“No veo la preocupación por el aumento de proyectos solares”: director Upme

Con un Fenómeno de El Niño que tiene el nivel de los embalses, principales productores de energía en el país, por debajo del 40 por ciento y una demanda de energía que tras la pandemia ha crecido al doble del promedio anual registrado antes de 2020, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), Adrián Correa, habló con CAMBIO sobre las proyecciones del sector, la entrada al sistema de proyectos de generación solar y eólica y la construcción de la línea de conexión Colectora. 

CAMBIO: La demanda de energía está creciendo más rápido que la oferta ¿Cuánta energía en firme calcula la Upme que es prioritaria que entre al mercado de energía eléctrica colombiana entre 2024 y 2028?

ADRIÁN CORREA: Hay una demanda que no cambia mucho, que es la que llamamos vegetativa, que es el crecimiento normal por proyecciones económicas, etcétera, que siempre se ubica por ahí en 2,5 - 3 por ciento anual. Hay otra demanda que corresponde a las grandes cargas: grandes empresas, mineras, movilidad, metro de Bogotá, cementeras, en fin. Hay una cantidad de grandes cargas, particularmente industriales, que entran en algún momento del tiempo y generan una subida drástica (de la demanda). 

Nosotros hicimos una actualización en diciembre y la idea es hacer actualizaciones de las proyecciones de demanda con una frecuencia ojalá semestral, precisamente para tener una mejor visual sobre los cambios. Entre la actualización que hicimos en julio del año pasado y esta, hubo muchas grandes cargas que tuvieron aprobación. Eso explica una parte de esa subida en la última actualización, pero eso va cambiando todo el tiempo. Entonces, por ejemplo, desde el año pasado, la información que utilizamos para la última actualización, a este momento, ya muchas de esas cargas se liberaron, es decir que ya no van a entrar y otra vez la demanda va a volver a bajar un poquito. 

Por eso, queremos generar unas proyecciones de demanda mucho más frecuentes y, de hecho, unas actualizaciones todavía más frecuentes de lo que son estas grandes cargas porque eso va cambiando todo el tiempo y son paquetes muy grandes que suben o bajan. Entonces, es muy seguro que en las próximas proyecciones de demanda que veamos, haya una disminución con respecto a la última actualización, que hace parte también del debate que se generó, pero precisamente por eso, porque las grandes cargas son una foto en el tiempo. Entonces, amerita que nosotros la vayamos actualizando de manera más frecuente. 

CAMBIO: ¿Cómo están las cuentas de energía que entrará y se demandará en los próximos años?

A.C.: Por ejemplo, para el horizonte de la subasta de 2027-2028, en la última actualización, nosotros teníamos una demanda promedio de 264 gigavatios hora/día, pero en la subasta se asignaron 250 gigavatios, entonces, mucha gente estaba diciendo ‘la catástrofe, mejor dicho, primero de diciembre de 2027, vamos a tener apagón’. No, además porque hay muchos otros mecanismos para cubrir la demanda a través de obligaciones de energía firme, subastas de reconfiguración, mercado secundario, asignaciones administradas. 

Para hablar de números gruesos, 30 gigavatios de esos 264 son de grandes cargas. Entonces, si se quitan, nos vamos de 264 gigavatios a 234, digamos que 235 gigavatios para redondear, y la asignación fue de 250: 15 gigavatios/hora adicionales corresponderían más o menos a grandes cargas. O sea, ya estaría la mitad de las grandes cargas cubiertas solo con esta asignación de energía firme. 

De esos 15 gigavatios, muchas cargas ya se liberaron y otras podrían absorberse vía demanda vegetativa, para que no existiera doble contabilidad. Es decir, hay empresas que van absorbiendo energía en su demanda vegetativa por las proyecciones económicas. Entonces ahí se van gestando diferentes dinámicas en las que realmente tocaría cubrir mucho menos de 15 gigavatios. 

CAMBIO: ¿Y qué pasa si esa energía no entra al sistema? 

