Expansión de las plantas térmicas a gas llegó a su fin

La caída constante en la producción de gas de los campos de La Guajira, las previsiones sobre el inicio de la declinación de producción del Casanare (Cusiana y Cupiagua) y la ausencia de campos productores nuevos que compensen el descenso ya sentenció el fin de la construcción de nuevas plantas termoeléctricas a gas, que han sido un respaldo clave del sistema eléctrico los últimos años, al punto de evitar un apagón a raíz del fenómeno del Niño.

Así lo señaló la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, cuyo Comité de Seguimiento al Mercado Mayorista de Energía indicó que, al revisar las proyecciones de abastecimiento y demanda del gas natural, se evidenció que construir una nueva planta termoeléctrica a gas natural sería demasiado riesgoso, ya que en el mejor de los casos solo habría gas para el corto plazo (hasta el año 2023).

“En esas condiciones, es muy difícil para un inversionista tomar la decisión de su construcción”, señala el documento.

La situación parece la crónica de un fin anunciado, pues la situación ya había sido notoria con la ausencia de las plantas a gas en las últimas subastas de energía firme, situación que también se prevé para la próxima subasta del cargo por confiabilidad que haga la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).

Para la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), la principal variable que mira un inversionista a la hora de embarcarse en un proyecto de este tipo es el suministro de gas en el largo plazo, a través de contratos, pues con un recurso asegurado a un precio competitivo se puede lograr la venta de energía en el despacho diario.

Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la agremiación, señala que “aquí no va haber plantas de generación eléctrica a gas, porque gas no hay”, aunque el país está por estrenar una planta de regasificación en Cartagena.
Explica que esta regasificadora solo abastecerá a las térmicas existentes, porque la capacidad que se determinó para esta es de 400 millones de pies cúbicos diarios, y esto alcanza apenas para cubrir las necesidades de Termocandelaria, Tebsa y Zona Franca Celsia (Termoflores).

Por lo pronto, en materia de expansión, las oportunidades que ven algunos inversionistas son de plantas menores a 20 megavatios y cercanas a las zonas de producción de hidrocarburos en los Llanos, como es el caso de Termoyopal, que no se conectan a la red de transporte de gas (está limitada), sino que se abastecen de los campos y producen hacia el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Andeg dice que estas plantas no están para respaldar la generación en casos de extrema sequía.

Incluso, un tema por solucionar desde ya es el suministro de las térmicas del interior, ya que en el Plan de Abastecimiento de Gas, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) habla de que Cusiana comienza a declinar en el 2023 y hay que pensar en importar con otra regasificadora.

Y mientras la Upme ha centrado sus proyecciones de expansión térmica en las plantas a carbón, desde ya se ven serios nubarrones en la regulación y en las condiciones del mercado para postular proyectos térmicos a carbón en la próxima subasta del cargo por confiabilidad, prevista para fin de año o comienzos del 2016.

Al respecto, Andeg sostiene: “Nos podemos quedar sin el pan y sin el queso”, debido a que hay varios escollos e incertidumbres que estas iniciativas deben superar, pues desde el Ministerio de Hacienda se viene hablando de un impuesto a las emisiones, además de la problemática ambiental que suscitan este tipo de proyectos, sobre todo por los compromisos adquiridos por el país en materia de emisiones (COP 21).

Según Castañeda, no es claro si la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) va a dar una licencia nueva para un proyecto grande (lo que está firme es Termotasajero 3 y Paipa V), y por ahora no se ha visto una licencia a un proyecto nuevo.

Además, se sabe de iniciativas de plantas menores a 100 megavatios, cuyos permisos se gestionan ante de las corporaciones autónomas, “algo que tampoco es tan fácil de lograr”.

Y, además, sin señales en materia del precio de escasez (ingreso máximo que se le paga al generador, cuya baja dejó en aprietos a las térmicas en octubre del 2015), es incierto que los inversionistas se atrevan a postular algún proyecto.

“Para qué me pongo a invertir dinero en estudios, diseños y análisis ambientales si no me cambian el panorama”, señala el director ejecutivo de Andeg.

Desde mayo, el sector térmico se reunió con el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, para plantear la urgencia de hacer ajustes, básicamente al cálculo del precio escasez, valor máximo que recibe un generador por cada kilovatio producido.

Sin embargo, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Andeg, sostiene que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), dijo que contrató a tres expertos y que solo hasta septiembre habrá un taller sobre el tema.

“Siguen igual de lentos y no han despertado”, indicó al recalcar que esta incertidumbre afecta la presentación de nuevos proyectos.

Y dijo que el sector podría repetir la crisis del 2015, ya que tras quedar débil y endeudado con la banca, ahora el fenómeno de la Niña se está desactivando, los embalses no están en el 80 por ciento sino en el 55 por ciento y los aportes hídricos han estado malos. “Podemos estar en riesgo de vivir lo mismo si no se ajusta el precio de escasez”, insistió.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu