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Objective: When considering the climate change vulnerability of the Colombian electricity sector and the possible risks that may arise, such as: non-compliance with firm energy obligations (FEO) by generation units, delays in generation projects with firm energy commitments (the Hidroituango case, among others) and the availability of firm energy in the market, imply a systemic risk for the provision of electricity in the medium term. Therefore, this article performs a risk analysis based on the forecasts and considerations applied in official technical documents and current resolutions of the Energy and Gas Regulation Commission (CREG) in the demand balance and OEF in the medium term, in order to determine the existing risk and the actions that the entity must take to mitigate it. Análisis Del Riesgo De La Cobertura De Energía Firme En Colombia A Mediano Plazo Moreno-Chuquen., r., & Cantillo-luna., S. Tecnura • p-ISSN: 0123-921X • e-ISSN: 2248-7638 • Vol. 24 No. 64 • Abril – Junio de 2020 • pp. 23-33 [ 25 ] bilidad (ENFICC) en condiciones críticas de abastecimiento, y cuando el precio de bolsa por lo menos en una hora supere el tope establecido por la CREG, denominado precio de escasez (Bedoya, Rodas y García, 2016; CREG, 2018a). A partir de la entrada del mecanismo de cargo por confiabilidad en 2008 y las subastas de los siguientes años, el mecanismo de asignación y su validez quedó a prueba durante el fenómeno de El Niño en 20152016. Reportes recientes de la CREG indicaron que durante este evento se hicieron efectivas las garantías financieras a seis plantas hidráulicas por incumplimiento respecto a la energía firme comprometida. De esta manera, la efectividad (evitar riesgo de desabastecimiento) de la ejecución de las garantías financieras depende de la disponibilidad de energía en el mercado. En este sentido, los comisionados de la CREG se percataron de que el balance de energía con base en el cual se realizan las convocatorias y posteriores asignaciones de energía firme– debe explicitar el riesgo de incluir en la subasta ofertas de energía firme de parte de centrales hidroeléctricas. Por tanto, a través del Documento CREG 115 de 2016 se propone que el balance de energía firme anual discrimine del total de energía firme aquella que comprometen los agentes de centrales hidroeléctricas. De esta manera, calcular la energía firme que pueden garantizar las centrales hidroeléctricas en condiciones de baja hidrología puede representar un riesgo, dadas las contradicciones intrínsecas de calcular energía firme de centrales hidroeléctricas que aprovechan un recurso escaso en condiciones de sequía. Sin embargo, durante el periodo normal entre subastas de energía firme se puede recurrir a otros mecanismos de asignación, INTRODUCCIÓN La capacidad instalada para producir energía eléctrica en Colombia está conformada por plantas de generación hidráulica que corresponden al 70 % del total (Giral et al, 2017; UPME, 2018). En cuanto a la cobertura de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) a mediano y largo plazo, dada la vulnerabilidad al cambio climático que representa producir con este tipo de energía (Parada et al, 2016; Ladino, Martínez y Buriticá, 2018), la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha realizado diferentes acciones al respecto, como el caso de la incorporación de fuentes renovables a la matriz de generación a través de la ley 1715 de 2014, lo que ha impulsado el estudio de este tema desde ámbitos, en especial los escenarios energéticos a medio y largo plazo como los propuestos en (Rojas, Ducuara y Moreno, 2015). No obstante, la acción más importante que ha realizado esta entidad en función de mitigar el riesgo de desabastecimiento, fue establecer en diciembre de 2006, mediante la Resolución 071 de 2006, la metodología para la asignación y remuneración del cargo por confiabilidad cuyo objetivo es garantizar en todo momento el suministro de energía de forma confiable y a precio eficiente, atendiendo la demanda cuando los recursos hídricos escaseen críticamente en periodos de sequía (CREG, 2006). En principio, los nuevos proyectos de generación y las unidades existentes de todas las tecnologías pueden acceder al cargo por confiablidad a través de las subastas de energía firme y comprometer obligaciones de energía firme (OEF) (CREG, 2006), que corresponden al compromiso de producir una cantidad de energía de acuerdo a su energía firme para el cargo por confiaAnálisis Del Riesgo De La Cobertura De Energía Firme En Colombia A Mediano Plazo Moreno-Chuquen., r., & Cantillo-luna., S. Tecnura • p-ISSN: 0123-921X • e-ISSN: 2248-7638 • Vol. 24 No. 64 • Abril – Junio de 2020 • pp. 23-33 [ 26 ] en organizar sus valores históricos anuales de menor a mayor y así construir una curva de distribución de probabilidad para cada unidad, expresada en kilovatios hora/día-año (kWh/día-año). El menor valor corresponde al 100 % de probabilidad de excedencia de energía disponible y se identifica