INTRODUCCIÓN

La capacidad instalada para producir energía eléctrica en Colombia está conformada por plantas de generación hidráulica que corresponden al 70 % del total (^{Giral et al, 2017}; ^{UPME, 2018}). En cuanto a la cobertura de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) a mediano y largo plazo, dada la vulnerabilidad al cambio climático que representa producir con este tipo de energía (^{Parada et al, 2016}; ^{Ladino, Martínez y Buriticá, 2018}), la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha realizado diferentes acciones al respecto, como el caso de la incorporación de fuentes renovables a la matriz de generación a través de la ley 1715 de 2014, lo que ha impulsado el estudio de este tema desde ámbitos, en especial los escenarios energéticos a medio y largo plazo como los propuestos en (^{Rojas, Ducuara y Moreno, 2015}). No obstante, la acción más importante que ha realizado esta entidad en función de mitigar el riesgo de desabastecimiento, fue establecer en diciembre de 2006, mediante la Resolución 071 de 2006, la metodología para la asignación y remuneración del cargo por confiabilidad cuyo objetivo es garantizar en todo momento el suministro de energía de forma confiable y a precio eficiente, atendiendo la demanda cuando los recursos hídricos escaseen críticamente en periodos de sequía (^{CREG, 2006}).

En principio, los nuevos proyectos de generación y las unidades existentes de todas las tecnologías pueden acceder al cargo por confiablidad a través de las subastas de energía firme y comprometer obligaciones de energía firme (OEF) (^{CREG, 2006}), que corresponden al compromiso de producir una cantidad de energía de acuerdo a su energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) en condiciones críticas de abastecimiento, y cuando el precio de bolsa por lo menos en una hora supere el tope establecido por la CREG, denominado precio de escasez (^{Bedoya, Rodas y García, 2016}; ^{CREG, 2018a}).

A partir de la entrada del mecanismo de cargo por confiabilidad en 2008 y las subastas de los siguientes años, el mecanismo de asignación y su validez quedó a prueba durante el fenómeno de El Niño en 20152016. Reportes recientes de la CREG indicaron que durante este evento se hicieron efectivas las garantías financieras a seis plantas hidráulicas por incumplimiento respecto a la energía firme comprometida.

De esta manera, la efectividad (evitar riesgo de desabastecimiento) de la ejecución de las garantías financieras depende de la disponibilidad de energía en el mercado. En este sentido, los comisionados de la CREG se percataron de que el balance de energía con base en el cual se realizan las convocatorias y posteriores asignaciones de energía firme- debe explicitar el riesgo de incluir en la subasta ofertas de energía firme de parte de centrales hidroeléctricas. Por tanto, a través del Documento CREG 115 de 2016 se propone que el balance de energía firme anual discrimine del total de energía firme aquella que comprometen los agentes de centrales hidroeléctricas. De esta manera, calcular la energía firme que pueden garantizar las centrales hidroeléctricas en condiciones de baja hidrología puede representar un riesgo, dadas las contradicciones intrínsecas de calcular energía firme de centrales hidroeléctricas que aprovechan un recurso escaso en condiciones de sequía.

Sin embargo, durante el periodo normal entre subastas de energía firme se puede recurrir a otros mecanismos de asignación, pues, como se menciona en ^{CREG (2006)}, [...] durante el primer semestre de cada año, la CREG verificará si la suma de ENFICC de cada unidad de generación es igual a la demanda objetivo calculada para la vigencia que comienza el 1° de diciembre de acuerdo a lo establecido en el artículo 19 de esta resolución. (p. 12) Ese proceso de verificación es realizado a través de balances de ENFICC y demanda objetivo.

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

En las subastas del cargo por confiabilidad el producto de mercado subastado es la energía firme, denominada energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC), que se define como "la cantidad máxima de energía eléctrica que es capaz de entregar una unidad de generación de manera continua en condiciones de baja hidrología, en un periodo de un año" (^{CREG, 2006}, p. 6). La metodología para calcular o determinar la energía firme es definida por la CREG según la metodología presentada en la Resolución 071 de 2006. Acorde a su anexo 3, el cálculo de la ENFICC para centrales térmicas depende de la capacidad de la planta, de la disponibilidad del (de los) combustible(s) a través de los contratos de suministro y del índice de indisponibilidad de salidas forzadas, entre otros parámetros relacionados con la fuente de energía. El cálculo de la ENFICC para centrales hidroeléctricas se realiza a través de un modelo de optimización de programación lineal entera mixta, y la formulación completa del problema se encuentra en el anexo 9 de la Resolución 071 de 2016 (^{Osorno-Cardona, Mejía-Giraldo y Muñoz-Galeano, 2018}).

