“Sin transmisión, no hay transición”: generadores térmicos

SEMANA: ¿Hasta dónde va la advertencia de XM y esa posibilidad de un racionamiento de energía en los departamentos del Caribe y el Chocó?

Alejandro Castañeda: XM se refiere a esto con un término que es el agotamiento de las redes. ¿Qué significa? Están pasando dos cosas: la primera, la demanda efectivamente ha venido creciendo, particularmente en estas regiones, en niveles del 5% frente al promedio nacional que está del orden de 3,54%. Es decir, está creciendo la necesidad de energía en regiones calientes, caso la región Caribe y el Chocó, porque en los últimos meses las temperaturas han comenzado a subir por algunos frentes calientes que han llegado de África, según el Ideam, y con la expectativa del fenómeno de El Niño esta demanda continúa creciendo. Entonces la demanda ha venido creciendo a unos niveles considerables. Cuando uno mira las proyecciones de la Upme, puede decir que ese crecimiento del 5% puede estar acomodado entre un escenario medio y un escenario alto; es decir, está en un rango tolerable. Sin embargo, cuando uno ya acompasa estos crecimientos de la demanda frente a la infraestructura, ahí es donde viene el término agotamiento.

SEMANA: ¿Qué quiere decir agotamiento en este sentido?

A.C.: Lo voy a explicar con un ejemplo. Es como una carretera, cuando tiene una vía de un solo carril y comienzan a llegar muchos vehículos para llegar del punto A al punto B, pueden pasar dos cosas. O los tiempos de comunicación entre esos puntos comienzan a crecer de forma considerable, o llega un punto en el cual ya no es posible transitar por esa vía porque colapsa. Eso es exactamente lo que nos está pasando en transmisión. Cuando ya esos proyectos de transmisión nacional y regional están ingresando en operación, se están quedando cortos frente a la velocidad con la que viene creciendo la demanda.

SEMANA: Pero no es un tema nuevo…

A.C.: Desde el sector se ha venido discutiendo desde hace varios años. Ustedes en SEMANA también lo han expuesto. Los proyectos se están demorando mucho en entrar. Uno ve casos, por ejemplo, de proyectos que tienen retrasos de hasta 8 o 10 años. Y para no ir más lejos, un par de ejemplos. Colectora, el proyecto para sacar la energía renovable de La Guajira, tiene retrasos. Un proyecto que estaba pensado entrar en el año 2022 y ya estamos en el año 26. Otro caso, el de Bogotá. Bogotá tenía tres entradas de energía y su expansión en ellas. Dos de esos proyectos tenían que haber entrado en el año 2015 y en el año 2017. Y estamos en el año 2023 y apenas estamos previendo que entren este año. Entonces, cuando los proyectos de transmisión entran, la demanda ha crecido mucho más rápido y ya se quedan cortos frente a la necesidad.

SEMANA: ¿Hay algo más que genere tensión?

A.C.: Le sumaría un elemento. El planeador, que es la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) que hace las convocatorias de estas líneas de transmisión nacional, sobre todo, lo desenfocamos, lamentablemente, y lo pusimos a hacer una cantidad de cosas y se están quedando cortos frente a la realidad y es ampliar la capacidad de transmisión. El año pasado, por ejemplo, la Upme no sacó ninguna convocatoria de expansión de la red de transmisión a nivel nacional, lo cual preocupa. ¿Por qué? Porque estaba enfocado en una resolución que le había dado la Creg, que es la 075, donde tenía que aprobar una cantidad de conexiones a los agentes generadores, particularmente los renovables.

SEMANA: ¿Por qué el operador del sistema lanza esta alerta? ¿Por qué está diciendo que es mejor disminuir el consumo?

