¿Requiere Colombia reforzar la red eléctrica con gas?

Wärtsilä, fabricante y proveedor finlandés de servicios de energía eléctrica, tiene una cartera de proyectos que ronda los 500MW en Colombia.

En la primera entrega de una entrevista de dos partes, su director ejecutivo local, Roberto Lares, charla con BNamericas sobre la importancia de la generación de energía de respaldo a gas y cómo el almacenamiento en baterías puede destrabar el potencial de las energías renovables.

BNamericas: ¿Cuáles son los desafíos y las oportunidades que Wärtsilä ve en Colombia?

Lares: Bueno, te cuento un poco de la experiencia nuestra. Nosotros vendemos equipos térmicos, básicamente de generación eléctrica, plantas, que hoy en día se denominan plantas flexibles. Son plantas que tienen unas características que le permiten entrar en línea muy rápido, encender y apagarse varias veces en el día sin ningún problema. Y eso ayuda mucho hoy en la transición energética de los países para complementar la intermitencia de las energías renovables. 

En Colombia, las plantas térmicas se construyen a través de la adjudicación del cargo de confiabilidad, puesto que no hay un mercado de [contratos de compraventa de energía] PPA de plantas térmicas aún, dado que el precio de bolsa en Colombia es controlado esencialmente por la hidroelectricidad por ahora. Entonces son precios bastante bajos. 

En otros países de la región no es así. En Centroamérica y las islas del Caribe ocurre de forma distinta: los proyectos se pueden financiar, digamos, con PPA entre privados. En Colombia tenemos que mantener el contacto con el regulador y con las autoridades para alertar cuando hace falta hacer una subasta de cargo de confiabilidad. En Colombia hemos acumulado un portafolio de proyectos de alrededor de 500MW con clientes serios que están avanzados en sus desarrollos, tienen licencias ambientales, en algunos casos tienen también ya el punto de conexión aprobado, en otros no. En esencia, están a la espera de un nuevo proceso de expansión, de subasta de expansión por cargo de confiabilidad. Y es cierto que en Colombia no son muy frecuentes estas subastas, ocurren una vez cada cuatro o cinco años. 

Básicamente la cantidad de proyectos [termoeléctricos] que pudieron entrar fue muy pequeña por las limitaciones que hubo en el proceso de adjudicación de puntos de conexión, que era un requisito para esa subasta. Entonces yo diría que a nivel regulatorio y de permisos, el punto de conexión se ha vuelto o se volvió un requisito, digamos, mandatorio en estas subastas. En las cinco subastas anteriores no era obligatorio y se volvió entonces el cuello de botella para posibles proyectos o expansiones en el mundo térmico.

Es bueno aclarar que hay un alto interés en Colombia, tanto de desarrolladores como de inversionistas, lo cual es muy positivo. Es decir, en el momento en que se den las condiciones de una nueva subasta y se coloquen o se otorguen los puntos de conexión, con toda seguridad va a haber proyectos, al igual que en el mundo renovable, con inversionistas muy serios detrás.

BNamericas: Entonces, ¿los cambios normativos de conexión que Colombia implementó hace pocos años no ayudaron a destrabar proyectos como lo planeado?

Lares: En 2020 hubo ese proceso necesario de limpieza, o sea, se empezó el proceso con las regulaciones de limpiar un poco todos los proyectos o puntos de conexión que habían sido otorgados bajo la regulación anterior, porque había muchos puntos de conexión que estaban en manos de desarrolladores que no estaban de verdad invirtiendo en la ejecución del proyecto. Y esto fue un paso acertado. 

Creo que se liberaron unos 8GW de capacidad en las subestaciones con este proceso por medio de solicitar garantías de conexión, que eso anteriormente no se pedía. Y de ese primer proceso, digamos, de limpieza, hubo, hasta mi entender, solo 350MW de proyectos térmicos que colocaron sus garantías, que tenían punto de conexión y eran proyectos esperando una oportunidad de subasta.

