Así buscan energía a precio eficiente ante demora de Hidroituango

Así buscan energía a precio eficiente ante demora de Hidroituango

Subasta de expansión estrenará esquema para bajar riesgo de poder de mercado.

Embalse Hidroituango

La Central Hidroeléctrica Ituango demora su entrada en operación.

Foto:

Jaiver Nieto. EL TIEMPO

Por: Economía y Negocios
30 de octubre 2018 , 09:03 p.m.

Con el estimado hasta ahora de que el proyecto hidroeléctrico Ituango no entrará en operación sino posiblemente a finales del 2021, la firma XM, que administra el mercado de energía mayorista, hace los ajustes finales a sus aplicativos tecnológicos para adoptar los cambios determinados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) para la subasta de expansión del parque de generación, a través del esquema de cargo por confiabilidad, con el fin de cubrir el déficit que se detectó desde ese año en caso de una condición crítica, por la incertidumbre con dicha central de generación.

De acuerdo con Cecilia Maya, gerente del Mercado de Energía de XM, firma encargada de la administración de mercado mayorista, la entidad adelanta los ajustes respectivos en sus sistemas, entre los cuales se destaca el cambio del mecanismo de asignación, que ya no será a través de puja para lograr el mejor precio, sino de sobre cerrado, sobre el que se espera se forme un valor competitivo para beneficio de los usuarios, que son los que aportan en sus facturas esa remuneración de dicho cargo.

Y es que en la resolución 103 del 30 de julio, en la que se definió la metodología para esta remuneración, la Creg señaló que los estudios de las subastas del 2008 y del 2011 encontraron la necesidad de pasar de la modalidad de reloj descendente, en la que en teoría el precio iba bajando a medida en que cada agente reducía su aspiración al conocer la de los demás, a un esquema de sobre cerrado.

Lo anterior porque se detectó la capacidad de algunos agentes de afectar, de forma unilateral, el precio de todo el mercado, para que este no bajara de forma significativa.

No parecieran dispuestos a cambiar sus pujas conforme a la dinámica de la subasta. Es decir, no aprenden de las pujas de los  demás

En efecto, en el documento Creg 075, del 30 de julio, la entidad señaló que los expertos que analizaron las subastas anteriores encontraron que los participantes “no parecieran dispuestos a cambiar sus pujas conforme a la dinámica de la subasta. Es decir, no aprenden de las pujas de los demás”.

Un reciente informe de la Contraloría General de la República, revelado por EL TIEMPO, mostró que el costo de instalación de proyectos fijos (los de mayor probabilidad de ejecutarse) subiría progresivamente de una base de 37 dólares por megavatio hasta un pico de 69 de dólares por megavatio en el 2022; analistas del mercado ven precios de cierre más moderados en la subasta del cargo por confiabilidad, que se hará el 24 de enero del 2019.

Alejandro Lucio, director de la firma Óptima Consultores, prevé un precio de corte en alrededor de 20 dólares por megavatio, debido a que esta es la última oportunidad para varias plantas térmicas de garantizar ingresos a través de esa fuente.
Cecilia Maya, gerente del Mercado de Energía de XM, recalca que es complejo predecir un precio, y que es igualmente difícil saber quién se va a presentar y si va a haber poder de mercado.

“Depende de quiénes se presenten. Todo el que tenga un proyecto va a estar interesado, pero también depende de la demanda y hoy no tenemos ese pedazo, que la Creg nos va a dar en el último minuto para hacer la subasta”, afirmó.

Y agregó que la evolución que ha tenido el cargo por confiabilidad de Colombia ha llevado a que muchos mercados estén interesados en implementarlo.

Más lupa a los elegidos

Pero la dura experiencia que tuvo el país este año con Hidroituango también implicará extremar el seguimiento de los proyectos que resulten adjudicados.
Precisamente los ajustes que hizo la Creg a este esquema apuntan a implementar auditorías semestrales a los proyectos y trimestrales durante su último año de construcción si tienen un atraso menor a un año, con el fin de tener mayor información de primera mano ante cualquier evento.

Según los cambios realizados, el auditor, que será pagado por el agente o planta al que se le adjudique la obligación de energía firme, deberá rendir cada seis meses al Ministerio de Minas y Energía, a la Creg, al Centro Nacional de Despacho y a la Upme un informe de avance del proyecto y un reporte final a su culminación.

“Durante el último año anterior al inicio de la vigencia de la obligación de energía firme o de su entrada en operación comercial, cuando el proyecto presente un atraso menor a un año, el auditor estará obligado a rendir el informe cada tres meses. La entrega de los informes de auditoría deberá realizarse como máximo tres meses después de la fecha de corte del periodo a auditar”, señala la resolución 103 del 2018 de la Creg.

Dichos reportes deben ser claros, precisos y detallados a la hora de determinar el incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, así como en el cronograma de construcción o de repotenciación de la planta, y de la curva de ejecución.

EPM apretará gastos e inversiones para absorber golpe del proyecto

Luego de que el Concejo de Medellín le aprobara a Empresas Públicas de Medellín la venta de activos por 4 billones de pesos para atender el impacto financiero de la no entrada en operación de Hidroituango (el dinero irá a cubrir la liquidez por los ingresos que no recibirá entre el 2018 y el 2021 por el negocio de generación), la empresa reveló un plan de austeridad para a amortiguar la contingencia.

Según la compañía, con los análisis preliminares y, pendientes por confirmar el estado de la casa de máquinas y otros impactos en el proyecto, el valor considerado para la recuperación de la obra sería de hasta 2 billones de pesos.

Y, adicionalmente, derivado de la contingencia, la empresa reveló que se han ocasionado afectaciones que tendrían un costo aproximado de un billón de pesos, para un total de 3 billones de pesos.

Por ello, para garantizar los recursos, el Grupo EPM se fijó un plan de ahorro con una meta de 1 billón en los próximos cuatro años, incluido el 2018, y tendrá que aplazar inversiones ya previstas en su plan estratégico.

En este sentido, se decidió desplazar en el tiempo la ejecución de inversiones no prioritarias en algunos proyectos por valor de 2 billones de pesos. “EPM busca mantener los índices adecuados de endeudamiento para cubrir su plan de inversiones y la operación de los negocios base. Sin embargo, debido a la contingencia en el proyecto hidroeléctrico Ituango, la empresa necesita recursos para asegurar su liquidez en los próximos tres años”, indicó la empresa.

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