como un mecanismo para subir el precio.

De manera indirecta también habrían beneficios, no menores desde el punto de vista de bienestar general, como los es que incentivaría la entrada de nuevos agentes y reservas al mercado (ya que el precio no sería definido por el agente con posición dominante sino que sería un precio de mercado), y además, en lo que respecta a la demanda, se daría fin a la discriminación de precios entre mercado regulado y no regulado, sobre un precio promedio que determina de manera unilateral el productor con posición dominante.

Sin perjuicio de lo anterior, es bastante claro que a pesar de las intenciones del grupo de expertos de la CREG, la medida no podría físicamente entrar en vigencia, ya que la implementación de una subasta requiere de una planeación que no tomaría menos de tres meses, tiempo que hoy en día es demasiado largo, si se tiene en cuenta que nadie tiene contratos de gas para los años 2014 y siguientes.

Con independencia de los temores de la ANDI, y del mercado en general, el esquema de subastas propuesto por la CREG, solo tiene de parecido con las nefastas subastas anteriores el nombre, y pareciera que se está confundiendo el demonio de las experiencias pasadas, con el Ángel que propone la CREG precisamente para exorcizar las malas prácticas con que opera el mercado en la actualidad.

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