Escucha este artículo
Audio generado con IA de Google
/
Las sombras de la incertidumbre siguen posadas sobre el sector eléctrico nacional. Tras más de 30 años iluminando al país, eludiendo el asedio de duros fenómenos de El Niño, el sistema necesita ajustes que lo catapulten para más décadas de luz y servicio.
En este proceso, en medio del cual la administración Petro busca acelerar la transición energética, el sistema está listo para recorrer un sendero que no le es extraño. Sin embargo, todo puede irse al traste de no lograrse las inversiones en generación y, de ahí para adelante, en el resto de la cadena. Son recursos billonarios. Solo por citar una cifra que repite Acolgen: desde 1994 las generadoras han invertido alrededor de $140 billones en Colombia.
“Desde que comenzó el proceso de transición energética a nivel mundial, Colombia ha sido un país que ha desarrollado un marco regulatorio apropiado y efectivo para impulsar el proceso de entrada de nuevas fuentes de generación de energía”, argumenta Carlos Alberto Zarruk, presidente de la Cámara Colombiana de la Energía (CCE). Reconoce que “aunque tenemos una matriz de generación con niveles bajos de emisión de gases de efecto invernadero, es fundamental avanzar en el proceso de diversificación de las fuentes de generación”.
Precisamente en esa renovación es en donde aparecen las primeras grietas que preocupan. Déficit de energía firme para unos cortos dos o tres años, proyectos que no han seguido el paso comprometido y consultas con licenciamientos atravesados. El exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, hizo una crítica muy fuerte a la presente administración, a través de su cuenta de Twitter: “Si uno quiere continuar la transición energética que venía avanzando de manera acelerada, no sube las transferencias eléctricas a renovables no convencionales de 1 a 6 %, ni elimina incentivos verdes y les ponen sobretasa a hidroeléctricas (limpias) en la (reforma) tributaria”.
Lea también: ¿Bajar las tarifas de la energía? Manual sobre cómo funciona el mercado eléctrico
El Ministerio de Minas y Energía reconoce, a su vez, que “la confiabilidad del sistema eléctrico depende no solamente de los recursos de generación, sino de su sinergia con las redes de transmisión a nivel nacional y regional”. Entonces, otros factores deben tenerse en cuenta: incentivo a las inversiones en el sector de generación y destrabar algunas normas que no dejan avanzar los proyectos.
“En el sector eléctrico colombiano, a diferencia del de Europa y Estados Unidos, el proceso de transición energética es muy distinto al de los países desarrollados. Nuestro sector eléctrico es hidráulico, luego usar energía eléctrica en Colombia es ganador desde el punto de vista ambiental, sostiene Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá.
La voz de alerta para disipar las sombras que se ciernen sobre el sector eléctrico la entrega el presidente de la Asociación Colombiana de Empresas Generadoras, Alejandro Castañeda: “Donde estamos viendo el hueco es hacia el año 2026 o 2027, y de ahí en adelante”.
Por su parte, la presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgén), Natalia Gutiérrez, sostiene que “si quisiéramos cubrir este déficit con tecnologías solar, eólica y un pequeño porcentaje térmico, la inversión sería de $3 billones, y si la tecnología es de solo viento y sol, la inversión alcanzaría los $5 billones”. Explica que mirando el mediano y largo plazo hasta 2030 el déficit sería mayor y se requerirían inversiones de entre $13 y $18 billones, dependiendo de la dieta elegida. Con buen escenario económico, desde 2025 crecería el faltante de energía: “Tendríamos que hacer unas inversiones que pueden llegar a $7 billones en el corto plazo y hasta $38 billones en el largo”.
Lea: Las energías renovables en América: entre la promesa y el desarrollo
Zarruk recuerda que actualmente la matriz eléctrica tiene una capacidad instalada de 18.600 megavatios y con las asignaciones que se adjudicaron en energías renovables en 2019 se proyectaba que, con la conexión de estos proyectos dentro de los plazos establecidos, “a 2023 tendríamos cerca de un 12 % de la matriz con energías renovables. No obstante, estos proyectos han tenido retrasos importantes, lo cual nos pone en una situación de riesgo a mediano plazo si no se avanza en la incorporación de estos al sistema de generación”.
El Ministerio señala que “el desarrollo de proyectos de diferentes fuentes permite diversificar la canasta energética del país y hacerlo resiliente frente a fenómenos climáticos dada la complementariedad, por ejemplo, de los recursos hídricos frente a los solares y eólicos. Por esta razón, para los próximos años, sería importante el desarrollo de proyectos de todo tipo”. Eso lo corrobora el presidente del Grupo Energía Bogotá, quien asevera que “se requieren fuentes de energía que no dependan solo de la radiación, es necesario tener múltiples fuentes, que las eólicas y las solares estén en diferentes partes y que haya un respaldo con las hídricas y el gas”.