A.C.: Es para evitar un daño mayor. ¿En qué sentido? Uno tiene que tener siempre balanceado cuánta energía produce y cuánta energía consume. Si la transmisión no da, es decir, si hay un trancón en estas líneas de transmisión, con tener toda la energía de generación disponible, no basta porque es capaz de llegarle al usuario final. Entonces, lo que dice XM es: prefiero comenzar a hacer disminuciones de demanda operativas, es decir, cortes programados de energía en estas regiones, porque si permito que estos usuarios sigan tomando energía, lo que puede generar es un efecto cascada y un efecto cadena. La red puede colapsar, y no solamente la red del punto A al punto B, sino que puede haber una falla que se vaya a toda la región Caribe, o que se vaya a todo el Chocó o la región Pacífico, o a nivel nacional. El objetivo, claro desde la ley, para el operador del sistema, como XM, es tener una operación confiable, segura y económica.

SEMANA: ¿En cuánto tiempo podemos llegar a esa situación de racionamiento en esa región del país, en la costa Caribe y en el Chocó?

A.C.: Lo que uno ve del comunicado de XM y de la operación en el día a día es ¿cómo soluciona el tema de la región Caribe hoy? ¿Cómo XM atiende ese problema de estrechez y de agotamiento de redes? Hay dos formas. La primera es usar la generación que está en el punto. Para no tener que llevar la generación desde el interior del país hacia la Costa, se pueden usar unidades de generación que están disponibles en la región Caribe. Y eso es lo que ha venido pasando en los últimos 10 años. Los térmicos de la región Caribe están siendo despachados por seguridad cada vez más frecuentemente. Le pongo un ejemplo: hace unos seis años uno escuchaba al operador decir ‘necesito tener una reserva rodante, que es tener plantas prendidas todo el tiempo, más o menos tres o cuatro unidades de generación térmica. Hoy en día estamos hablando que estamos llegando a casos de seis u ocho unidades prendidas todo el tiempo para darle soporte a esa red. Si no se tiene esa generación en el punto, pues se cae la red y se descompensa contra la demanda.

SEMANA: ¿Y la otra forma?

A.C.: Lo segundo que uno ve es que ya ha habido momentos en los cuales se ha tenido que tomar esa decisión de efectuar racionamientos programados en algunas secciones, según lo que dice el comunicado. Porque el comunicado lo que dice es, de las intervenciones operativas, que son básicamente esas decisiones de corte, el 61% de ellas que debe tomar en el país las hace en la región Caribe. La situación más frágil y más débil donde no existen redundancias, donde nos estamos quedando muy cortos, es en esos seis departamentos de la región Caribe.

Creo que allá hay medidas que se han venido tomando y hay cosas que se han venido haciendo. Y lamentablemente lo que dicen ellos es: ‘me va a tocar seguir haciendo esto por los próximos dos años porque no veo una salida desde el punto de vista de respuesta de proyectos lo suficientemente ágil y rápido’.

SEMANA: ¿Qué es lo que está pasando con Bogotá y con el centro del país? ¿Hay alguna amenaza en ese mismo sentido por las líneas de transmisión?

A.C.: Yo le puedo destacar lo que está pasando en general con todas las redes del país. Estamos teniendo atrasos muy grandes en la entrada de esos proyectos. Por más que como comunidad de planeación, mire la necesidad de una nueva red, saque la convocatoria y haga todo el proceso, al final del día solo está entrando ese proyecto, con retrasos de 5, 8, 10 años.

SEMANA: ¿Por qué?

A.C.: Son varias las razones. La primera, porque los temas de consulta previa con comunidades cada vez son más complejos. Derivado de esto, obviamente la licencia ambiental se demora mucho más tiempo en la medida en que demore esa consulta previa. Conflictividad social, entonces hay bloqueos, hay paros, hay una cantidad de temas que también retrasan los proyectos. Tuvimos la pandemia, que es un tema puntual, pero también afectó la ejecución de proyectos. Y temas de orden público también impactan los proyectos. Y eso va sumando y va acumulando días y días en la entrada de esos proyectos.

Ya puntualmente en el tema de Bogotá, lo ha dicho el Grupo Energía Bogotá, que la situación está al límite.

SEMANA: ¿En qué sentido?