Luego vino el primer proceso de ventanilla única que realizó la [unidad estatal de planificación] UPME y allí se aplicó este nuevo procedimiento o nuevos criterios de adjudicación. Básicamente, en mi conocimiento, había como unos 1.200MW en proyectos térmicos que habían aplicado y apenas otorgaron unos 240MW o 250MW en permisos de conexión. Es decir, se quedó casi 1GW de proyectos térmicos sin punto de conexión y esos proyectos estaban planificando participar de la subasta de febrero de este año, lo cual no es malo. Fue la primera vez que se realizó en Colombia. Hubo un criterio de adjudicación que sí favoreció a las plantas solares, eólicas y pequeñas centrales hidroeléctricas, plantas que básicamente están alineadas con el proceso de transición energética que lleva Colombia. 

BNamericas: Entonces, ¿la energía térmica se está marginalizando en Colombia?

Lares: La transición es un proceso que toma varios e incluso varias décadas y siempre hay que tomar en cuenta que lo principal es mantener la confiabilidad del suministro de energía. Esa es la prioridad para cualquier regulador y cualquier planificador. Entonces hay que hacer los procesos considerando de alguna manera que también se van a seguir requiriendo fuentes de generación térmica, sea por requerimientos de energía firme en el caso de Colombia o en el caso de otros países, digamos, con menos aportes hidroeléctricos. Estas plantas suelen operar a diario para complementar la intermitencia de las renovables cuando ya empiezan a participar porcentualmente de forma importante en la matriz de generación. Entonces es muy interesante. 

BNamericas: El ministerio de energía dijo hace poco que está pensando en la posibilidad de celebrar otras subastas de energía en un futuro no tan lejano. Se ha especulado que podría haber incluso subastas por tecnología o región. ¿Le interesaría a Wärtsilä participar en estos procesos?

Lares: Sí. Escuchamos esas declaraciones y estamos haciendo el seguimiento porque, en efecto, es de mucho interés para nuestros clientes. Hasta ahora todas las subastas han permitido la entrada a todas las tecnologías, pero sí hay un proceso actual que ha desarrollado este gobierno para lo que es eólico marino, que es solamente una subasta para ese tipo de tecnología.

Pensamos que puede ser acertado considerar una subasta focalizada en proyectos que aporten un porcentaje mayor de firmeza, como los térmicos e hidroeléctricos. Pensaría yo que también hacen falta otros procesos para todo este grupo de proyectos solares que fueron adjudicados en febrero, fueron 4.441MW si no me equivoco, ya que el contrato de cargo de confiabilidad para estos proyectos no es suficiente. Son proyectos que no se van a poder financiar, los que no tengan los PPA. Esto [los contratos de cargo por confiabilidad] es un complemento más para ellos en su flujo de caja. No sé si todos estos 4.400MW en proyectos solares tenían la energía colocada, porque realmente es donde se genera el porcentaje importante de ingresos. De repente haría falta otra subasta de contratos de largo plazo también.

Creo que además haría falta que el gobierno planificara para terminar de consolidar esos ingresos para los proyectos, cosa de que se puedan, por lo menos a nivel financiero, tener la certeza de que ya tienen todos los recursos, ya el tema de licenciamientos ambientales, y que les puedan faltar, entra en otra categoría, pero por lo menos que sean bancables los proyectos. 

BNamericas: ¿Puede contarno un poco más sobre los proyectos que tiene Wärtsilä en desarrollo en Colombia?

Lares: Estamos trabajando como le comentaba en unos 500MW en proyectos. En uno de ellos estamos acompañando a Celsia en lo que es el proyecto Tesorito. Estamos siempre disponibles como posibles proveedores de los equipos y de la construcción. Es una ventaja nuestra como empresa, podemos hacer el EPC completo de la planta y tenemos otros proyectos en la región de Santa Marta que se llaman Termo Bonda, Termo Gaira y Termo Costa. Nunca hay 100 % de seguridad hasta que tienes el contrato, pero estamos apoyando a esos cuatro proyectos que suman unos 500MW. 

BNamericas: Colombia aún no ha podido integrar las baterías de gran escala a la red. ¿Como ven este segmento? ¿Es algo que está en el radar de Wärtsilä?

