Nov 15, 2019 Last Updated 4:09 PM, Oct 28, 2019

¡EL GRAN SALTO ADELANTE!

Categoría: Energía
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LAS FNCER SE ABREN PASO
La Subasta para la contratación de energía de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) a 15 años (UPME, CLPE – 2019), es la primera en su género que se realiza en el país. La misma tiene como característica especial que, a diferencia de las convencionales, esta es convergente, como dice la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez “de dos puntas”, en donde participaron 20 empresas generadoras y 23 comercializadoras de energía, determinándose el precio de $95.65 por KWH promedio ponderado, mediante el libre juego de la oferta y la demanda en la puja.

Al adicionarle a este precio el Costo equivalente real en energía (CERE) del cargo por confiabilidad, el precio de la energía generada en la factura al usuario final (G en la fórmula del costo unitario, CU) le quedaría en $150 por KW, inferior a los $200 por KW, que es el precio promedio actual al que se transan los contratos bilaterales de compra – venta de energía convencional.
Este precio está muy por debajo del tope máximo individual de $200 KWH y del tope máximo promedio de $160 KWH fijado por la CREG. Huelga decir que dicho precio está dentro del rango de precios de la energía de FNCER en el resto del mundo. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), en promedio, los precios internacionales de la energía solar – fotovoltaica y eólica a septiembre de este año se cotizaron a $190 KWH y $165 KWH, respectivamente.
Con ello se desmitificó la creencia, bastante arraigada, de que la generación de energía de FNCER era demasiado costosa y que insistir en integrarla a la matriz energética significaba encarecerle la tarifa al usuario final, cuando es todo lo contrario, habida consideración de que su costo ha bajado dramáticamente en la última década merced a los avances disruptivos de la tecnología y gracias a ello los precios del KW de esta electricidad son ampliamente competitivos .
Esta subasta estuvo precedida de dos anteriores que tuvieron lugar en el mes de febrero de este año. La primera de ellas fue el primer intento de subastar energías de FNCER, exclusivamente, pese a que concurrió a la misma un mayor número de proponentes del que se esperaba y a que los precios ofertados eran competitivos, no fue posible adjudicar contrato alguno debido a las normas regulatorias demasiado restrictivas. Tanto fue así que en la subasta subsiguiente, con carácter diferente, puesto que era para ofertar energía firme con cargo de confiabilidad y en el que participaban por igual oferentes de energía proveniente de fuentes convencionales y de no convencionales, se adjudicaron en la misma 1.398 MW .

 

