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LA CRISIS ENERGÉTICA EN TEXAS

LECCIONES PARA CONSIDERAR

Por Ángel Castañeda Manrique

El Estado de Texas en los Estados Unidos, es y ha sido un caso de estudio en materia eléctrica, tanto desde el punto de vista de política pública y de regulación económica, y por supuesto desde la perspectiva de los servicios públicos.

En ese sentido, en esta ocasión, presentaré las características especiales que tiene Texas, las razones por la cuales ocurrió el apagón, los problemas que se desprenden del asunto y por último, las lecciones y los retos que dicha situación determina para el resto del mundo.

¿Porque Texas es especial?

Es un sistema aislado

Normalmente, el diseño de las redes eléctricas, buscan garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio; en otras palabras, que el servicio no se interrumpa, ante cualquier circunstancia.

Una forma de lograr esa seguridad en el suministro, es través de la interconexión con otros mercados u otras zonas, que ante la falla de los sistemas propios, están en disposición de entrar a suplir lo que las fuentes locales no pueden hacer.

Pues bien, Texas es un sistema completamente aislado del sistema interconectado de los Estados Unidos tal y como se muestra en la siguiente gráfica:

Lo anterior se presenta, fundamentalmente por tres razones:

La primera, porque Texas siempre ha creído y querido ser un Estado independiente, y en ese sentido, parte de su “soberanía” es no depender de terceros para suplir el servicio.

La segunda, porque Texas no quiere que sus recursos y en general su sistema, esté subyugado a las normas de carácter federal, que claramente se aplicarían si hubiese un tráfico con otros estados; en ese sentido, en la medida que se mantenga aislado, pueden olvidarse de la FERC y de las autoridades federales.

La tercera, porque Texas es un estado rico en recursos naturales de petróleo y gas, y en ese sentido ¿Para que conectarse con el sistema interconectado americano si tiene las fuentes internas suficientes para abastecer el mercado?

Hay que decir que, hasta el momento, el experimento de Texas había sido exitoso, y en ese sentido, los ciudadanos del Estado estaban orgullosos, no solo de la configuración de su sistema, sino además de su independencia de las autoridades federales en materia de regulación.

Pero si funcionaba tan bien, ¿Qué fue lo que paso?

Pues que el evento que jamás se pensó que ocurriera, en efecto pasó, dejando a más de 4 Millones de personas sin servicio de energía eléctrica, en medio de la peor tormenta de nieve, que bajo la temperatura a niveles record.

En efecto, lo que paso se explica de la siguiente manera:

Cuando se diseña casi cualquier proyecto de infraestructura, normalmente se identifican todos los riesgos que pueden ocurrir, y al mismo tiempo, se implementan las acciones que pueden contribuir a mitigar que esos riesgos en efecto sucedan.

En materia de infraestructura de energía, los diseños de los sistemas eléctricos y de gas, los riesgos son ponderados por la posibilidad de que pasen y la probabilidad de que ocurran; la posibilidad casi siempre existe, pero la probabilidad se determina obviamente de acuerdo con los datos históricos, lo que permite determinar si es alta o no; si el evento es posible, pero no ha ocurrido, pues la probabilidad es baja.

Esos riesgos que se ubican como posibles pero poco probables, son ponderados para determinar si se justifica hacer las inversiones que permitan solucionarlos, asunto que normalmente no se hace, porque resulta mucho más costoso invertir en solucionar el riesgo, que asumir el riesgo mismo de que el evento ocurra, por lo menos desde el punto de vista teórico.

Pero la realidad es otra; cuando el evento posible pero poco probable se materializa, el servicio se deja de prestar, las personas dejan de tener las comodidades que éste les provee, y en ocasiones se pierden vidas y los daños son importantes, tal y como sucedió en este caso.

