Es importante que se conozcan los cronogramas reales de los proyectos
Sandra Fonseca
octubre 18, 2023
Es importante que se conozcan los cronogramas reales de los proyectos de infraestructura energética
En el marco de la preparación a la XXXVII Conferencia Energética Colombiana – ENERCOL 2020 – que se llevará a cabo los días 29 y 30 de septiembre por ACIEM, la ingeniería Sandra Fonseca, miembro de la junta directiva de dicha asociación y actual Directora Ejecutiva de Asoenergía, participó en un espacio de conversación sobre confiabilidad energética, dada la coyuntura actual y los futuros que se vislumbran en el mediano plazo. A continuación se presenta la conversación entre Carlos Alberto Espitia, Director del Departamento de Comunicaciones de ACIEM y la Dra. Sandra Fonseca.

CE: ¿Cómo ha visto el impacto de la emergencia sanitaria del COVID-19 en el sector energético?

  • SF: Actualmente enfrentamos una situación bastante compleja derivada del COVID-19, que ha llevado a un Aislamiento Preventivo Obligatorio (APO), que si bien ya se ha liberado de alguna manera, para el sector energético esta situación fue y es atípica, ya que es derivada de un choque de demanda, porque la la oferta de toda la cadena de prestación del servicio estaba disponible, pero debido a las restricciones y el paro de la economía fue la demanda la que se impactó y se disminuyó. El mayor impacto se dio en el mes de abril, pues entre el 25 de marzo y el 26 de abril, la demanda de energía del país cayó 13.5% con respecto a los primeros días de marzo previos al APO; de manera desagregada, la demanda No Regulada cayó 25.9% y la de la industria manufacturera, la cual genera una gran cantidad de empleo en el país, cayó 36.5%; posteriormente la reducción de la demanda se fue suavizando, en junio teníamos una reducción de 6.8% para el país, de 11.9% de la demanda No Regulada y de 11.4% de la industria manufacturera se fue suavizando, mientras que los últimos datos de agosto muestran una recuperación más cercana, 4.0%, 4.6% y 0.8%, respectivamente. Esto es importante porque en contexto, la demanda de todo el país se incrementa anualmente cerca de un 3%, así que estos datos sirven como referencia para evidenciar el impacto a causa del COVID-19.

CE: ¿Cómo ha sido el comportamiento en años anteriores de la demanda de energía, esta recuperación parece muy paulatina, la recuperación de la demanda va a tardar mucho tiempo?

  • SF: Si bien la demanda se ha venido recuperando, lo que sucede es que se está disminuyendo la pérdida de crecimiento, pero aún no alcanzamos los niveles que llamamos Pre-COVID. Las proyecciones de la UPME tienen varios escenarios de proyección, y la recuperación puede ser de 2, 3 o 4 años, para alcanzar los niveles de demanda previos al COVID-19.

·      CE: Hablando de confiabilidad energética, ¿cómo evalúa Asoenergía la evolución de los Planes de expansión de Generación y Transmisión que en este marco de coyuntura se han afectado, esto con miras a garantizar una confiabilidad energética de cara a 2023?

  • SF: En este año se puede decir que la disminución de la demanda ha contribuido a mitigar los impactos de los retrasos del plan de expansión. En cuanto a dicho plan, el reporte que tenemos hasta el momento por parte del Ministerio de Minas y Energía (MME), es que estamos en un escenario que conjuga diferentes situaciones donde los proyectos presentan retrasos; es el caso de algunos proyectos asignados de la última subasta de Cargo por Confiabilidad como Hidroituango, y dos plantas de GLP que se asignaron pero que en este momento no cuentan con un suministro asegurado para la entrada en operación prevista, a esto se suma la subasta de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) promovida por el Gobierno, y que en su concepto fue muy exitosa, el MME ha mencionado que cerca del 50% del desarrollo de estos proyectos podría tener retraso tanto en su desarrollo como proyecto como en la conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Desde el punto de vista de confiabilidad, la preocupación para la demanda es que se conozcan los cronogramas reales de desarrollo y las modificaciones a las fechas de entrada, para que así se tomen decisiones que mitiguen los efectos de los retrasos en el mediano plazo.

CE: El tema recurrente en los últimos tiempos ha estado muy relacionado con Hidroituango, las características técnicas y el impacto que tendrá este proyecto en la confiabilidad de cara al 2023, ¿qué tanto puede retrasar el suministro de energía a esta fecha?

