Sector eléctrico: la problemática que enfrenta la industria

Fuente: https://www.portafolio.co/

Algunos proyectos claves de generación de energía, este año tendrán que esperar un tiempo importante para entregar su electricidad al sistema. «El año pasado entró 7% de la energía proyectada y este año vamos en 8%”. Con esta categórica afirmación, Jaime Zapata, gerente del Centro Nacional de Despacho XM, describe una problemática que está viviendo el sector eléctrico hace bastante tiempo y es que los proyectos de generación de energía están retrasados frente a las fechas de puesta en operación planteadas originalmente.

Una de las iniciativas claves de las que más se ha hablado es la línea de transmisión Colectora, con cuya entrada el Sistema Interconectado Nacional (SIN) recibiría cerca de 1,05 gigavatios de siete proyectos eólicos que están en construcción en La Guajira. Sin embargo, no es la única obra que está presentando dificultades. Los mismos proyectos de generación han enfrentado serios problemas en la compra de las partes para la construcción de los parques de generación, como lo señala Daniel Medina, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM).

Este es un hecho que ya está evidenciando la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme). Recientemente, las compañías han empezado a pedir cambios en las Fechas de Puesta en Operación (FPO) ante la entidad. Frente a datos de agosto de FPO, una importante cantidad de los que se supondría que entraban en el 2022 empezaron a mover sus fechas hacia otros años, como el 2023 y el 2024. “Ahora vemos un cambio importante en casi todos los años. En 2022 hay un desplazamiento importante de generación, especialmente hidroeléctrica, que se desplaza al 2023 y otra parte al 2027”, explica Javier Gil, director encargado de la Upme, durante la décima jornada de socialización de solicitudes de conexión.

Esto ratifica que tanto las líneas como los mismos proyectos de generación están enfrentando retrasos en su ejecución. A pesar de ello, Gil matiza que este año se espera que ingresen otros 500 megavatios de energía al sistema, incluso habiendo cambiado tantas fechas. Desde el 2022 hasta el 2027, según las capacidades asignadas hasta el momento, el país podría casi duplicar su matriz de generación, principalmente con fuentes renovables no convencionales. Sin embargo, las alertas se mantienen encendidas por los prolongados tiempos que están tomando los proyectos.

Las causas

Ahora bien, ¿Qué está detrás de estos retrasos? Al consultar con expertos del sector, hay una serie de factores comunes que aparecen. Uno de ellos hace referencia a las consultas previas con comunidades étnicas. Precisamente, la línea Colectora se ha convertido en uno de los referentes de esta dificultad, debido a que lleva cerca de dos años en el proceso con 220 comunidades, de las cuales con 200 ya han logrado la formalización de los acuerdos. “Creemos que las consultas previas se pueden hacer, que son razonables, que es justo, que se aprende.

El tema es cómo se maneja ese mecanismo y la capacidad de coordinarnos con el Gobierno, para que todas las entidades pertinentes y algunas independientes nos acompañen para honrar los derechos constitucionales, a la vez que se hacen los proyectos”, señala Juan Ricardo Ortega, presidente de Grupo Energía Bogotá, empresa a cargo de la obra. En el caso de la Colectora, esto significa que los proyectos asociados a esta obra tampoco entrarán al sistema y quedan atrapados. “Si se mira los proyectos, ninguno está entrando a tiempo.

Hay casos críticos de proyectos que se han retrasado hasta 10 años”, explica María Nohemi Arboleda, gerente de XM, operador del mercado eléctrico. Marco Vera, analista y experto en temas energéticos, sostiene que las consultas previas con comunidades étnicas se han convertido en la principal razón de que haya retrasos. A esto se suman otros motivos, como la dificultad para acceder a las partes y equipos requeridos para la construcción de las obras. Por ejemplo, por cuenta de la pandemia, hubo afectaciones en las cadenas de suministro que llevaron a que hubiera algunas demoras.

Sin embargo, los proyectos locales en su mayoría ya tenían hechos los pedidos, por lo que una vez se empezó a reactivar el transporte mundial, la situación se empezó a normalizar. Precisamente Arboleda señala que aún puede haber un rezago relacionado con la pandemia, pero una vez se normalicen estas condiciones es probable que el porcentaje de proyectos entrando al sistema eléctrico aumente. “Que siga entrando una parte tarde va a ser una constante, pero ese porcentaje va a irse normalizando”, complementa Zapata.

Más desafíos Durante el Colombia Wind Power Summit, Juan Jacobo Rodríguez, director de Planeación de Transmisión del Grupo Energía Bogotá, señaló que los desafíos de tipo ambiental y social están implicando mayores tiempos para la construcción de las obras. Por ejemplo, afirmó que las líneas largas (de más de 30 kilómetros) están demostrando tomarse más del doble del tiempo inicialmente señalado. Los datos presentados señalan que una línea de este tipo en promedio se estima para ser construida en 2,9 años.

Pero los datos de la ejecución apuntan a un promedio de 2,6 años adicionales, es decir cinco años y medio en total. Pero esta situación se extiende a líneas más cortas también. Rodríguez explica que para una obra de entre 5 y 30 kilómetros el estimado es de 2,6 años para su ejecución y, sin embargo, el adicional que se está tomando es de 1,3 años en promedio. Incluso esto ocurre en subestaciones con líneas menores a 5 kilómetros. Vera apunta que otros temas relacionados con los predios también están generando dificultades en la construcción. Apunta a dos temas. El primero de ellos relacionado con la acreditación de que los terrenos no son objeto de solicitud de restitución de tierras o en caso de atravesar un predio baldío, se debe realizar una serie de procedimientos para que sea posible llevar a cabo las obras.

Impacto en el bolsillo

Que los proyectos entren a destiempo con respecto a su planeación original se traduce en mayores costos de la energía. Vera explica que en la medida en que las iniciativas eléctricas planeadas serán en, la electricidad que se debe despachar es más cara, por ejemplo, la proveniente de centrales térmicas. “Ya estamos en una coyuntura de precios altos y si no entra la energía que está programada, la situación no va a mejorar”, destaca el experto. Así, en este momento el sistema eléctrico está en una situación de estrés, pues la oferta que se estimaba que hubiera de electricidad no ha entrado, mientras que la demanda se ha mantenido en una senda constante de crecimiento.

Medina señala que eso no significa que vaya a haber desabastecimiento o un racionamiento inminente, sino que es probable que en un fenómeno del Niño la energía se encarezca e incluso se deba importar gas para encender centrales térmicas. No obstante, a Vera sí le preocupa que haya una demanda que pueda quedar desatendida en caso de menores niveles de embalses y que no hayan ingresado estos proyectos. Esto llevó al Ministerio de Minas y Energía a intervenir en algunos proyectos estratégicos. De hecho, la viceministra de Energía, Belizza Ruiz, explicó que fueron priorizados seis iniciativas, entre ellas la línea Colectora.

Los otros que han sido priorizados son Windpeshi, de Enel, que generará 205 megavatios en total. Se suman los dos parques Alpha y Beta, de la empresa Energías de Portugal, que juntos generarían 492 megavatios; está también el proyecto Camelias de Celsia, con una generación total de 250 megavatios y por último Acacias, también de Celsia, con 80 megavatios de capacidad. La estrategia de la cartera es acompañar a las comunidades para entender sus peticiones y a la vez que buscar las soluciones que sean del ala de responsabilidad del Gobierno y, por otra parte, se harán talleres a las empresas para mejorar los procesos de presentación de estudios ambientales y consultas previas.