A.C.: Nosotros tenemos tres entradas, sobre todo las entradas norte, de energía hacia Bogotá. Y con el crecimiento que ha venido teniendo Bogotá, esa capacidad de transmisión se ha venido agotando también. Hay tres proyectos que expanden esa capacidad en Bogotá. Y dos de ellos, como les decía, tienen retrasos muy grandes. En Bogotá tenía que haber entrado un proyecto en el año 2015, y estamos hablando que en el 2023 hasta ahora va a entrar en operación en el segundo semestre. Otro tenía que haber entrado en el 2017 y va a entrar en el 2023. Y lo que sí ha dicho es si esos tres proyectos no entran, Bogotá estaría en problemas, en los mismos problemas que estamos hablando de la región Caribe, hacia el año 2025. Los proyectos de transmisión cada vez son más complejos. Nadie quiere tener una torre de energía eléctrica en una finca. Eso es así. La gente dice que están desvalorizando su predio al tener una torre de energía. Todo el mundo quiere tener un servicio de energía perfecto, confiable y creo que nos pasa lo mismo con telefonía celular. Todo el mundo quiere tener una cobertura del 100% en el país, pero la verdad es que nadie quiere ver una antena, una torre de energía puesta al lado de su casa o puesta en su finca. Entonces ese tipo de cosas es lo que nos está complicando de manera considerable en el sector eléctrico.

SEMANA: La Upme, después de conocerse el pronunciamiento de XM, expidió un comunicado y pidió no generar pánico ni desinformación. ¿Quién tiene la razón?

A.C.: No sabría decirle quién tiene la razón, pero si uno va a las funciones de cada uno, puede extraer y puede leer entre los dos comunicados que hay cierta correlación. Cuando uno ve el comunicado de XM, lo que uno percibe es alguien levantando la mano y poniendo una problemática sobre la mesa, que se ha venido discutiendo desde hace varios años, y ya el operador dice: ‘creo que esto no es aguantable si no buscamos una solución de fondo en este tema’. Es decir, el operador es el que tiene que estar atando las dos puntas, tanto la demanda como la oferta, todo el tiempo. Y tiene que mirar cómo está la transmisión en el día a día, en la operación hora a hora. Entonces, tiene que tomar decisiones en caliente. La responsabilidad de la Upme está más del lado del planeamiento y mirar si esa oferta y esa demanda en el mediano y largo plazo están llegando al mismo punto. Cuando uno ve el comunicado de la Upme, lo que dice es: ‘tenemos la energía, la energía está. Es decir, desde el lado de la generación está disponible para poder atender a los usuarios y tenemos y nos sobra energía para poder atenderlos’. El problema que estamos teniendo no es un problema de energía, estamos teniendo un problema desde el lado de la transmisión, desde el lado de la capacidad de poder llevar esos kilovatios al usuario final en su punto de consumo.

SEMANA: Siempre habíamos hablado de una posibilidad de racionamiento por el tema de la generación, de que los proyectos no entraran, de que hubiera un desbalance. Sin embargo, ahora hablamos de transmisión, pero lo que está pasando es que también en generación tenemos dificultades. Cerca de 2.500 a 3.000 megavatios que estaban programados para entrar de energías renovables no convencionales en la Guajira no han entrado, están con unos retrasos grandes, algunos han suspendido indefinidamente las obras. ¿Qué está pasando con la capacidad de generación?

A.C.: Desde el lado de la oferta, creo que con corte a hoy y con esa expectativa de casi ya realidad de la ocurrencia de un fenómeno de El Niño, yo le puedo decir que desde el lado de la generación no deberíamos tener mayor problema. ¿Qué significa esto? Hoy en día, cuando yo hago el balance de energía firme, con la que se cuenta en los momentos más complejos desde el punto de vista de sequías o veranos en el país, esa energía firme está disponible para poder cubrir la demanda de aquí hasta mayo, hasta mitad del próximo año. Ahora, esto dependerá mucho de qué tan fuerte, qué tan intenso y qué tan largo sea el fenómeno. Y por eso lo que hemos dicho al gobierno es esto toca hacerle un seguimiento día a día a cómo evoluciona el fenómeno, cómo viene dándose, cómo se comportan los embalses, cómo está la hidrología, cómo está la disponibilidad de las plantas térmicas, etcétera. Creo que desde el lado de generación tenemos con qué afrontar ese fenómeno y cómo responderle al país.