De todas maneras, el Ministerio de Minas y Energía explica que actualmente los proyectos que toma en cuenta el Centro Nacional de Despacho para sus análisis corresponden a aquellos que cuentan con garantías bancarias, que suman un total de 9.566 MW (megavatios) de tecnologías solar, eólica, hídrica y térmica, y de los cuales 2.285 MW corresponden a proyectos con asignaciones de obligaciones de energía firme.
Combustible esencial
Juan Ricardo Ortega sostiene que los modelos que se han hecho en Colombia con múltiples expertos indican que el gas es esencial para la transición energética. Es estratégico, más barato, no produce material particulado y genera la mitad de las emisiones. “Es inimaginable pensar en un sistema de abastecimiento de electricidad con base solo en electricidad o eólica. Se requiere un respaldo, y ese es el gas”, dice.
Para Ortega, el hidrógeno es una imagen del futuro, del que debemos aprender todos. Lo tendríamos en 10 o 15 años. Es rentable apostar a estos proyectos, remarca. “Hay que fortalecer la regulación, eso es parte de lo que se le ha pedido a la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) y todos estaremos apoyando la forma como se maneja la regulación de las comunidades energéticas”, señala.
Del lado de la demanda, Sandra Fonseca, directora de la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), destaca que “se requiere inversión eficiente que realmente cubra las necesidades de los usuarios a precios competitivos”. Esta condición difícilmente se lograría solo con las Fncer (Fuentes No Convencionales de Energía Renovable), alerta.
A juicio de Fonseca, un marco competitivo y eficiente debe considerar, además de iniciativas eólicas y solares, “proyectos térmicos eficientes que los respalden y unas hidroeléctricas con capacidad de regulación de agua”. Por su parte, Germán Corredor, expresidente de SER Colombia, actualmente en la firma PHC y profesor de la Universidad Nacional, corrobora que la inversión va a depender de las tecnologías, “estamos hablando de grandes inversiones hasta el año 2030”. Admite que en cuanto a plantas hidroeléctricas, es complejo que entren proyectos de gran tamaño por los temas ambientales.
Proyectos colgados
Muchos de los proyectos de energía limpia “que estábamos esperando que entraran al sistema no lo han hecho por diferentes razones, entre las cuales están principalmente los temas de conflictividad social en los territorios, las demoras en las consultas previas y los retrasos en la puesta en marcha de infraestructura de transporte de energía”, considera Natalia Gutiérrez.
El Ministerio admite que, aunque los proyectos avanzaron durante el período de confinamiento, la escasez mundial para la producción de paneles y aerogeneradores hicieron que se retrasaran. Lo mismo sucede con las demoras en los procesos de consulta previa y licenciamiento ambiental.
Asoenergía advierte que el incumplimiento en las fechas de entrada en operación de los proyectos asignados de Fncer “crea una falta de energía firme en el sistema”. En términos de energía firme, estamos hablando de que en 2027 necesitamos 1.600 GWh-año, y que para 2029 vamos a necesitar 6.260 GWh-año, precisa Acolgén. “Estamos hablando de que en 2027 necesitamos la oferta de energía firme necesaria para atender una demanda del tamaño de la del departamento de Caldas y en 2029 necesitamos la oferta firme para atender la suma de la demanda del tamaño de los departamentos de Santander y Boyacá”, anota Gutiérrez.
Andeg, por su parte, señala que se va a necesitar energía firme por el orden de los 1.500 megavatios de capacidad. Todo va a depender de los resultados de la subasta programada para agosto de este año, sostiene Castañeda.
Por último, recuerda la presidenta de Acolgén que de acuerdo con la información de XM, el operador del mercado, en los últimos tres años se esperaba que ingresaran al sistema 7,8 GW; no obstante, la nueva capacidad fue de 1,5 GW, el 19 % de lo que se esperaba. En 2020 entró el 16 % de lo que se esperaba, en 2021 el 7 % y en 2022 el 28 % de la nueva capacidad esperada, gracias al ingreso de proyectos como Tesorito o las primeras dos turbinas de Hidroituango. Para 2023 se esperan 136 proyectos de generación por cerca de 4,8 GW, en los que 1,6 GW son compromisos de entrega de energía.
Conoce más