  • SF: Hidroituango es un proyecto magnífico, entendemos que desde lo civil se encuentra básicamente desarrollado, pero que el retraso está en lo relacionado con la generación que es fundamental para el sector energético. El problema de estos grandes megaproyectos, desde la demanda, es que los períodos de planeamiento no son tan manejables y específicos, y si no se conoce y se puede hacer seguimiento al programa, podríamos tener afectaciones en confiabilidad y competitividad del mercado. Hidroituango demuestra esto, pues es un proyecto asignado en la subasta de Cargo por Confiabilidad de 2008 para ingresar en 2018, donde desafortunadamente no logró ingresar, se ejecutaron sus garantías y luego se realizó una nueva subasta, donde incluso Hidroituango volvió a participar y se adjudicó para que ingrese en el mes de diciembre de 2021, como la regulación permite que haya un atraso de máximo un año, el proyecto podría llegar a ingresar hasta diciembre de 2022, en caso contrario, debería saberse de antemano, porque si no se sabe, no habría tiempo suficiente de tomar medidas para manejar una posible demora. Por la información pública, entendemos que probablemente estén considerando que entrará en el 2023 o incluso posteriormente, esperando que entre cuando sea posible y factible, desde la confiabilidad la demanda necesita saber cuándo realmente se contará con esa energía, porque si esperamos hasta el 2023, no tendremos tiempo suficiente para tomar medidas.  El mecanismo de confiabilidad funciona en el momento de definir proyectos, pero los períodos de planeamiento no son adecuados, y los mecanismos de alarma cuando hay retrasos, están siendo insuficiente. Por otro lado, actualmente existe una resolución propuesta que en lugar de ajustar y tomar decisiones ante posibles demoras, está ampliando los plazos para cumplir ingreso de los proyectos, lo que está haciendo es dilatar en el tiempo la decisión oportuna que se debe adoptar en el momento.

CE: Usted ha planteado que se debe hacer un análisis de riesgo sistémico con esas distintas variables para garantizar que el retraso de Hidroituango no impacte tanto la confiabilidad del sistema energético del país

  • SF: Hay dos temas importantes, la generación es una actividad a riesgo y eso está bien, es su riesgo, pero cuando el proyecto no cumple con las expectativas, empieza a generar un riesgo sistémico y a la confiabilidad del país, por lo tanto tenemos el riesgo de que se demoren los proyectos de generación (Hidroituango, plantas con GLP, FNCER, etc), en transmisión que se demore la línea Colectora, y fuera de eso tenemos incertidumbre sobre el abastecimiento de gas para el año 2023, por lo tanto es necesario un análisis de riesgo sistémico que se debería analizar y no de manera individual. El sistema de confiabilidad actualmente le falta ese elemento.

·         CE: ¿Qué porcentaje representa en energía HI para el país?

  • SF: Desde el punto de Capacidad Efectiva Neta (CEF) representa cerca de un 16%, pero en términos de energía firme representa entre un 3% y un 5% dependiendo de las etapas en que vaya entrando. Los proyectos se comprometen a entrar no solo con energía firme energía firme sino con una CEF, esto es importante porque al tener una mayor CEF, las ofertas de energía en el mercado de corto plazo y de contratos va a ser más competitiva, de manera que el retraso de los proyectos no solo afecta en términos de confiabilidad sino en términos de competencia de precios en el mercado.

CE: Si no entran estos proyectos, otro aspecto puede ser fortalecer las Transferencias Internacionales de Electricidad (TIE), ¿qué tan viable es y cómo le ayudaría al país si sigue habiendo retrasos?

  • SF: Contar con varias alternativas, entre ellas la interconexión, es importante. Por ejemplo, en el mes de junio, los intercambios con Ecuador llegaron a su máximo histórico con un promedio de 7.4 GWh-día, contribuyendo a la situación energética, dado que en esos meses el nivel de los embalses se encontraba en niveles mínimos y con los aportes de la generación con carbón y el aporte de las importaciones se logró solventar la situación.

CE: El fenómeno del Niño es otro de los riesgos latentes cuando se habla de confiabilidad, ¿qué tanto podría impactar todas las variables como Hidroituango, plantas de GLP, FNCER y el fenómeno de El Niño, cómo se vería afectada la oferta de energía en el corto plazo?.

