¿Cuáles son las variables fundamentales que afectan el mercado eléctrico?, ¿cómo entenderlas?, ¿son ciertas las noticias sobre un posible racionamiento?, ¿quién tiene la razón?
Cuando se habla de coyuntura todos nos preocupamos.
Es una reacción natural de defensa frente a los imprevistos.
Sin embargo, nuestros clientes no tienen que preocuparse
por coyunturas ya que tienen su energía contratada,
lo que les da cobertura frente a los imprevistos, especialmente
si se trata de precios, pues estos fueron pactados a largo plazo
y así se elimina la variabilidad en las tarifas no reguladas.
Las alarmas de algunas entidades y la probabilidad de intervenir
el mercado no se refieren a la capacidad de generación actual,
sino a la disponibilidad de recursos para generar la de 2021. Para
entender los recientes anuncios de las autoridades y los
reguladores, se deben analizar algunas de las variables que
influyen en el mercado eléctrico.
Acá expondremos las tres primordiales:
OFERTA
El IDEAM ha reportado reducciones en los aportes de lluvia,
por nuevos fenómenos climáticos diferentes a “El Niño”. Hoy, nos
enfrentamos a fenómenos menos predecibles (pronósticos IDEAM).
Aunque los embalses están en los niveles más bajos de los últimos
años, estamos comenzando la temporada de embalsamiento (mayo
a noviembre). Sin duda es un reto pronosticar cómo se comportarán
las lluvias en los meses que vienen.
No obstante, el respaldo con recursos térmicos está activo y disponible,
lo cual nos lleva a ser optimistas en el sentido de pensar que
la temporada invernal que se avecina nos permitirá llevar los embalses
al nivel requerido antes del próximo verano.
Eso en cuanto al corto plazo, en el mediano y largo plazo, debemos
recordar que los yacimientos de gas en el país están en declive;
las soluciones offshore son proyectos a mediano plazo y con altos
retos financieros y ambientales; las regasificadoras siguen generando
debates políticos y el consumo residencial seguirá siendo la prioridad
del Gobierno.
De otro lado, el país cuenta con amplías reservas de carbón, pero
debemos tener presentes los compromisos ambientales pactados
por el país en COP21 y ampliados en COP25.
¿En este panorama el Cargo por Confiabilidad (CxC) ha asegurado
la Oferta? Con franqueza, creemos que la confiabilidad del sector
se ha soportado en este esquema, por su capacidad de brindar
seguridad. Por supuesto el esquema debe mejorarse, pero confiamos
en que siga siendo utilizado como un modelo que acompañe
la expansión del parque generador del país.
DEMANDA
Por causa de las medidas de aislamiento la Demanda de electricidad
ha presentado una caída considerable. Según datos oficiales,
solo en abril cayó 10 puntos y para mayo alrededor de 7 puntos
(informes demanda XM), lo que ha permitido presionar menos
los niveles de los embalses.
Predecir cómo se recuperará la Demanda es un reto, ya que las
condiciones actuales son inesperadas. Expertos estiman que solo
al final de 2021 retomaríamos los niveles de demanda de inicios
del 2020.
Ahora bien, aunque el choque de Demanda negativo atenuó el bajón
de Oferta por la baja hidrología, muchos se preguntan por qué los
precios no bajaron. Esto se debe a la estrechez actual en la relación
oferta/demanda. En países desarrollados y altamente
industrializados, el precio de energía cayó porque su oferta depende
de combustibles fósiles y plantas nucleares, cuya operación no es
afectada por fenómenos climáticos, y aunque la demanda también
cayó (en algunas regiones incluso el doble que en Colombia),
la misma oferta con menor demanda impactó los precios a la baja.
Esta es otra señal de coyuntura, pues según nuestras previsiones,
en el mediano plazo en Colombia se mantendrán precios similares
dada la necesidad de despacho de cantidades importantes de recursos
térmicos. Acá, nuevamente, la señal a nuestros clientes es de
tranquilidad porque se encuentran cubiertos ante estas coyunturas,
al estar contratados a largo plazo.
EXPANSIÓN
Finalmente, en Colombia la Oferta de energía está compuesta por una
matriz hidro/térmica de poco más de 17 Gigavatios, GW, (11 GW
hídricos, 5 GW térmicos y 1 GW de plantas menores). Esta situación
se mantendrá hasta la puesta en operación de Hidroituango (2,4 GW) y
los proyectos de energía renovable no convencional subastados por el
gobierno en octubre pasado (del orden de 2,2 GW), que entrarán
a complementar la matriz nacional, a partir de 2022 (Plan de Expansión
de la UPME).
Aunque los proyectos en curso siguen con sus fechas de puesta en
operación para 2021 y 2022, no debería generar preocupaciones para
el mercado que tengan algunos retrasos por la situación actual, ya que
contamos con suficiente Oferta, eso sí, los eventuales retrasos obligan
al despacho térmico, presionando los precios al alza.
Por supuesto, si esos retrasos superan el plazo de 2022, la mejor
solución para los industriales será contratarse en el largo plazo
anticipadamente, para no ser afectados por la turbulencia en precios
que podría originar mayor estrechez entre oferta y demanda.
Los principales indicadores del sector son públicos
y están en línea en este portal del operador
del mercado.