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Por segunda vez este año, gremios y expertos le están pidiendo al Gobierno medidas contundentes para evitar una situación crítica en materia de energía. La primera vez fue en abril pasado, cuando el nivel útil de los embalses estaba por debajo del mínimo histórico en 20 años y se acercaba peligrosamente al punto crítico. Por fortuna, las lluvias volvieron y los embalses empezaron a recuperarse poco a poco. Dicho de otra forma, durante el fenómeno de El Niño el país no necesitó un racionamiento de energía, pero nos salvamos por poco.
Ahora el tema volvió a la agenda porque la recuperación del nivel de los embalses no ha sido la esperada, teniendo en cuenta que el fenómeno de La Niña aún no aparece en escena y, además, en septiembre llovió 60 % menos del promedio para la época. Como en Colombia la generación de energía en tiempos normales depende en un 70 % de las hidroeléctricas, la falta de lluvias es el talón de Aquiles del sistema.
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En este punto, como explicó Natalia Gutiérrez, presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), ya fue necesario activar por primera vez el Estatuto de Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento que, en pocas palabras, entra al ruedo porque el nivel de los embalses es bajo con respecto a la senda de referencia y los precios en la bolsa de energía no están tan altos (al compararlos con el precio de escasez). El objetivo es cuidar las reservas de agua y para eso se busca que las plantas térmicas, las mismas que evitaron un racionamiento de energía en el pasado fenómeno de El Niño, tomen más protagonismo.
El Ministerio de Minas y Energía dijo a este diario que “en ningún momento” el sistema ha estado en riesgo de experimentar déficit de abastecimiento, que las simulaciones realizadas concluyen que hay suficiente energía incluso en los escenarios de hidrología más crítica, pero que de todas formas se han tomado medidas preventivas para poder atender la época de verano, entre finales de 2024 e inicios de 2025.
Pero la preocupación no es solo por esta coyuntura. Sandra Fonseca, directora ejecutiva de Asoenergía, afirmó que, más allá de la falta de lluvias, hay un tema estructural en el sistema por el retraso en la entrada de los proyectos de generación y transmisión de energía. A finales de septiembre, los gremios del sector advirtieron que, según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en 2026 no habrá suficiente energía firme (aquella que estaría disponible incluso en el peor escenario) para cubrir toda la demanda y desde diciembre de 2028, en caso de una sequía o un fenómeno de El Niño, sería necesario acudir a los temidos racionamientos de energía.
Gutiérrez explica que los balances realizados con la información pública de oferta y demanda dela UPME y de XM, operador del sistema, muestran que el posible déficit de energía firme en 2026 se podría cubrir parcialmente con “la entrada temprana de los proyectos solares que se asignaron a inicio de este año”, pero 2028 sigue en veremos: “Para cubrir dicho déficit se necesita al menos 1 GW de potencia, pero no tenemos claridad de si en los proyectos que se están desarrollando sigue existiendo el apetito por entrar en un mercado que tiene tantos riesgos de cambios en sus reglas de juego”.
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El panorama de los proyectos de energía
Como señala Acolgen, mientras la demanda de energía sigue creciendo (algunos meses incluso al doble del promedio histórico), “la oferta crece a la quinta parte del ritmo esperado”, el atraso en las líneas de conexión es crítico y hay demoras en las licencias ambientales, los trámites de sustracción en el Ministerio de Ambiente y la relación con las comunidades.
Al hablar de proyectos de generación de energía se suele aludir a los que se presentaron en subastas, sobre todo en las de cargo por confiabilidad y las de contratación a largo plazo, pero el abanico de proyectos es mucho más amplio. Gremios y actores del sector consultados por este diario reconocen que hay retrasos no solo en los eólicos, aunque este es el ejemplo más citado.
Las cifras confirman esas declaraciones. El reporte de “Sostenibilidad, operación y mercado de 2023″, presentado por XM, muestra que a principios de ese año se esperaba que entraran en operación 144 proyectos, pero solo se declararon en explotación comercial 32; que en capacidad es apenas 22,55 % de lo esperado. En 2022 ocurrió algo similar: inicialmente se estimó que entrarían 91 proyectos, pero solo lo hicieron 25; 28,03 % de la capacidad.
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A partir de un análisis de los informes del operador del mercado, Pablo Hernán Corredor, gerente de PHC Servicios Integrados y exgerente general de XM, afirma que ha entrado en operación apenas 64 % de las asignaciones hechas en las subastas de cargo por confiabilidad. Hasta ahora, el porcentaje de éxito de los proyectos (solo considerando los que participaron en esas subastas) de tecnología hidráulica es del 81 %, térmicos 70 %, solares 36 % y eólicos 0 %.
Las demoras también están en los proyectos de transmisión, claves para el sistema. De acuerdo con cifras entregadas por el Ministerio de Minas y Energía, de las 11 iniciativas del sistema de transmisión regional y del nacional que tienen fecha de puesta en operación en 2024, solo seis han iniciado trámites. De 40 proyectos en el Sistema de Distribución Local solo 18 han iniciado trámites.
Las demoras en los proyectos de energía
Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables de Colombia, SER Colombia, destaca que los proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable ya no existen solo en el Power Point; de hecho, ya están en operación 65 proyectos de mediana y gran escala que suman una capacidad de 1.800 megavatios y 8.800 proyectos de pequeña escala (autogeneración a pequeña y gran escala y minigranjas) que suman 455 megavatios.
