Colombia busca que en 2022, el 11% de la energía sea renovable

Autor: Santiago Ortega
7 enero de 2020 - 08:22 PM

La transformación del sector eléctrico colombiano gracias a las energías renovables inicia con la subasta eléctrica adjudicada el pasado mes de octubre, sobre la que profundizaron el viceministro de Energía, Diego Mesa, y el profesor Santiago Ortega, de la Escuela de Ingeniería de Antioquia.

Medellín

Con la colaboración de Mónica Patricia Ospina Toro

Colombia ha decidido ingresar por fin al universo de la energía renovable. Ese es el sentido de la adjudicación de la subasta eléctrica, que el Ministerio de Minas
realizó el pasado mes de octubre, y que el viceministro del sector, Diego Mesa, explica en esta conversación.

La entrevista fue conducida por el profesor Santiago Ortega, magíster en Recursos Hidráulicos de la Universidad Nacional, sede Medellín; director de
Energeia, grupo de investigación de la Escuela de Ingeniería de Antioquia y columnista de EL MUNDO.

La subasta de energía renovable que se aplicó hace un par de meses es una cosa que cambia la concesión completa de cómo se estaba haciendo la
expansión en el sector eléctrico, digamos que cambia el sector eléctrico colombiano de forma muy importante, ¿cuáles son esos cambios?


En Colombia tenemos un potencial de generación no convencional muy grande, sobre todo en La Guajira. Cuando llegó este gobierno, menos del 1% de la matriz
de generación venía de esas fuentes renovables no convencionales, la matriz es altamente dependiente del recurso hídrico, que también es renovable y limpio.


El 22 de octubre decidimos hacer una subasta solo para renovables. El gran cambio es que teniendo en cuenta parte de los incentivos tributarios de la ley de
financiamiento y con las señales de lo que venía en el plan de desarrollo, la subasta del cargo fue la primera señal de parte del mercado de que las renovables
estaban listas: entraron ocho proyectos en el cargo por confiabilidad, seis solares y dos eólicos. Como sabíamos que esos proyectos necesitaban cerrar
financieramente y necesitaban otro mecanismo, hicimos la subasta de renovables.

Ahí hay tres grandes hitos. Primero, el Gobierno tenía una meta de incorporación, pasar de menos de ese 1% a más o menos 5 o 6% de renovables no
convencionales: con lo que cerró en la subasta más lo del cargo vamos a tener a 2022, 11%. Segundo, se lograron unos precios récord a la baja, el precio promedio
que cerró la subasta de mecanismo voluntario es más o menos 36% por debajo de lo que se está transando en el mercado de contratos bilaterales. Tercero, la
subasta sirvió como un canal para entrada de nuevos agentes. Llegan Energía de Portugal (EDP) y Trina Solar, de China.

Esta fue la primera subasta de renovables no convencionales con dos puntas, venían tanto los vendedores de energía como los compradores a hacer ofertas de
compra y venta con precio y con cantidad, y ese algoritmo de asignación, que fue bastante complejo, lo hizo un matemático paisa, Óscar Carreño.

Considerando que la energía solar y eólica van siendo más baratas y que progresivamente serán más baratas, que ya tenemos una señal de
confiabilidad más o menos hasta 2025, entonces no se necesitan subastas nuevas y que después de Hidroituango las grandes centrales hidroeléctricas
tienen una especie de punto de quiebre porque ya los impactos ambientales, los impactos en paisajes, los impactos sociales van siendo mucho más
grandes, además que la construcción y el tema ambiental se demora mucho, ¿usted cómo ve el futuro de las grandes centrales hidroeléctricas en
Colombia, cree que van a haber centrales nuevas?

Yo creo que debe haber nuevas, que va a ser difícil del tamaño de Ituango, sobre todo por el precedente que se creó y porque el tema ambiental y social se ha
vuelto cada vez más complejo.

Sin embargo, seguimos siendo privilegiados por estar entre tres cordilleras, donde se dan las represas de manera casi que natural y aunque la matriz se va a
rebalancear, en el mediano y largo plazo el recurso hídrico va a seguir siendo preponderante en la matriz energética. Tenemos que pensar que como país
contamos con una ventaja comparativa, pues en todas partes donde entran las renovables tienen que ir con un respaldo, porque esa energía es muy variable.

