Las alertas por apagones de energía han aumentado en el país por el bajo nivel de los embalses tras el prolongado fenómeno de El Niño. Cerca del 63% de la energía en el país es producida en las hidroeléctricas.
Andrés Camacho, ministro de Minas y Energías, ha descartado las alertas del apagón, pero un posible desabastecimiento de energía resuena entre los actores privados del mercado eléctrico nacional.
La integración de fuentes no convencionales de energía renovable, como la solar y eólica, es una alternativa. De acuerdo con un informe de XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, para 2025 habrá mayor exigencia de energía térmica debido a las sequías.
Para analizar el panorama, La Silla Académica entrevistó a Santiago Hoyos Velásquez, ingeniero electricista y líder del grupo de investigación EnergEIA. Hoyos es experto en transición energética en la Universidad EIA en Antioquia. Esta entrevista se realizó alimentada por el artículo coescrito por Hoyos, “Integración de fuentes no convencionales de energía renovable al mercado eléctrico y su impacto sobre el precio”.
La Silla Académica. Teniendo en cuenta las alertas de posibles apagones, ¿cómo ve el panorama energético del país?
Santiago Hoyos. El sector energético es diverso desde su propia concepción gracias a las distintas fuentes de energía que tenemos. Desde el punto de vista eléctrico, la energía en Colombia es muy limpia. De los 20,7 gigavatios que tenemos instalados, alrededor del 63% se producen de forma hidráulica, el 30% de manera térmica (con hidrocarburos) y el 6% proviene de fuentes no convencionales de energía renovable (Fncer), como la energía solar.
Hoy tenemos una alta dependencia de las fuentes de energía hidroeléctricas. Es decir, si bajan los niveles de los embalses, como ha ocurrido con el fenómeno de El Niño, se reduce su capacidad de generación de energía. Deberíamos tener otras fuentes que puedan producir energía cuando las fuentes hidráulicas no tienen esa capacidad. Es decir, si tenemos mucho sol y poca generación hidroeléctrica, tendría que aumentar la capacidad de generación solar.
Por eso es que se prevé un desabastecimiento en el caso de que El Niño sea prolongado y muy intenso. Las fuentes de energía térmicas tendrán que suplir esa ausencia, pero para eso hay que tener el combustible que produzca la energía eléctrica. Si no se tiene el combustible, tendríamos ese riesgo de apagón.
LSA. ¿Cómo se diferencian las Fncer de las fuentes convencionales?
SH. Las Fncer son aquellas que no han sido utilizadas de manera masiva en la generación de energía, por ejemplo, está la energía solar, eólica, hidráulica, de biomasa, mareomotriz, entre otras.
En ese orden de ideas, en el caso colombiano, hemos tenido una generación de energía convencional compuesta por hidroeléctricas con grandes centrales como Hidroituango, de 1.200 megavatios en su primera fase, o San Carlos de 1.200 megavatios ya funcionando, y por las plantas térmicas que consumen combustible que puede ser gas natural u otro derivado, como el Acpm.
La generación de energía hidroeléctrica es renovable, pero solo en una menor escala se considera una fuente no convencional. Es decir, centrales hidroeléctricas menores a 20, 10 o 5 megavatios.
Una ventaja de las Fncer es que tienen bajos niveles de emisiones de gases de efecto invernadero, aunque eso no las hace libres de contaminación. Por ejemplo, en el caso de la energía solar, se aprovechan los fotones de la radiación para convertirlos en electrones con módulos fotovoltaicos a base de silicio. Pero el silicio hay que extraerlo y eso conlleva un proceso que no es del todo limpio.
Otra diferencia clave, a nivel de descentralización, es la posibilidad de que el usuario final sea “prosumidor” de energía. Él mismo puede generar la energía que va a consumir, por ejemplo, con paneles en el techo de las casas. Si tiene excedentes, la regulación actual permite que los venda al mercado. Es decir, los usuarios pueden ahorrar plata, obtener ingresos y reducir su huella de carbono al mismo tiempo.
LSA. ¿Qué tanto se han implementado las Fncer que se utilizan en Colombia?
