Credit: Envato ElementsLa reacción del sector energético en Colombia
25 de mayo de 2020Infraestructura
Frente al estado de emergencia sanitaria causada por la pandemia global del COVID-19, las autoridades colombianas han tomado medidas excepcionales para garantizar el suministro de electricidad a la población, así como la posibilidad de declarar emergencia eléctrica cuando exista el riesgo de desabastecimiento y/o racionamiento de energía eléctrica, gas natural, combustibles y gas propano.
Es en este escenario que los miembros de GRI Club en Colombia se reunieron el 18 de mayo con Julian Zuluaga, Director General Encargado de la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) y Rafael Madrigal, Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía (Minenergía) de Colombia, para discutir la reacción del sector energético del país en estos momentos, con la moderación de Julián Torrado, del banco canadiense CIBC.
Como preocupación inicial en el encuentro, los miembros de GRI se enfocaron en discutir cuál sería la evaluación del Gobierno Nacional acerca del nivel de los embalses del país, considerando que la generación de energía fue 32,58% al 13 de mayo de 2020, mientras en el 2016, cuando se presentó el pasado fenómeno de El Niño, el nivel de los embalses estaba en 42,07%.
Los funcionarios públicos destacaron que, aunque los embalses estén en bajos niveles históricos, el país buscará diversificar la generación, posiblemente con nuevas subastas, para que no haya una situación de desabastecimiento.
Demostrando la capacidad de respuesta real de un sistema robusto, también se comentó en detalles del del esquema de remuneración de "cargos por confiabilidad", existente en Colombia hace años. Esto hace que sea viable la inversión en los recursos de generación eléctrica (hídricos, térmicos, etc) para garantizar la satisfacción de la demanda de modo eficiente en condiciones críticas de escasez de los recursos hidráulicos sobretodo, a través de señales de largo plazo y la estabilización de los ingresos del generador.
Respecto a las demoras de los avances en los proyectos Hidroituango y la línea de la Colectora 1, considerándose también la situación de emergencia sanitaria, se está trabajando con la Presidencia para reactivar las consultas previas con las comunidades. Sin embargo, por parte de la UPME, no hay un nuevo pronóstico de demanda para el largo plazo frente a la crisis del COVID-19.
La expectativa y la señal que se transmite a los inversores y desarrolladores vencedores de las subastas es que estos proyectos siguen previstos para diciembre de 2022. Para complementar, las medidas para estos proyectos en caso de una emergencia se incluyen en el Decreto 574/2020, en las cual permite al Gobierno Nacional, después de consultas a la UPME y la CREG, adoptar medidas de emergencia para que se cumplan los plazos de los proyectos de generación y transmisión y también se reactiven otros sectores del gobierno, como Ambiente e Interior, para que estos proyectos avancen.
En cuanto a las expectativas de los planes de expansión de nuevos proyectos, la UPME espera incrementar la capacidad de transporte de energía aproximadamente 2.000 MW, principalmente en la región de La Guajira. Además de los esfuerzos en conjunto con la CREG de la ampliación para integrar los proyectos, el Ministerio también está trabajando con el Departamento Nacional de Planeación (DNP) para promover los proyectos eólicos offshore que se esperan en la región de La Guajira.
Los miembros de GRI también analizaron la implementación de la Resolución 015/2018 de la CREG, la cual había sido muy bien recibida y modificó la forma de compensar las actividades de distribución de energía eléctrica e incentivar la inversión en infraestructura.
El contexto anterior en el cual la metodología utilizada era que la remuneración no estaba ligada directamente a la calidad del servicio, y con la Resolución 015/2008, que determina cuáles son las condiciones para que los operadores de la red inviertan nuevos recursos para modernizar la infraestructura utilizada en la distribución de energía eléctrica.
En la metodología utilizada anteriormente, la remuneración no estaba ligada directamente a la calidad del servicio, lo cual ahora cambiará con la Resolución 015/2008. Esta resolución determinará cuáles son las condiciones para que los operadores de la red inviertan nuevos recursos para modernizar la infraestructura utilizada en la distribución de energía eléctrica.
En cuanto la participación del Estado en las empresas del sector, como la venta exitosa de los Electricaribe (en Caribe Mar y Caribe Sol), que trazó un nuevo mapa en el negocio de la transmisión y comercialización en la región, lo esperado por el Gobierno es entregar las llaves de las dos empresas en el primer semestre del año.