A.C.:  Colombia ya ha construido por más de un siglo la complementariedad del sistema eléctrico. Cuando yo escucho el comentario sobre la oferta de energía solar en la noche y la necesidad de un sistema complementario, me queda la duda de si es gente que por desconocimiento de pronto cae en ese error o si tiene otra agenda con respecto a las grandes plantas térmicas y las hidro. 

CAMBIO: ¿Por qué? 

A.C.: Es que no estamos hablando de que el próximo año el 60 o 70 por ciento de la energía va a ser generada con solar, esto es un proceso continuo. Actualmente el 3 por ciento de la energía en el país está siendo atendida con plantas solares, es decir, tenemos 97 por ciento de esa firmeza. Eso es mucho. Si metiéramos las 6 gigas de renovables que queremos meter en este gobierno, atenderíamos el 15 por ciento de la demanda del país. Igual es muy poco. Seamos muy optimistas, digamos que suplamos el 20 por ciento de la energía del país con solar. Nos queda el 80 por ciento de térmica e hidro para cubrir los periodos de la noche, para generar la complementariedad que necesitamos. Entonces, no veo la preocupación que están viendo otros por ese tema de que en la noche no hay energía, que qué vamos a hacer con tanta solar, no, es que eso ya está inventado en el mundo.

Cuando uno escucha este comentario, parece como si el 70 por ciento lo vamos a sacar de solar, pero no. Se parte de una premisa verdadera, de una información que es verdadera, pero en un contexto que no se corresponde con esa realidad: que la energía solar no puede producir energía en la noche. Sí, por supuesto. Pero es que no estamos diciendo que vamos a cambiar todo el parque de generación por solar. Las térmicas y las hidro van a permanecer ahí. Que de pronto van a disminuir su nivel de participación, claro porque ya vamos a tener una energía que, si brilla el sol, se inyecta automáticamente al sistema. Pero esa energía que en el día no se utilice, de las hidro y de las térmicas, pues simplemente se transfiere a las horas de la noche. 

Inclusive, el cargo por confiabilidad y la energía firme tienen ese principio, que es el de modularidad. El que no utilice la planta térmica e hidro en el día porque la solar me la reemplaza, no quiere decir que la perdí, entonces la utilizo en la noche. Perfecto, mucho mejor, además la mayoría de los países tienen una altísima dependencia de térmicas, nosotros no, tenemos una muy grande porción en hidro, entonces tendríamos un sistema muy diversificado, muy interesante, porque sería hidro, térmico renovable, mucha mejor complementariedad. 

Veamos la bondad de esto: Colombia, que es un país altamente vulnerable ante los efectos del cambio climático, en este momento se nos devuelve como un bumerán la dependencia de hidro. Y más sabiendo que vamos a tener fenómenos de El Niño mucho más frecuentes y mucho más profundos, mucho más intensos, ser altamente dependiente de las fuentes de hidro es muy peligroso para un país como Colombia. 

Ahora más que nunca es que necesitamos acelerar y profundizar la complementariedad con solar y con eólico porque en los momentos de menos aportes hídricos, son los momentos en los que la velocidad del viento tiende a aumentar y cuando hay, como en estas épocas, ausencia de lluvias y de nubes, es cuando más radiación solar tenemos y cuando más nos pueden dar una mano la solar. Entonces, ahí tenemos una complementariedad muy interesante. 

CAMBIO: Hay varios proyectos de energía no convencional que están especialmente en el Caribe, que además es una zona donde hay mucha más demanda que oferta de energía eléctrica, que se han retrasado o no han entrado por líos con las comunidades, faltas de acuerdos, consultas previas, pero también porque la línea Colectora, que se supone que es la que los va a conectar al sistema interconectado, está en lo mismo, ¿Cuál es el plan que tiene el Gobierno para recuperar esa oferta de energía que no va a llegar o que está retrasada? ¿Qué va a pasar con el sistema eléctrico si ese riesgo se materializa? 

