Autor: Martín Rosas

Colombia no solo ha avanzado en la estructuración del marco regulatorio para el impulso de las energías renovables; en el terreno práctico se ha podido constatar el efecto de las medidas adoptadas.

Por: ÁLVARO JOSUÉ YÁÑEZ*

8 de noviembre de 2021.   En el caso particular de la generación de energía eléctrica, Colombia ha enfocado su estrategia en la diversificación de su matriz energética impulsando las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), en particular los proyectos solares y eólicos, y más recientemente, con el lanzamiento de la ruta del hidrógeno, busca promover proyectos de hidrógeno verde en el país.

Colombia tiene una ventaja comparativa respecto de otros países: su matriz de generación eléctrica es mayoritariamente limpia, pues se basa en hidroeléctricas. Eso hace que la presión por la transición sea menor que la que experimentan países cuya generación tiene la carga de ser altamente contaminante.

Colombia no solo ha avanzado en la estructuración del marco regulatorio para el impulso de las energías renovables. En el terreno práctico se ha podido constatar el efecto de las medidas adoptadas. Así, por ejemplo, se pasó de 1MW de capacidad solar instalada en 2015 a 225 MW finalizando el 2020, gracias a la adopción de medidas e incentivos tributarios para este tipo de proyectos, que se reiteraron y ampliaron en la Ley de Transición Energética.

Adicionalmente, Colombia cuenta con la Política Nacional de Cambio Climático (PNCC), la cual ha sido definida como una herramienta de política pública creada para la gestión del cambio climático, con un enfoque sectorial y territorial que permita incorporar dicha gestión en las decisiones públicas y privadas. Bajo dicha política se articulan otras estrategias en las que el país ya venía trabajando, tales como el Plan Nacional de Adaptación, la Estrategia Nacional de Reducción de Emisiones por Deforestación y Degradación de Bosques y la Estrategia Colombiana de Desarrollo Bajo en Carbono.

Los objetivos trazados por el Gobierno Nacional para el 2030 son muy ambiciosos, particularmente en lo que tiene que ver con reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y deforestación, pero al mismo tiempo, con una adecuada planificación y, sobre todo, una prudente ejecución, parecerían metas alcanzables.

En ese sentido, lo importante no es solamente llegar a la meta trazada, sino escoger de manera adecuada y ordenada el camino para llegar a dicha meta, entendiendo que la manera en que se emprenda la transición energética puede tener -y tendrá- efectos importantes en la economía, y que estos efectos pueden ser positivos o negativos dependiendo de la manera en que dicha transición se ejecute.

Uno de los mayores retos en toda transición es tener siempre presente que la forma en la cual se adelante puede tener alto impacto sobre la economía del país, y particularmente sobre el bolsillo del ciudadano. La actual situación en España es un ejemplo ilustrativo. Se trata de generar de manera limpia, pero también de manera económicamente eficiente.

* Socio en CMS Rodríguez-Azuero.

Los usuarios de energía de Colombia han sido pacientes, han aguardado con entereza el cumplimiento de una serie de anhelos que hoy se perciben como promesas por (in)cumplir.

Por: SANDRA FONSECA*

8 de noviembre de 2021.   Entre las promesas por (in)cumplir, están: energía competitiva, proyectos de generación oportunos y económicos, líneas de transmisión que entren en fechas programadas, más energía en competencia y menos generación de seguridad, con un portafolio de recursos y tecnologías sostenible y sustentable, con la hoy más importante e icónica obra de infraestructura que nos tiene en vilo: Hidroituango.

Todos hemos profundizado en estos días en la importancia, relevancia, impacto y esperanza que representa Hidroituango como generación eléctrica. Resaltando que, como proyecto de ingeniería y de obra civil, es monumental y con un avance y un progreso irreductible; pero con básicamente poco adelanto en la producción de energía, sin poder, aún, usar el agua acaudalada en esta gran presa. Con una larga historia de promesas inconclusas, con asignaciones de confiabilidad tanto en 2008 como en 2012 y en 2019.

Vale la pena aclarar que los estudios del proyecto iniciaron desde 1974 y no fue hasta 2009 que se le otorgó la licencia ambiental, hoy suspendida, para empezar la construcción en 2010. Promesa ideal: se preveía que en el 2018 iniciaría operaciones, pues se esperaba funcionaran 300 MW en ese año y en el 2019 otros 900 MW, para un total de 1.200 MW es decir el 50% de Hidroituango.

La segunda fase, los otros 1.200 MW, entrarían divididos, a su vez, en una primera mitad en el 2021 y los restantes 600 MW en el 2022. Al no poder cumplir esto -una primera promesa rota-, en abril de 2018 se presentó un evento desafortunado que desembocó en una difícil decisión, se inundó la casa de máquinas y se aplazó su operación dejando el corazón energético herido.

Consecuentemente, esto ocasionó que se aplicaran en 2019 las garantías del Cargo por Confiabilidad que respalda a los usuarios, tal como se ejecutó para otra planta de EPM en 2011. Una garantía que alivió al usuario en un menor valor de restricciones en la tarifa, pero que dejó a la demanda con la incertidumbre y un mayor precio en el mercado. En su momento otras plantas también se habían descartado: Termocol, Porce IV y Miel II.

El Gobierno reaccionó y asignó una nueva subasta de confiabilidad en 2019 para reemplazar a Hidroituango, entre otros, con otra parte de Hidroituango, dos plantas a gas, y una hidroeléctrica -ya hoy desechadas por incumplimiento-, todas con la expectativa de entrar en diciembre de 2022.