En Texas, sin embargo, hace precisamente una década, se había presentado el mismo fenómeno climatológico, y a pesar de que varios expertos sugirieron preparase para esa eventualidad, el asunto fue olvidado fundamentalmente por los costos que eso implicaba.[1]

Lo que ocurrió entonces, fue que la temperatura bajo y eso hizo que algunas plantas térmicas a gas, y otras granjas eólicas no funcionaran, al punto que no era posible que generaran energía, y por ende, se causó la interrupción del servicio, sumado a las fallas de algunos sistemas de transporte de combustibles se congelaran en algunos de sus elementos de funcionamiento críticos.

En efecto, la demanda por electricidad se incrementó de manera importante hasta los 69.150 megavatios, lo que causo que aproximadamente 30.000 megavatios cayeran, dejando sin energía a más de 4 Millones de personas que, a su vez, demandaban más energía para calentar sus hogares. Las imágenes que se muestran a continuación, muestran el impacto de la medida:


[1] Texas Monthly. https://www.texasmonthly.com/politics/texas-blackout-preventable/. Tomado el 28 de febrero de 2020.

Vista área del sistema en operación normal
Vista área del impacto del apagón en Texas

El resultado fue 4 días de interrupción del servicio, algunas personas murieron por las bajas temperaturas y muchas viviendas resultaron afectadas por el congelamiento de las tuberías, entre otras muchas cosas.

Si bien el regulador trató de tomar medidas, no tenía las herramientas para hacerlo, precisamente porque no existe un respaldo, bien a través de agentes o bien a través de interconexión. El regulador explicó de esta manera las medidas tomadas.

¿Cuáles son los asuntos que tienen que evaluarse?

Sin duda el caso está siendo objeto de estudio, y dentro de la polarización política que se vive en Estados Unidos, este asunto no ha hecho otro cosa que atizar las diferencias, lo cual dificulta hacer una evaluación objetiva del tema.

Sin embargo, podemos decir que los siguientes aspectos serán objeto de discusión y posiblemente sean los asuntos que ocupen la atención de los próximos meses, una vez recuperado el servicio

Para poder entender el problema es necesario tener en cuenta que Texas tiene una matriz relativamente bien distribuida, tal y como se muestra en el siguiente gráfico:

Del gráfico se desprende claramente que la matriz está muy inclinada hacia los combustibles fósiles, y solo un 28% aproximadamente hacia la energía renovable. Con estos datos, empecemos entonces el análisis:

La desregulación del mercado

El mercado de Texas, es desregulado, esto es, el objetivo fundamental de las autoridades fue el de fomentar la competencia entre los diferentes agentes, de manera que las personas pudieran escoger su proveedor en función del precio. Para el efecto, dejaron a las empresas en casi total libertad.

Los críticos que ubican la causa del apagón en el mercado, aseguran que la competencia llevó a los agentes a bajar costos a un punto donde el riesgo de interrupción del servicio se agravó, y la súbita bajada de temperatura, dejó a los agentes sin formas de reaccionar[1].

Obviamente, desregular un mercado para promover la competencia, y que los usuarios se beneficien de un de menor costo de la energía, es sin duda un objetivo, pero no es el único en materia de servicios públicos, y en ese sentido, puede decirse que una tarifa barata en el corto plazo, no necesariamente es lo que le conviene al usuario en el largo plazo, como lo demuestra claramente Texas.

Es evidente que la competencia, cuando se trata de servicios públicos, debe ponderarse con otros objetivos, los cuales el mercado por si solo no es capaz de asumir, por lo que se requiere algún grado de intervención del Estado, precisamente para tratar de cubrir estos eventos.

El aislamiento del sistema interconectado

El segundo punto que en mi opinión resulta crítico, es si ante las circunstancias, se justifica que el Estado de Texas esté aislado del sistema interconectado.

El punto resulta válido si se tiene en cuenta que, de existir la interconexión, probablemente el evento no hubiese sucedido, o por lo menos no hubiese sido tan prolongado, fundamentalmente porque otros proveedores de otros Estados, hubiesen podido suplir el servicio.

