EN LA OFERTA ENERGÉTICA COLOMBIANA PREDOMINA LA GENERACIÓN HÍDRICA lo que hace al sistema vulnerable en periodos de pocas lluvias, asimismo, la baja incursión de fuentes no convencionales de energía renovable (Fncer)1 indica que desde la producción de electricidad no se contribuye tanto como es posible a la mitigación del cambio climático. Por otra parte, los proyectos asociados a Fncer en proceso de construcción y comprometidos para entrar en operación entre 2022 y 2023, pueden ser insuficientes y las demoras para su terminación ponen en riesgo la seguridad energética en el mediano plazo; esto en el contexto de los atrasos de Hidroituango.

El presente artículo se fundamentó en el estudio sectorial sobre el avance en los proyectos de generación a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (2022) el cual retoma, entre otros, información de actuaciones previas realizadas por la Contraloría General de la República (CGR) en relación con la política pública asociada a Fncer. Específicamente, se destacan: la auditoría coordinada sobre energías renovables en el sector eléctrico (2019) y el estudio sectorial sobre sostenibilidad de mediano y largo plazos de las fuentes no convencionales de energía renovable (2020).

Contexto

Desde comienzos de este siglo, Colombia adhirió al Protocolo de Kioto y ratificó la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, avanzando en temas de reducción de Gases Efecto Invernadero (GEI) y en la definición de políticas públicas en torno del cambio climático, gestión del riesgo de desastres y eficiencia energética. Sin embargo, hasta la expedición de la Ley 1715 en 2014 se determinó que el sector eléctrico, a través de la integración de energías renovables no convencionales, aportaría a los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero sin renunciar a la seguridad del abastecimiento energético. Con el Acuerdo de Cambio Climático París (COP 21), ratificado en la Ley 1844 de 2017, Colombia se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 20 % con respecto de las emisiones proyectadas para 2030.

Otra importante motivación para impulsar la política pública de energías renovables deriva de la crisis de Hidroituango; desde la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en su planeación de la oferta energética, se identificaron requerimientos por 2.886 MW de renovables no convencionales en un escenario en que se recupere Hidroituango y 4.314 MW en un escenario en que se no recupere2 . Igual mente, se identifica que en el escenario de expansión de generación más robusto, desde el punto de vista de confiabilidad en el suministro, de reducción de emisiones y de eficiencia en los costos del servicio, la oferta energética puede incluir hasta 25 % de generación mediante Fncer.

Para avanzar en esta política pública, el Ministerio de Minas y Energía lideró la implementación de subastas para contratación de energía a largo plazo (CLPE) para energías renovables no convencionales, realizadas en octubre de 2019 y noviembre de 2021, con resultados importantes en plantas a construir y con la vinculación de nuevos inversionistas al sector. Con estas subastas y con la del cargo por confiabilidad, de concretarse la puesta en operación de los proyectos comprometidos, se lograría contribuir a aumentar la oferta en 3.287 MW mediante plantas renovables no convencionales que representa el 18 % de un total de 18.000 MW que tiene el país.

Cabe destacar que las subastas del cargo por confiabilidad, al ser neutrales en cuanto a tecnología de generación a vincular, no estimulan la entrada de proyectos de Fncer; es decir, el principal mecanismo de aumento de la oferta eléctrica del país no se articula con los objetivos de desarrollo bajo en carbono. Por otra parte, las subastas de renovables son un mecanismo que bajo la normatividad actual solo se harían esporádicamente. Asimismo, en el registro de proyectos de generación de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) a 2022, se encuentran 1.039 proyectos de Fncer con 36.075 MW. Este mecanismo de registro se utiliza para conocer las diferentes iniciativas de proyectos de generación del país y se constituye en un insumo fundamental para elaborar el Plan Indicativo de Expansión de Generación.

Si bien existe una importante cantidad de proyectos de generación registrados (1.668 incluyendo térmicos e hidráulicos) solo 117 con una capacidad de 2.538 MW se encuentran en fase 3, lo que implica que estos ya han superado la etapa de factibilidad y hay avances en ingeniería de detalle que hacen más viable la ejecución y operación del proyecto; los cuales deben contar con cronograma de ejecución y presupuesto estimado. En los registros de la UPME se destacan los liderazgos de los departamentos de Antioquia y el Valle del Cauca en materia energética, con los respectivos aportes de 15,9 y 7,8 %. Respecto de tecnologías de generación, predominan los proyectos hidráulicos 26.116 MW (32 %), seguidos de los solares fotovoltaicos con 23.430 MW (29 %). En cuanto a proyectos de Fncer se destaca el liderazgo de La Guajira (64 proyectos con 10.443 MW), el Cesar (56 proyectos con 3.353 MW) y Santander (56 proyectos con 2.873 MW).