En relación al riesgo de deterioro de la cartera dada la situación del COVID-19, la situación económica del país y los impactos en las distribuidoras y sus recaudos, el Ministerio afirmó nuevamente las medidas implementadas para el alivio a todos los usuarios, a través de un crédito que hoy en día se está gestionando con Findeter y ya está en fase de conclusión. Este crédito permite que, a través de una tasa cero, se les entregue a las empresas un monto que equivale a su riesgo de cartera por una primera ventana de tres meses relacionadas a la emergencia. Sin embargo, el Ministerio aún evalúa medidas a más largo plazo.
Adicionalmente, existe un mecanismo complementario que tiene que ver con los adelantos de los subsidios a las empresas que tengan afugias financieras, y a través del fondo empresarial de la Superintendencia, también hay otra línea de crédito. De ese modo, se ha generado para empresas con riesgos de cartera medidas que les cubran la situación a través de crédito. Sin embargo, subsidios adicionales hasta el día de hoy no se han contemplado.
El futuro escenario de nuevas subastas de renovables a corto y mediano plazo se ve positivo ya que el Gobierno Nacional ve las subastas de largo plazo como punto de referencia para incorporar a su matriz energética las fuentes renovables. El hecho de que la CREG trabaje en dos mecanismos de subastas privadas para fortalecer este proceso de incorporación de las energías renovables también.
Finalmente, al tratar del sector de gas y del emblemático proyecto de la Regasificadora del Pacífico, los funcionarios públicos destacaron que este proyecto se ha aplazado unos meses en razón dado los ajustes la actualización del estudio técnico y la integración de comentarios de la consulta pública. Después de estos ajustes, se espera tener el Plan de Abastecimiento publicado para los próximos años. En cuanto la participación del sector privado en el proyecto, se senãlaron las Resoluciones 107/2017 y 157/2017 de la CREG, las cuales buscan interiorizar el abastecimiento de gas planteado.
En conclusión, además del papel sumamente importante que tiene el carbón y el petróleo en el sector colombiano, la matriz energética va a seguir buscando su diversificación, sostenibilidad y accesibilidad. El Minenergía dejó claro que Colombia tiene que cumplir con sus compromisos de emisiones y, por eso se buscan nuevos proyectos que puedan apoyar al cumplimiento de sus metas. Se reconoció que el precio de la financiación a los proyectos puede ser impactado por el nivel de la calificación de riesgo, sin embargo, los proyectos con ingresos regulados o PPAs siguen atrayendo gran apetito del mercado y expectativas por la recuperación de la demanda de energía y gas.
Es en este escenario que los miembros de GRI Club en Colombia se reunieron el 18 de mayo con Julian Zuluaga, Director General Encargado de la UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética) y Rafael Madrigal, Director de Energía Eléctrica del Ministerio de Minas y Energía (Minenergía) de Colombia, para discutir la reacción del sector energético del país en estos momentos, con la moderación de Julián Torrado, del banco canadiense CIBC.
Como preocupación inicial en el encuentro, los miembros de GRI se enfocaron en discutir cuál sería la evaluación del Gobierno Nacional acerca del nivel de los embalses del país, considerando que la generación de energía fue 32,58% al 13 de mayo de 2020, mientras en el 2016, cuando se presentó el pasado fenómeno de El Niño, el nivel de los embalses estaba en 42,07%.
Los funcionarios públicos destacaron que, aunque los embalses estén en bajos niveles históricos, el país buscará diversificar la generación, posiblemente con nuevas subastas, para que no haya una situación de desabastecimiento.
Demostrando la capacidad de respuesta real de un sistema robusto, también se comentó en detalles del del esquema de remuneración de "cargos por confiabilidad", existente en Colombia hace años. Esto hace que sea viable la inversión en los recursos de generación eléctrica (hídricos, térmicos, etc) para garantizar la satisfacción de la demanda de modo eficiente en condiciones críticas de escasez de los recursos hidráulicos sobretodo, a través de señales de largo plazo y la estabilización de los ingresos del generador.
Respecto a las demoras de los avances en los proyectos Hidroituango y la línea de la Colectora 1, considerándose también la situación de emergencia sanitaria, se está trabajando con la Presidencia para reactivar las consultas previas con las comunidades. Sin embargo, por parte de la UPME, no hay un nuevo pronóstico de demanda para el largo plazo frente a la crisis del COVID-19.