SEMANA: ¿Pero ha habido retrasos?

A.C.: Sí han habido retrasos, y uno no lo puede negar. De los proyectos del cargo por confiabilidad, el año 2019, térmicos, por ejemplo, teníamos comprometidos unos 1.200 megavatios de capacidad, de nueva capacidad que iba a entrar al sistema. Y por ABC razón, solamente van a entrar 700. Es decir, siempre que se hace una convocatoria de cargo por confiabilidad, hay una tasa de mortalidad de proyectos cercana al 40%. Entonces, uno siempre tiene que tener eso previsto, esa es una parte. La otra, que son las renovables, pues la expectativa era que entraran en el año 22 y 23, cerca de 2.200 a 2.500 megavatios. Y por razones de la conexión, del manejo con las comunidades, de la complejidad en La Guajira esos proyectos eólicos están retrasados. Al final del día, no impacta tanto en el suministro como tal, confiable de energía firme a los usuarios del país, porque hay un activo importante que son los térmicos y los hidráulicos que están allí listos y son los existentes. Y lo que agregan estos proyectos eólicos en La Guajira, desde el punto de vista de energía firme, no es muy grande, es marginal lo que da. Aquí el punto es que sí están dejando de entrar megavatios que pueden dar una mano desde el punto de vista, por ejemplo, de contratos, de oferta de energía, no desde el lado de energía firme, sino desde el lado de cobertura, de una energía un poco más económica para los usuarios del país. Y por eso también, en parte, se ha hablado de la presión que existe de la limitación de oferta desde el punto de vista de contratos en el sector eléctrico.

SEMANA: ¿Hay algún momento en donde la oferta, sin tener esos 2.500 megavatios, frente, una demanda que está creciendo, empiecen a acercarse y podamos empezar a ver escenarios de amenazas de racionamiento por no contar precisamente con esos proyectos?

A.C.: Nosotros se lo habíamos venido diciendo al Gobierno nacional desde hace más o menos unos dos años, de la necesidad de hacer una nueva subasta de cargo por confiabilidad porque, aunque hoy tenemos la energía firme, cuando uno ya mira la proyección, cómo crece la demanda y cómo es la entrada de esos proyectos de generación de energía, ahí sí ya comienzan a haber unos déficits. Entonces, los déficits que nosotros estábamos identificando los comenzamos a identificar desde 2025, 2026, 2027 y hacia adelante. Entonces, ¿qué decisión tomó, afortunadamente, el Gobierno nacional? Si se está viendo que hay un déficit marcado hace cuatro años, hay que convocar una nueva subasta de cargo por confiabilidad. Como les decía, la última que se había dicho era de 2019 y buscaba tapar los huecos del 2022 y 2023. Por eso se previó tener la energía firme disponible para los años 2023, 2024 y 2025. Ya después, hacia adelante, sí estamos viendo huecos muy marcados y por eso la convocatoria a esta subasta de expansión.

Lo que hace la Creg es sacar esta subasta y decir que necesita nueva capacidad de generación, nueva energía firme para el año 2027-2028, pero como sabe que hay unos huecos antes en el 2026 y de pronto en el 2025, da un incentivo a los entrantes para decirles que, si entran antes, de forma anticipada, tienen unos incentivos y tienen unos pagos adicionales por esa entrada temprana. Con esto lo que se busca es balancear el mediano y largo plazo. Yo creo que aquí son diferentes escenarios en los cuales tiene que estar uno parado: uno, es el corto plazo y cómo enfrento a El Niño, pero luego vienen los escenarios de mediano y largo plazo donde hay que tener cubierta con energía firme la demanda existente y los crecimientos de demanda futura. Ese es el balance muy fino que tiene que estar haciendo todo el tiempo la comisión de regulación para decir qué hago y cómo lo soluciono. En el corto plazo, pues la respuesta no es muy grande y ya debe tener en sitio toda esa capacidad y esa energía. Pero hacia adelante debe seguir previendo nuevas convocatorias y nueva expansión del sistema con estas condiciones y con esta problemática que tienen los proyectos para poder seguirle cumpliendo a los usuarios del país.

