Los riesgos energéticos del país no dejan de aumentar

Detrás del reciente capítulo de restricción de gas anunciado el viernes por Ecopetrol para atender demanda térmica ante la sequía que vive el país, se esconde una situación de fondo que ha pasado de agache en los últimos años, en medio coyunturas como los precios de energía en la región Caribe, y en la bolsa.

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Para los expertos en el tema energético, esta situación es otro hecho palpable de la materialización creciente de riesgos por haber dejado de trabajar por el cuidado de la confiabilidad energética, tanto en electricidad como en gas.

De acuerdo con Alejandro Lucio, director Ejecutivo de la firma Óptima Consultores, y reconocido analista del mercado, tanto en el fenómeno de El Niño de hace nueve años y en otros momentos, el país tuvo varios sustos, pero había superávit de recursos y oferta no faltaba, lo que daba margen de maniobra.

Ahora, según el analista, Colombia tiene un problema mucho más estructural porque, por un lado, hay un consumo que crece a un ritmo históricamente no visto, y una oferta de generación que no entra, con proyectos retrasados, que presiona las fuentes disponibles.

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Por ejemplo, en 2023, según Natalia Gutiérrez, presidente de Acolgén, gremio de generadores, al país ingresó apenas el 27% de la energía esperada y para 2024 se prevé la entrada de 103 nuevos proyectos, pero menos de la mitad (47) tienen compromisos de inyectar electricidad al sistema interconectado nacional.

Entre tanto, según datos del Gestor del Mercado de Gas, de la Bolsa Mercantil de Colombia, sin contar las áreas en pruebas extensas, la contratación de gas pasó de 902 GigaBTU (unidad británica de poder calórico) en agosto de 2023 a 1.121 GigaBTU en agosto de 2024, es decir un 24% más.

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Y en energía eléctrica, según XM, operador del mercado, entre enero y agosto de este año el consumo llegó a 54.721 gigavatios hora, mientras que, en 2022, sin El Niño, fue de 50.938 gigavatios hora. “Las discusiones se distraen en el tema tarifario, pero las soluciones de fondo para que los proyectos de generación entren a tiempo, no se dan”, dice Lucio.

Incluso, considera que el argumento de Ecopetrol para restringir la oferta de gas “es debatible”, ya que la mayoría de plantas térmicas están respaldadas con gas importado de la planta de regasificación. De hecho, en agosto, según cifras del Gestor del Gas, la demanda térmica del interior representó sólo el 5,2% de los 947 millones de pies cúbicos que consumió todo el mercado, volumen que no es suficiente como para tener una señal de desabastecimiento.

“Se ve que estructuralmente hay un problema de suficiencia de gas local, de deficiencia en el interior para atender la demanda completa”, reitera Lucio. Afirmación que coincide con las advertencias de la Asociación Colombiana de Gas Natural, cuya presidente, Luz Stella Murgas, que ratificó recientemente que el déficit de gas se mantiene y para el 2025 el faltante es de 7,5% de la demanda y sube a 16% para el año 2026.
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Otro aspecto crítico de fondo, según Lucio, es la posición que tomó el Gobierno al celebrar y dar por superado El Niño hace apenas cerca de cuatro meses, como producto de las medidas que tomó, lo cual para el experto no es cierto, porque se activaron en abril, cuando el fenómeno climático ya estaba finalizando.

En este sentido, recuerda que el país estuvo a una semana de apagarse y tanto el Gobierno, como los generadores que entraron en el juego de producir más energía hidráulica por temores a la intervención, dejaron los embalses muy bajos, convencidos que llegaba La Niña y solucionaba el problema, lo cual hasta ahora no se ha visto.

En efecto, datos de XM muestran que, tras llegar al 59,3% en julio, el nivel de los embalses de generación ha bajado en casi 10 puntos porcentuales, ya que al corte del 20 de septiembre su volumen útil se ubicó en 49,83%, valor que ahora es el mínimo histórico para esta época del año.

“Se la jugaron, pero es el clima y no se puede andar rezándole a San Pedro para que el tema se solucione”, puntualizó Alejandro Lucio.

Sandra Fonseca, presidenta de Asoenergía, gremio de grandes consumidores industriales, explica que en el déficit de gas también incide la no renovación de contratos por parte de los productores, al carecer de cantidades en firme; y que parte de los contratos están condicionados a que no los use el destinatario original, mientras que otros tienen opciones de compra para respaldar escasez eléctrica.

Según la directiva, aunque el problema no se originó en este gobierno, en los dos últimos dos años la situación sí se ha agravado, porque no es clara la transición energética en el uso del gas.

Y si bien la salida de la que habla el Gobierno es importar, ésta no es suficiente, por lo cual es necesario que Ecopetrol, principalmente, y los otros productores, bajen el consumo de gas para sus operaciones y campos, y lo entreguen al mercado durante los próximos dos o tres años.

Según directiva, en el caso de Ecopetrol, al dejar de reinyectar gas para producir petróleo o para su autoconsumo, el efecto en el volumen de extracción de crudo es marginal.

En cifras, Fonseca explica que para 2023 y lo corrido de 2024 el 68% de la producción fiscalizada fue comercializada, es decir que los productores están destinando 470 millones de pies cúbicos diarios para las operaciones de sus áreas (46,4% de la demanda de gas en este mismo periodo).

“Con una decisión en bien de la transición energética y de la confiabilidad, al menos en el corto y mediano plazo la solución está ahí”, puntualizó.

Como lo señalan las leyes de la oferta y la demanda, cuando un recurso es escaso o hay señales de que lo vaya a ser, sus precios tienden al alza. En el caso del gas natural, según las cifras del gestor del mercado, el precio promedio de todas las modalidades de contratación en campo subió un 17% anual en agosto, ya que sin contar los tipos de opción de compra y otros, su valor promedio pasó de 4,59 dólares por GigaBTU a 5,36 dólares por gigaBTU.

Y en el caso del precio de la electricidad, los reportes de XM dan cuenta de que, mientras el precio de los contratos del mercado regulado el 3 de abril de 2024 estaba en $315,23 por kilovatio hora y el precio de bolsa promedio fue de $1.238, para el 30 de junio se ubicaron en $316,1 y en $115,4 respectivamente, pero en las últimas semanas el valor en bolsa ha venido al alza y para el 14 de septiembre alcanzó los $861,1, mientras el precio ponderado en contratos del mercado regulado fue de $318,6.

Una situación que golpea con mayor fuerza a los usuarios de los 15 comercializadores que al primero de septiembre aparecían expuestos a este mercado de contado o spot, de los cuales cinco tenían un nivel de exposición mayor o igual al 75%, y dos estaban entre el 50% y por debajo de 75%.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Editor General de Portafolio