Flexibilidad es clave para el futuro de la energía limpia en Colombia

El proveedor finlandés de equipos y servicios eléctricos Wärtsilä posee una cartera de proyectos en Colombia que asciende a 500MW.

En esta segunda entrega de su entrevista con BNamericas, el director ejecutivo de la empresa para Colombia, Roberto Lares, explica por qué las centrales termoeléctricas flexibles son un componente crucial para garantizar la estabilidad de la red nacional. La primera parte se puede leer aquí.

BNamericas: La Unidad de Planeación del Ministerio de Minas y Energía, UPME, asegura estar preparando licitaciones competitivas por servicios de soporte a la red, como la instalación de compensadores síncronos o condensadores síncronos, para brindar estabilidad a la red de transmisión. ¿Es un paso importante en la estrategia para integrar las energías renovables no convencionales? ¿Es algo que Wärtsilä tenga en su cartera de servicios?

Lares: Nosotros no fabricamos ese equipo, pensamos más en el tema de baterías. Pero es otro elemento que puede aportar estabilidad a la red.

En Colombia hay años de baja hidroelectricidad —como el que tuvimos en 2023 y a principios de este 2024—, cuando ni baterías ni condensadores te van a ayudar, porque necesitas energía. Estos equipos no generan energía, necesitas quien produzca la energía.

Entonces podemos tener muchas baterías y mucho solar, pero si perdemos por algún momento la viabilidad operativa de nuestras centrales hidroeléctricas, vamos a tener racionamiento. Tendremos estabilidad en el grid, pero cada cuatro o cinco años estaremos en riesgo de tener periodos de racionamiento, lo cual genera un impacto terrible en la economía, en el PIB, en todos estos indicadores. Y obviamente impactará el bienestar de la sociedad. Todo esto hay que trabajarlo en conjunto.

Sin duda hay que buscar mecanismos de estabilidad de la red. Esto puede ser vía baterías, vía condensadores síncronos o puede ser también, como lo proponemos nosotros, con plantas flexibles de generación, que no solamente aportan la flexibilidad, sino también la firmeza de energía en los momentos en que se requiere.

BNamericas: La dependencia de Colombia de la energía hidroeléctrica y su vulnerabilidad a las sequías la convierten en un caso especial que requiere una estrategia de planificación energética más matizada…

Lares: Acá en Colombia, básicamente lo que vimos el año pasado fue prácticamente todo el parque térmico operando a carga base para permitir la recuperación de los niveles de los embalses, y eso a que pasáramos por muy poco, pero pasáramos ese El Niño.

Lo que nos preocupa también de cara al futuro es cómo está creciendo la demanda, que básicamente está en el percentil más alto del pronóstico de la UPME y, con base en esa proyección, se hizo la adjudicación [de más de 4.000MW de energía solar] en febrero. Creemos que ya para 2025-2026, o sea el año eléctrico que arranca el 1 de diciembre de 2025 y termina en noviembre de 2026, ya se empieza a ver un gap entre lo que es la energía firme contratada y lo que pudiera ser la demanda en ese momento. 

Entonces, de alguna manera, la recomendación, o esa preocupación, es —como han expresado otros voceros del sector— que haya que trabajar todas las tecnologías. Hay que ir trabajando y no abandonar los objetivos de la transición.

Estamos de acuerdo, hay que hacer que las energías renovables sean viables, que sigan entrando, que entren en línea para que empiecen a apoyar el sistema. Pero también hay que seguir trabajando elementos que permitan esa estabilidad en la red, como baterías y condensadores síncronos, y permitir la entrada de plantas flexibles.

Esas plantas ya no solamente aportan energía firme, y creo que en la transición ese sería el cambio relevante del sector térmico. A Colombia ya no le sirven más ciclos simples de turbinas. Las estrategias de los desarrolladores para subastas pasadas tal vez es lo que hay que corregir un poco para que cualquier activo que se instale en el país de generación térmica también brinde un servicio adicional, que sea la flexibilidad, para que pueda permitir la entrada de más renovables.

BNamericas: ¿Cuál es la solución desde una perspectiva de planificación? ¿Qué debería hacer Colombia en el corto plazo para evitar cortes de energía en 2026?

Lares: Si yo fuera el ministro, haría una subasta donde no solamente exigiría el porcentaje de energía firme mínimo, sino también que cualquier tecnología térmica que se instale tenga que ser flexible, o sea, tenga que poder aportar hacia el futuro ese balance, ese complemento de la intermitencia de las renovables.

Eso es lo que básicamente va a permitir agregar más renovables y evitar el vertimiento, el curtailment, que es lo que finalmente termina llevando a estos proyectos a situaciones financieramente no deseadas. Al final, todo proyecto solar quiere colocar toda su energía, no quiere tener que dejar parte de esa energía fuera de la red porque no hay manera de absorberla.