El segundo paso de la metodología de cálculo de la EF de centrales hidroeléctricas consiste en organizar sus valores históricos anuales de menor a mayor y así construir una curva de distribución de probabilidad para cada unidad, expresada en kilovatios hora/día-año (kWh/día-año). El menor valor corresponde al 100 % de probabilidad de excedencia de energía disponible y se identifica como ENFICC base, que según la Resolución 079 de 2006 (^{CREG, 2006}), "corresponde a aquella generación que es capaz de entregar una planta en la condición del 100% de PSS" (PSS: probabilidad de ser superado) (p. 9). El ENFICC base es utilizado en las subastas de ENFICC como el valor de referencia en la declaración de EF. Si el agente que representa una central hidroeléctrica opta por ofrecer un valor de energía superior al ENFICC base, entonces debe respaldar esta diferencia con una garantía.

De la distribución de probabilidad se obtiene un valor clave en la estimación de la EF, correspondiente al ENFICC 95 % PSS que de acuerdo la Resolución CREG 079 de 2006, "corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidad" (^{CREG, 2007}, p. 8). En las subastas de energía firme para el cargo por confiabilidad el agente puede realizar ofertas entre el ENFICC base y el ENFICC 95 %.

Hay que tener en cuenta que estas EF son soluciones complementarias al cargo por confiabilidad para garantizar ofertas eficientes de energía eléctrica en el mediano y largo plazo, donde se remunera la potencia firme para el abastecimiento en las condiciones críticas de hidrología (^{Buriticá-Arboleda, Ramírez-Escobar y Álvarez-Bel, 2019}), por tal motivo el margen de ofertas en un 5 % representa un indicador de riesgo dado que el ENFICC base parte del supuesto de que a mediano y largo plazo se replicarán los eventos históricos de bajos niveles hidrológicos y este nivel representa el valor mínimo de oferta. En este contexto, en 2018, la CREG publicó la Resolución 104 de 2018 con disposiciones para realizar una subasta para la asignación de las OEF del cargo por confiabilidad para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023.

Esta Resolución sigue las recomendaciones del Documento CREG 050 de 2018 y del proyecto de Resolución CREG 064 de 2018, en cuanto al requerimiento de convocar una subasta para la entrada de nuevos proyectos de generación para el periodo 2022-2023, dado que las proyecciones señalan un déficit en EF para dicho periodo, como se puede apreciar en la figura 1.

Fuente: elaboración propia con información disponible en CREG 050 de 2018.

Figura 1 Proyección de demanda vs. ENFICC totales 

En cuanto al análisis de riesgo, la Resolución CREG 104 de 2018 señala algunos aspectos claves detectados durante el fenómeno de El Niño 2015-2016 y que ponen en evidencia el riesgo en la cobertura de energía a mediano plazo. La ^{CREG (2018b)} encuentra "conveniente que en el balance de energía firme que se hace anualmente se discrimine del total de energía firme aquella porción que corresponde a ENFICC incremental" (p. 4). La ENFICC incremental corresponde a la oferta del agente de cada central que es mayor al ENFICC base y que se respalda con una garantía financiera, la cual se activa en caso de incumplimiento y que en principio permitiría comprar el faltante de energía a otro agente. En este sentido, en el documento en mención enfatiza sobre [...] la necesidad de reevaluar el concepto o parametrización de la ENFICC incremental, en particular ante un escenario de una oferta de energía más restringido, en donde las garantías financieras sean insuficientes para mitigar el riesgo de incumplimiento en el evento de que no se cuente físicamente con más energía en el sistema, con la que se pudiere cubrir dicho faltante. (^{CREG, 2018b}, p. 5)

En concordancia con las evidencias y hallazgos, el artículo 7 de la Resolución 104 de 2018 indica que para la subasta se usará en ENFICC del 98 % PSS, como la cota superior de oferta para los agentes que representan plantas de generación hidráulicas existentes.

Las asignaciones de las OEF se realizan por medio de subastas a los generadores e inversionistas que garanticen la confiabilidad en el suministro de energía a largo plazo a precios eficientes (^{CREG, 2006}).

