“Hoy día estamos como un avión en vuelo sin piloto”, dicen los generadores térmicos sobre la ausencia de nombramientos en la CREG

SEMANA: ¿Cuál es la situación real de los embalses de generación de energía hoy? ¿Cómo ha venido registrándose su descenso?

ALEJANDRO CASTAÑEDA: El volumen útil agregado de embalse se encuentra en el 37,67 %. Con la coyuntura del fenómeno de El Niño, en el mes de agosto de 2023 se contaba con un volumen útil superior al 77 %, con lo cual, con la reducción del nivel de lluvias, el sistema ha visto su reserva hídrica de los embalses disminuida a la mitad.

SEMANA: ¿Hay algún punto en el que el bajo nivel de los embalses pueda llevar a un racionamiento de energía?

A.C.: El mecanismo del Cargo por Confiabilidad prevé el uso eficiente de los recursos de generación de tal forma de optimizar la generación hidroeléctrica en situación de escasez en los embalses, por lo que las plantas térmicas entran a cubrir la generación que se requiere para atender la demanda desde la perspectiva de energía firme.

En adición, el Regulador estableció una norma asociada al Estatuto de Riesgo de Desabastecimiento con el que las autoridades energéticas establecen señales de administración de los recursos de generación a partir del monitoreo de variables asociadas al nivel de embalse agregado del Sistema Interconectado Nacional (SIN), en particular, lo correspondiente al nivel diario mínimo del embalse útil necesario para atenuar riesgos de suministro de la energía en verano, a través del indicador Senda de Referencia de Embalse

En la actualidad, el nivel de embalse es del 37,67% frente a una senda de referencia del 32%, lo cual muestra condiciones normales desde aportes hídricos, el sistema mantiene un “gap” de aproximadamente 6 puntos porcentuales respecto al estimado de máximo nivel de riesgo del recurso hídrico. Sin embargo, el operador del sistema ha mencionado públicamente que operar el sistema por debajo del 17% es muy difícil y todos sus modelos apuntan a no llegar a niveles inferiores.

SEMANA: ¿Qué tanto nos falta para llegar a ese límite?

A.C.: XM prevé que hacia finales de marzo la senda de referencia llegue a valores de 26,7 % y a partir de ahí se empiece a recuperar el embalse. Si se mantienen las condiciones actuales de aportes, el mínimo volumen útil alcanzable sería del orden 32 % hacia finales de marzo, si se mantienen los 6 puntos porcentuales frente al nivel mínimo de embalse, con lo que XM señala que existe una condición normal del sistema.

SEMANA: ¿Cuánto bajan diariamente los embalses?

A.C.: El embalse ha bajado entre 0,4 % y 0,6 %, no obstante, desde esta semana estamos observando un aumento en el nivel de aportes, tenemos hoy en día aportes superiores al 56 % frente a valores de 44 % de inicios de mes, con lo que esperamos que el embalse no tenga en los próximos días una disminución acelerada del volumen útil.

SEMANA: ¿Cómo están respondiendo hoy las plantas térmicas?

A.C.: Las térmicas pasaron de aportar en agosto de 2023 cerca de 40 GWh/d a más de 85 GWh/d en los meses recientes, con lo cual en la actualidad la térmica está respondiendo con más del 30 % de las necesidades del SIN.

De la capacidad efectiva neta de 20,041 MW a marzo de 2024, las térmicas aportan el 30 % del total nacional en el SIN, contribuyendo a la complementariedad y diversificación de la matriz de generación. La hidráulica aporta cerca del 65 % de la capacidad. Se aprecia una evolución gradual de la entrada de recursos solares, a la fecha tenemos 624 MW en operación.

SEMANA: ¿Cuál es la composición de la generación que se está produciendo hoy en el país?

A.C.: De la capacidad efectiva neta de 20,041 MW a marzo de 2024, las térmicas aportan el 30% del total nacional en el SIN, contribuyendo a la complementariedad y diversificación de la matriz de generación. La hidráulica aporta cerca del 65% de la capacidad. Se aprecia una evolución gradual de la entrada de recursos solares, a la fecha tenemos 624 MW en operación.

SEMANA: Bajo este panorama, ¿cuáles son los riesgos que tiene el sistema?

A.C.: Las agencias internacionales están mostrando una transición de El Niño a la Niña durante el segundo semestre de 2024, con lo cual, si se mantienen las condiciones esperadas, frente a la coyuntura de El Niño, no se apreciarían mayores riesgos desde la óptica de balance energético, lo cual, coincide con los análisis de XM.

SEMANA: Esta situación, ¿qué está evidenciando en materia de retrasos de proyectos?

A.C.: Hay cuellos de botella asociados a los trámites ambientales, de consultas previas y la conflictividad social para el desarrollo de proyectos de generación, en adición a retrasos en proyectos de expansión de transmisión. Insistimos en el acompañamiento de Gobierno a los desarrolladores de proyectos, en el marco de la coordinación interinstitucional, a fin de asegurar la entrada en operación de la expansión de la infraestructura eléctrica para el abastecimiento de la energía eléctrica en Colombia, en el marco de garantizar el balance entre oferta y demanda y que los proyectos entren en operación oportunamente.