BNamericas: La capacidad termoeléctrica instalada en el país es más o menos de 6.000MW. ¿Wärtsilä tiene una idea de cuánto debería ser a 2030 para tener una red estable y confiable?

Lares: Sí. Nosotros en nuestras estimaciones pensamos que, en una subasta de cargo, se debería adjudicar aproximadamente el equivalente a 1GW en proyectos térmicos y que tengan fecha de entrada también cercana a 2027, pero con los mismos incentivos que han puesto en estas últimas subastas de entrada temprana. Hay que considerar que todos estos proyectos toman tiempo y, por regulación, [la UPME] tiene que otorgar cuatro años para su ejecución.

Yo pensaría que, sumado a lo que ya se adjudicó en febrero, una adjudicación de unos 1.000MW permitiría avanzar y darle tiempo al gobierno para planificar su siguiente subasta tres o cuatro años después.

BNamericas: Wärtsilä lanzó la primera gran planta del mundo lista para funcionar con hidrógeno al 100%. ¿Cuándo podríamos ver estas unidades funcionando en Colombia?

Lares: Nuestra empresa ha sido pionera en hacer estas pruebas 100% con hidrógeno en motores. Lo hemos estado haciendo por ya más de un año en nuestro laboratorio y tecnológicamente ya es viable consumir 100% de hidrógeno en motores.

Todos los motores que vendemos hoy pueden quemar hasta un 25% de hidrógeno con gas natural. Ese es el caso incluso de [la termoeléctrica colombiana] El Tesorito, que tiene esa capacidad sin hacerle mayores cambios. Colombia es uno de los países de la región que ha establecido con más claridad su hoja de ruta para el hidrógeno y, sin duda, consideramos que eso también es un beneficio para toda la estrategia del sector.

El potencial para el consumo de hidrógeno en Colombia ya existe. El tema es el costo del hidrógeno verde. Colombia tiene un buen posicionamiento, dado que el hidrógeno producido con hidroelectricidad o con energía eólica pudiera tener mejores costos de producción. La idea es tener agua y energía verde a un bajo costo y el resto es el mercado: el costo de los electrolizadores, etc.

Estoy seguro de que Colombia será un país donde estos elementos harán que sea viable cuando todas estas tecnologías estén maduras y tengan las eficiencias necesarias para un costo bajo. No todos los países tienen abundancia de agua, no todos tienen abundancia de energía hidroeléctrica y eólica. Entonces sí, seguramente veremos a Colombia como uno de los primeros donde los inversionistas van a ir cuando lleguen todas estas tecnologías y haya una combinación de costos y eficiencia de producción, cuando den los números para que el hidrógeno tenga un costo razonable comparativamente con el gas y otros combustibles.

BNamericas: ¿Wärtsilä está hablando con clientes u otros operadores de termoeléctricas sobre la posibilidad de utilizar hidrógeno obtenido de proyectos eólicos marinos en Colombia?

Lares: Nos enfocamos por ahora en el equipo en sí, el consumidor de ese hidrógeno, pero no en la etapa de producción. Sin embargo, sí observo que la eólica offshore pudiera ser un buen proveedor de esa energía verde. Tendríamos que ver cómo termina saliendo este proceso de subasta que está realizando el Estado. Recientemente, hubo una extensión de tiempo y algunos cambios para poderlo hacer más atractivo. 

Hay que entender que es una tecnología costosa. La eólica offshore creo que hoy en día es la generación más costosa. Colombia es un mercado emergente que, de alguna manera, no puede incrementar demasiado la tarifa para incorporar este tipo de tecnologías de alto costo. Tengo mucha expectativa de qué va a suceder en esta subasta. Este tipo de tecnología hoy se está instalando en Europa, en EE.UU., economías donde las tarifas son sin duda más altas que en nuestra región y que pueden encarar mejor ese tipo de capex. Tendríamos que esperar a ver qué sucede en esta subasta.

BNamericas: Según la petrolera estatal Ecopetrol, Colombia enfrentará déficit de gas a partir del año que viene. ¿Wärtsilá está preocupada por eso? ¿Cómo Colombia puede asegurar suministro de gas a corto y mediano plazo?

Lares: Efectivamente, hay preocupaciones por el futuro. Hay maneras de encontrar una solución vía importación, dado que la exploración de este recurso está de alguna manera limitada en este momento.

Aún hay abundancia de ese insumo por vía del GNL. Colombia ha hecho en dos oportunidades el esfuerzo de procesos de licitación para la regasificadora de Buenaventura, para el lado del Pacífico, pero no han terminado bien. Pensamos desde nuestra parte que la demanda de gas está más bien hacia el lado del Atlántico y creemos que haría sentido iniciar un proceso para un terminal de regasificación, almacenamiento y regasificación más bien de ese lado.