Mientras EPM moderniza centrales como Guatapé y proyecta nuevas hidroeléctricas, el Sistema Interconectado Nacional enfrenta el reto de responder a una demanda creciente en medio del rezago en expansión y la incertidumbre regulatoria.
Por Duglas Balbín Vásquez.
Se van a completar 15 años desde que EPM determinó suspender indefinidamente el proyecto hidroeléctrico Porce IV, iniciativa con la que pretendía completar una cadena de generación de energía limpia aprovechando el potencial del río Porce y sus afluentes.
Inexplicablemente, hoy cuando el país necesita desarrollar proyectos porque las proyecciones indican que en poco tiempo la demanda crecerá más rápido que la oferta, las circunstancias que condujeron a tomar la decisión de EPM en diciembre de 2010 no sólo persisten, sino que están acompañadas de otros fenómenos adversos: en aquel momento fue la invasión que aumentó la población en 204% a 8.500 personas, lo que hizo inviable social y financieramente el proyecto; y hoy es la minería ilegal alentada por el apetitoso precio del oro, cuya onza en el mercado internacional se montó ya hace semanas al piso de los US$4.000.
Porce IV fue concebido para una capacidad de 400 megavatios (MW), requeriría inversiones aproximadas a US$800 millones y complementaría lo ya construido en Porce II y Porce III, centrales que hoy le aportan 1.100 MW al Sistema Interconectado Nacional -SIN-.
Es paradójico que, ante la urgencia de construir nueva capacidad, iniciativas como Porce IV se hayan quedado congeladas porque 15 años después no hay las condiciones para reactivarlo. El gerente de generación de energía de EPM, Alberto Mejía, comentó que el país necesita a Porce IV y sostuvo que la empresa no ha descartado desarrollarlo. Pero lamentó que hoy como ayer no haya lo requerido en el entorno para poder hacerlo.
Y también es contrario a la lógica que, teniendo un antecedente tan costoso económica y socialmente como lo fue el apagón iniciado en 1991, y sabiendo qué hace vulnerable al sistema, durante varios años las decisiones políticas no estén a la altura del reto y hoy no solo se sepa que apenas entró a operar alrededor del 25% de lo esperado en 2024 (1.447 MW de los 5.720 asignados) sino que el rezago este año es peor. Por ello, pueden tener razón quienes advierten que se puede repetir la historia.
Todo eso sucede mientras se repite el discurso de la transición energética, que no encuentra correspondencia. ¿En qué? Sencillamente en que no puede haber avances significativos en ese propósito si los proyectos se cruzan con toda clase de obstáculos, no solo para generación sino también para transmisión y distribución de energía; además, no hay regulación de largo plazo y ni siquiera hay claridad sobre cómo es que se deben establecer las tarifas. Como tampoco, actualmente, el cumplimiento de los compromisos financieros asumidos por el Estado central cuando la pandemia obligó a garantizar el suministro mediante mecanismos como la opción tarifaria.
Dos versiones ayudan a entender la dimensión del meollo financiero: según Andeg, al terminar septiembre las deudas del gobierno central por subsidios otorgados a los usuarios finales de energía y gas valían $2.8 billones. Entre tanto, meses atrás el gremio de los distribuidores Asocodis aseguró que las deudas estatales con las empresas del sector energía valían más de $7 billones.
Cuidando bajo tierra
Mientras no entran a operar los megavatios que se requieren, proteger lo que por años ha contribuido a darle sostenibilidad al sistema es la consigna. Muy abajo de donde están los escenarios en los que mucho se discute y poco se resuelve, decenas de operarios, técnicos y profesionales cuidan uno de esos activos fundamentales para la generación y suministro de energía limpia en Colombia: la Central Hidroeléctrica Guatapé, cuya capacidad es de 560 MW.
Literalmente aislados durante jornadas diarias sobre las cuales poca información se tiene, en la casa de máquinas que está a casi dos kilómetros de la zona de ingreso en la vía que conduce de Guatapé a San Rafael, oriente de Antioquia, ese personal debe garantizar la operación y paralelamente avanzar en un programa de modernización de la infraestructura con el cual EPM se propone asegurar la confiabilidad, la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la central. Las inversiones, entre 2018 y 2026, están valoradas en $309.261 millones, según lo explicado por Alberto Mejía.