METODOLOGÍA

De acuerdo con la verificación, la CREG cuenta con mecanismos de asignación para realizar verificaciones anuales, si la comparación arroja un déficit (menor oferta de ENFICC que demanda) se convoca una asignación por medio de subasta, incentivando la entrada a nuevas plantas (para estas son asignadas OEF hasta por veinte años (^{CREG, 2018b}). Por otro lado, si se presenta un superávit (mayor oferta que demanda) se realiza una asignación administrada (^{CREG, 2018a}) por un periodo de vigencia de un año entre las unidades existentes a "prorrata" de su participación en la oferta total, sin la inclusión de nuevas plantas (^{CREG, 2018b}).

La CREG, al final de la vigencia 2018-2019, consideró pertinente determinar el mecanismo de asignación de OEF de cuatro periodos, es decir 2019-2020, 2020-2021, 20212022 y 2022-2023. Para los tres primeros periodos, a través de la Resolución 065 de 2018, recurrió al mecanismo de asignación administrada; sin embargo, los balances realizados en el documento realizado en ^{CREG (2018a)} muestran que la energía firme disponible aún era suficiente para satisfacer la demanda, pero recomendaron el incentivo a la entrada de proyectos en la vigencia 2021-2022.

Del mismo modo, para la vigencia 20222023 el documento técnico recomendó llevar a cabo una subasta de asignación de OEF en la medida en que se registrara un déficit para el cumplimiento de la demanda (^{CREG, 2018b}), debido al retraso de unidades de generación o por la falta de energía firme gracias a las ENFICC incrementales que no puedan ser entregadas.

Dado el contexto anterior, a través de la información disponible en la plataforma del operador del sistema (XM, 2019) se reconstruyeron los balances de oferta de OEF y demanda proyectada según los dos (2) escenarios bajo la influencia del fenómeno de El Niño como se plantean en (^{CREG, 2018a}), correspondientes a los incumplimientos de OEF por parte de unidades de generación hídricas y a los atrasos en proyectos de generación como Hidroituango y Termonorte, esto con el fin de determinar y analizar los riesgos de desabastecimiento y las acciones a realizar por parte de la CREG para mitigarlos. El desarrollo de cada escenario se encuentra en la sección de resultados.

RESULTADOS

Para determinar el impacto de la distribución de las OEF en las vigencias bajo estudio y las acciones que debe realizar la CREG ante el riesgo de desabastecimiento, se crearon dos (2) escenarios donde fueron reconstruidos los balances de OEF y demanda proyectada de cinco (5) vigencias respecto a los escenarios planteados por la CREG en su documento técnico (^{CREG, 2018a}).

Escenario 1: incumplimiento de OEF previo a subasta 2019

En el primer escenario se planteó la posibilidad de que presenten incumplimientos equivalentes a una fracción constante de las OEF asignadas para cada vigencia bajo estudio. Esta fracción equivale al peor escenario de incumplimiento del que se tenga registro, ocurrida durante el fenómeno de El Niño de 2015-2016 correspondiente a un tercio (33,3%) de las obligaciones asignadas para esas vigencias.

Estas OEF pertenecían a unidades de generación hídricas que por distintas razones (niveles de embalse, problemas técnicos, entre otros) no cumplieron los compromisos adquiridos, de modo que fueron ejecutadas las garantías económicas para conseguir la energía faltante en el mercado de energía.

La figura 2. corresponde al análisis comparativo con la desagregación de las ENFICC incrementales mencionadas anteriormente, y la demanda proyectada para cada una de las vigencias bajo estudio.

Fuente: elaboración propia con información disponible en Documento CREG 050 de 2018.

Figura 2 Balance oferta y demanda de energía firme, escenario de incumplimiento de OEF 

Al centrar el análisis en el periodo 2022-2023, para cumplir la demanda esperada se requiere una gran porción de la ENFICC incremental equivalente a 2029 GWh/ año. Esta cantidad según (^{CREG, 2018a}) se puede cubrir a través de una asignación administrada y una fracción de las ENFICC incrementales, siempre y cuando los proyectos que entren al sistema en esas vigencias no tengan atrasos.

Sin embargo, también se planteó que, si se desea reducir la participación de ENFICC incrementales en las asignaciones de OEF, era necesario convocar a una subasta de expansión para incluir nuevas plantas que agreguen energía firme (^{CREG, 2018a}).

