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El sistema eléctrico colombiano fue diseñado para afrontar problemas como el fenómeno de El Niño y, hasta el momento, ha cumplido con ese papel. No obstante, el sector de la electricidad tiene en las electrificadoras su talón de Aquiles.
Esto se debe a que son las empresas distribuidoras y comercializadoras las que tienen que soportar el peso de los subsidios que otorga el Gobierno a los consumidores de los estratos menos favorecidos de la población, además del costo de la opción tarifaria, de la cual hablaremos más adelante.
Algunas de estas empresas, especialmente en las regiones, atraviesan una aguda crisis financiera, que arrastran desde los días más difíciles de la pandemia, cuando subieron los pasivos por falta de pago de los usuarios y bajó la demanda en el renglón comercial e industrial por cuenta de las restricciones para contener el covid-19; estos últimos son los grandes clientes del sistema.
Para aliviar la deuda que soportan las electrificadoras con el pago de los subsidios, el Gobierno propuso al Congreso aprobar dentro de la adición presupuestal $1,17 billones destinados a cubrir el faltante en estas ayudas para 13,7 millones de hogares de los estratos 1, 2 y 3.
Igualmente, se ha propuesto que la Financiera de Desarrollo Territorial (Findeter) estructure, previa verificación de la Superintendencia Financiera, un mecanismo para otorgar crédito directo a las distribuidoras y comercializadoras que hayan aplicado a la opción tarifaria.
Para sacar de la crisis a las electrificadoras, en su mayoría de capital público, el Ministerio de Minas y Energía viene adelantando una mesa de trabajo junto con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para ayudar a estas compañías. Asimismo, “con el Ministerio de Hacienda se evalúan opciones como un tipo de habilitación de línea de crédito, con el cual se pueda dar un aire de flujo de caja”, dijo un vocero del Gobierno.
La crisis en las electrificadoras
Las empresas distribuidoras y comercializadoras de electricidad (conocidas como electrificadoras) tienen capital público, privado y mixto. Atienden al 99 % de los usuarios del sistema interconectado nacional y sirven a 16 millones de usuarios, de los cuales el 75 % es de los estratos 1,2 y 3, pero en la región Caribe este porcentaje se eleva al 85 %.
Camilo Manzur, presidente de la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis), ha advertido sobre las dificultades financieras de las electrificadoras. “Hoy tenemos [una deuda de] $6,4 billones, que no ha sido posible recuperar”, dice. Esa cantidad corresponde al faltante en el pago de subsidios, la opción tarifaria de deudas de usuarios oficiales y constitucionalmente protegidos, como los hospitales, las cárceles, las estaciones de policía, los colegios y el alumbrado público.
Solo la opción tarifaria representa $4,6 billones. Desde abril de 2020 se estableció la opción tarifaria en el servicio de energía eléctrica. Este es un mecanismo a través del cual se busca reducir el impacto para los usuarios de los incrementos abruptos en la tarifa mediante la acumulación de saldos que son pagados posteriormente por el usuario a lo largo de un mayor período de tiempo, explica Enel.
“Hoy estamos asfixiados. Las empresas comercializadoras no son viables financieramente”, ha advertido Manzur. Incluso Dagoberto Quiroga, superintendente de Servicios Públicos, lanzó una voz de alerta sobre la precariedad del estado financiero de unas seis electrificadoras, algunas con capital privado.
Sin embargo, no todos tienen la misma perspectiva en este panorama, como Sandra Fonseca, presidenta de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía). “Desde la demanda no tenemos certeza de que existan problemas financieros en las comercializadoras o distribuidoras de electricidad”, señaló. Pidió a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios “revisar los resultados de los últimos años” de estas sociedades. “Los ingresos de las empresas se han incrementado por efecto del indexador IPP (índice de pecios al productor) mientras sus costos operativos no se han incrementado en este mismo factor, por lo que sus excedentes deben ser positivos”.
Fonseca aseguró que este incremento de tarifas no está respaldado “ni en mayores inversiones o en mayores costos de AOM (administración, operación y mantenimiento), por lo que esta situación debe examinarse con mayor cuidado”, indicó. Manzur, por su parte, anotó que “para este año tenemos previsto invertir $6 billones”.