La central Guatapé hace parte de una cadena que con 2.177 MW de capacidad instalada, atiende el 11.4% de la demanda nacional. Del complejo hacen parte también las centrales Playas (207 MW) propiedad de EPM; así como San Carlos (de 170 MW) y Jaguas (1.240 MW), ambas de Isagen. Y esas cuatro generadoras de energía aprovechan las aguas de los ríos Nare, San Lorenzo, Guatapé y San Carlos.
En la central Guatapé, cuyas primeras operaciones iniciaron en 1972, no solo cursa la modernización: EPM está contemplando ampliar al máximo su capacidad y llevarla a los 700 MW con que fue concebida.
Y así como tiene en curso esos esfuerzos, hace otros en la Central Playas: también entre 2018 y 2026 invierte $474.184 millones en la modernización de equipos y sistemas estratégicos para asegurar su confiabilidad operativa.
Sedientos y derramando agua
Con corte al 4 de noviembre, según el administrador del mercado de energía XM, el 79,15% de la generación en el país se alimentó de recursos renovables y el 20,85% de no renovables. La torta de la generación ese día fue de 466.201,53 gigavatios hora.
En tal fecha, la central hidroeléctrica San Carlos aportó el 8,51%, Guavio 6,47%, Sogamoso 6,18%, Porce III 5,02%, Chivor 4,73% e Ituango 4,14%. En total, la fuente hidráulica proporcionó el 75,99%; entre tanto, la solar 1,98%, eólica 0,14%, los combustibles fósiles 20,85% y la biomasa 1,05%.
Colombia es agua. Con corte al 6 de noviembre las reservas hídricas del país marcaron 83,36%. Los embalses de Playas, con volumen útil del 116%, y Peñol, con 101,5%, Punchina al 100%, Guavio al 95,97% e Ituango al 94,4%, reflejan lo que es el sistema. Y lo que podría aprovecharse: así como EPM no pierde la esperanza con Porce IV, ya habla de Espíritu Santo para disponer, 18 km más debajo de HidroItuango, de una central que aproveche el caudal del Cauca y le entregue 600 MW adicionales al SIN.
La realidad es que mientras se consolida un “ecosistema” de generación con fuentes renovables no convencionales, el entorno tiene que propiciar las condiciones para continuar construyendo hidroeléctricas. La propia EPM definió invertir $1 billón para desarrollar un conjunto de pequeñas y medianas centrales de la mano de aliados. Tras la invitación abierta a finales de junio, escogió iniciativas ya licenciadas que suman 1.000 MW. Y así, consolidará su portafolio de micro centrales.
Dice la historia que las primeras centrales hidroeléctricas en Colombia fueron una llamada Chitota (en Santander) y otra denominada El Charquito (en Cundinamarca). Se podría afirmar que, de charquito en charquito, Colombia ha desarrollado un sistema que después de la crisis de los 90, y descontando vergonzosos focos de desgreño, ha ido ampliando la cobertura, y mejorando la calidad y confiabilidad.
Bien valdría la pena que casi 100 años después de expedida la primera ley que declaró de interés público la explotación de energía en el país, la lectura de la realidad del sector eléctrico y las decisiones correspondan a las necesidades de un mercado cuya operación es clave para la nación, la sociedad, su aparato productivo y su economía.
De lo mucho edificado para tener la infraestructura existente, gracias al turismo, al rápido poder multiplicador de Internet y de las redes sociales, en los ojos de medio mundo están las imágenes del embalse del Peñol, que es un activo trascendental para el SIN. Según destaca EPM, es no solo fundamental para la cadena que conforman las centrales Guatapé, Playas, San Carlos y Jaguas, sino para todo el SIN, ya que representa el 24% de la capacidad de almacenamiento: en los registros de XM se verifica que al 7 de noviembre ese embalse contaba con 4.197 GW hora. “Aporta flexibilidad y confiabilidad al sistema”, subrayó Alberto Mejía, quien explicó que ese embalse tarda un año en desocuparse. Es el de mayor poder de regulación.
La historia, los esfuerzos, el progreso, la riqueza representada en conocimiento, recursos y activos dan para concluir que es inexplicable que vuelvan las advertencias de un apagón. Y que sería insólito repetir la historia.
