Grupo de expertos y consultores analizan y plantean cambios para el sector eléctrico

Un amplio grupo de expertos: investigadores, consultores nacionales e internacionales, miembros de juntas directivas de empresas y entidades del sector eléctrico, han trabajado en conjunto y de manera independiente en los últimos meses. El presente documento, que ha sido elaborado por los firmantes, pero discutido por todo el grupo, pretende hacer un análisis de la situación actual y plantear la transformación que requiere el sector.

1. El sector eléctrico colombiano, en los últimos 30 años, fecha en la que se reformó mediante las Leyes 142 y 143 de 1994, ha tenido una importante consolidación institucional, empresarial y de infraestructura de generación, transmisión, distribución y comercialización.

2. En la figura 1 (ver gráfico) se muestra la evolución de la matriz de generación desde 1994 hasta 2024 y lo que se espera en los próximos tres años.

3. La evolución de la canasta energética se ha caracterizado por los siguientes aspectos:

• La capacidad instalada se ha duplicado.
• La participación de la generación hidráulica despachada centralmente ( ≥20 MW) se ha reducido de 81,6% a 58,9%.
• La participación de la generación hidráulica no despachada centralmente (< 20 MW) se ha incrementado de 2,1% a 4,6%.
• La participación de la generación térmica a carbón se ha reducido de 10,3% a 8,0%.
• La participación de la generación térmica a gas se ha incrementado de 4,5% a 15,1%.
• La participación de la generación térmica con líquidos se ha incrementado de 1,5% a 5,9%.

4. La evolución de la canasta energética ha permitido reducir la vulnerabilidad a fenómenos hidrológicos secos como El Niño y la prueba es que desde el racionamiento 1992-1993 el país no ha enfrentado racionamientos significativos.

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5. El incremento de la generación con líquidos y la necesidad de importar gas, por la escasez de gas doméstico, originan una curva de oferta-precio con una gran pendiente una vez se supera la oferta de generación a carbón, lo cual conduce a precios muy altos cuando es necesario que las plantas a gas o de líquidos generen.

6. El resultado de la actual canasta energética es producto del objetivo del cargo por confiabilidad (CXC) cuyo propósito es que la suficiencia energética sea de tal manera que la probabilidad de déficit sea cero, sin considerar los otros dos objetivos del trilema energético que son tener un acceso universal y asequible con tarifas competitivas y un desarrollo social y ambiental sostenible.

7. El cargo por confiabilidad ha incentivado a que las plantas térmicas a gas y a líquidos no participen en el mercado de contratos porque consideran que es un riesgo alto participar. La razón es que ellas obtienen una rentabilidad razonable con la remuneración del CXC más las potenciales rentas inframarginales que se generan cuando se presenta un fenómeno de El Niño, desincentivándolos a optimizar sus ingresos con un portafolio de contratos y compras y ventas en la bolsa de energía.

La oferta, entonces, de contratos está limitada por la energía firme más un pequeño delta de las plantas hidráulicas y más un porcentaje de la energía firme de las de carbón. Esto conlleva a que el mercado de contratos sea deficitario y sus precios no sean el resultado de un mercado en competencia.

8. El cargo por confiabilidad ha generado un problema adicional: ante riesgos futuros de escasez de agua, los generadores prefieren retener el recurso hídrico, elevando su precio presente para evitar ser despachados, y buscar, de esa manera, garantizar la disponibilidad del recurso en el futuro, cuando se hagan exigibles sus OEF, Obligaciones de Energía Firme. Pero el sistema eléctrico no tiene un mecanismo adecuado que le permita diferenciar entre estos aumentos y posibles aumentos asociados al ejercicio de poder de mercado, en el que pequeños grupos de generadores tienen una alta participación en la oferta.

9. En la figura 2 (ver gráfico) se presenta la asignación de las subastas de cargo por confiabilidad realizadas en 2008, 2011-2012 y 2019. De estas asignaciones se observa que, en las subastas primarias de 2008, 2011 y 2019 la mayoritaria fue a recursos térmicos y las complementarias llamadas Gpps (Generación con periodo de planeamiento superior a cuatro años) la asignación mayoritaria fue a recursos hidráulicos. Es decir, en cada subasta hubo dominio tecnológico térmico o hidráulico.

