La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía) ha hecho un llamado al Gobierno nacional para que adopte medidas para garantizar la debida atención de la demanda de energía en todo el país, en el corto, mediano y largo plazo.
De acuerdo con el gremio, dichas medidas deben permitir que existan precios competitivos para la energía, teniendo en cuenta la actual situación hidrológica por el fenómeno de El Niño y el aumento de la demanda.
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Indicó, además, que las advertencias del operador del sistema XM sobre la falta de flexibilidad del SIN es una razón válida para que se adopten medidas dirigidas a lograr que los esquemas de confiabilidad operen adecuadamente, tanto en el mecanismo de cargo por confiabilidad, no sólo en el precio de escasez de activación, como en la energía firme real necesaria respaldada tanto por gas, como por fuel-oil y carbón.
'La falta de acción regulatoria en temas mecanismos de respuesta de la demanda y de incentivos para los usuarios en temas de ahorro es evidente. Además, las acciones propuestas por el ministerio son insuficientes y sí en lugar de activar el Estatuto de Situación de Desabastecimiento insisten en incrementar tarifas forzando generación para ser pagada por restricciones en las tarifas, los usuarios se verán afectados económicamente sin justificación', aseguró Sandra Fonseca, presidenta de Asoenergía en una carta enviada al ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.
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Asismo explicó que 'se debe asegurar que toda la energía térmica sea utilizada a precio de escasez y que el agua de las hidroeléctricas se guarden al precio económico definido, sin que esto implique un costo adicional a los usuarios en la componente de restricciones'.
Por otro lado, el gremio advirtió la necesidad de que el país aumente la oferta energética, tanto de energía eléctrica como de gas natural, para garantizar el suministro permanente para todos los mercados, garantizar la confiabilidad del sistema energético nacional y evitar altos precios de las tarifas que deben pagar los usuarios en el país.
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'Como reflejo de la poca oferta de energía que está teniendo el sistema, es evidente el incremento estructural en los precios de bolsa, que impactan a su vez los contratos, que ha generado que se incremente el costo de la energía, tanto para usuarios regulados como no regulados. La baja e insuficiente energía firme impacta la posibilidad de contratación a precios razonables, y esto implica que empresas comercializadoras de energía tengan baja cobertura con contratos a largo plazo que les permita no estar expuestos a la volatilidad de la bolsa, con el incremento de riesgo del sistema en los últimos años', advirtió Fonseca.
De acuerdo con la dirigente gremial, esta situación se ha presentado porque los generadores no tienen suficientes incentivos de mercado para participar de las convocatorias realizadas por los comercializadores, ya sea por su disponibilidad o estén desacoplados por los tiempos de las convocatorias públicas que son extensos, o porque la oferta no es consecuente y eficiente; 'situación que ha generado que los comercializadores de energía trasladen el riesgo y el precio de altos costos de bolsa y contratos a la tarifa final del usuario en el costo unitarios de la tarifa (CU)'.
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En el Informe Sectorial, la agremiación indicó que el pasado 15 de febrero se realizó la subasta de asignación de Obligaciones de Energía en Firme donde se asignaron 4.489 MW de capacidad, de los cuales 48 MW son térmicos y 4.441 MW son solares; distribuidos en 27 plantas de generación nuevas, 6 en etapa de construcción y 47 plantas ya existentes; las cuales tendrán obligaciones de energía firme de 156,2 GWh/día que se suman a los 88,3 GWh/día asignadas previamente para un total de 244,4 GWh/día.
'Con la entrada oportuna de estos proyectos asignados y con los compromisos de mecanismos previos, como lo anuncia la UPME, la capacidad del sistema pasaría de 19.903 MW, de los cuales 66% es hidráulica, 31% térmica y 3% eólica y solar a una capacidad de 26.184 MW, con un 50% de energía hidráulica, 24% térmica y 26% de energía eólica y solar. Esto requeriría un cumplimiento pleno de inversiones, permisos, conexiones, implementaciones y ejecuciones perfectas en tiempo, recursos, y proyecciones, que nunca antes hemos visto', añadió.
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Y también explicó que 'en cuanto al precio de cierre de la subasta, este se ubicó en 18,2 USD/MWh, el cual si se compara con el precio de la subasta del Cargo por Confiabilidad para el periodo 2022-2023, que se ubicó en 15,1 USD/MWh y se trae a valor presente, sería prácticamente el mismo, que con una actualización con el IPP fue de 18,27 USD/MWh. Es decir, para los usuarios el incremento esperado en expansión renovable, no implicaría en este escenario en ninguna optimización económica o financiera, y por el contrario, si los recursos no entran en el escenario esperado, si podrían generar mayores costos de confiabilidad, operativos y de costo de generación tarifario'.
