El nuevo plan de expansión del sistema eléctrico de Colombia contempla un crecimiento de la demanda de 3,2 % al año, hasta 2031. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sugiere que para que no se apague es necesario aumentar la capacidad instalada del país en 35 %.
Esto quiere decir —si se tratara de generar energía con agua— que habría que hacer 13 hidroeléctricas como la de El Quimbo, que tiene la capacidad de mantener prendido durante cinco días un departamento como Huila solo con la generación de 24 horas.
Sin embargo, los planes del Gobierno son aprovechar las reservas de carbón, que superan 100 años, y las energías renovables como la eólica, solar y la de biomasa. Todo enfocado en fortalecer una matriz energética que peligrosamente —por las cada vez más comunes sequías— depende en un 70 % de la hidroelectricidad.
En entrevista con El Espectador, el director de la UPME, Jorge Valencia, asegura que en el nuevo plan no se contemplan nuevas plantas térmicas a gas (la escasez del recurso explicaría la medida) y pese a que la idea sea darle mayor participación a la generación de carbón y solar, el agua, en la política energética del país, sigue teniendo una alta participación.
La Costa Atlántica sigue siendo un gran reto, pues es allí donde se esperan crecimientos de consumo mucho mayores que los del resto del país. Por eso, Valencia afirma que en este documento se puede considerar una segunda fase del Plan5Caribe, con el que el ejecutivo está poniéndose al día con los compromisos eléctricos.
¿Cuánto va a crecer la demanda de energía en los próximos años?
Este programa tiene un horizonte de análisis de quince años. Las expectativas del crecimiento de demanda son de alrededor de 3,2 % anual. Esto puede tener variaciones de acuerdo con los ciclos económicos. Algunas regiones del país, particularmente la Costa Atlántica, están muy por encima del promedio nacional, así como la región oriental, donde está Bogotá.
¿Cuáles son los proyectos estratégicos para atender esa demanda creciente?
Identificamos el crecimiento que se necesita de la generación, pero no se identifican específicamente los proyectos. Se habla de requerimientos de expansión, de más o menos 1.200 MW a carbón, 1.200 MW a eólico y aproximadamente 3.000 MW en plantas menores de generación hidráulica. Eso sumado a proyectos que ya están en curso, como Hidroituango. El desarrollo eólico se dará en la parte alta de La Guajira y el desarrollo con carbón se propuso en varios departamentos.
¿Cómo quedaría la matriz energética, hoy en su mayoría dependiente de lo hidráulico?
Más o menos se espera que el 75 % sean tecnologías de insumos renovables y fuentes convencionales como la hidroelectricidad. Que la matriz mantenga un componente renovable muy amplio y con una composición muy similar a la actual, pero reduciendo la hidroeléctrica para aprovechar las fuentes de energía renovables no convencionales, como biomasa, geotermia, que aunque en cantidades menores, van apareciendo para tener el componente térmico para respaldar.
¿Qué garantiza que los proyectos de energías renovables no convencionales se lleven a cabo?
No hay una garantía precisa de qué se va a hacer. El Gobierno está dando una señal de interconexión con La Guajira para conectar estos proyectos al sistema de transmisión nacional. Digamos que ese proyecto viabiliza, más que garantizar, la conexión de esas plantas. Esperamos que los desarrolladores de proyectos presenten las garantías y las intenciones. Hay una intención muy firme de realizarlos en el mediano plazo y esperamos que se consolide y a partir de ahí se realizará el proyecto de transmisión.
Entonces, una cosa es la empresa que asuma el proyecto de generación de renovables y otra el proyecto para transmitir esa energía.
Si. Nosotros definimos las obras que se requieren para hacer el proyecto de generación y luego de tener la certeza de que se van a hacer, entonces desarrollamos las convocatorias para las transmisoras nacionales.
¿Cuál es la capacidad de generación que esperan obtener con biomasa y con energía solar?
Son proyectos muy incipientes, son pequeñas plantas para aprovechar biogás y alguna biomasa residual, pero son muy pequeñas, no alcanzan los 50 MW. En energía solar ya hay un proyecto registrado de 50 MW, que a nivel mundial es considerado un proyecto importante por el área que se necesita para poner los paneles solares para generar esta energía.
¿Ese proyecto de energía solar en dónde está?
Está ubicado en La Guajira y la empresa ya solicitó punto de conexión para entregar la energía al sistema.
