El análisis de cinco escenarios futuros, entre los que está construir todos los proyectos planeados hasta la fecha (el más positivo); la posibilidad de no realizar aquellos presentes en zonas de conflicto (como La Guajira y Cesar); o desarrollar solo los que no han presentado inconvenientes, arrojó que en 12 años el país afrontaría un déficit de energía eléctrica mínimo en 2027 y máximo en 2035. Estos hallazgos sirven como insumo para desarrollar estrategias que eviten que el país llegue hasta ese punto.

Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el consumo de energía eléctrica crecerá cada año entre un 2,2 y un 3,4 %. Este incremento hace clave anticipar los desafíos que tendrá el país en cuanto a la expansión de la generación y la transmisión de energía, por lo menos con miras al 2036.

Por eso, con el apoyo de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Medellín, adelantó un estudio de balance de oferta y demanda.

Con datos de la UPME y de XM -administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia-, como la proyección en la demanda, el estado de los nuevos proyectos de generación de energía, las fechas de puesta en operación, los retrasos, los puntos de conexión asignados, los compromisos de mercado, entre otros, ocho investigadores de la UNAL Sede Medellín, un equipo amplio de Energética 2030 y dos asesores externos modelaron cinco escenarios futuros.

Del escenario menos, al más crítico

“Iniciamos con el mejor escenario posible, que sería realizar los 362 proyectos planeados, con los cuales se espera que la capacidad instalada (CI) para generar energía ascienda a los 19.234 megavatios (MG), teniendo en cuenta que a la fecha el país tiene una potencia instalada de 19 gigavatios (GW)”, señala el profesor Santiago Arango Aramburo, adscrito a la facultad de Minas.

El segundo escenario contempló que solo se adelantaran los proyectos que están fuera de las zonas de conflictos potenciales (La Guajira, Cesar o Magdalena), lo que llevó a que la CI ascendiera solo a 15.187 MW.

El tercero contempló que solo operaran los proyectos que no han reportado problemas hasta ahora –no entra, por ejemplo, la etapa 2 de Hidroituango–, con lo que se ascendería a 15.305 MW.

Para el cuarto escenario se tuvieron en cuenta solo los proyectos que no se encuentran supeditados a otros proyectos de generación o transmisión, lo que llevaría a ascender solo a 8.572 MW.

El quinto escenario incluyó los proyectos que tienen Obligación de Energía Firme u otros compromisos de venta de energía adquiridos en subastas, de manera que se alcanzarían solo 3.592 MW.

“La energía firme se refiere a la electricidad con la que podríamos contar en todo momento, incluso cuando haya alta demanda o variaciones climáticas. En ese sentido, encontramos que a partir de 2035 habría un balance negativo de energía firme para todos los escenarios evaluados”, explica el profesor Arango.

Los escenarios más desfavorables fueron el 4 y 5, que presentarían déficit de energía firme en 2027. “Esto sería así porque el 90 % de los proyectos eólicos y el 55 % del total de los proyectos están condicionados a la finalización de otras obras, entre ellas la expansión de la red de transmisión nacional. Además de que el 54 % del total de proyectos se encuentran en el Caribe colombiano, región con mayor número de conflictos con comunidades y retrasos reportados en las obras”.

Habría déficit incluso en el escenario más favorable

El pronóstico no mejora ni en el escenario más favorable -el 1-, pues en este habría un inicio de déficit de energía firme en 2034; para el 2, el déficit iniciaría en 2033, y para el 3 en 2030.

“Todos los escenarios muestran la relevancia de concluir los proyectos, además de expandir la red de transmisión, es decir, el ‘esqueleto vital’ que permite distribuir la energía en el país, pues entre 2023 y 2032 se espera la conexión de 437 proyectos de generación, destinados a 236 puntos diferentes”, acota el experto.

Otro hallazgo de la investigación fue que si los proyectos en regiones de conflicto no operan, ni aquellos condicionados, se reduciría especialmente la potencia eólica. “Así mismo, en los escenarios más críticos -4 y 5- la potencia hidráulica, térmica y eólica no alcanzaría a cubrir la demanda, por lo que se requerirá del soporte de la potencia solar, lo que representa un desafío en horas de demanda máxima nocturna”, agrega.

En ese sentido, se prevé que para 2036, el 30 % de la capacidad de la potencia, que equivale a 3 de cada 10 megavatios, sean de origen solar. “Por eso, y en vista de que las plantas solares y eólicas no ofrecen niveles de energía firme comparables a los de plantas hidroeléctricas o térmicas, es necesario planificar un margen de potencia, en el que el almacenamiento de energía sería una buena opción”.

El estudio concluye que es esencial planificar inmediatamente la expansión de la red de transmisión, además de mitigar el riesgo de demanda no atendida en áreas operativas como el Caribe y Chocó.

“Específicamente el área Oriental requiere la estructuración de proyectos de expansión lo antes posible para reducir el riesgo de demanda no atendida hacia 2025-2026. Así mismo, son proyectos clave: Colectora I, en La Guajira (con 4 proyectos condicionados a su finalización) y Sahagún, en Córdoba (con 9 proyectos)”, concluye el profesor Arango.