La interconexión, sin embargo, no está exenta de consecuencias; en primer lugar, los Texanos verían un incremento en sus facturas normales, fundamentalmente porque tendrían que contribuir a la financiación de la infraestructura a la cual se conectarían, sin contar con los valores que tendrían que pagar por ese respaldo específico.

Este asunto, sin embargo, no se resolverá por la vía de la discusión técnica, fundamentalmente porque como lo dije con anterioridad, se volvió un tema partidista, en un estado donde existe una clara predominancia Republicana.

El diseño de los sistemas para considerar el cambio climático

Un tercer punto, que parece muy importante como lección para todo el mundo, es que el cambio climático es real, pero sobretodo, impredecible.

Las temperaturas en Texas fueron extremadamente bajas, lo que hace que sus sistemas tengan que prepararse  para una mayor demanda del servicio (lo que implica expandir la infraestructura de generación de energía y la de transmisión entre otras), y para que la oferta realice las inversiones que permitan la generación de energía, aún en momentos críticos.

Una alternativa a la anterior, muy imperfecta, tanto desde el punto de vista práctico como de política pública, es que cada persona, cada usuario, se prepare para este tipo de eventualidad.

Cualquiera de las dos soluciones, antes mencionadas, claramente implicará la inversión de recursos importantes, que se deberán incluir, directa o indirectamente, en el costo del servicio.

El papel de las energías renovables y la falta de seguridad en el suministro

Lo primero que hay que decir en este punto, es que la acusación según la cual, las energías renovables fueron las causantes de la falla, no tiene sustento, o por lo menos, fallaron de igual manera que otras tecnologías que utilizan combustibles líquidos. La falla fue sistémica, y según la Comisión de Servicios Públicos de Texas, el asunto pudo haber sido mucho peor, sino se hubiesen tomado las medidas a tiempo.

Lo que me parece importante, es que la introducción de energías renovables y no renovables, deben tener en consideración nuevos escenarios extremos de operación, para hacer las mejoras tecnológicas que fuesen necesarias.

La sustitución de las fuentes convencionales, por la energía renovable, no es perfecta, en la medida que las fuentes renovables no tienen confiabilidad en ese sentido que su insumo, no es una asunto que el humano pueda contralar, como lo es el viento o el sol; Texas y en general la humanidad, tiene ver virar con mucha rapidez hacia el hidrógeno, que es el elemento más abundante en el universo, pero para eso requerimos enfocar todos nuestros esfuerzos en ese sentido.

El asunto en Texas no es que la energía renovable no sirve, o que no sea viable dentro de la matriz energética; el asunto es como se introduce, de manera que afecte la continuidad del servicio de energía eléctrica.

Los retos que la experiencia en Texas tiene para todo el mundo

Sin duda el primer reto, es evaluar si en realidad el mercado eléctrico, sin la intervención del Estado, cumple con los objetivos del servicio público; esta es una discusión eterna, que como decía Tanzi, corresponde al péndulo de la política.

El segundo reto, es sin duda el cambio climático y lo que este implica para tener sistemas resistentes y resilientes, capaz de absorber situaciones extremas, ya sea de calor o sequia, de extremo frio o de extrema lluvia.

Y en Colombia que?

Colombia no sufre de tormentas de nieve, pero si de periodos extremos de sequía y periodos de alta pluviosidad, ambos con efectos importantes en nuestro sistema.

En Colombia el mercado es regulado, dentro de un régimen de libertad, donde los agentes determinan el precio, en función principalmente de la disponibilidad del recurso; para periodos de hidrología crítica, tenemos el Cargo por Confiabilidad, que es un instrumento que obliga a los agentes a entregar energía en firme cuando el país así lo requiera, y a un precio determinado, lo que impide que el precio del mercado determine el costo final al usuario.

La situación de Texas pone de presente que el mercado por si solo no es suficiente, que la competencia como instrumento para bajar las tarifas a los usuarios pierde la perspectiva del riesgo, y al final, es el usuario el que asume los riesgos.

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[1] https://www.texasmonthly.com/politics/texas-blackout-preventable/

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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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