Energía solar: ¿es suficiente para darle confiabilidad al sistema eléctrico?

En febrero de 2024 la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) realizó la subasta de cargo por confiabilidad que el sector tenía pendiente desde 2023. El mecanismo, que ejecuta XM, el operador de bolsa de energía eléctrica, le asignó el 99%
de la energía a proyectos de generación solar y el restante 1% a la generación térmica.

Este tipo de subastas busca garantizar una cantidad determinada de energía que, en el momento indicado por la subasta (noviembre 2027- diciembre 2028 en esta subasta), entregarán las generadoras seleccionadas para suministrar energía en firme al sistema.

Esto permite prever que el sistema interconectado nacional (SIN) podrá ofrecer al país la energía suficiente, incluso en momentos de sequía intensa que reduzca el nivel de los embalses. A su vez, ese sistema permite evitar subidas exageradas del precio de la energía en momentos de estrés para el sistema.

Sin embargo, expertos del sistema advierten que, al menos en esta oportunidad, la subasta no cumplirá su promesa de otorgar confiabilidad pues cada megavatio de energía solar aporta apenas el 10% de energía en firme, mientras que cada megavatio de energía térmica, la que menos asignación recibió, entrega el 90% de su energía en firme.

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Natalia Gutiérrez, presidente de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía (Acolgen), añade que “en promedio, solo 6 de 10 megavatios de las asignaciones en subastas previas entraron en operación y menos de 3 de cada 10 lo hicieron en la fecha programada”, lo que le añade presión al sistema eléctrico del país.

Por esa razón, en los últimos días el gremio le pidió al gobierno que, mediante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), “evalúe nuevamente el balance entre oferta y demanda, incluyendo los resultados que en materia de energía firme van a traer los nuevos proyectos para, de ser el caso, realizar una nueva subasta para la energía que necesitaremos hacia el año 2028, que cubra la demanda no asignada en este proceso”.

A eso se suma la menor oferta de energía en la región Caribe del país, donde los consumidores además pagan en su factura una mayor proporción por pérdidas del sistema, como robos o conexiones ilegales, parte de las inversiones que están haciendo
los nuevos operadores en los cinco departamentos y la opción tarifaria que se activó en
2020 por la pandemia por Covid-19.

El profesor de Los Andes Sergio Cabrales destaca que “si se materializa la construcción de los nuevos parques solares y eólicos, especialmente en La Guajira, se podrá aumentar la oferta en la zona norte de Colombia. El reto son las consultas previas de la infraestructura de transporte y generación”.

Pero el reto no solo aplica para la construcción de proyectos. La línea Colectora, que pretende conectar muchos de los proyectos que ya están en construcción o terminados con el SIN, también tiene retrasos en su construcción por el proceso de consultas previas.

Esto retrasa la entrada al sistema nacional de energía producida con fuentes alternativas en el norte del país. Cabrales añade que “después del 2026 se pueden sentir la falta de esos proyectos que sumen oferta de electricidad para suplir la demanda creciente de energía”.

Energía sin competencia

En medio de los esfuerzos del Fenómeno de El Niño, que se espera sea cada vez más intenso por cuenta del cambio climático, expertos del sector le envían un mensaje al gobierno: la transición energética y las fuentes no convencionales de energía pueden sercomplementarias con el sistema actual para contribuir a la gestión climática y a la
reducción de tarifas.

De hecho, la CREG tiene 2022 una propuesta de reforma al mercado mayorista de energía, que podría impulsar mejoras en el sistema, una mayor participación de energía eléctrica producida con fuentes no convencionales y mejores tarifas para el consumidor.

“Si tuviéramos un despacho intradiario por bloques horarios, podríamos aprovechar el potencial solar entre 6 de la mañana y 6 de la tarde, mientras que las hidráulicas con embalse y las térmicas serían las únicas operando el resto de horas del día. También podríamos evaluar si la energía firme de las plantas solares tiene atributos que no son no anuales sino trimestrales y cómo se complementan con otras tecnologías; por ejemplo, si en fenómeno de El Niño hay pocas lluvias, al menos hay mucho sol”, le dijo a Cambio un experto del sector.