La entidad destaca que pese al mayor peso de las renovable, su energía en firme no es suficiente.
La Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) presentó a comentarios el Plan de Expansión de Generación 2023 - 2037, en el que advierte que el país tendría para finales de 2028 un déficit de la energía en firme para atender la demanda, que requeriría de acciones preventivas para el periodo.
La entidad presentó tres escenarios, en los cuales se evidencia un cruce entre la demanda estimada para los periodos frente a la energía firme para el cargo por confiabilidad (Enficc), lo que muestra una necesidad estructural de mayor energía para el periodo. Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, explicó que este déficit hace referencia a los momentos más críticos para el sistema, como es el caso de un fenómeno de El Niño o una sequía prolongada.
"Entre los resultados obtenidos en el análisis preliminar de confiabilidad y la simulación operativa, se encontró que la primera señal de déficit, y la señal resultante del balance Enficc – demanda, se presentan casi de forma simultánea, con tan solo un mes de diferencia", señala el documento.
Esto deja de presente la necesidad de un nuevo proceso como una subasta de cargo por confiabilidad o la asignación de energía. "Ello advierte sobre la necesidad de tomar alguna acción a partir de septiembre – octubre de 2028, para garantizar confiabilidad en el sistema eléctrico", apunta la entidad.
"Lo que significa es que a la mayor brevedad deberá lanzarse un nuevo proceso de asignación de energía firme, a través de una subasta de cargo por confiabilidad, porque la que se hizo este año no fue suficiente para llenar el hueco", apuntó Lucio.
Para el análisis se plantearon tres escenarios: libre, libre + Hidroituango fase II y libre + modificación de las líneas Colectora y un impuesto al carbono. En el primero de estos no se considera la entrada de los 1.200 megavatios restantes de Hidroituango y un crecimiento de 62% en la capacidad de generación frente a la matriz actual, específicamente por cuenta de la energía eólica, solar y a gas.
Para la simulación operativa, la entidad evidencia que la demanda de energía supera el valor total de la energía firme del cargo por confiabilidad (Enficc) del sistema a partir de septiembre de 2028, es decir, desde ese momento habría un faltante de energía en el sistema. Asimismo, los proyectos que aportan mayor cantidad de Enficc al sistema corresponden a Ituango, Termocentro y Termocandelaria.
Para el primer escenario, la Upme encontró que se desplaza dos meses frente a la simulación y se daría en noviembre de 2028 el cruce entre la oferta y la demanda de energía.
El segundo escenario plantea la entrada de la central hidroeléctrica Ituango fase II (1.200 megavatios) para el segundo semestre de 2026 y la matriz crecería en 54% su capacidad instalada. El documento señala que para 2027 "se obtiene una matriz energética que en esencia da cuenta del incremento sustancial de la capacidad renovable solar y eólica en el sistema, con respecto al parque de generación actual".
Al igual que en el primer escenario, en este el país no tendría suficiente energía para noviembre de dicho año. "Particularmente se encuentra que el ingreso de los 1.200 megavatios de generación hidroeléctrica al sistema, y la expansión de la nueva capacidad renovable solar y eólica (que es inferior en un 41% con respecto al Escenario 1), no permite el desplazamiento del cruce Enficc – demanda. Este comportamiento se asocia principalmente a que estos proyectos no aportan Enficc al sistema de forma significativa", dice el documento.
Por último, el tercer escenario considera un aplazamiento de dos años en la entrada de las líneas Colectora I y Colectora II, así como la mayor carga impositiva a las emisiones de CO2 de las centrales de generación térmica. Para este, el parque de generación tendría una escalada de 73% frente a la matriz actual , con una importante participación hídricas, solares, térmicas y eólicas.
En este último caso, el cruce se da también para noviembre. "Es decir, para noviembre de 2028 la demanda de energía eléctrica es superior a la Enficc del sistema para los tres escenarios analizados", señala el documento.
Ahora bien, a pesar de que el plan levanta alertas por las posibles dificultades que tendría el sistema para abastecer la demanda, la Upme no especifica de cuánto sería el faltante en cada escenario.
Déficit y subasta
A mediados de febrero se presentaron los resultados de la subasta de cargo por confiabilidad para el periodo 2027 - 2028. En esta se adjudicaron 33 nuevas plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 megavatios.
Ahora bien, a pesar de que la subasta buscaba cubrir este periodo, se levantaron alertas en el sector por cuenta del hueco que se podía vislumbrar para el periodo. La energía en firme adjudicada para el periodo fue de 156,2 gigavatios hora día, que sumado a las obligaciones previas asignadas (88,3 gigavatios hora día) y a los 5 gigavatios hora de la plantas no despachadas centralmente, dejan el país ante un déficit.
De esta forma, desde diciembre de 2027 hasta noviembre de 2028, el país tendría una energía en firme de 249,4 gigavatios hora día.
Andrés Camacho, ministro de Minas y Energía.
Milton Díaz / Portafolio
Sin embargo, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) estima en el escenario de la proyección de demanda de energía eléctrica presentado en enero de este año, que desde diciembre de 2027 hasta noviembre de 2028 (periodo de la subasta), la demanda media sería de 263,4 gigavatios hora día.
Esto significa que el faltante de energía sería de 14 gigavatios hora día. Esto representa cerca de dos veces la energía en firme que pone en el sistema una planta como Chivor (de 1.000 megavatios de capacidad efectiva), cuya energía en firme es de 8 megavatios hora día.
Este resultado plantea la necesidad de que el país presente una nueva subasta de cargo por confiabilidad. Al respecto, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, dijo a Portafolio que "estamos preparando nuevas subastas enfocadas en tecnologías renovables, pequeñas centrales hidroeléctricas, pero también con un enfoque territorial, para desarrollar el potencial de otras zonas".
Sobre la subasta Lucio dijo que "esta asignación fue mayoritariamente de energía solar, lo que es natural porque es con esa tecnología que se están desarrollando la gran mayoría de proyectos de generación" .
Añadió que "parece haber poco incentivo, o un análisis de riesgo/retorno que hace que el mecanismo de cargo por confiabilidad no sea o lo suficientemente atractivo, o que, dados los compromisos que asumen los proyectos para una fecha de entrada en operación, prefieran optar por no participar en la subasta, pues son bien conocidos los retrasos y dificultades que enfrentan los proyectos para entrar a tiempo".
