XM, operador del mercado, presentó los resultados de la asignación administrada de cargo por confiabilidad para los periodos 2025 – 2026 y 2026 – 2027.

Esto después de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ordenó, por medio de una resolución, el inicio de este proceso tras identificar que ante las necesidades crecientes de la demanda, estas se podrían cubrir con la energía en firme no comprometida del parque generador actual.
Esto en el marco de una necesidad inminente de una subasta de expansión en el corto-mediano plazo. Esta asignación mostró que para el primer periodo se asignó el 94,2% de la Energía en Firme del Cargo por Confiabilidad (Enficc) no comprometida y para el lapso 2026 – 2027 fue el 97,3%.

Esto muestra que hay una presión sobre el sistema por cuenta de los retrasos en proyectos de generación, que deberían haber ingresado y no han podido hacerlo, como es el caso de los renovables de La Guajira, aun en construcción o que no se han podido conectar. Por este motivo, la Comisión de Regulación activó esta herramienta para que la oferta disponible cubriera la demanda creciente que se proyecta por parte de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

La asignación para el primer periodo (2025-2026) fue de 58.940,37 gigavatios hora por año (GWh-año). Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de Andeg, gremio de los generadores térmicos, explicó que la asignación incluyó a todas las tecnologías disponibles, “tanto hidráulicas como térmicas. Se presentaron también algunas renovables bajo un esquema que se llama tomadores de precios, es decir, que la empresa decide que le asignen el cargo hacia adelante voluntariamente y no a través de una subasta”.

Los datos de XM muestran que 50,3% del total de energía que fue asignada corresponde a térmica (29.645,6 GWh-año), de la que el gas natural es el combustible que más predominó, seguido de carbón y combustibles líquidos. Después de la térmica, la hídrica fue la que más participación tuvo en este proceso.

“Lo que sigue mostrando esto es que mientras no tengamos un plan B y no tengamos claros cuáles son los pasos a seguir, pues la generación térmica se va a seguir necesitando como pasa a nivel mundial, que se necesita para respaldar la entrada renovable, necesitas térmica para confiabilidad”, expuso Castañeda.

Esta asignación de cargo por confiabilidad tan alta implicaría una alta necesidad de contratación, particularmente de suministro de gas natural para esos años. Fuentes del sector calculan que la cifra podría rondar los 400 millones de pies cúbicos diarios.

Las mayores cinco

Los datos presentados por el operador del mercado muestran que las compañías que participaron y tuvieron mayores asignaciones fueron Empresas Públicas de Medellín con más de 12.000 GWh-año. Sigue Enel con más de 10.000 gigavatios hora año; Tebsa con más de 7.000 gigavatios hora por año; Isagén con 5.400 Gwh-año. Finalmente, en quinto lugar aparece Termoflores con 4.800 GWh-año.

Una de las plantas que salió asignada en este proceso de asignación administrada fue Termocentro. Vale la pena destacar que esta central de ciclo combinado tuvo una serie de altibajos con respecto al cargo por confiabillidad. En 2009, la Creg consideró que no había cumplido con sus obligaciones, aunque la empresa apeló la decisión que la dejó sin asignación para el año siguiente.

La nueva subasta

Además de las obligaciones de energía en firme (OEF) asignadas mediante este mecanismo, se necesita una mayor expansión. Por este motivo, en este momento la CREG adelanta el cronograma de asignación de cargo por confiabilidad para plantas.

Si bien estaba estipulado que los resultados de este proceso se conocieran en noviembre, la entidad decidió alargar los plazos para entregar los resultados en febrero de 2024. Esta subasta abarcará el periodo 2027-2028 y cuenta con un incentivo para la entrada temprana de las plantas asignadas.

La Comisión estableció, como incentivo, que puedan empezar a recibir la remuneración del cargo por confiabilidad asignada desde su entrada en operación, sin modificar la fecha de finalización de las obligaciones de energía adquiridas en la subasta.

Este proceso será fundamental para superar la estrechez de nueva oferta que está evidenciando el sistema eléctrico nacional en la actualidad.
Un buen balance costo beneficio De acuerdo con el documento de soporte de la CREG para la resolución mediante la cual ordenó la asignación de OEF, esto tendría un balance costo beneficio positivo para el país.

El análisis de la entidad muestra que “en el caso de no contar con la obligación de disponibilidad de generación en una condición crítica, cada kilovatio hora no disponible tendría un costo de racionamiento de $1.667,87/kWh. Por lo tanto, el pago de un cargo por confiabilidad y el costo de no contar con generación disponible en una condición crítica resultaría en una relación beneficio costo (1.667,8/69) de 24 veces”.