A.C.: El ministerio (de Minas y Energía) viene liderando algo que se llama la gerencia Caribe. Ellos tienen como 30 y algo, casi 40 profesionales en la zona, gracias a lo cual en parte las consultas previas de Colectora se pudieron cerrar y pudieron llegar a ser terminadas, es decir, en este momento la Anla está haciendo el estudio de la licencia ambiental porque ya recibió el estudio de impacto ambiental, que necesitaba el cierre de la totalidad de las consultas previas. 

Sin ese esfuerzo, Estado, empresa y comunidades en el territorio, hubiera sido muy difícil y esto lo dice Juan Ricardo Ortega del Grupo Energía de Bogotá, en público: el acompañamiento del ministerio, de la institucionalidad, fue fundamental para poder cerrar esos procesos de consultas previas. 

Desde hace más de un año el ministerio viene atendiendo esa problemática, hay que decirlo, heredada. Poner el retrovisor es muy maluco, pero mucha gente cree que esto es un problema que empezó el 7 de agosto de 2022 a las ocho de la mañana y no, son proyectos que se adjudicaron en subastas del 2019-2021 y que nosotros recibimos en un estado muy complejo, con una altísima conflictividad ¿conflictividad que permanece? Sí, pero lo que ha hecho la institucionalidad es tratar de mitigar un poco todo este tema al punto que se pudieron cerrar las consultas previas de Colectora y el tramo de Cuestecitas hacia Colectora está en estudio de su licencia ambiental, Anla ya se ha pronunciado al respecto y ha dicho ‘vamos a hacer un estudio y a sacar la licencia y responder en tiempos’, eso creo que va a ser muy pronto, puede que en un mes o un mes y algo.

Hay otro tramo que es otra historia que la gente a veces se olvida, que no es de la alta Guajira, sino que es en Cuestecitas y la zona hacia abajo. Ese tramo ya está en construcción, hace parte del gran proyecto Colectora y la fecha de entrada en operación de ese proyecto debería ser más o menos finales del próximo año.

Grupo Energía de Bogotá viene avanzando bien con este proyecto. Construir es muy importante porque de hecho lo más complicado del proceso son los permisos. Una vez que empiezas a poner torres, eso fluye rápido. Hay proyectos que se demoran 5-6 años en permisos y 10 meses en construcción. Por fortuna, Cuestecitas-La Loma ya está en construcción y ya se conectan actualmente a la red más o menos una giga de proyectos eólicos. 

Si yo fuera de empresas que tienen proyectos con asignaciones de La Loma y Cuestecitas, estaría acelerando o si me lo ofrecieran, consideraría comprar un proyecto porque todos tienen una altísima probabilidad de entrar al sistema. 

A esta UPME no ha llegado ninguna comunicación oficial diciendo que desisten o que venden el proyecto o lo que sea. Hoy ellos tienen acá un punto de conexión aprobado, tienen que hacer reporte de sus avances máximo cada seis meses. Ellos pueden sacar comunicados de prensa, pero lo cierto es que hoy esas empresas tienen acá registrados unos proyectos en construcción.

Obviamente, nosotros sabemos que La Guajira atrae una atención importante por su gran recurso eólico y solar, pero no podemos olvidarnos de que hay un mundo más allá de La Guajira en generación de energía. De hecho, el 87 por ciento de los proyectos aprobados están por fuera de La Guajira, ese no es el departamento con mayor capacidad de generación de energía renovable no convencional aprobada, ese departamento se llama Córdoba. En toda La Guajira está repartido más o menos el 50 por ciento de los proyectos que nosotros hemos aprobado y vienen entrando en operación. Hace poco entró en la Dorada, Caldas un proyecto de 102 megas. El proyecto solar más grande que existe actualmente en operación, el primero despachado centralmente. 