Lares: Sin duda es de nuestro interés. Nosotros estamos muy presentes en Latinoamérica; esencialmente nos hemos enfocado en Chile porque ya han desarrollado la normativa, las resoluciones que se requieren para poder hacer viables los proyectos de almacenamiento. Sin duda Colombia lo va a requerir y depende de si uno es reactivo o planifica. 

En Chile el boom del almacenamiento es producto de que la penetración de renovables ha sido grande y ha generado el vertimiento, que es un problema. Hay un desperdicio de la energía ante todo solar y eólica por no acercar a la demanda o sencillamente porque la demanda no la requiere. Y allí entonces han sido reactivos y han hecho las resoluciones para el almacenamiento y ahora ese vertimiento se va a aprovechar en estas baterías y se usará en las horas del día que la demanda lo requiera. 

Acá en Colombia, nuestra sugerencia es que se adelante. Ha habido pilotos en Colombia con el fin de estudiar la tecnología, lo cual nos parece adecuado. Creemos que ese debería ser el siguiente paso a nivel regulatorio: poder crear los mecanismos para que el almacenamiento de energía sea viable por medio de baterías. 

BNamericas: Hay quienes dice que las grandes hidroeléctricas tienen la ventaja de poder almacenar energía….

Lares: Hay un entendimiento en Colombia de que las hidroeléctricas van a ser como las baterías, o sea, van a estar dejando de producir durante el día cuando la carga de la producción solar sea más importante. Sin embargo, también tienen que considerar el tema de la estabilidad de la red, porque para esto hay que manejar varios temas a la vez. 

Si vemos, por ejemplo, la adjudicación de las solares en febrero, de 4.440MW, más las solares que ya estaban en funcionamiento, estaríamos hablando de que para el periodo 2027-2028, tendríamos unos 5.000MW de energía solar que estaría a mediodía, otorgando su mayor capacidad en una red o una demanda que a mediodía es de 10.000MW. 

Hoy en día, a mediodía, el pico demanda de esa hora está en el entorno de 10.000MW, es decir, va a haber una penetración del 50% de energía intermitente en ese instante del día y esa intermitencia va a generar estrés en la estabilidad de la red. También pondrá a prueba la flexibilidad de las plantas hidroeléctricas en cuanto a su capacidad de ir acompañando esa intermitencia o se van a generar vertimientos en algunos de estos proyectos, porque el sistema no va a poder absorber un 50% de energía intermitente en esa hora del día por temas de estabilidad de la red.

BNamericas: ¿Pueden las baterías resolver este problema?

Lares: Es ahí que el tema de las baterías puede pasar a ser importante. Nosotros lo hemos visto, por ejemplo, en República Dominicana, que originalmente no había una obligación para las solares de colocar baterías, sin embargo, hoy en día para proyectos de más de 50MW están exigiendo que se coloque cierta capacidad de almacenamiento por el tema de la estabilidad de la red. Y eso que ellos nada más están con una penetración de un 25-30%. 

Entonces nos imaginaremos cómo va a ser Colombia en 2028 porque las plantas térmicas que hay existentes, a excepción de Tesorito, son poco flexibles. Estamos hablando de tecnología de carbón, que son básicamente calderas con turbinas de vapor que no están diseñadas para subir y bajar de manera rápida su capacidad. 

Tenemos ciclos combinados que también están diseñados para operar a carga base y tenemos muy pocas plantas de turbinas en ciclo abierto que puedan entrar y salir como peakers. Pero realmente lo que necesita el sistema son plantas flexibles para poder afrontar estos momentos del mediodía cuando va a haber que complementar la intermitencia. Eso ya está pasando en Europa, en Alemania, en EE.UU. 

Nosotros en California firmamos un contrato después de 20 años que no se construya nada térmico. California ya está al límite y tiene baterías. Tiene todo tipo de tecnologías. Ha sido el estado de los EE.UU. más a la vanguardia en este tema. Y todavía se requiere, a pesar de todos los esfuerzos que se hagan, tener plantas térmicas que por ahora operan con combustible fósil. En el futuro estas plantas podrían tener como combustible el hidrógeno al 100% y ya estamos preparados para esto. Es un tema de la economía del combustible cuando esté disponible.