Este año se celebra el aniversario número 27 de la Ley 142 de 1994, una ley que le abrió paso a la modernización del sector eléctrico colombiano después del catastrófico apagón de 1992 que dejó al país a oscuras entre nueve y 18 horas al día durante 11 meses. El objetivo principal de la Ley era desarrollar las condiciones ideales para que la inversión de privados permitiera garantizar la seguridad energética al país, en el marco del libre mercado. (Le sugerimos: Uso de hidrocarburos o sostenibilidad, el tire y afloje en el que se debate la salud del planeta)
El juego que se planteó era simple, el gobierno creó unas reglas de mercado y unos instrumentos muy favorables para movilizar grandes capitales con el fin de instalar nueva capacidad de generación eléctrica y expandir la red de transmisión. Este esquema sencillo ha funcionado, y por lo tanto, incluso bajo las circunstancias más duras de sequía el país no se ha vuelto a apagar.
En 2015, el sistema eléctrico tuvo una de sus pruebas más duras al enfrentarse a una serie de fallas y un fenómeno de El Niño que mostró los problemas de un sistema que llevaba más de dos décadas sin ser repensado. Una de las principales fortalezas del parque de generación se terminó convirtiendo en su mayor debilidad. Es decir, su concepción conservadora frente al uso de nuevas tecnologías, y por el contrario el privilegiar al agua, al carbón y al gas. ¡No hubo cabida para la diversificación de la matriz energética!
Al mismo tiempo, el mundo comenzó a hablar del trilema energético el cual busca tener un mercado eléctrico que garantice la seguridad de suministro del servicio, el acceso y la sostenibilidad. Sin embargo, en Colombia la seguridad del suministro se puso por encima del acceso, y sobre todo de la sostenibilidad.
Fue solo a partir de la entrada de la Ley 1715 de 2014 que la historia del sistema eléctrico colombiano cambió y se comenzó a hablar en serio de energías renovables en el país. Y, aunque esta última Ley no fue tan efectiva en sus primeros años para generar nuevas inversiones en renovables, sí trajo la posibilidad de que en instrumentos como el cargo por confiabilidad o en las subastas con sesgo tecnológico pudieran participar, por primera vez, las renovables. (Lea también: Con 69 participantes continúa proceso de tercera subasta de energías renovables)
Es así como desde 2018, y gracias a una nueva visión del gobierno nacional y con los compromisos de descarbonización a cuestas, se comenzaron a crear instrumentos que han atraído inversiones en energías renovables, y que al mismo tiempo comenzaron a disminuir el atractivo de las inversiones en energía fósil. El centro de pensamiento Transforma ha analizado estas señales y estas son algunas explicaciones:
Los inversionistas ven como un negocio riesgoso la generación a partir de fósiles. Tal es el caso de cuatro centrales térmicas y una hidroeléctrica (PW-CON3, Termocaribe 1, Termosolo 1, Termosolo 2 y Miel II) que después de que se les adjudicó el cargo por confiabilidad (CxC), han anunciado que no entrarán en operación en 2022, liberando 645 MW de la matriz energética para este periodo, equivalente a 3% de la capacidad instalada actual del país.
De igual forma se encontró que existen nueve proyectos de carbón y 21 proyectos de gas que han estado con conexión aprobada desde el año 2011 y que tenían como fecha de entrada en operación entre 2015 y 2021, pero no lo han hecho. Esto corresponde a 1.089 MW en proyectos de carbón y 2.780 MW en proyectos de gas que posiblemente ya no vayan a poder seguir reservando esa capacidad de conexión, abriendo la posibilidad a que esa potencia sea reemplazada por renovables. (Le puede interesar: Energías renovables emplearon a 12 millones de personas globalmente en 2020)
Además, las fósiles son consideradas como generaciones más costosas. Con el objetivo de comprobar la viabilidad económica de las fuentes no convencionales de energía (FNCE), Transforma comparó los diferentes tipos de energía a partir del costo nivelado de la energía (LCOE). El LCOE es el valor del costo total actual de construir y operar una instalación generadora de energía a lo largo de toda su vida útil en USD/MWh. De esta forma, se obtuvo un LCOE para las plantas de carbón en promedio de 107 USD/MWh; gas, 132 USD/MWh; eólica, 52 USD/MWh; y solar, 68 USD/MWh.
Por otro lado, el apetito por las renovables se ha demostrado a través de una cantidad de proyectos con conexión aprobada por parte de la UPME que suman alrededor de 39,000 MW, y que podrían ser instalados en los próximos seis años.
Finalmente, en el último plan de expansión para los próximos 15 años aprobado en agosto de 2021, la UPME no pronostica en ninguno de los 12 escenarios de planeación energética que el país tendrá nuevas centrales de generación a carbón.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, las renovables tienen el camino despejado para seguir adelante, pero la innovación en regulación, tecnologías y nuevos negocios tienen que seguir adelante para buscar la seguridad, el acceso y la sostenibilidad del sistema eléctrico, los tres pilares del trilema energético.
El gobierno debe aprovechar este panorama de la salida progresiva de las fósiles para generar políticas de mediano y largo plazo que aseguren una transición energética justa para todos los actores de la cadena de valor, en lugar de permitirle a las fuerzas del mercado que tomen esa decisión.
* Valentina Sanmiguel Herrera es asociada de Transforma
* Andrés Augusto Montaño Santoyo es asociado de Transforma
* Giovanni Pabón Restrepo es profesional en energía renovable y cambio climático