PROBLEMAS DE LOS PROYECTOS DE FNCER EN EJECUCIÓN

Aunque se tienen identificados más proyectos de Fncer en curso, los análisis de la Contraloría General de la República se centran en aquellos comprometidos mediante los mecanismos de vinculación al mercado, específicamente, las subastas del cargo por confiablidad y las de contratos de largo plazo; esto en la medida en que sobre dichos proyectos hay mayor certeza en su desarrollo e incorporación a la oferta de energía. Estos proyectos suman 3.287 MW y sus compromisos de entrada a operar están entre el 1 de diciembre de 2020 y 1 de enero de 2023. (Ver Cuadro 2).

De los 26 proyectos de generación analizados, 14 estarán conectados al Sistema de Transmisión Nacional (STN) mediante 5 proyectos de líneas y subestaciones eléctricas, cuya construcción se asignó en convocatorias de expansión adelantadas por la UPME (Ver Cuadro 3).

En los estudios realizados por la CGR se encontró que 2 de los 5 proyectos de líneas de transmisión en cuestión, Colectora-Cuestecitas y Copey-Cuestecitas, que tienen la mayor cantidad de proyectos asociados (9 en total, por 1.577 MW), presentan atrasos importantes4 . En estos análisis la Contraloría identificó que el factor predominante para el retraso en la entrada en operación de los proyectos de generación de Fncer, radicaba en los mayores tiempos necesarios para que se concreten los proyectos de transmisión nacional y regionales, con las condiciones de seguridad y estabilidad requeridas para la operación del sistema. Con los retrasos de las líneas de transmisión se pierde, además, la posibilidad de adelantar la entrada de proyectos de generación prevista y comprometida mediante mecanismos de vinculación al mercado.

El impulso de una actividad como las energías renovables no convencionales, que es parte de la estrategia de disminución de la emisión de gases de efecto invernadero, debería prever con suficiente antelación las inversiones requeridas en transmisión, así como las de generación de respaldo e incluso bancos de baterías u otro medio de almacenamiento para controlar la intermitencia de estos tipos de generación.

Adicionalmente, los proyectos de generación mediante Fncer presentan problemas específicos como atrasos en las consultas previas, demoras en el inicio de construcción de los proyectos, dificultades en la gestión predial por el confinamiento asociado al COVID-19, complejidad de los estudios de impacto ambiental, demoras en las entidades públicas para la solución de problemas jurídicos y mayores tiempos de logística para el suministro de equipos; siendo estos los más citados en los informes de seguimiento a las curvas de ejecución de los proyectos.

Escenarios Energéticos a 2022

En los últimos cinco años, la participación de las Fncer presenta una senda de crecimiento con mayores inversiones y proyectos en construcción; se destaca que en los últimos tres años la capacidad instalada ha aumentado, impulsada por las plantas eólicas, solares y de biomasa. Respecto de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), Agenda 2030, la promoción de Fncer se enmarca en el Objetivo 7 de garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos, cuya segunda meta consiste en aumentar el porcentaje global de energía renovable, y se mide como el porcentaje de la capacidad instalada de generación de energía eléctrica que corresponde a fuentes renovables (agua, viento, sol, biomasa). La meta cuantitativa de este objetivo a 2030 es de 73,3 % y ya en 2019 la capacidad instalada alcanzó el 86,7 % lo que indica que desde la producción de electricidad ya se cumplieron los propósitos planteados.

En este sentido, los esfuerzos se podrían concentrar en cumplir otras metas como las de avanzar hacia el acceso universal a la energía moderna y la de duplicar la eficiencia energética. El panorama identificado por los estudios de la Contraloría muestra que tan solo 275 MW de los 3.287 MW en construcción, entraron a operar entre 2020 y 20227 .

Los proyectos restantes se pueden extender hasta 2023, año en el que entraría a operar el 92 % de la generación prevista mediante Fncer. Esta capacidad sería insuficiente y sin oportunidad si la comparamos con los 4.314 MW necesarios bajo el escenario de que no comience pronto la operación de la central de Hidroituango. Si bien el Ministerio de Minas y Energía destaca que el país ya cuenta con más de 27 granjas solares en operación, 3 parques eólicos, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y cerca de 3.000 proyectos solares fotovoltaicos a pequeña escala, con una capacidad acumulada de 1.015 MW8 , aún sería insuficiente para el escenario de renovables requerido según datos de la UPME.