SEMANA: ¿Cómo avanza el desarrollo de los proyectos de energías renovables?

A.C.: Al 2027 hay una expectativa de entrada de proyectos renovables no convencionales, más de 3.000 MW actualmente en construcción en adición a los más de 4.441 MW solares asignados en la subasta del Cargo por Confiabilidad. Esperamos se asegure la entrada de estos proyectos desde la perspectiva de diversificación de la matriz de generación, con lo cual, se evidencia la importancia de garantizar la expansión de las redes.

SEMANA: ¿El país podría superar este fenómeno de El Niño o hay amenaza de racionamiento?

A.C.: Se requiere continuar el seguimiento permanente de las variables energéticas y asegurar la coordinación interinstitucional frente a la fase final de El Niño, en principio, el país superará este evento climático.

SEMANA: ¿Cómo está creciendo la demanda, frente a la oferta de energía?

A.C.: Mientras que la demanda de energía eléctrica a nivel nacional ha tenido un crecimiento anual entre el 3 % y 5 %, según lo reportado por el operador del mercado, en la zona Caribe se ha visto un aumento entre el 7 % y 10 % de la demanda de energía eléctrica, lo cual ha llevado a que en tres años la demanda haya pasado de 205 GWh/día a cifras actuales que están mostrando consumos superiores a los 240 GWh/dia, lo cual, exige hacia adelante, asegurar la energía firme para atender la demanda.

SEMANA: ¿En qué momento, estructuralmente, podríamos tener un problema de suministro de energía?

A.C.: El Gobierno nacional deberá analizar el balance energético de largo plazo con el fin de incorporar escenarios adicionales de expansión que permitan asegurar las necesidades de energía firme en el sistema, a fin de poder cubrir la demanda frente a escenarios creciente del consumo de electricidad a partir de 2027. Es decir que de no agregar nueva energía firme al sistema estaríamos em riesgo de suministro para este año.

SEMANA: ¿Cómo les está pegando a los generadores térmicos la situación apremiante del gas, dado que el presidente de Ecopetrol anunció déficit a partir del año entrante?

A.C.: Desafortunadamente, el problema estructural de déficit de gas ha ocasionado que las plantas térmicas del interior respalden sus Obligaciones de Energía Firme con combustibles líquidos. El Grupo Térmico de la Costa Atlántica respalda más de 2.100 MW con GNL. El país debe procurar el abastecimiento de largo plazo, incluyendo la demanda térmica, por ejemplo, la demanda de térmicas del interior podría sumar más de 400 MPCD con lo que se contribuiría a la dinamización del mercado de gas.

La buena noticia es que el Gas Natural Licuado ha tenido precios cercanos a los 10 dólares por MBTU, que incluso son más económicos que los que se ven en el mercado secundario de gas nacional.

SEMANA: Hace unas semanas pasó la más reciente subasta de energía. ¿Hay energía suficiente y en firme o tendremos que hacer otra nueva subasta rápidamente?

A.C.: Se llevó a cabo la subasta de Asignación de Obligaciones de Energía en Firme del Cargo por Confiabilidad para el periodo 2027-2028, en donde se resalta la asignación de 4.489 MW, de los cuales 4.441MW representan plantas solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una planta existente.

La generación térmica existente continúa dando el respaldo y soporte para la inserción de renovables en el marco de la transición energética justa, gradual y segura, dada la asignación de Obligaciones de Energía en Firme por 41.251 GWh-año, lo que representa más del 46% del total de la asignación realizada para el periodo 2027-2028.

Evidenciamos un faltante en energía firme del orden de los 4.000 a 5.000 GWh-año, que equivalen aproximadamente a 2.000 MW de capacidad adicional que el país requiere desde el punto de vista de abastecimiento de largo plazo, esto significa que si la demanda sigue creciendo como lo ha venido haciendo, de forma superior al 5% no tendríamos como abastecer a los usuarios del país.

Hemos solicitado que el Regulador revise la pertinencia de realizar nuevas asignaciones de energía en firme a través de los mecanismos que dispone la Resolución CREG 071 de 2006, es decir, Subastas de Reconfiguración y/o evaluar Subastas adicionales de expansión de capacidad de energía firme en el marco de las señales del Cargo por Confiabilidad.

SEMANA: A propósito del Regulador, ¿cómo ven desde el sector privado la situación de la Creg hoy, en materia de nombramientos de expertos comisionados?

A.C.: Es fundamental que haya nombramiento de los expertos en la CREG en el marco de la institucionalidad desde la perspectiva de la independencia del Regulador. Hoy en día estamos como un avión en vuelo sin piloto. Este sector depende de la fortaleza de sus instituciones, es decir, las inversiones se realizan porque hay confianza en el esquema regulatorio, acá no hay concesiones ni contratos con el estado.

SEMANA: ¿Cómo esta situación de la Creg puede afectar al sector eléctrico?

A.C.: No hay avance de la agenda regulatoria, es decir que las decisiones no se tomas, las inversiones no se realizan y la incertidumbre es muy grande.