10. El éxito de las anteriores subastas fue de 64% como se indica en la siguiente tabla, donde de los 109,17 GWh/días asignados solo está en operación ese porcentaje. Los principales factores que han impedido la operación de estas plantas son: conflictos sociales, negación de licencias ambientales y dificultad en los cierres financieros. El porcentaje de éxito tan bajo hace que la reserva de energía firme sea menor que la esperada y aparece el interrogante de si los precios de cierre de las subastas fueron afectados por las plantas que incumplieron con su Obligación de Energía Firme, OEF.

11. En la cuarta subasta celebrada en 2024 se asignaron 4.489 MW de los cuales 4.441 fueron solares (99%) y 48 MW (1%) térmicos, predominando la tecnología fotovoltaica.

12. La evolución del mercado colombiano de energía eléctrica supone que en el largo plazo tendrá una cantidad significativa de energías renovables variables, que requerirán importantes inversiones en plantas y sistemas de almacenamiento a gran y pequeña escala, modernización y expansión ágil y dinámica de las redes de transmisión y distribución, participación activa del lado de la demanda de clientes con medidores inteligentes, que utilizarán para tomar sus decisiones, precios dinámicos de electricidad en tiempo real, y monitoreo automatizado de la red de distribución coherente con una operación descentralizada.

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13. La cuarta subasta del CXC celebrada en febrero de 2024 asignó 4.441 MW solares y 48 MW térmicos, los cuales son necesarios que entren antes de diciembre de 2027 para reducir el riesgo de racionamiento dada la estrechez entre la oferta y la demanda. Para asegurar la entrada de estos proyectos es necesario facilitar la consecución de su financiación, para lo cual es necesario que celebren contratos de venta de energía y hace conveniente que se realice lo más pronto posible una subasta de energía.

14. Con el fin de asegurar la suficiencia energética y así mismo la integración de un alto porcentaje de fuentes renovables en el mediano y largo plazo sería conveniente hacer los siguientes ajustes al mercado:

• Transitar hacia un sistema híbrido que separe las decisiones de inversión a largo plazo de las señales de precios a corto plazo, asegurando al mismo tiempo la eficiencia operativa, la seguridad de suministro y la descarbonización del sistema energético (Joskow, 2019; Keppler et al, 2022; García, Casals Irena, 2022; Hogan, 2022 ). Este sistema híbrido requiere que exista la obligación de contratar para la demanda regulada un alto porcentaje de su demanda mediante contratos. Esta obligación debe ser escalonada, por ejemplo, mayor a 95% para los tres primeros años y después se va reduciendo de tal manera que en el largo plazo (15 años) las obligaciones de contratar no superen valores del orden de 20%, para que, con subastas periódicas, se vayan corrigiendo los precios de acuerdo a la evolución del mercado.
  De esta manera se puede fomentar las inversiones necesarias en proyectos de energías renovables a gran escala en un contexto de un mercado de corto plazo marginalista de precios bajos.
• El mercado de corto plazo debe ser para ajustes de las desviaciones en la contratación de mediano y largo plazo y para garantizar la seguridad y flexibilidad en la operación. Para tal efecto es necesario la implementación de un mercado de servicios complementarios y un buen diseño de un mercado intradiario (tendencia europea) o un mercado de tiempo real con ajustes continuos. Estos ajustes en el mercado de corto plazo deben buscar incentivar la inversión en tecnologías que ofrezcan flexibilidad tanto desde la oferta como desde la demanda (ej: baterías).
• En el mercado de corto plazo, previo a un cambio estructural, se pueden hacer ajustes a los criterios para definir las características de las plantas filo de agua y definiendo que estas plantas y las plantas solares y eólicas sean tomadoras de precio. Así mismo, que estas plantas puedan ofrecer al mercado contratos pague lo generado para que se les permita manejar mejor el riesgo de volumen y de esta forma ampliar la oferta al mercado de contratos para lograr mayor competencia y precios más eficientes. Con el fin de tener más eficiencia en el uso de los recursos y mejores precios, debería revisarse que las ofertas de cada planta sean por bloques del día.
• Es necesario revisar el mercado minorista que asegure una mayor democratización y descentralización en la oferta, incentivando la autogeneración a pequeña escala y la generación distribuida. Esto podría contribuir a mejorar la formación del precio de la electricidad y a un sistema mas balanceado y menos vulnerable.
• Paralelamente, hay que sofisticar los mecanismos de detección de conductas que impliquen el ejercicio de poder de mercado.
• Es importante revisar los criterios de expansión de las redes de transporte para asegurar tener soluciones robustas en el mediano y largo plazo.

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