Ya en Córdoba hay otro proyecto de 100 megas que acaba de pasar la etapa de pruebas y pronto se conectará en operación comercial. Otro de 19 megas, otro de 9. Y así repartidos en el territorio nacional. Entonces, La Guajira es muy importante y estratégica, pero la estrategia de transición (energética) no depende del departamento. Hay muchas cosas sucediendo en el resto del territorio, pero uno sabe que La Guajira recibe una especial atención porque mueve opinión.

CAMBIO: si la línea Colectora entra en 2025 ¿eso solucionaría o le daría como un poco de tranquilidad al sector, a los que están preocupados dentro del sector por la estrechez de energía que podemos ver entre 2026 y 2027? 

A.C.: Claro, ayudaría. Hay proyectos que entrarían en Cuestecitas y que podrían entrar mucho antes que los que están en Colectora, que ayudarían enormemente. Toda la energía es bienvenida y creo que lo más complicado de Colectora ya pasó. Ahora nos toca terminar la parte de permisos, licencia ambiental e iniciar construcción. Pero el Grupo Energía Bogotá tiene una voluntad completa para este proyecto por su importancia absolutamente estratégica. Y esto va a generar una confianza mucho más grande para los mismos proyectos de generación eólica. 

En el momento en el que Anla, por ejemplo, apruebe esa licencia ambiental, el optimismo que esto puede generar va a ser tremendo como para realmente poder generar unas confianzas que se traduzcan en financiación adicional de los proyectos, en que los inversionistas realmente vean menos riesgo para poder acelerar la inversión y los proyectos de energía renovable. Con todas las vicisitudes que eso tiene, porque eso no es fácil. Son proyectos que ocupan porciones importantes del territorio, hay que tener mucho tacto, que es parte de la crítica que nosotros hemos hecho: esto no se hizo con tacto desde el inicio. Esto tuvo unas prácticas que debemos analizar en retrospectiva y aprender de ellas. No es retrovisor, es aprender de la experiencia pasada. 

CAMBIO: Eso ayudaría entonces, pero no solucionaría ese momento de estrechez. Entonces, ¿cómo solucionarlo? 

A.C.: Como decía, con los proyectos solares que vienen entrando en operación, yo esperaría que pudiéramos seguir ese ritmo de por lo menos una giga nueva en operación cada año. Eso brindaría más o menos la energía para cubrir los incrementos de la demanda. 

Nos hemos centrado en los proyectos de La Guajira, pero nos hemos olvidado del resto de proyectos que sí están entrando en operación y que van a ser importantes, pero si no entran, no vamos a estar destinados a tener un faltante porque ya vienen otros proyectos andando y entrando. ¿Necesitamos que entren más rápido? Sí, por supuesto. Pero nuevamente, si Cuestecitas entran en 2025, si Colectora entra en algún momento de 2026, hasta 2027-28 y lo que sigue, estaríamos teniendo unos márgenes importantes sin contar con la energía solar que irá entrando en esos momentos. 

¿Hay que tomar acciones y hay que definir cosas pronto? Sí y eso lo estamos haciendo en conjunto con XM, en conjunto con la CREG y el Ministerio de Minas y Energía. Estamos viendo esos eventuales faltantes que queden allí. Para eso existen los mecanismos regulatorios. La idea es hacer nuevas subastas, ojalá netamente de energías renovables. Existen otros mecanismos del cargo por confiabilidad. Es decir, las herramientas existen, pero necesitamos que los proyectos entren. Por eso parte de nuestra apuesta importante es la entrada de estos proyectos solares, que sí vienen entrando a un ritmo importante. 

CAMBIO: Pero las fuentes convencionales aseguran menos energía en firme… 

A.C.: Las metodologías actuales para el cálculo de la energía firme de las plantas solares son muy conservadoras, se castigan fuertemente. Eso es algo que hemos discutido en muchos espacios y espero que la Creg lo esté revisando en este momento, porque amerita su revisión. Y eso aumentaría esa energía firme que puede provenir de esas plantas solares, que ya están en operación y las que van a entrar hacia futuro.