Coberturas por El Niño
Para mantener la sostenibilidad financiera y la prestación del servicio, el administrador del Mercado de Energía Mayorista, XM, expone mecanismos de coberturas para respaldar las obligaciones de pago de las empresas de energía en el mercado, instrumentos que son estimados y ajustados semanalmente de acuerdo con la regulación vigente. “Si bien a partir de las proyecciones actuales, consideramos que el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cuenta con un esquema financiero sólido frente a situaciones de escasez y herramientas preventivas que buscan mitigar el riesgo financiero del mercado, es importante precisar que el atraso de algunos proyectos de generación y los flujos de caja apretados en algunos comercializadores, debido a la existencia de saldos pendientes en la opción tarifaria, podrían generar presiones adicionales al mercado que seguirán bajo constante monitoreo”, explicó Cecilia Maya, gerente de Mercado de Energía Mayorista de XM.
Por su parte, el regulador ha tomado medidas buscando que los agentes del MEM puedan afrontar de mejor manera los períodos críticos, sostuvo Cecilia Maya.
Las medidas adoptadas contemplan habilitar los Mecanismos Anónimos Estandarizados, mediante Cámara de Riesgo Central para que los agentes puedan cubrirse gestionando el riesgo de precio y el crédito. El Mercado Anónimo Estandarizado (MAE) es un mecanismo que complementa los diferentes modelos de negociación en el Mercado de Energía Mayorista, contribuyendo a la formación de precios e incentivando su competencia y transparencia.
También se estudia la inclusión de nuevos mecanismos de cobertura y flexibilizaciones en el esquema de coberturas, y sigue pendiente de desarrollo la existencia de un Prestador de Última Instancia (PUI). Este sería un agente que asume la actividad de comercialización de energía eléctrica para la atención de un usuario que no tenga comercializador, o cuando el comercializador elegido no pueda continuar con la prestación del servicio.
“Desde XM se mantendrá el monitoreo al desempeño del mercado y se continuará trabajando en la emisión de las alertas tempranas a las autoridades del sector de manera oportuna y efectiva”, sostuvo Maya.
Lupa a los embalses
La entrada de El Niño, casi que inevitablemente, va a presionar al alza los precios en la bolsa de energía. De acuerdo con los análisis de Corficolombiana, la severidad del choque será menor que la exhibida en 2015. “Nuestros cálculos sugieren que el nivel agregado de los embalses promediará el 65 %, pero podría tocar un mínimo del 44 %. Con estos supuestos, los precios en bolsa se mantendrían por debajo del precio de escasez”, dice la firma, haciendo referencia al valor máximo que puede pagar la demanda del país por la energía que consume.
Mientras tanto, el Ministerio de Minas y Energía sostiene que el Gobierno Nacional está preparado y ha adelantado acciones para afrontar el fenómeno de El Niño. “Se ha hecho un seguimiento a los embalses y evolución de la demanda, se ha acompañado adecuadamente el abastecimiento de los combustibles y la logística del suministro para las termoeléctricas. Además, hemos hecho una revisión al mantenimiento de estas plantas, especialmente a aquellas con obligaciones de energía firme. No hay riesgo de desabastecimiento de energía. El sistema está preparado para enfrentar un escenario de contingencia”, aseguró el Ministerio.
Por su parte, Sandra Fonseca sostiene que el fenómeno de El Niño “afecta los precios de energía, tanto en bolsa como en contratos, no solo porque su mera expectativa ya impacta las ofertas de precios, sino que disminuye la ya precaria oferta de energía en el mercado”.
Fonseca explica que los mayores precios afectan a los comercializadores expuestos a bolsa, pero también a los precios de contratos referidos a bolsa, y a los mismos generadores que deben cubrir sus contratos en el mercado, o a los que no logren cumplir con sus obligaciones de energía firme. Por tanto, “es muy importante revisar no solo la exposición a bolsa, sino las medidas regulatorias que controlan todos estos efectos, tal como se ha hecho en períodos de [fenómenos de El] Niño anteriores”, dice.
La gerente de Mercado de Energía Mayorista de XM indica que, ante la presencia del fenómeno de El Niño, los aportes hídricos disminuyen y hacen necesario hacer un uso más eficiente del agua; por tanto, se requiere una mayor participación de la generación térmica para propender por la atención de la demanda en el mediano plazo.
Esto implica que se presente un mayor costo de la energía que se refleja en un valor superior del precio de bolsa, ya que las plantas térmicas requieren el uso de combustibles fósiles para su operación. Esta situación afecta a las compañías “que están expuestas a los precios de la bolsa de energía, porque no cuentan con contratos bilaterales de largo plazo suficientes, u opciones de futuros de energía eléctrica que les sirvan para cubrirse ante la volatilidad del precio de bolsa”.
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