GAS NATURAL Y EL SECTOR ELÉCTRICOEn mercados gran<strong>de</strong>s y maduros, la integración vertical y horizontal disminuye los costos <strong>de</strong> operación,pero <strong>en</strong> mercados pequeños y medianos existe el riesgo <strong>de</strong> que estos se conviertan <strong>en</strong> oligopolios.En el caso <strong>de</strong> la integración vertical se pued<strong>en</strong> dar las sigui<strong>en</strong>tes situaciones: En la producción y el transporte,se limita el libre acceso <strong>en</strong> situación <strong>de</strong> alta conc<strong>en</strong>tración <strong>de</strong> oferta como es el caso colombiano. En eltransporte y la distribución se pue<strong>de</strong> escoger el campo <strong><strong>de</strong>l</strong> cual se prefiere el gas y <strong>en</strong> el caso <strong>de</strong> los usuariosno regulados pue<strong>de</strong> convertirse <strong>en</strong> una limitante <strong>de</strong> libre acceso a las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte cuando este tomela <strong>de</strong>cisión <strong>de</strong> conectarse directam<strong>en</strong>te al sistema <strong>de</strong> transporte.Debido a la naturaleza y <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> los dos sectores, el sector <strong>de</strong> gas no ti<strong>en</strong>e el equival<strong>en</strong>te a un cargopor confiabilidad, pues se t<strong>en</strong>dría que pagar a los productores las ampliaciones requeridas <strong>de</strong> su infraestructuray que estas se mant<strong>en</strong>gan disponibles para las ocasiones <strong>en</strong> que se pres<strong>en</strong>t<strong>en</strong> increm<strong>en</strong>tos temporales <strong>de</strong><strong>de</strong>manda; <strong>de</strong> la misma forma se t<strong>en</strong>dría que reconocer un cargo para que los transportadores hagan lasampliaciones necesarias para cubrir estas <strong>de</strong>mandas, y estos costos serían transferidos a los usuarios.La CREG ha propuesto que la expansión <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración <strong>en</strong> el país se haga mediantemecanismos <strong>de</strong> mercado, los cuales consist<strong>en</strong> básicam<strong>en</strong>te <strong>en</strong> subastas acompañadas con opciones <strong>de</strong>precios a partir <strong>de</strong> los cuales se haría exigible la obligación <strong>de</strong> <strong>en</strong>trega <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía por parte <strong><strong>de</strong>l</strong> ofer<strong>en</strong>te.Sin embargo, los participantes <strong>en</strong> estos mecanismos <strong>de</strong> opciones <strong>de</strong>b<strong>en</strong> garantizar que están <strong>en</strong> condiciones<strong>de</strong> g<strong>en</strong>erar la <strong>en</strong>ergía a la cual se compromet<strong>en</strong> <strong>en</strong> caso <strong>de</strong> que el precio <strong><strong>de</strong>l</strong> Mercado <strong>de</strong> EnergíaMayorista supere el precio <strong>de</strong> la opción.A fin <strong>de</strong> garantizar la g<strong>en</strong>eración <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía <strong>en</strong> el caso <strong>de</strong> un proyecto a gas natural, es necesario disponer<strong>de</strong> los contratos <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> gas, <strong>de</strong> lo contrario cualquier ag<strong>en</strong>te g<strong>en</strong>erador podría <strong>en</strong>trar <strong>en</strong> elmecanismo <strong>de</strong> subasta y no estar <strong>en</strong> disposición <strong>de</strong> g<strong>en</strong>erar cuando la obligación sea exigible. Para ello serequiere que los productores inici<strong>en</strong> las conversaciones formales con los g<strong>en</strong>eradores.Sin embargo, la capacidad instalada con base <strong>en</strong> gas natural pue<strong>de</strong> llegar a un total aproximado <strong>de</strong> 3,661MW, lo cual implicaría la necesidad <strong>de</strong> firmar contratos <strong>de</strong> aproximadam<strong>en</strong>te 610 MBTU por día, ciframuy superior a la <strong>de</strong>manda nacional <strong>de</strong> gas.Así las cosas no se v<strong>en</strong> puntos <strong>de</strong> converg<strong>en</strong>cia <strong>en</strong>tre los sectores <strong>de</strong> gas y electricidad <strong>en</strong> un tema tanvital para la expansión como los niveles <strong>de</strong> contratación <strong>de</strong> gas natural para g<strong>en</strong>eración eléctrica, ya queel sector eléctrico colombiano g<strong>en</strong>era <strong>en</strong> su mayoría con plantas hidráulicas y ti<strong>en</strong>e como compon<strong>en</strong>te <strong>de</strong>respaldo para las épocas <strong>de</strong> sequía y alta <strong>de</strong>manda plantas <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración térmica.Por otra parte, la CREG ha planteado la posibilidad <strong>de</strong> que se utilic<strong>en</strong> otros combustibles o recursos<strong>en</strong>ergéticos para la g<strong>en</strong>eración eléctrica. En lo que respecta a combustibles líquidos, no hay claridad <strong>en</strong>la forma como se <strong>de</strong>sarrollaría la logística <strong>de</strong> abastecimi<strong>en</strong>to y transporte que sería necesario poner <strong>en</strong>marcha a fin <strong>de</strong> recibir el fuel-oil, o diesel y queros<strong>en</strong>o, para que puedan ser utilizados <strong>en</strong> las plantastérmicas actuales.Tampoco es clara la dim<strong>en</strong>sión <strong>de</strong> las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> combustibles líquidos que reemplazarían al gasnatural. Por ejemplo, Termovalle con una capacidad <strong>de</strong> 263 MW requiere un volum<strong>en</strong> <strong>de</strong> diesel a pl<strong>en</strong>acarga <strong>de</strong> aproximadam<strong>en</strong>te 6,200 barriles por día, lo cual <strong>de</strong> hecho es un porc<strong>en</strong>taje significativo <strong>de</strong> la<strong>de</strong>manda regional <strong>de</strong> ese <strong>en</strong>ergético.En el caso <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong> gas natural y g<strong>en</strong>eración <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía eléctrica, con mucha oferta y poca<strong>de</strong>manda se pue<strong>de</strong> convertir <strong>en</strong> un oligopolio. Mi<strong>en</strong>tras el productor <strong>de</strong> gas natural exige un Take or payalto por la <strong>en</strong>trega <strong>de</strong> gas <strong>en</strong> condiciones <strong>de</strong> firmeza garantizada y con p<strong>en</strong>alizaciones <strong>en</strong> caso <strong>de</strong>101