De todas formas, Hernández reconoce que van en la tercera parte del camino para cumplir la meta del Gobierno de tener 6 gigavatios en estas fuentes para 2026 y que se necesita “acelerar el paso” para poder aportar más energía al país que permita llenar el déficit estructural que habrá en los próximos años. Actualmente, hay 18 proyectos en construcción que aportarán 472 megavatios al sistema y en 2025 se deberían empezar a construir 35 más.
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El principal obstáculo que han encontrado estas iniciativas, según Hernández, es la demora en los procesos: 21 de los 35 proyectos que se empezarán a construir el próximo año tienen trámites pendientes. De 50 procesos pendientes, el 60 % lleva más de seis meses en curso.
De ahí que las principales solicitudes de las empresas del sector tienen que ver con que se cumplan los tiempos normativos; en caso de ser así, se reduciría a la mitad el tiempo de entrada de operación de los proyectos, según un informe de julio de SER Colombia. También solicitan que haya mayor articulación para evitar las demoras que dificultan los cierres financieros y que se expidan regulaciones para agilizar trámites, salvar proyectos e impulsar futuras iniciativas.
Los datos recopilados por la Asociación indican que 70 % del tiempo que demoran los proyectos en entrar en operación corresponde a trámites ante terceros y sólo 30 % a actividades de las empresas. En la lista hay al menos 15 tipos de procesos, entre permisos técnicos y ambientales ante autoridades nacionales, regionales y locales.
En general, los retrasos se evidencian en grandes y pequeñas iniciativas. Ángela María Sarmiento, secretaria técnica del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), gremio de las pequeñas centrales hidroeléctricas, asegura que los proyectos del sector que en promedio tardarían cuatro años se están demorando 10 años o más por demoras en los trámites.
“Son proyectos pequeños, de menos de 50 megavatios, pero no es solo uno: tenemos aproximadamente 1 gigavatio en 43 proyectos que están en diferentes fases de construcción. Se han hecho las inversiones y estructuraciones, pero no se están materializando debido a las demoras en los trámites ante las Corporaciones Autónomas y ahora se suma el retraso en asignaciones de puntos de conexión”, explicó Sarmiento. Estos retrasos, además, ahuyentan la inversión.
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Ahora bien, volviendo a las fuentes renovables no convencionales, el caso que se suele citar (y el que más preocupa) es el de los proyectos eólicos. Para no ir muy lejos, de los seis proyectos que entraron en la subasta de largo plazo de 2019 ninguno ha entrado en operación. En general, las iniciativas eólicas en La Guajira están retrasadas, en pausa y algunas en riesgo.
En 2023, por ejemplo, Enel Colombia informó que suspendía indefinidamente la construcción del Parque Eólico Windpeshi (que participó en la subasta de cargo por confiabilidad), argumentando la imposibilidad de “garantizar los ritmos constructivos del proyecto, debido a las constantes vías de hecho y altas expectativas que superan el marco de actuación de la organización”.
En febrero de este año, Celsia informó que estudiaba opciones frente a los proyectos Acacias y Camelias, que suman 330 megavatios, incluyendo la reubicación de los equipos en un nuevo proyecto en Perú. La empresa dijo que estas iniciativas tienen grandes retrasos o se han dejado de construir por dificultades con las comunidades para el cierre de las consultas previas, demoras en obtener o modificar las licencias ambientales e imposibilidades técnicas para entrar en operación en las fechas comprometidas por el atraso en Colectora —línea de conexión entre los proyectos de energía eólica en La Guajira y el Sistema Interconectado Nacional—, sin la cual los proyectos no pueden entrar a operar.
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Nuevamente, pasar a la acción
Ante la pregunta sobre las medidas que se tomarán para evitar desabastecimiento de energía en el corto y mediano plazo, la cartera de Minas y Energía afirmó que “la temporada seca no puede ser aprovechada para generar pánico, sino que debe invitar a seguir avanzando en una transición energética”.
El Ministerio explicó que la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética está en seguimiento con dos o tres sesiones por semana, especialmente en esta coyuntura; destacó que ya se han tomado varias medidas y que hay mecanismos que se pueden activar ante casos extremos. Minminas también resaltó los avances en las fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), que permiten respaldar el sistema ante la escasez de lluvias: “Este año han entrado 34 nuevos parques solares y se ha multiplicado por 10 la capacidad de generación con FNCER en solo dos años. Estamos sobre 1,9 GW de capacidad, cifra que sube mensualmente”.
El llamado a la calma del Gobierno, al menos por ahora, no convence a los gremios. “Es evidente que habrá un déficit de energía firme en el corto plazo, sin contar con posibles eventos de déficit mucho antes si no tenemos suficientes lluvias. Vemos un parte de tranquilidad del Gobierno que no nos deja tranquilos. Hay que aceptar lo que está pasando para tomar medidas que sean de acción rápida e impacto inmediato. Las medidas que plantea el Gobierno pueden funcionar a largo plazo, pero en los próximos dos años necesitamos acciones para eliminar barreras regulatorias”, afirma la directora de Asoenergía.
Los gremios han puesto sobre la mesa varias acciones que, a su consideración, se deben adelantar, incluyendo reducir la incertidumbre que generan ciertos anuncios, ejercer mayor acompañamiento a quienes desarrollan proyectos, hacer nuevas subastas de expansión para cubrir el eventual déficit de energía en firme e implementar subastas y nuevos mecanismos de contratación de energía a largo plazo.
Aunque las demoras en los proyectos vienen de gobiernos anteriores, la administración del presidente Gustavo Petro tendrá que tomar medidas para esquivar el déficit de 2026 en adelante. Del futuro de los proyectos (grandes y pequeños, de generación y de transmisión) dependerá que se pueda garantizar el abastecimiento de energía en el país.
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