Para el análisis de atención a la demanda, en el último plan de expansión de generación, la UPME estimó la energía firme9 del periodo 2022-2023, tanto para proyectos existentes como para nuevos vinculados mediante el cargo por confiabilidad.

En la Gráfica 1 se describe el comportamiento de la energía firme verificada hasta 2023, la energía firme asociada a cada proyecto de cargo por confiabilidad y de la subasta CLPE; así como el escenario de demanda de electricidad proyectado por la UPME en la revisión de la planeación llevada a cabo en junio de 2020. A partir del escenario resumido en la Imagen 1, la UPME concluye que: Considerando únicamente la ENFICC10 estimada para los proyectos de las subastas de Cargo por Confiabilidad y CLPE, a partir de febrero de 2027 la demanda del escenario resultante supera la oferta de energía firme... Aunque la mayor expansión en capacidad se da con la tecnología eólica, en cuanto a energía firme el aporte se logra con tecnología hidroeléctrica y térmica asociado a los proyectos individuales del Cargo por Confiabilidad11.

Para los análisis realizados, la Contraloría toma solo el escenario más conservador del Plan de Expansión de la UPME que es el descrito como Escenario 0.1 (Ituango 1.200 MW), y en el que se realiza una simulación operativa de referencia considerando solo la expansión definida como fija; es decir, teniendo en cuenta solamente las plantas existentes y los proyectos de generación que tienen mayor grado de certeza en su desarrollo e incorporación a la oferta energética.

En este escenario se consideró también la entrada en operación de únicamente la primera etapa del proyecto Hidroituango, de acuerdo con el cronograma presentado. En el citado escenario, que es el de mayor probabilidad de ocurrencia, la UPME observa que al finalizar 2019, la participación de las Fncer (sin incluir PCH) en la composición de la matriz de generación es inferior al 1 %. Con la entrada de los proyectos eólicos y solares adjudicados en las Subastas de Cargo por Confiabilidad y CLPE, y el crecimiento proyectado de la generación solar distribuida, se espera que la participación de las Fncer en la matriz de generación alcance un 15 % en 2023.

Los resultados modelados muestran un posible crecimiento del 30 % (5.391 MW) en la capacidad instalada del parque de generación, en comparación con 2019. Este incremento se explica, principalmente, por las asignaciones de nuevos proyectos realizadas en las subastas de cargo por confiabilidad y CLPE. Destacándose el crecimiento previsto del recurso eólico y solar con una capacidad total de 3.349 MW.

Complementariamente, en los escenarios identificados por la CGR, definidos a partir de los informes de avance de los proyectos de Fncer y de proyectos de transmisión asociados, se encuentran que solo 3 proyectos podrían entrar a operar en 2022 y según los requiere el mercado para garantizar confiabilidad en el abastecimiento de energía. (Ver Cuadro 4).

Adicionalmente, si tenemos en cuenta que la crisis de Hidroituango influyó en la implementación de la política de renovables, que tuvo su primer desarrollo con la aprobación de la Ley 1715 de 2014, se hacía necesario comparar si las expansiones futuras cubrirían la energía dejada de producir por los posibles retrasos en la entrada en operación de esta central12. En este sentido y analizado en términos capacidad instalada, al descontar de la oferta futura los primeros 1.200 MW de Hidroituango que estaban previstos para el 1 de diciembre de 2022, se tenía que este último año debió ser de mucha exigencia para el abastecimiento confiable de la demanda; lo que no se presentó por ser de fuertes precipitaciones donde se mantuvo la predominancia de la generación hidráulica que disminuyó el riesgo.

En su último estudio sobre Fncer, la Contraloría General de la República analizó si los proyectos de generación en construcción serían suficientes para cubrir retrasos adicionales en la entrada en operación de la central de Hidroituango, encontrando que, en términos de energía en firme, se puede, a partir del escenario más realista de puesta en marcha de proyectos asociados a Fncer, el 2023 será muy exigente si se presentan mayores atrasos en la entrada de este proyecto; si se atrasan los proyectos de Fncer previstos para este año; o si no se terminan las líneas de transmisión requeridas para llevar la energía a los usuarios finales.

Lo expuesto hace evidente que se requieren ajustes a la planeación de la expansión del sistema de transmisión nacional y las conexiones de plantas generadoras, para que su entrada a operar sea más oportuna y no se convierta en un problema adicional, a los asociados al incumplimiento de fechas previstas en la planeación; los tiempos invertidos en licenciamiento, diseño y construcción, deben corresponder con las necesidades reales de estos trámites y se deben ajustar mejor a la demanda prevista de energía. También es necesario mejorar el seguimiento para que se identifiquen oportunamente los problemas que enfrentan los proyectos de generación comprometidos en los diferentes esquemas.