Las pequeñas centrales hidroeléctricas creo que van a seguir su curso, que es otro recurso muy importante, inclusive las PCH entran hasta 10 megavatios dentro
de la definición de energía renovable no convencional y, por lo tanto, tienen acceso a los beneficios tributarios del Plan Nacional de Desarrollo.

Una de las cosas que sale de la subasta son varios proyectos eólicos en La Guajira, entendiendo que allá está el potencial y que se está construyendo
La Niña, sin embargo, La Guajira sigue siendo una zona donde los megaproyectos en desarrollo no necesariamente se traducen en bienestar
para las comunidades, donde hay una comunidad indígena culturalmente muy compleja y donde hay que construir una línea, que hay que tener unos
temas de conservaciones ambientales y demás, hace poco en un foro el presidente de Indepaz decía que para gran parte de las personas de La
Guajira es muy desconocido lo que está pasando, ¿cuáles son esos retos que usted ve de implementación y cómo se está pensando que el Ministerio
pueda efectivamente ayudar a que se materialicen los resultados de la subasta?

Hay dos grandes retos de implementación de esos proyectos, después de la subasta quedamos con nueve grandes proyectos eólicos, todos en La Guajira,
cuatro en el municipio de Maicao y cinco en Uribia, todos suman casi 1.600 megavatios de capacidad instalada.

¿Cuáles son esos dos grandes retos? El tema social, definitivamente, tanto para los proyectos como para la línea de transmisión y el tema logístico. En el tema
social, la consulta previa que está haciendo el Grupo Energía Bogotá, que es el que va a construir la línea conectora de transmisión, probablemente sea la
consulta previa más grande del país.

En el plan de desarrollo se incluyó una transferencia eléctrica para proyectos renovables no convencionales, que funciona como una regalía, es un porcentaje del valor de la venta de la energía, o sea la base gravable es la venta de la energía. En La Guajira dijimos: eso tiene que irse directamente a las comunidades indígenas, los wayuu, los yukpa, etc.

En ellos, la empresa le dice a la comunidad aquí tengo un portafolio de proyectos, venga comunidad escoja, en qué quiere que invierta y que así sea, porque el gran
problema de La Guajira es el tema de ejecución.

El potencial de generación de La Guajira en eólico y solar es mayor al potencial general de todo el país hidroeléctrico y la brecha de electrificación en La Guajira
es la más alta de todos los departamentos del país.

Ya paso esta subasta, obviamente para el Gobierno, y actualmente hay una cantidad de empresas y desarrolladores y la dinámica nacional hace que
mucha más gente se interese en Colombia. ¿Vienen nuevas subastas, cómo se va a favorecer digamos la expansión de nuevos proyectos solares y
eólicos?

Nosotros metimos en el plan una obligatoriedad a los comercializadores de que entre un 8 y un 10% de su energía viniera de fuentes renovables no
convencionales.

Hoy hay tantos proyectos registrados en la Upme que no vemos la necesidad de que el Gobierno tenga que hacer una subasta adicional, se vienen otros
mecanismos de mercados vía regulador, vía la Creg, como es el mercado estandarizado de contratos anónimos, MAE, creemos que por ahí va a haber un
desarrollo natural, con el tema de despacho vinculante hay dos entidades trabajando en ese tipo de mercados de contratos anónimos estandarizados, está
la Bolsa Mercantil, está Derivex, ya con el empujón de la subasta la intervención estatal fue suficiente, llegamos a ese 10% de la matriz.

Otra pregunta es con el tema de los chinos, porque son fabricantes y también desarrolladores de proyectos, ¿ustedes cómo ven la entrada de
ellos, considerando que China es una de las grandes potencias energéticas y probablemente será la gran potencia energética del siglo XXI?

Lo vemos con buenos ojos, porque hubo un portafolio diverso, llegaron los chinos con Trina y en parte con capital EDP que es Energías de Portugal, entraron
también americanos que es AS y entró Celsia, que es de Antioquia. La ventaja comparativa de Trina fue lo que más nos sorprendió en el tema solar por los
precios que pusieron, porque ellos comparativamente deberían ser más caros que los eólicos, es que Trina está verticalmente integrado.