SH. Como decía, la tecnología solar que representa alrededor del 6% de la producción del Sistema Interconectado Nacional. Esta integración se ha dado fácilmente por su bajo costo y mecanismo de generación, que permite una implementación distribuida desde los techos o pisos, no solo de hogares, sino de empresas o comercios. Hoy incluso una buena cantidad de sistemas fotovoltaicos solares conectados al Sistema Interconectado Nacional venden sus excedentes.
También tenemos fuentes eólicas, pero en una menor medida. Se espera que ingresen más Fncer como la generación por biomasa y se incrementen las plantas eólicas y solar en el país. No quiere decir que las otras no se estén trabajando o explorando, pero se trabajan de forma más lenta.
La energía instalada a nivel distribuido, la generada de manera descentralizada, es muy pequeña de la capacidad del país que atiende los 230 gigavatios hora al día de la demanda. Habría una gran oportunidad si se desarrollaran políticas que, por medio de incentivos, permitan romper algunas barreras que tienen los usuarios para que puedan adoptar más estos sistemas de energía desde sus hogares o empresas.
LSA. ¿A qué tipo de energía no convencional tendría que apostarle el país?
SH. Colombia debería invertir más en los sistemas de generación de energía hidroeléctrica y solar. Sobre todo solar con almacenamiento de energía.
Además, el país podría seguir ejemplos como los del mercado de California en Estados Unidos o el sistema de Uruguay, Reino Unido, Alemania y España. En todos ellos, se tienen mecanismos de integración de Fncer que consideran aspectos técnicos y comerciales a nivel centralizado y distribuido.
LSA. ¿Qué políticas existen en el país para la integración de las Fncer?
SH. La integración de las Fncer nace con la Ley 1715 de 2014. Sin embargo, no fue hasta 2018 que se reglamentó, es decir, cuatro años después. Ese año salió la Resolución 030 del 2018 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) que reguló las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.
En el país ya existía autogeneración mucho antes del 2014 y grandes empresas podían tener sus propias plantas, como lo hizo Ecopetrol. Pero con esa resolución se pudo evolucionar hasta la que hoy es vigente, la Ley 2099 del 2021, que permite al usuario autogenerar energía, autoabastecerse y vender excedentes con una fórmula tarifaria.
La ley del 2021 permite aprovechar los incentivos tributarios o fiscales que tiene la Ley 1715 de 2014, como la reducción del arancel, la exención de IVA o la deducción del impuesto de renta del 50% de la inversión. Así, si invierto 100 pesos en Fncer, me puedo descontar hasta 50 pesos de la renta mientras no sobrepase el tope de la renta líquida. Esos incentivos tributarios motivan a las empresas, al comercio y a los hogares a implementar sistemas.
Otra política clave que sacó este gobierno es sobre comunidades energéticas. Es muy importante en materia de generación energética para el país y ya se viene desarrollando en el mundo hace varios años.
LSA. ¿Cómo está el panorama de las comunidades energéticas, una de las banderas del gobierno?
SH. Esta política nace con la idea de que se pueda implementar justicia dentro del proceso de transición energética. En el país somos 52 millones de personas, pero más de 400 mil viviendas no tienen acceso a la energía.
Pero en el país muchas personas no tienen energía en zonas apartadas de la cabecera municipal de sus departamentos; son sitios típicamente llamados zonas no interconectadas. Ese es el origen, estas personas no tienen una vía sencilla para convertirse en comunidades energéticas y la política pública de este gobierno apunta hacia allá.
No quiere decir que no se pueden tener comunidades energéticas en el Sistema Interconectado Nacional, como ocurrió en Medellín con el caso de La Estrecha. En ese caso, ellos ya tenían energía y lo que tuvimos que hacer fue desarrollar un sistema energético que le brindara beneficios económicos, ambientales y energéticos para la comunidad.
Pero, para avanzar con las comunidades energéticas en el país, hay que reconocer el origen de esas comunidades, ya que son poblaciones de bajos recursos económicos con bajo nivel educativo y altos índices de violencia. Hacen falta políticas para el desarrollo de las comunidades, porque una de las mayores barreras que tienen son las características sociales de esas zonas vulnerables.
Es decir, las soluciones energéticas tienen que adelantarse desde el punto de vista tecnológico y socioeconómico. Hay que examinar las situaciones del país que no han permitido llegar a todos los territorios y ejercer todos los niveles de empoderamiento del acceso a la energía.