EL IMPULSO A LAS FNCER
Ya con las lecciones aprendidas del proceso anterior y hechos los ajustes requeridos por parte de la autoridad competente fue menos penoso el ascenso de la curva de aprendizaje. Entre dichos ajustes se destaca la ampliación del período de los contratos de largo plazo, contemplados en el Decreto 0570 de 2018, de 12 a 15 años y la Resolución 030 de 2018 de la CREG, tendiente a integrar las FNCER a la matriz energética, así como también el “bloque – horario”, que responde a la intermitencia de la generación propia de las FNCER. También es de destacar la modalidad contractual de “pague lo contratado”, que obliga al comprador de la energía a pagar lo contratado, independientemente de que disponga de ella o no, mientras que quien la vende se obliga a suministrarla, así le toque salir a comprarla en la Bolsa a precio de mercado mayorista para honrar su compromiso. Todo ello facilitó el cierre financiero y por ende la viabilidad de los proyectos.
Otro aspecto, que quedó contemplado en el artículo 296 de la Ley 1955 de 2018 del Plan Nacional de Desarrollo (PND) y en el artículo 6 de la Resolución 4-0591 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, en el cual se establece que los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía provengan de FNCER. Como un complemento necesario, para darle un mayor impulso y promoción a las FNCER y viabilizar la ejecución de los proyectos, el Gobierno Nacional expidió el Documento CONPES 3969 del 13 de septiembre de 2019, tendiente a fomentar la inversión en las mismas, el cual contiene la estrategia a seguir con tal finalidad por parte de la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN).
Así quedó allanado el camino para la realización de esta última subasta, sólo para contratos de largo plazo de generación de electricidad a partir de FNCER. No faltaron las críticas al hecho de que no fuera “abierta”, que excluyera de la convocatoria a los generadores de energía convencional, así como la abierta oposición a la obligatoriedad de la compra de energía proveniente de FNCER, al punto que dicha disposición fue demandada ante la Corte Constitucional.
EL BANDERAZO A LAS FNCER
Pues bien, con la adjudicación de 5 proyectos de generación de energía eólica y 3 de granjas solares-fotovoltaicas a 7 empresas generadoras y 22 comercializadoras, con una capacidad de generación de 10.186 MWH/día, que se vienen a sumar a los adjudicados el 26 de febrero pasado, Colombia está dando el gran salto adelante, al mejor estilo de Caterine Ibargüen. En el consolidado, la capacidad efectiva total será de 1.298.9 MW, 82.61% eólica y 17.39% solar – fotovoltaico. Ahora bien, como la demanda – objetivo establecida por el Ministerio de Minas y Energía fue de 12.050.5 MWH/día, la diferencia con respecto a la energía asignada mediante el mecanismo voluntario, que fue de 10.186 MWH/día, según lo dispuesto en el artículo 5 de la Resolución 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, se activó el mecanismo complementario para asignar, de manera obligatoria, a pro rata, los 1.864.5 MWH/día restantes a un precio de venta de $110 KWH.
Como lo afirmó la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez, “este es el inicio de una revolución, porque nos permite diversificar nuestra matriz eléctrica…De este modo, tendremos una matriz cada vez más limpia, resiliente y responsable con el medio ambiente” . Y no es para menos, pues de un 1% de participación que hoy tienen las FNCER en el consumo diario del país (200.000 MWH/día) se pasará en el 2022, cuando los proyectos asignados empiecen a operar, al 6%.
Este es un hit que se anota el Gobierno del Presidente Iván Duque, que sobrepasó su meta para este cuatrienio (de 1.400 MW) en más de un 50%, al alcanzar los 2.250 MW, que se debe en gran medida al empeño puesto por parte de la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez de apretar el paso a la Transición energética que ella puso en marcha, apoyándose en la Ley 1715 de 2014 y en la Ley 1955 de 2018 del Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022. Y, según lo anunció la Unidad de Planeación Minero-energética (UPME), tiene en lista de espera proyectos similares por más de 7.000 MW. Enhorabuena!


Finalmente, es de advertir que, habida cuenta que los proyectos ya adjudicados deberán entrar a generar y a comercializar dicha energía en 2022, se requiere para ello contar con la infraestructura de transmisión que permita inyectarla al Sistema de Transmisión Nacional (STN). Por ello, el primer hito y tal vez el más importante para posibilitar la integración de las FNCER a la matriz energética y la reconversión de esta, era contar con una estación “colectora” de la energía generada en la Alta guajira, en donde se concentra el mayor número de proyectos a instalar y las líneas “conectoras” para evacuar la energía que se genere.
De allí que la UPME abriera una convocatoria, con el fin de adjudicar la ejecución de tales proyectos, quedando bajo la responsabilidad del Grupo Energía Bogotá, el cual instalará la Estación “colectora” en el Municipio de Uribia, con capacidad de 1.050 MW y el tendido de dos líneas a 500 Kv, con una extensión de 110 kilómetros cada una, entre dicha Estación y la Subestación de Cuestecitas, la cual, de paso, ha sido ampliada y repotenciada. Desde allí partirá otra línea a 500 Kv, de 250 kilómetros de extensión, hasta La loma (Cesar), en donde empalmará con la red del STN. Además, ya está en marcha el tendido de la línea complementaria Copey – Cuestecitas a 500 Kv, que ejecuta Interconexión eléctrica (ISA), la cual deberá estar a punto en septiembre de 2020.
No está por demás advertir sobre la necesidad de acelerar la ejecución del Plan5Caribe, de refuerzo de la red del Sistema de Transmisión Regional (STR) que acusa grandes falencias, para evitar atrapamiento de la energía generada, que podría quedar confinada in situ sino cuenta con la infraestructura de transporte que se necesita, afectando al usuario final que tendría que incurrir en mayores costos de restricción (R en la fórmula del costo unitario, CU) de los que actualmente los agobia. Ello es primordial.

Bogotá, octubre 24 de 2019
www.amylkaracosta.net


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