como ENFICC base, que según la Resolución 079 de 2006 (CREG, 2006), “corresponde a aquella generación que es capaz de entregar una planta en la condición del 100% de PSS” (PSS: probabilidad de ser superado) (p. 9). El ENFICC base es utilizado en las subastas de ENFICC como el valor de referencia en la declaración de EF. Si el agente que representa una central hidroeléctrica opta por ofrecer un valor de energía superior al ENFICC base, entonces debe respaldar esta diferencia con una garantía. De la distribución de probabilidad se obtiene un valor clave en la estimación de la EF, correspondiente al ENFICC 95 % PSS que de acuerdo la Resolución CREG 079 de 2006, “corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidad” (CREG, 2007, p. 8). En las subastas de energía firme para el cargo por confiabilidad el agente puede realizar ofertas entre el ENFICC base y el ENFICC 95 %. Hay que tener en cuenta que estas EF son soluciones complementarias al cargo por confiabilidad para garantizar ofertas eficientes de energía eléctrica en el mediano y largo plazo, donde se remunera la potencia firme para el abastecimiento en las condiciones críticas de hidrología (BuriticáArboleda, Ramírez-Escobar y Álvarez-Bel, 2019), por tal motivo el margen de ofertas en un 5 % representa un indicador de riesgo dado que el ENFICC base parte del pues, como se menciona en CREG (2006), [...] durante el primer semestre de cada año, la CREG verificará si la suma de ENFICC de cada unidad de generación es igual a la demanda objetivo calculada para la vigencia que comienza el 1° de diciembre de acuerdo a lo establecido en el artículo 19 de esta resolución. (p. 12) Ese proceso de verificación es realizado a través de balances de ENFICC y demanda objetivo. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA En las subastas del cargo por confiabilidad el producto de mercado subastado es la energía firme, denominada energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC), que se define como “la cantidad máxima de energía eléctrica que es capaz de entregar una unidad de generación de manera continua en condiciones de baja hidrología, en un periodo de un año” (CREG, 2006, p. 6). La metodología para calcular o determinar la energía firme es definida por la CREG según la metodología presentada en la Resolución 071 de 2006. Acorde a su anexo 3, el cálculo de la ENFICC para centrales térmicas depende de la capacidad de la planta, de la disponibilidad del (de los) combustible(s) a través de los contratos de suministro y del índice de indisponibilidad de salidas forzadas, entre otros parámetros relacionados con la fuente de energía. El cálculo de la ENFICC para centrales hidroeléctricas se realiza a través de un modelo de optimización de programación lineal entera mixta, y la formulación completa del problema se encuentra en el anexo 9 de la Resolución 071 de 2016 (Osorno-Cardona, Mejía-Giraldo y Muñoz-Galeano, 2018). El segundo paso de la metodología de cálculo de la EF de centrales hidroeléctricas consiste Análisis Del Riesgo De La Cobertura De Energía Firme En Colombia A Mediano Plazo Moreno-Chuquen., r., & Cantillo-luna., S. Tecnura • p-ISSN: 0123-921X • e-ISSN: 2248-7638 • Vol. 24 No. 64 • Abril – Junio de 2020 • pp. 23-33 [ 27 ] El Niño 2015-2016 y que ponen en evidencia el riesgo en la cobertura de energía a mediano plazo. La CREG (2018b) encuentra “conveniente que en el balance de energía firme que se hace anualmente se discrimine del total de energía firme aquella porción que corresponde a ENFICC incremental” (p. 4). La ENFICC incremental corresponde a la oferta del agente de cada central que es mayor al ENFICC base y que se respalda con una garantía financiera, la cual se activa en caso de incumplimiento y que en principio permitiría comprar el faltante de energía a otro agente. En este sentido, en el documento en mención enfatiza sobre [...] la necesidad de reevaluar el concepto o parametrización de la ENFICC incremental, en particular ante un escenario de una oferta de energía más restringido, en donde las garantías financieras sean insuficientes para mitigar el riesgo de incumplimiento en el evento de que no se cuente físicamente con más energía en el sistema, supuesto de que a mediano y largo plazo se replicarán los eventos históricos de bajos niveles hidrológicos y este nivel representa el valor mínimo de oferta. En este contexto, en 2018, la CREG publicó la Resolución 104 de 2018 con disposiciones para realizar una subasta para la asignación de las OEF del cargo por confiabilidad para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2022 y el 30 de noviembre de 2023. Esta Resolución sigue las recomendaciones del Documento CREG 050 de 2018 y del proyecto de Resolución CREG 064 de 2018, en cuanto al requerimiento de convocar una subasta para la entrada de nuevos proyectos de generación para el periodo 2022-2023, dado que las proyecciones señalan un déficit en EF para dicho periodo, como se puede apreci

RISK ANALYSIS OF FIRM ENERGY COVERAGE IN COLOMBIA IN THE MEDIUM TERM