¿Cuándo se llevarían a cabo las subastas de generación?
Deben realizarse a finales de este año. Las convoca y las reglamenta la CREG cuando se prevé que la demanda va a superar la oferta disponible. Más o menos a finales de 2021 se necesitaría nueva generación y para ese momento ya deben estar construidas. Estamos a tiempo de llevar a cabo la subasta.
¿Qué sugirió la UPME para los proyectos de gas, teniendo en cuenta el problema que se ha presentado con estas plantas por desabastecimiento del recurso?
Este no es el plan indicativo de abastecimiento de gas. En este documento solo mostramos lo que se espera de las tecnologías de generación y no se evidencia la aparición de nuevos proyectos de generación con gas natural. Sin embargo, estamos, de acuerdo con el decreto 2345 de 2015 que consigna el plan de abastecimiento de gas natural, con base a un estudio que nosotros vamos a adelantar en los próximos meses. Si se mantienen las condiciones, como creemos que se van a mantener, el país va a necesitar infraestructura adicional a la regasificadora de Cartagena pero tenemos que estudiarlo.
¿Pero hay una propuesta específica de generación a gas?
No. La realidad es que el gas natural que aparece en los proyectos de expansión de generación no es propuesto por nosotros, sino que hay unos pequeños proyectos de generación propuestos por inversionistas cerca de pozos de producción y se podría tener fácil acceso al mismo.
La idea es reemplazar la generación de gas por carbón.
No. Hay que hacer que el crecimiento de la oferta energética se desarrolle con recursos que tenemos disponibles y que presentan costos variables menores. Alguien podría decir que el costo ambiental del carbón es alto pero las tecnologías recientes que se han establecido, con base en carbón (como Tasajero II y Geselca III), utilizan mecanismos de captura de emisiones y reducción de material particulado. Esto es complementario a los proyectos de energías renovables no convencionales.
¿Qué diferencia hay, en el caso de la costa, entre el Plan5Caribe y lo que proponen en el documento?
El Plan5Caribe se diseñó con las obras que se plantearon en 2014, entonces lo que se hace ahí es poner en marcha no solamente las de transmisión nacional, sino las de transmisión regional, para que el sistema se vaya poniendo al día. Estas obras de transmisión podrían considerarse una segunda fase del Plan5Caribe. Además, de la interconexión de la generación eólica en La Guajira, aparecen cuatro proyectos en la Región Caribe, uno en Barranquilla a 230 mil voltios poniendo unas subestaciones que permiten darle confiabilidad al sistema, otro ampliando la capacidad de transformación para Bolívar y una nueva subestación en Cesar y otra en Sucre, que quedaría conectado al sistema.
En el caso del Chocó, ¿cómo está la oferta y la demanda?
Hay una serie de proyectos de generación por parte de inversionistas privados que viabiliza la conexión al sistema de transmisión nacional a través de una nueva subestación.
¿Este plan apunta a hacer que generar energía sea más barato?
No me atrevo a anticipar algo sobre ese tema. Lo que uno espera es que, como van a entrar energías de costos variables inferiores, los precios se vayan ajustando a estas condiciones. Y si se van desplazando tecnologías más costosas y cuando se requiera generación térmica aparecen fuentes complementarias, como la eólica, pues que los precios se acerquen a los de estas tecnologías.
¿Se pensó en la importación y exportación de energía?
Se ha venido trabajando en las negociaciones del sistema de interconexión de la región andina con el que se espera conectar desde Colombia hasta Chile. Esos proyectos se siguen analizando. Desde la UPME se ha pensado en la identificación de proyectos que permitirían exportar cantidades importantes de energía pero faltan detalles regulatorios.
¿Contemplaron la interconexión con Panamá?
Nosotros esperamos que se avance y que tengamos la posibilidad de intercambiar energía con Panamá y Centroamérica.
¿Cuáles son las principales dificultades?
Desde el punto de vista de la generación, queremos darle la oportunidad a los privados para que puedan desarrollar los proyectos. Desde la transmisión hacemos todos los esfuerzos de coordinación interinstitucional para que sea más fácil sacar adelanta los proyectos. En los últimos años se han presentado dificultades en los proyectos de expansión pero esperamos que se entienda por parte de la comunidad que son proyectos de interés nacional pero que también tienen un impacto regional muy importante. A veces la gente cree que estas iniciativas tratan de beneficiar a un conjunto de empresas pero son importantes para el sector eléctrico y los departamentos.