Con el acercamiento del fenómeno de El Niño, el sector eléctrico se prepara para los desafíos que puede generar en su operación. Cabe recordar que en la medida en que el mercado de generación es principalmente soportado por las centrales hidroeléctricas, es por esto que los momentos de sequía generan una presión sobre el sistema.
Ahora bien, esto se ha sumado a una coyuntura diferente relacionada con la menor oferta de electricidad, que ha llevado a que exista una dificultad para adquirir contratos para los comercializadores del servicio.
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Esta situación lo que ha significado es que las compañías se estén enfrentando a desafíos para cubrir con contratos sus necesidades de energía y por ende estén más expuestos a los precios de bolsa.
Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, manifestó que esta es una tendencia que se ha dado en los últimos dos años. Dado que la demanda se ha incrementado más de lo que se proyectaba, incluso por encima del PIB, mientras que la oferta no ha tenido el mismo comportamiento. De hecho, además de la entrada de las dos primeras unidades de Hidroituango, no ha habido mayores incorporaciones.
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“Para los contratos las plantas que suelen salir a la oferta son las plantas hídricas o las de fuentes renovables no convencionales, que son las que pueden garantizar un precio estable”, señaló Lucio.
Cabe recordar que hay una serie de parques que debían ingresar en operación en enero de 2021 y enero de 2023 para cumplir con asignaciones de energía en firme y contratos de largo plazo que habían adquirido en subastas. No obstante, muchos de ellos no ingresaron, por lo que para responder por sus obligaciones han debido comprar la energía en la bolsa.
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“Esto ha generado una demanda ficticia por parte de los generadores que no han entrado y que presiona adicionalmente el sistema”, apuntó Lucio.
El efecto de la mezcla de la mayor demanda y una oferta prácticamente estable ha hecho que la consecución de nuevos contratos se dificulte.
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Por su parte, Ómar Serrano, gerente de la Compañía Energética de Occidente (CEO), explicó que en su caso, la exposición a bolsa llega a 38 % para lo que resta de año, a pesar de que han salido en varias ocasiones para conseguir contratos.
“Si bien hemos salido varias veces a comprar, la verdad es que no llegan ofertas competitivas”, apuntó el gerente Serrano. Además, explicó que la situación se vuelve incluso más compleja a medida que se acerca la época de mayor sequía, puesto que aquellos generadores que pueden tener una oferta disponible prefieren vender en el mercado diario, ya que esta se vuelve más rentable.
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De acuerdo con Lucio, una vez se incorporen nuevas plantas al sistema de tecnologías renovables, como solares y eólicas, y nuevos aprovechamientos hídricos podrá darse una mayor cobertura.
Esto dado que las centrales térmicas no suelen contratarse dado que los precios de los commodities como el carbón o el gas son muy variables, con lo que ofrecer un precio es un riesgo muy alto.
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Cabe recordar que el Ministerio de Minas y Energía emitió un decreto que, entre otras medidas, pide a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) que emita una regulación que permita que “todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en Mercado Mayorista de Energía y disminuya su exposición a los precios de bolsa”.
Adicionalmente, otra de las consecuencias que se destacan de una oferta “apretada” es que los precios de los contratos se elevan. Esto, asegura Lucio, se ha visto en los últimos años en paralelo a las dificultades para conseguir contratos de generación.
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