Además, tenemos todo un sistema de garantías financieras para asegurar que los proyectos se construyan.

Y en el tema de los desarrolladores pues ellos han mostrado también una ventaja comparativa y cuando uno ve movilidad eléctrica, el tema fotovoltaico, pues los
chinos están liderando en temas de innovación.

Hay una cosa que la gente está esperando con la subasta y es que bajen los precios de la energía, considerando que un sector eléctrico con jugadores
tan grandes, con unas reglas de creación más o menos tan claras y con un precedente de que por más que entren proyectos la energía no baja, ¿usted
cree que va a bajar el precio de la energía al usuario final con esta subasta?

Yo creo que sí y creo que hay dos efectos, uno es el efecto directo, que va a ser tangible y es que 10% de la energía en 2022 va a venir de estas fuentes, entonces
un 10% de la energía va a ser más barata, obviamente el ahorro se va a diluir un poco dependiendo del precio del 90% restante. Segundo, está el tema de
expectativa de precios y hay una expectativa de que los precios van a tender hacia abajo porque estas fuentes de energía renovables no convencionales van a entrar
y van a continuar creciendo.

Además, como son contratos de largo plazo no va a haber tanta volatilidad, vamos a tener los precios bajos por 15 años. Creo que puede haber unas mejores tarifas
a partir del 2022.

El tema de la subasta es un gran logro del Gobierno, es un gran avance para el tema de gran escala, pero últimamente una de las tendencias de la
transición energética es el tema de la descentralización, de la democratización y de llegarle al usuario final, hoy en día ya hay algunas
estrategias para que la gente pueda montar sus paneles solares y vender energía de vuelta a la red, ¿hay alguna estrategia del Gobierno para
escuchar mucho más a los consumidores de energía en un futuro?

Sí, eso también hace parte de la política nuestra, ahí en el plan de desarrollo, en los cambios que hicimos a la Ley 1715, que es la ley que tiene incentivos
tributarios para generación de renovables no convencionales.

Estamos trabajando muy de la mano con el regulador, con la Creg, para habilitar la autogeneración y que sea más sencillo generarla en la casa propia y vender el
excedente a la red, como ya lo hacen algunas empresas.

Ese tema de autogeneración a pequeña escala como sustitución o como complemento es prioridad y aún más prioritario en el tema de cierre de brechas,
nosotros todavía tenemos un 3% de la población sin acceso a energía eléctrica, eso son más o menos 500.000 hogares. Ahí la gran oportunidad es con sistemas
solares individuales poder acelerar el cierre de brechas.

El modelo colombiano para las generadoras acaba impidiendo que las grandes generadoras crezcan, porque hay un límite de generación de
energía para el país, o sea, EPM no puede crecer, el Gobierno tiene la expectativa de que eso se cambie, de que con el ingreso de estas renovables
esas empresas puedan crecer y salirse de esa camisa de fuerza.

En la comercialización hay un límite que no podía tener más del 25% del mercado, si la empresa era después de la Ley 141, entonces EPM estaba antes de esa ley y
por eso tiene un mercado superior, pero para Electricaribe hicimos una modificación en el Plan de Desarrollo y permitimos superar ese límite para darle la
oportunidad a grandes empresas energéticas como EPM o Celsia, que pudieran acceder a un porcentaje más grande del mercado, pero no es tanto en la
generación sino en la comercialización.


¿Por qué la subasta de febrero no fue tan exitosa?

Algunas de las razones por las que el viceministro de Minas, Diego Mesa, sostuvo que la primera subasta de energías renovables de febrero no fue exitosa fueron:
- El producto que nosotros sacamos en febrero tenía falencias.

- El mercado colombiano está acostumbrado a producto financiero.
- Sacamos un producto que era físico, un pague lo generado, porque pensábamos en darle más soporte a los generadores, por ser una industria naciente, eso fue
una equivocación porque le generaba incertidumbre con respecto a cuándo y a cuánta energía le iba a entregar a los compradores, y, en parte, por eso no hubo la
participación que esperábamos de los comercializadores, entonces aunque sí hubo un cruce de oferta y demanda, por esa falta de participación del lado de la
demanda no cumplió con los requisitos de competencia de la Creg.

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