LA CADENA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIAincumplimi<strong>en</strong>to, a una nueva planta térmica se le dificulta garantizar un consumo mínimo alto <strong>de</strong>bido a laincertidumbre sobre su propia <strong>de</strong>spachabilidad.Vale la p<strong>en</strong>a anotar que volúm<strong>en</strong>es <strong>de</strong> gas contratados <strong>en</strong> condiciones difer<strong>en</strong>tes a la firmeza pl<strong>en</strong>a, lepued<strong>en</strong> traer al g<strong>en</strong>erador pérdidas económicas consi<strong>de</strong>rables si no cu<strong>en</strong>ta con el gas necesario paraat<strong>en</strong><strong>de</strong>r los <strong>de</strong>spachos <strong><strong>de</strong>l</strong> C<strong>en</strong>tro Nacional <strong>de</strong> Despacho. Una ev<strong>en</strong>tual integración <strong>en</strong>tre productor <strong>de</strong>gas y g<strong>en</strong>erador eléctrico podría facilitar el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> los negocios aunque el productor comercializadorestaría obligado a respetar el principio <strong>de</strong> neutralidad 31 .6.3 Definición <strong>de</strong> alternativas y estrategias <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eraciónEn el Plan <strong>de</strong> Expansión <strong>de</strong> Refer<strong>en</strong>cia <strong>de</strong> G<strong>en</strong>eración Transmisión 2005 - 2019 se consi<strong>de</strong>ran variasalternativas <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración que contemplan <strong>en</strong>tre otras variables y supuestos los sigui<strong>en</strong>tes: caudaleshistóricos 1975-2004, costos <strong>de</strong> combustibles, <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía y pot<strong>en</strong>cia e instalación y retiros <strong>de</strong>unida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración <strong>en</strong>tre otros.El análisis <strong>de</strong> prospectiva <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración busca <strong>de</strong>terminar las alternativas <strong>de</strong> corto plazo y estrategias <strong><strong>de</strong>l</strong>argo plazo <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración <strong>de</strong> m<strong>en</strong>or costo para el sistema que permitan at<strong>en</strong><strong>de</strong>r los requerimi<strong>en</strong>tos <strong>de</strong><strong>en</strong>ergía <strong>en</strong> el país. Los resultados preliminares <strong>de</strong> los análisis <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración planteados <strong>en</strong> el corto y largoplazo indican lo sigui<strong>en</strong>te:1. Es necesario que el país cu<strong>en</strong>te con una expansión <strong>en</strong> g<strong>en</strong>eración <strong>de</strong> al m<strong>en</strong>os 150 MW a comi<strong>en</strong>zos<strong><strong>de</strong>l</strong> año 2010, adicionales a la <strong>en</strong>trada <strong><strong>de</strong>l</strong> proyecto <strong>de</strong> Porce III. A fin <strong>de</strong> limitar la vulnerabilidad <strong><strong>de</strong>l</strong>a Costa Atlántica por <strong>de</strong>p<strong>en</strong><strong>de</strong>r su g<strong>en</strong>eración <strong>de</strong> un solo <strong>en</strong>ergético, la localización <strong>de</strong> esta capacidad<strong>de</strong>bería realizarse al norte <strong><strong>de</strong>l</strong> país y con base <strong>en</strong> carbón mineral.2. Los requerimi<strong>en</strong>tos <strong>de</strong> g<strong>en</strong>eración para la a<strong>de</strong>cuada at<strong>en</strong>ción <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía muestran queel sistema requiere <strong>en</strong> el periodo 2010-2014 la instalación <strong>de</strong> 320 MW adicionales a la <strong>en</strong>trada <strong>en</strong>operación <strong>de</strong> los 660 MW <strong><strong>de</strong>l</strong> proyecto Porce III. En el caso <strong>de</strong> realizarse la interconexión eléctricacon Panamá, el sistema colombiano requeriría <strong>de</strong> 800 MW adicionales al proyecto <strong>de</strong> Porce III, con elfin <strong>de</strong> at<strong>en</strong><strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda propia, así como <strong>de</strong> mant<strong>en</strong>er el nivel <strong>de</strong> exportaciones <strong>de</strong> <strong>en</strong>ergía haciaEcuador y Panamá.Los sigui<strong>en</strong>tes son los proyectos consi<strong>de</strong>rados <strong>en</strong> los análisis <strong>de</strong> plan <strong>de</strong> expansión <strong>en</strong> g<strong>en</strong>eración tanto <strong>en</strong>el corto como <strong>en</strong> el mediano plazo.Tabla 14PROYECTOS EN EJECUCIÓN EN COLOMBIAFu<strong>en</strong>te: UPME.31“Evaluación <strong>de</strong> la evolución <strong><strong>de</strong>l</strong> plan <strong>de</strong> masificación <strong>de</strong> gas combustible – resum<strong>en</strong> <strong>de</strong> investigación”, UPME 2005.102