Ambas situaciones fueron comprobadas con la reconstrucción de balance de oferta de OEF y demanda con la información disponible en el portal del operador del sistema.

Dada la cantidad de energía faltante para cubrir la demanda, se recomienda la realización de la subasta de expansión con el fin de disminuir los riesgos asociados a depender de una gran cantidad de ENFICC incrementales, diversificar la matriz energética (en especial disminuir las OEF adquiridas por unidades de generación hídricas), garantizando cobertura de electricidad bajo los estándares de competitiv-idad, confiabilidad y asequibilidad tanto a mediano como a largo plazo.

Escenario 2: atraso en proyectos de generación

En el segundo escenario se plantean los impactos de los posibles atrasos de proyectos de generación en el balance de oferta y demanda de las ENFICC, explícitamente se menciona el caso de Termonorte que tiene OEF por 619 GWh/año e Hidroituango cuya OEF es de 8529 GWh/año incluyendo su ENFICC incremental.

La ^{CREG en (2018a)} argumentó esta posibilidad, dado que en los informes de auditoría para ambas unidades mencionan, que en el caso de Termonorte tienen prevista su entrada para el año 2018, por lo que fue incluida en este escenario como un proyecto que está en la capacidad de entregar la energía firme comprometida. Por otro lado, para Hidroituango estos informes han señalado la alta probabilidad de que este proyecto no esté disponible para las vigencias bajo estudio, dados los continuos inconvenientes y retrasos que ha sufrido en los últimos meses.

Con esa información, se realizó el balance de oferta de energía firme discriminando las cantidades de OEF que adquirió Hidroituango (tanto la ENFICC base como la incremental) del resto de unidades con OEF en las vigencias bajo estudio.

Por otra parte, como en el escenario anterior, se discriminó la ENFICC incremental de las unidades de generación hídricos con OEF adquiridas en cada vigencia, para así evidenciar el déficit real de energía firme en este escenario (figura 4).

Fuente: elaboración propia con información disponible en Documento CREG 050 de 2018.

Figura 4 Balance de oferta y demanda de energía firme, escenario atraso proyectos de generación 

Se puede apreciar que la proyección de la demanda en la vigencia 2022-2023 es muy superior a la ENFICC base e incremental, de todas las unidades de generación (déficit de 5747 GWh-año), al punto que dependen de la gran cantidad de energía firme que tendría Hidroituango para satisfacer dicha proyección (5708 GWh-año de ENFICC base y 39 GWh-año de ENFICC incremental). También se evidenció que para las vigencias 2020-2021 y 2021-2022, el sistema sería vulnerable ante potenciales incumplimientos de ENFICC incremental, dado que requerirían toda la energía firme comprometida, incluyendo una porción de ENFICC base de Hidroituango para satisfacer la demanda.

También, en el documento técnico (^{CREG, 2018a}) se menciona que, para estas mismas vigencias el déficit de energía firme bajo este escenario podría duplicarse; dicha afirmación se comprobó a través de la reconstrucción del balance de oferta y demanda de EF, donde al discriminar la información correspondiente, se obtuvo un déficit de energía firme de 2500 GWh/año para 20212022 y de 4550 GWh-año para la vigencia 2022-2023. Esta información sustenta el hecho de solicitar la realización de mecanismos de asignación de OEF en la mayor brevedad posible. No obstante, se espera que la postura adoptada por la CREG al asignar estas obligaciones, contribuya a la diversificación de la matriz energética y que no incurra en costos adicionales a los usuarios.

CONCLUSIONES

Después de la descripción de los posibles escenarios que se pueden presentar para la vigencia 2022-2023 como los desarrollados en el documento técnico de la CREG reconstruidos aquí, se ha comprobado la existencia de un riesgo importante de cobertura para las vigencias 2021-2022 y 20222023 en caso de presentarse atrasos en el proyecto de Hidroituango. Esto se debe a un déficit que puede ascender desde 2500 GWh-año en 2022 hasta 4550 GWh-año en 2023, considerando la alta probabilidad de ocurrencia de un fenómeno de El Niño durante los periodos mencionados.

Por otra parte, el incumplimiento de OEF también representa un gran riesgo de desabastecimiento, provocado por el déficit de 2029 GWh-año que deberán ser suplidos por otras unidades de generación para 2022 - 2023, por lo que es pertinente realizar una subasta de reconfiguración para dicho periodo. No obstante, se recomienda considerar esta misma labor para las vigencias anteriores.