LSA. ¿Tiene algún ejemplo de cómo la energía empodera a estas comunidades?
SH. En el departamento del Chocó, gran parte de la población carece del servicio de energía eléctrica o lo tienen por unas cuantas horas durante el día proveniente de fuentes contaminantes. Muchas familias están ubicadas en cercanías de los ríos, como en el Litoral del río San Juan, Atrato y Baudó.
Las personas de estas comunidades viven del pescado porque están en la ribera del río, pero para vender el pescado necesitan una cadena de frío que consume energía. Si ellos tienen una forma de mantener la cadena de frío del pescado no van a regalar su producto después de dos días, sino que pueden venderlo al precio adecuado con mayor tiempo. Sin esa cadena de frío, usualmente lo venden barato el mismo día o lo regalan para que no se pudra. Lo mismo pasa con las vacunas o alimentos de las escuelas rurales que, sin cadenas de frío, no sirven.
Uno de los temas importantes para estas comunidades es tener cadenas de frío para actividades productivas, de salud y escolares. Eso se puede resolver con energía y estos cambios positivos en su comunidad los empodera y ayuda.
LSA. ¿Cuáles son las principales barreras que tienen hoy en día?
SH. Hay otras falencias que impiden que las comunidades energéticas en el país puedan ser masivas. En el Ministerio de Minas y Energía existe un formulario para registrar a las comunidades energéticas, hoy hay más de 18.400 intenciones de comunidades registradas y el gobierno priorizó solo unas 500, pero de esas no están ni 50 funcionando.
Se necesitan muchos recursos financieros para capacitar a las personas, desarrollar competencias y tener más presencia institucional en los territorios.
También hay barreras regulatorias porque hoy las comunidades energéticas se pueden constituir, pero todavía no pueden vender la energía a otras comunidades o personas. Esto pasa porque quien puede vender energía debe ser comercializador o generador de energía, o sea una empresa de servicios públicos domiciliarios. Eso requiere que la comunidad no solo sea un conjunto de personas, sino que sea una empresa.
Entonces, aunque según la Ley 174 del 2021 permite establecer sistemas de autogeneración en una casa y vender los excedentes, las comunidades energéticas no pueden hacerlo hoy.
En el caso de La Estrecha, la Universidad EIA, junto a otros actores como EPM, desarrolló un modelo de negocio para poder hacerlo viable a través de un sistema de generación distribuida. Entonces, a pesar de que solo tres familias tenían paneles solares, las 24 familias de La Estrecha se beneficiaron. Lo que aprendimos de esa experiencia es que sí se puede montar un generador distribuido en una comunidad, pero solo con una empresa que los represente, realice la venta de la energía y les transfiera los beneficios.
Esa es la forma en que se puede hacer, obviamente con ciertos detalles técnicos y transaccionales que lo hagan válido. Desafortunadamente, no se ha logrado avanzar más allá de las propuestas regulatorias que se tienen.
Hay otra barrera importante en los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014 para los estratos uno, dos y tres: estos no se benefician de la disminución en la declaración de renta porque están exentos de pagarla. Hay que buscar un cambio que beneficie a esos estratos que son los que dieron origen a las comunidades energéticas de este gobierno. Como lo mencioné, las zonas no interconectadas son vulnerables y usualmente hacen parte de estos estratos.
El beneficio no es útil para ellos porque no es aplicable. Habría que pensar en otros tipos de esquemas que beneficien a este tipo de usuarios.
LSA. ¿Qué otros aspectos hace falta tener en cuenta en la reglamentación del país para la integración de las Fncer?
SH. Hay que diferenciar los dos mundos que existen en la generación de energía: el centralizado, que es lo grande y maneja un sistema interconectado, y el mundo pequeño y distribuido, que está en los hogares, la fábrica o en el centro comercial.
Desde lo centralizado, hay que integrar mayor cantidad de Fncer desde las plantas de generación de energía. Por ejemplo, tenemos buen sol y buenos vientos en la costa norte y buena agua en Oriente, pero falta que la red del Sistema Interconectado Nacional permita ingresar todas las plantas de sistema. No sirve de nada tener la planta lista para generar, si la red no puede recibir esa energía.