De la misma manera, empezó la contratación de largo plazo de las renovables (Fernc) para entrada teórica en enero de 2022, pero con dos años de plazo de gracia. En este marco es llamativo, por decir lo menos, que el Plan de Expansión de la UPME contemple escenarios con solo 50% de Hidroituango, promesa a la mitad.

Hasta ahora, si un proyecto acumulaba más de un año de retraso reportado por un auditor, se ejecutaban las garantías que reducen la tarifa al usuario y disparan las acciones para reemplazar la energía firme del mismo. Sin embargo, en 2021 se modificó la regla y si un proyecto tiene un avance de más de 80%, evita esta secuencia. ¿Salvavidas o promesa aplazada?

Si por alguna razón Hidroituango se aplazara otro año -motivos sobran, como lo vemos a diario en las noticias- puede que la demanda reciba nuevamente un alivio temporal por efecto de los recursos de la garantía, y se evidencie, indefectiblemente, que debe reemplazarse nuevamente la energía respaldada, pues por su lado la energía del proyecto tarde o temprano entrará.

O puede, simplemente, que le den más tiempo, y las tarifas suban cándidamente porque la energía a utilizar en este escenario es llanamente más costosa. ¿Promesa rota o promesa dilatada?

Resultado para la demanda: incertidumbre, mayores tarifas, menores alivios, información segmentada y mayor riesgo. Promesas por cumplir ¿pero, por quién?

Se viene incubando una crisis energética global de grandes proporciones, la cual tiene como trasfondo la emergencia climática. Esta se originó en el exacerbamiento y las mayores concentraciones de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera, siendo el principal de ellos el dióxido de carbono (CO₂), aumentando la probabilidad de que se desaten fenómenos metereológicos extremos.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

6 de noviembre de 2021.   Como es bien sabido, la principal fuente emisora de GEI son las energías de origen fósil provenientes especialmente del carbón, el petróleo y el gas natural, las cuales participan con el 80% de la matriz energética global. Se destaca la generación de electricidad, con el 21,3% de las emisiones como la mayor responsable de las emisiones.

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), las emisiones de GEI provenientes de las centrales de generación de energía eléctrica fogueadas con carbón representan el 41% de la totalidad de las emisiones del sector eléctrico. Por eso, el Instituto Climate Analytics de Alemania plantea que dichas plantas generadoras “deben desaparecer de aquí a un par de décadas”. Ello significaría cerrar dos centrales de generación a carbón cada tres semanas en la Unión Europea o una por semana en China.

Hoy por hoy, China, con el 53%, tiene la mayor participación en el mundo de generación eléctrica a partir del carbón y paradójicamente es, a la vez, el mayor fabricante del mundo de paneles solares, turbinas eólicas y vehículos eléctricos, así como el mayor mercado para los mismos. No es de extrañar, entonces, que China sea el principal consumidor de carbón térmico del mundo.

Y, aunque el 90% de su aprovisionamiento de este mineral es local, debido a una serie de medidas del gobierno que preside Xi Jinping, su extracción ha mermado y los inventarios resultan insuficientes para satisfacer la demanda.

En efecto, China está ante una gran encrucijada: una gran demanda de energía, al tiempo que las restricciones medioambientales afectan la producción de carbón y el consumo del mismo, para cumplir con la meta de descarbonización, alineada con el Acuerdo de París. Son señales de un conflicto no resuelto.

Según analistas de Morgan Stanley, “el bajo inventario de los productores independientes de energía ha impulsado rápidamente la demanda de almacenamiento de carbón, lo que ha provocado picos de precios del mineral en un período estacionalmente débil”.

Cabe destacar que en seis de los más importantes grupos generadores de electricidad chinos sus inventarios han bajado un 31,5% respecto al 2020, que fue un año atípico por la pandemia, y se encuentran en niveles que no se habían registrado desde 2017.

Es tal el desespero que, según el Consejo de Electricidad de China, las empresas están dispuestas a comprar el carbón que requieren con urgencia a “cualquier precio, para garantizar la calefacción y la generación de energía en invierno”. En efecto, la presión de la demanda ha empujado los precios del carbón térmico a alzas que superan el 300%, cotizándose hasta los US $166 la tonelada.

Ello ocurre en momentos en los que la economía china salía del letargo provocado por la pandemia y el ritmo de su crecimiento en el primer semestre de 2021 registró el 12,7%. La incapacidad de satisfacer la demanda de energía amenaza con dar al traste con la reactivación de su economía, expuesta a cortes de suministro y racionamiento del servicio de energía.

Y no hay que olvidar que China, pese a los recientes avatares y desencuentros con la administración Trump y su nacionalismo ultramontano, sigue siendo la fábrica del mundo.

De modo que el impacto de esta perlesía de la actividad fabril está repercutiendo en el resto del mundo, empezando por la Unión Europea, que es donde primero se ha sentido la disparada de los precios internacionales del acero, superior al 75%, y el aluminio, así como la cerámica, el vidrio y el cemento.

Con la relocalización de muchas de sus empresas en China, la economía de la Unión Europea depende en gran medida del gigante asiático, al punto de convertirse en la locomotora que jalona su crecimiento.

Muchas partes, componentes, circuitos integrados y microchips, de los cuales se surten empresas europeas y estadounidenses, son producidos en China, de modo que la parálisis a la que están expuestas sus factorías afectan la cadena de suministros, especialmente de las empresas tecnológicas, repercutiendo además en sus costos y precios de mercado.

Es patético el caso de la industria automotriz europea. Marcas tan emblemáticas como la Volvo sueca o la BMW alemana son fabricadas exclusivamente en China. Sólo el 3% de los autos que circulan en Europa se fabrican en el viejo continente y actualmente importan desde China 50.000 vehículos al año.

Al fin y al cabo, China sigue siendo la gran fábrica del mundo.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.