La expectativa y la señal que se transmite a los inversores y desarrolladores vencedores de las subastas es que estos proyectos siguen previstos para diciembre de 2022. Para complementar, las medidas para estos proyectos en caso de una emergencia se incluyen en el Decreto 574/2020, en las cual permite al Gobierno Nacional, después de consultas a la UPME y la CREG, adoptar medidas de emergencia para que se cumplan los plazos de los proyectos de generación y transmisión y también se reactiven otros sectores del gobierno, como Ambiente e Interior, para que estos proyectos avancen.
En cuanto a las expectativas de los planes de expansión de nuevos proyectos, la UPME espera incrementar la capacidad de transporte de energía aproximadamente 2.000 MW, principalmente en la región de La Guajira. Además de los esfuerzos en conjunto con la CREG de la ampliación para integrar los proyectos, el Ministerio también está trabajando con el Departamento Nacional de Planeación (DNP) para promover los proyectos eólicos offshore que se esperan en la región de La Guajira.
Los miembros de GRI también analizaron la implementación de la Resolución 015/2018 de la CREG, la cual había sido muy bien recibida y modificó la forma de compensar las actividades de distribución de energía eléctrica e incentivar la inversión en infraestructura.
El contexto anterior en el cual la metodología utilizada era que la remuneración no estaba ligada directamente a la calidad del servicio, y con la Resolución 015/2008, que determina cuáles son las condiciones para que los operadores de la red inviertan nuevos recursos para modernizar la infraestructura utilizada en la distribución de energía eléctrica.
En la metodología utilizada anteriormente, la remuneración no estaba ligada directamente a la calidad del servicio, lo cual ahora cambiará con la Resolución 015/2008. Esta resolución determinará cuáles son las condiciones para que los operadores de la red inviertan nuevos recursos para modernizar la infraestructura utilizada en la distribución de energía eléctrica.
En cuanto la participación del Estado en las empresas del sector, como la venta exitosa de los Electricaribe (en Caribe Mar y Caribe Sol), que trazó un nuevo mapa en el negocio de la transmisión y comercialización en la región, lo esperado por el Gobierno es entregar las llaves de las dos empresas en el primer semestre del año.
En relación al riesgo de deterioro de la cartera dada la situación del COVID-19, la situación económica del país y los impactos en las distribuidoras y sus recaudos, el Ministerio afirmó nuevamente las medidas implementadas para el alivio a todos los usuarios, a través de un crédito que hoy en día se está gestionando con Findeter y ya está en fase de conclusión. Este crédito permite que, a través de una tasa cero, se les entregue a las empresas un monto que equivale a su riesgo de cartera por una primera ventana de tres meses relacionadas a la emergencia. Sin embargo, el Ministerio aún evalúa medidas a más largo plazo.
Adicionalmente, existe un mecanismo complementario que tiene que ver con los adelantos de los subsidios a las empresas que tengan afugias financieras, y a través del fondo empresarial de la Superintendencia, también hay otra línea de crédito. De ese modo, se ha generado para empresas con riesgos de cartera medidas que les cubran la situación a través de crédito. Sin embargo, subsidios adicionales hasta el día de hoy no se han contemplado.
El futuro escenario de nuevas subastas de renovables a corto y mediano plazo se ve positivo ya que el Gobierno Nacional ve las subastas de largo plazo como punto de referencia para incorporar a su matriz energética las fuentes renovables. El hecho de que la CREG trabaje en dos mecanismos de subastas privadas para fortalecer este proceso de incorporación de las energías renovables también.
Finalmente, al tratar del sector de gas y del emblemático proyecto de la Regasificadora del Pacífico, los funcionarios públicos destacaron que este proyecto se ha aplazado unos meses en razón dado los ajustes la actualización del estudio técnico y la integración de comentarios de la consulta pública. Después de estos ajustes, se espera tener el Plan de Abastecimiento publicado para los próximos años. En cuanto la participación del sector privado en el proyecto, se senãlaron las Resoluciones 107/2017 y 157/2017 de la CREG, las cuales buscan interiorizar el abastecimiento de gas planteado.
En conclusión, además del papel sumamente importante que tiene el carbón y el petróleo en el sector colombiano, la matriz energética va a seguir buscando su diversificación, sostenibilidad y accesibilidad. El Minenergía dejó claro que Colombia tiene que cumplir con sus compromisos de emisiones y, por eso se buscan nuevos proyectos que puedan apoyar al cumplimiento de sus metas. Se reconoció que el precio de la financiación a los proyectos puede ser impactado por el nivel de la calificación de riesgo, sin embargo, los proyectos con ingresos regulados o PPAs siguen atrayendo gran apetito del mercado y expectativas por la recuperación de la demanda de energía y gas.