  • SF: Cuando hay fenómeno de El Niño tenemos dos efectos inmediatos, primero un bajo nivel de los embalses, y esto requiere que las térmicas a carbón y a gas empiecen a funcionar, si por ejemplo en el 2023 tuviéramos un fenómeno de El Niño, y tenemos, como está planteado en los análisis de planeamiento un potencial limitación de gas doméstico, podríamos tener una simultaneidad de efectos de riesgo importante para el sector energético, incluso, si no se presenta un déficit, los precios en esos momentos se pueden incrementar, dado que los precios están basados en las ofertas ya sea de agua, gas o carbón.

CE: Dentro de este marco de gestión de riesgos, existe algún nuevo proyecto en el mediano plazo que logre

  • SF: Hay un gran número de proyectos inscritos en la UPME, pero no están asignados dentro del proceso de Cargo por Confiabilidad u otro esquema de subasta. De manera inmediata deberíamos estar preparando una nueva subasta de Cargo por Confiabilidad si supiéramos ya que Hidroituango no entraría en 2022, porque cualquier proyecto sea de FNCER, o aumentar capacidad en las líneas de interconexión, o alguna fuente adicional como los autogeneradores a gran escala, requieren decidirse con antelación. Estos proyectos además dependen de la disponibilidad de gas. Lo que no podemos hacer, es seguir dilatando la información de entrada de estos proyectos.

CE: Existe la sensación de que los proyectos de generación y transmisión se retrasan más ahora que cuando el conflicto interno era más fuerte hace unos años

SF: Si en general. Hace algunos años existían ciertas zonas en las que era muy difícil hacer proyectos, ahora el tiempo de desarrollo de los proyectos casi que se han duplicado por dos razones; primero, porque los procesos de licenciamiento ambiental son más exigentes y toman más tiempo, y dentro de este proceso, las consultas previas con las comunidades, aunque muchas veces se cumplen, a veces hay que expandirlas, ajustarlas y requieren más tiempo; segundo, falta un poco de concientización de que la infraestructura es necesaria para el desarrollo del país.

CE: En cuanto a Electricaribe, en unos días entrarán los nuevos operadores de Caribe Mar y Caribe Sol, ¿será que si va a cambiar la dinámica financiera de la empresa y que con la modernización de las redes y nuevas tecnologías mejore la calidad del servicio en esta zona del país?

  • SF: Es un gran reto cambiar la dinámica sobre todo de gestión en estos mercados. Desde el punto de vista de la demanda, el mayor deseo es que los proyectos se inicien y se lleven a cabo con mucho éxito, existe una situación coyuntural por el coronavirus, que ha hecho que se ajusten un poco los temas de recaudo y cartera, y en ese sentido está trabajando el Gobierno. Esperamos que empresas como EPM, con gran experiencia en transmisión y distribución, aporten esta experiencia para que el servicio y la calidad mejore. Existe un riesgo sistémico porque estamos como país generando unas expectativas tanto de expansión en generación, como en solución de un 25% de la distribución en estos nuevos operadores; pero lo más importante para la demanda es que se invierta realmente en los planes que se han incluido en las tarifas, porque este año estamos enfrentando incrementos tarifarios asociados a las nuevas tarifas de distribución que son muy importantes, especialmente para los industriales en niveles de tensión 2, 3 y 4. Si bien estos incrementos realmente son significativos, es difícil saber si representan o no un valor agregado si no se conocen los planes de inversión. Desde Asoenergía le hemos pedido al Ministerio y a la CREG que los planes de inversión sean públicos, porque es lo mínimo que cualquier usuario de cualquier servicio espera, conocer qué proyectos, dónde van a estar ubicados, cuál es el cronograma de ejecución, qué efecto en términos de calidad van a tener, porque es la única manera de exigir que a cambio de las tarifas, se tenga un mejor servicio. Esto aplica para los planes de inversión, para las metas de calidad, para los planes de pérdidas, y es una mínima exigencia que como usuarios deberíamos hacer para poder realizar seguimiento.

Finalmente, la Dra. Fonseca mencionó que es importante que los ingenieros y el mercado entienda que el mercado cuenta con una oferta, pero a la vez con una demanda, y si bien el mercado no funcionaría sin una oferta de generación, transmisión y distribución, tampoco lo haría sin la demanda. La Dr.a Fonseca concluyó diciendo que: “Es muy importante que como demanda nos den los espacios de participación en los comités y todos los estamentos donde se toman decisiones en el sector”.

Foto: Archivo El Espectador

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