Hace falta acondicionar la red para recibir la energía de las fuentes no convencionales, desde el punto de vista centralizado es un paso que apenas se está dando y de manera muy lenta. La Unidad de Planeación Minero Energética anunció la adjudicación de unos contratos para expandir la red y mejorar este sistema, pero todavía falta mucho para operar.
LSA. ¿Cómo integrar las Fncer al sistema energético del país sin desestabilizarlo?
SH. Ahí hay un tema. Las plantas solares o eólicas no tienen una continuidad de generación de energía de 24 horas al día. En cambio, una planta térmica genera energía por días sin problema.
Es decir, en la integración de Fncer, durante algunas horas del día se necesitarán otras tecnologías que puedan complementarse. Por eso se llaman plantas intermitentes, porque generan al ritmo de su recurso energético, sea el sol o el viento. Ahí falta tener una mejor participación de otras Fncer en el mercado mayorista, no solo para la seguridad en el suministro, sino para la confiabilidad del sistema.
Las Fncer pueden prestar servicios complementarios al sistema eléctrico para mantener la estabilidad desde el punto de vista eléctrico entre la oferta y la demanda, que mantienen la balanza del sector y que se desnivela cuando hay variaciones de la oferta o la demanda. Esas variaciones tienen que ser suplidas por las plantas de generación: si aumenta la demanda, las plantas de generación tienen que tener la capacidad de aumentar la generación.
En la coordinación para mantener el balance pueden participar las Fncer, pero eso todavía no está completamente reglamentado.
Para mantener esa estabilidad, los recursos energéticos distribuidos, como las plantas que tengamos en los techos de nuestras casas, pueden prestar unos servicios y el usuario puede hacer algo que se llama respuesta a la demanda.
Una de las razones por las que el país no se apagó durante el fenómeno de El Niño entre el 2015 y 2016, fue porque salió una campaña que se llamó “Apagar paga”. En esa campaña, el gobierno Santos le pagó a la gente por dejar de consumir. Entonces si en mi casa me pagan por no consumir energía a tal hora, eso me mueve y me incentiva a cambiar hábitos. Lo mismo pasa en las empresas, las motiva a que cambien sus hábitos de consumo o que tengan plantas de respaldo. Ese programa alivió un posible apagón y desabastecimiento. Hoy en el mercado ya hay formas de remunerar ese ahorro, pero la participación que hay no es ni del 20% de la demanda. Se necesitan más incentivos.
LSA.¿Y desde el punto de vista de la demanda de energía cómo se puede avanzar?
SH. Ahí habría un tema adicional para la eficiencia energética que, aunque está reglamentada, no se ha hecho lo suficiente. Por ejemplo, un industrial que utiliza una caldera que consume combustible podría cambiarla por una que consuma menos, pero no tener la plata para hacer ese cambio es un impedimento.
Deberían existir más mecanismos que permitan a los usuarios acceder a tecnologías más eficientes energéticamente para reducir los efectos de la generación de energía convencional, eso podría tener más impacto que la integración de las Fncer porque es energía que nunca se va a consumir. Es algo a lo que de pronto no se le ha prestado mucha atención, pero es importante.
LSA. Actualmente, hay preocupación por el abastecimiento de gas. El ministro de Minas y Energía dice que el recurso está garantizado de aquí a 2026. ¿Es realista pensar que a corto plazo las Fncer pueden atender la situación de desabastecimiento?
SH. Hoy vivimos una estrechez en el mercado del gas desde el punto de vista de oferta y demanda. Siempre se analiza el tema de la soberanía energética a través del autoabastecimiento, es decir, Colombia es soberana si produce la cantidad de energía, petróleo o gas que consume.
En términos energéticos somos soberanos porque, aunque bajo condiciones de El Niño se necesiten ciertos apoyos en la producción hidroeléctrica, hemos producido lo necesario. Sin embargo, en cuanto al gas, producimos lo que consumimos hoy, pero lo de mañana de pronto no porque las demandas aumentan y la oferta no lo ha hecho.