SEMANA: ¿Cómo impacta todo este panorama el tema tarifario?

A.C.: Lo divido ahí en cuánto pesa cada cosa. Más o menos la transmisión nos pesa entre lo que pagamos en la tarifa como usuarios un 12%, un 15%, es decir, no es muy pesado. Pero fíjese que hay otra variable allí que se llama las restricciones. Las restricciones lo que implican es tener que producir energía con plantas como las que le explicaba de la región Caribe, que son térmicas, que son más costosas, para poder suplir un problema que es de redes. Es decir, las térmicas en la costa lo que están haciendo es tapar un problema de redes. Y eso nos puede estar costando casi algo parecido a lo que pagamos por ese cargo en algunos momentos. Estamos usando un recurso de generación para tapar un problema de transmisión nacional y regional, que nos está costando casi lo mismo.

Si aumenta la infraestructura en transporte, en transmisión nacional y regional, pues este cargo de transmisión va a subir. Pero lo que va a bajar por el otro lado son los cargos de restricciones. Desde el otro lado, desde la generación, frente a El Niño, creo que estamos en una mejor posición de la que estábamos en 2015 y 2016 en términos de contratación.

SEMANA: ¿Qué significa esto?

A.C.: Que los usuarios del país están cubiertos en un 80% con contratos de precios estables y expuestos a bolsa únicamente un 20%. La generación pesa dentro de la tarifa que paga el usuario más o menos el 40%. Entonces, si yo estoy cubierto en un 80% en contratos, la bolsa, que es la que se va a mover y que es la de la volatilidad, pesa un 5% dentro de todo ese costo de energía en la tarifa. Lo que nosotros hemos estimado es que cada subida en los precios de bolsa de alrededor de 100 pesos, puede estarle afectando al usuario entre un 1% y un 2% de lo que paga mensualmente en su tarifa, suponiendo que, como digo, la bolsa sube 100 pesos en promedio frente al mes anterior.

Ahora, un componente adicional es que recuerde que cuando se estaba hablando del pacto por la justicia tarifaria en el segundo semestre del año pasado, muchas de las variables que hacen parte de esa estructura del costo de prestación del servicio están indexadas al índice de precios del productor. Entonces, cuando uno mira el índice de precios al consumidor, sector eléctrico, el pico más alto que tuvimos fue en el mes de septiembre con un 26% a 12 meses anteriores.

En el mes de junio, esa inflación del sector eléctrico ya disminuyó al 16% y la tendencia es que siga bajando. ¿Por qué lo digo? Porque por el lado del IPP, que afecta varias de estas variables, ese indicador viene decreciendo al 3% en el año corrido. Entonces, el ajuste del IPP también nos va a beneficiar desde el punto de vista tarifario.

SEMANA: Usted mencionaba un promedio de 80% contratos y 20% en bolsa, pero no todos los distribuidores nacionales están en ese promedio. Seguramente habrá algunos que están más expuestos a bolsa…

A.C.: Sí, así es. Yo creo que ese es el promedio nacional. Sin embargo, regiones que tienen muchos usuarios, como la región Caribe, que en el año 2015-2016 tenía una exposición a bolsa cercana al 50-60%, que era muy pesada y cualquier movimiento de bolsa los iba a afectar de forma dramática. Hoy en día están contratados casi el 90%. Y es casi el 25% de la demanda del país. Dos empresas que son Aire y Afinia, hicieron la tarea muy bien de tener esos contratos ya establecidos previo al límite. Cuando uno ya desmenuza qué empresas son las expuestas a bolsa, más o menos unas 6 a 7 empresas son las que tienen una exposición superior al 30-35%. Y lamentablemente 5 de esas son empresas de la nación, son empresas del Gobierno. Ese es un mensaje que le hemos venido dando al ministerio y al Gobierno desde comienzos de año, insistirles en que esas empresas logren cerrar esas brechas de contratación y tengan contratos asegurados previo al límite. Fíjese que uno de los elementos que está establecido allá en el decreto 909, que es el decreto de líneas de política hacia el sector eléctrico, uno de los elementos que está allí es precisamente cómo aumentar ese nivel de contratación de algunas empresas. La preocupación existe, la tienen y están buscándole mecanismos desde el lado de la Creg para que esa cobertura se dé en esas empresas.

