La ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez, ha alertado al sistema eléctrico sobre el riesgo de un eventual racionamiento de la prestación del servicio de energía eléctrica hacia finales de este año o principio del próximo. Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), a instancias de la Ministra, expidió para consulta las resoluciones 080 del 29 de abril y 081 del 7 de mayo de este año para conjurarlo. Analicemos el contexto de los hechos y las circunstancias que han motivado estos pronunciamientos y las consecuencias que se pueden derivar de estas medidas.

El sector eléctrico colombiano cuenta con una capacidad instalada de 17.529 MW y su matriz depende en un porcentaje de 67,8% (11.902 MW) de la generación hídrica, que lo torna muy vulnerable. Pues bien, a consecuencia de la variabilidad climática, en los últimos seis meses se han registrado, según el Ideam, muy bajas precipitaciones, muy por debajo de los promedios históricos.

Ello llevó a que en el primer trimestre de este año el nivel promedio de los embalses de generación eléctrica se ubicara, según el Operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Administrador del Mercado de Energía Mayorista XM, en 34,6% en marzo, en abril bajó aún más, hasta 31,8% y al corte del 11 de mayo alcanzó mínimos históricos de 32,4%, el más bajo en 20 años para este mismo mes (¡!). Ello conllevó un aumento de la participación, hasta 34%, de la generación térmica, que por ser más costosa presionó al alza el precio y ello se tradujo en una gran volatilidad del precio de la energía en Bolsa, que llegó a cotizarse en febrero a $500 el KWH, en marzo a $420 el KWH y en los últimos días ha oscilado alrededor de $320 el KWH, gracias a la debilidad de la demanda.

Pero la mayor preocupación que embarga a la Ministra es que, según el Ideam, aunque en mayo las precipitaciones se aproximarían a los promedios históricos, su previsión de los aportes hídricos para los meses venideros de junio y julio estarían alejándose de la media histórica y nada asegura que en los meses subsiguientes tengan un comportamiento tal que permita la recuperación de los embalses. Y lo más grave es que, pese a la hidrología crítica, las centrales hidráulicas han seguido generando al tope, sin reparar en las consecuencias que de ello se puedan derivar.

Como afirma el director de Óptima Consultores, Alejandro Lucio, en la medida que las plantas hidráulicas dependen en un porcentaje muy relevante de los contratos que firman con sus clientes y al tener el costo de generación más bajo, las mismas tienen un gran incentivo para seguir generando utilizando el agua de sus embalses, porque de lo contrario tendrían que salir a comprar la energía en Bolsa, pagándola alrededor de $300 por KWH, para poder cumplir sus compromisos contractuales pactados a precios que fluctúan alrededor de $200 el KWH, perdiendo más de $100 por cada KWH vendido.

Esta fue la razón que llevó a la Creg a expedir, para comentarios, dos medidas cautelares, la Resolución 080 con la cual se busca evitar que “la recuperación económica del país no se vea limitada por riesgos en el suministro de energía” y la Resolución 081 mediante la cual “se convoca una Subasta de compra de obligación de energía firme (OEF)”.

La primera de ellas se fundamenta en el Estatuto para situaciones de riesgo de abastecimiento, contenido en la Resolución de la Creg 026 de 2014 que me tocó expedir como Ministro ante la inminencia del fenómeno del Niño de ese año. Con base en este Estatuto, en condiciones de riesgo, se puede activar un “mecanismo de embalsamiento y generación forzada” y es aplicable “cuando el mercado no ha respondido a las señales de situaciones de riesgo de desabastecimiento”. Sobre todo ante los fundados temores que auguran escenarios prolongados de baja hidrología en los próximos 2 años. Y este es el caso.

Con la expedición de esta Resolución se contempla la intervención del mercado, que no es inteligente y puede precipitar un desabastecimiento de energía en el futuro próximo, obligando a los generadores hídricos a reservar agua para recuperar los embalses, que para el inicio del verano 2020 - 2021, según los análisis de XM, debe alcanzar un nivel agregado de 70% y así poder sobreaguar la temporada seca que se avecina peligrosamente. De lo que se trata, acota esta Resolución, es de poder “iniciar la estación con un nivel adecuado de embalsamiento. Esto, dado que no se han consolidado y según los pronósticos del Ideam es incierta su recuperación”.

Complementariamente la Resolución 80 de la Creg la 081 del 7 de mayo, también para consulta, se propone abrir una nueva convocatoria de una subasta de reconfiguración de compra de OEF, en orden a asegurar el cumplimiento de las obligaciones totales de energía firme para lo que resta de este año y el entrante. Entre las consideraciones de dicha Resolución está “la necesidad de asignar oferta en firme adicional para cubrir la demanda objetivo en los períodos identificados”, 2020 - 2021 y 2021 - 2022.

Según el presidente de Andeg, Alejandro Castañeda, con la misma, “lo que se busca es mitigar el riesgo de proyectos en construcción y si hay demoras en los mismos”. Es una realidad la incertidumbre en torno al atraso y a la fecha de entrada de Hidroituango, en medio de este stress hidrológico.

Situaciones de desacople entre la oferta y la demanda o de desbalance, como los que se presentan actualmente, en lugar de tramitarse mediante la expedición en volandas de medidas regulatorias, sometidas a la falibilidad de los expertos y gestores, se deberán resolver apelando a la tecnología de la Big Data y la inteligencia artificial (IA). De esta manera, en lo sucesivo, se puede reducir al máximo la discrecionalidad en la toma de decisiones como esta por parte ya sea de los agentes del mercado y/o de la “mano invisible” de este.