Hoy tenemos autosuficiencia y abastecimiento, pero la diferencia está en el gas que importamos. La demanda de gas en el país es cercana a 1.000 Giga BTU por día (Gbtud), hoy para cubrir eso se produce nacionalmente 1.100 Gbtud y se importan 400 Gbtud. Ante este panorama, es importante considerar que a partir de 2024 se espera una disminución de los campos de producción de gas en el interior del país.
La cantidad de gas importado va directamente a las plantas térmicas donde se relacionan los dos sectores, el eléctrico y el del gas. Las plantas térmicas, bajo condiciones normales de operación, cubren más o menos entre el 20 y 30% de la demanda de energía.
Hace varios años se desarrolló en Colombia una planta de regasificación en Cartagena que trae el gas de manera líquida y comprimida a través de barcos, luego la regasifica en la planta y se ingresa en el tubo para atender la demanda del país. Entonces, si se necesita gas para las plantas térmicas del interior del país, se deben abastecer con gas importado a mayores costos.
LSA. ¿La importación de gas será necesaria?
SH. Sí. La política energética de este gobierno ha sido eliminar la extracción y cambiar los hidrocarburos por la generación de energía con el sol o viento, pero ahí hay un error grande. Cuando se deja de explorar, hay menos probabilidad de encontrar fuentes de gas e iniciar la producción.
El ministro Camacho anunció que se encontró un pozo con una buena reserva de gas para el país, pero el asunto es, ¿cuándo va a estar disponible ese gas en el mercado para que lo consumamos en la casa? Eso lleva unos cuatro o cinco años. La ventana de riesgo en esos años es amplia mientras que puede ponerse el gas al servicio de la demanda.
Mientras tanto, toca importar y aumentar la capacidad de regasificación de la planta de Cartagena. Un efecto inmediato, como pasa en todos los mercados, sería el aumento del precio porque el gas importado es más costoso que el producido en el país por todo el trámite que requiere traerlo.
LSA. ¿Eso cómo reflejaría en la economía del país?
SH. Vamos a ver un incremento de los precios en el gas para todos los sectores y eso, en consecuencia, incrementará los costos de otros bienes y servicios.
Existe una priorización de atención de la demanda a los hogares, las petroleras y las mismas gasíferas para traer más gas. Los sectores que no son priorizados son el térmico y la industria. Si la industria necesita consumir gas y no tiene, quema un sustituto más costoso y contaminante. Entonces, los precios de esas industrias, su producto o servicio, va a incrementar porque la industrial transfiere el precio de su producción al precio de su producto. Vamos a ver incrementos en sus precios.
Para unir el panorama eléctrico con el del gas, las Fncer pueden contribuir con la generación de energía. Si una industria necesita calor o vapor, una fuente de energía fósil lo puede ofrecer. Pero esa integración de Fncer para otras necesidades energéticas no es fácil de llevar a cabo.
Por ejemplo, en los hogares consumimos gas en el calentador de la ducha y en la cocina. En ese caso, el problema de desabastecimiento de gas puede ser resuelto integrando una fuente de energía eléctrica, pero para eso hay que comprar un fogón y una ducha eléctrica. Entonces se necesita un cambio tecnológico de más de 11 millones de usuarios que consumen gas y eso no se hace de un día para otro.
Lo mismo pasa con los vehículos. Hoy casi 17 millones de vehículos consumen combustible fósil en Colombia, de los que aproximadamente 11 son motos. Entonces, el asunto es cómo cambiar 17 millones de vehículos a combustible por vehículos eléctricos o híbridos. Para eso se necesita mucha plata y tiempo.
LSA. En ese caso, ¿cómo debería el gobierno adelantar la transición energética?
SH. La transición energética debe hacerse de manera gradual y responsable. No estamos en contra de sustituir lo que contamina por algo más limpio, estamos en contra de quebrarnos, quedarnos sin energía o apagarnos.
Los combustibles, hidrocarburos y el sector minero energético, representan casi el 40% de las exportaciones del país. Entonces, ¿Cómo sustituir ese 40%? Eso es plata para el gobierno y la población. ¿De dónde vamos a sacar ese dineral?
El llamado es a hacer una transición energética que sea justa, segura y confiable, donde integremos Fncer como la solar, eólica y demás con políticas públicas que permitan hacer esa transición desde la economía y las necesidades de los hogares e industrias.