SEMANA: Ya para terminar, por estos días se conoció que los gremios del sector le enviaron una carta al presidente Gustavo Petro y a la ministra Irene Vélez, con algunas preocupaciones sobre la institucionalidad y el plan de expansión. ¿Cuáles son esas inquietudes?

A.C.: Se las resumo en tres, que son los puntos que están en esa comunicación. La primera, creo que es necesario ya que la comisión tenga expertos en propiedad, porque eso también le juega en contra al Gobierno. Yo creo que pasamos de una visión del Gobierno, de una Creg la cual la sentía como un enemigo en el mes de enero, creo yo, con un decreto en el cual simplemente lo que se buscaba era una retoma de funciones de la Creg y que el presidente y el ministerio hicieran la regulación.

Y migramos a un decreto que finalmente sale, que es el 909, donde se están estableciendo unos lineamientos de política con unos plazos establecidos allí para que la Creg desarrolle desde el punto de vista regulatorio esas prioridades.

Lo que estamos diciendo inicialmente es que es bueno tener expertos ya en propiedad, porque esos expertos están encargados, solamente pueden estar encargados por tres meses, prorrogables tres meses más. Y, entonces, si no tenemos expertos en propiedad, vamos a estar en tres meses buscando expertos, haciendo un empalme, mirando quién va a arrancar y comenzamos a atrasarnos desde el punto de vista regulatorio. Es necesario que el sector cuente con institucionalidad. El segundo tema tiene que ver con la implementación del decreto y ahí simplemente el mensaje es: si ya está priorizando unos temas y quiere enfocar los esfuerzos de la comisión en esos temas, pues incorpore esos temas dentro de la agenda regulatoria para que la gente sepa que eso hace parte de todo el acervo regulatorio de este año y trabajemos todos unidos y jalando hacia el mismo lado. ¿Con qué? Con los mismos criterios que utiliza la comisión para poder expedir la regulación hoy en día, con criterios económicos desde el punto de vista de análisis, de beneficio-costo, con tiempos de discusión para que los agentes puedan, como siempre, dar sus impresiones, dar sus opiniones, dar sus análisis y decirle a la comisión, mire, esto es lo que yo pienso, estos son los impactos que tiene esa medida.

La segunda parte de la comunicación es: todo este proceso regulatorio, hagámoslo, pero hagámoslo en el marco de la discusión regulatoria. Y el tercer punto tiene que ver un poco con lo que veníamos hablando y es el desenfoque que se le ha venido dando a la Unidad de Planeación Minero Energética. La unidad es el planeador del sector y es muy importante porque tiene que hacer ese balance oferta-demanda, pero además tiene que abrir esas convocatorias de transmisión para que tengamos las autopistas que nos permitan llevar la energía a los usuarios. El desenfoque que estamos teniendo es que la Upme se dedicó el año pasado y el antepasado a asignar puntos de conexión a energía, principalmente renovable, y nos desenfocamos de la expansión en la transmisión. Si yo no tengo transmisión, yo no puedo tener una transición energética. Es decir, si no tengo las autopistas para poder llevar la energía, pues no existo. Yo no saco nada teniendo 2.500 megavatios de parques eólicos en la Guajira si no tengo la conexión para llevar esa energía al sistema y que los usuarios se beneficien de esa energía. Entonces ese es el tercer punto que está en la carta. Hay que reenfocar a la Upme, darle herramientas y no atrasarnos desde el punto de vista de expansión y de planeamiento hacia adelante.