Conclusiones

En 2022 y tras ocho años de expedición de la Ley 1715 de 2014, las fuentes no convencionales de energías renovables representan solo el 2,4 % de la capacidad instalada de generación en Colombia. En cuanto a producción eléctrica las fuentes no convencionales no alcanzan el 3 % del total de energía producida. Lograr el objetivo de la citada Ley, que es el de aportar a la reducción de emisión de gases efecto invernadero, requiere que se establezcan condiciones preferenciales para la entrada de las Fncer; la neutralidad tecnológica predominante en la regulación del sector eléctrico, puede ser contraproducente al permitir también la construcción de plantas que utilizan fuentes contaminantes.

En un mecanismo como las subastas del cargo por confiabilidad que podría ser idóneo para estimular la promoción de Fncer, con la entrada de tecnologías de mayores emisiones, se corre el riesgo de anular los esfuerzos estatales para suplir la demanda de energía con criterios ambientales. Por otra parte, las subastas de renovables son un mecanismo específico para promover las Fncer que, bajo las condiciones actuales, solo se harían esporádicamente. Dado su gran potencial para garantizar las inversiones requeridas en proyectos de generación renovable, sería ideal establecer su activación periódica y más articulada con la planeación de la oferta de electricidad.

Desde los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) asociados al servicio de electricidad hay metas que requieren de más trabajo para su consolidación, como la de acceso universal a la energía moderna y la de duplicar la mejora en la eficiencia energética. Por otro lado, se necesita mayor acompañamiento para que los proyectos entren a operar en las fechas que se solicitan y así asegurar el abastecimiento de energía.

La gestión para la promoción y el aprovechamiento de las Fncer en Colombia aún no se puede considerar como una política pública consolidada y en buena marcha; esto, en la medida en que aún se requieren ajustes normativos y mayor desarrollo regulatorio que posibilite la implementación y oportuna entrada en operación de los proyectos. La correcta planificación, la consecución de los objetivos propuestos, la revisión permanente de indicadores y la articulación institucional, son algunas de las acciones que garantizarán la eficacia de la implementación de las políticas públicas en torno del cambio climático, atendiendo el concepto de desarrollo sostenible.

Adicional, se reconoce la necesidad de ajustar el marco regulatorio para que sea más adecuado y oportuno; paso que es fundamental para lograr la penetración y sostenibilidad de las Fncer, aportando además al crecimiento económico del país dado el potencial de inversión y crecimiento de esta actividad. Se advierte que solo 456 MW de los 3.487 MW en construcción podrían comenzar a operar en las fechas previstas y los restantes se pueden extender hasta 2023, año en el que entraría a operar el 76 % de la generación comprometida mediante Fncer.

Gran parte de estos proyectos podrían no empezar a operar en las fechas previstas y no se lograría que cubrieran los retrasos adicionales que pudiera presentar la central de Hidroituango que estaba prevista para diciembre de 2022. Si bien el 2022 pudo ser un año crítico para el mercado de no ser por los altos volúmenes de lluvias, el 2023 será más exigente para garantizar la oferta si se presentan mayores contratiempos en la entrada de Hidroituango o no se consolidan los proyectos Fncer en curso. Finalmente, con los retrasos de los proyectos de transmisión, se pierde la posibilidad de adelantar la entrada de proyectos de generación prevista y comprometida mediante mecanismos de vinculación al mercado.

El impulso de una actividad como las energías renovables no convencionales, que es parte de la estrategia nacional para la distinción de la emisión de gases de efecto invernadero, debería prever, con suficiente antelación, las inversiones que se requieran en transmisión; así como las de generación de respaldo e incluso bancos de baterías u otros medios de almacenamiento para mitigar la intermitencia y viabilizar estos tipos de generación.

Referencias Bibliográficas

• Contraloría General de la República; auditoría coordinada sobre energías renovables en el sector eléctrico; 2019.
• Contraloría General de la República; Sostenibilidad de mediano y largo plazos de las fuentes no convencionales de energía renovable-Fncer-; 2020.
• Contraloría General de la República; Avance en los proyectos de generación a partir de fuentes no convencionales de energía renovable-Fncer-; 2021.
• Ministerio de Minas y Energía; Ministerio de Minas y Energía; Memorias al Congreso agosto 2018 - julio 2022; 2022.
• UPME; Registro de proyectos de generación de energía eléctrica; 2018.
• UPME; Plan de expansión de referencia generación – transmisión 2020 – 2034; 2021. https://repositoriobi.minenergia.gov.co/handle/123456789/2862