Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un nuevo informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038, en el que destaca un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida. Estas proyecciones cargan de expectativas al sector energético ya que representan herramientas fundamentales para las subastas de energía anunciadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). En conversaciones con este medio, Jorge Moreno, especialista regulatorio de ptima Consultores, analiza las estimaciones de la UPME y afirma que otorgan mayor "tranquilidad" a los inversionistas de proyectos de fuentes no convencionales en Colombia, en comparación al informe anterior.
Además, plantea la posibilidad de nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029. A continuación, el análisis del experto. -¿Cuál es el balance del informe semestral sobre proyección de demanda de energía eléctrica 2024-2034? Esta nueva entrega de la proyección de demanda no trae nada novedoso en términos ni de metodología ni de los supuestos que toma la UPME para la proyección de demanda de energía eléctrica.
El ejercicio sigue siendo muy estándar, con la demanda siendo explicada por su propio crecimiento, el crecimiento del PIB, de la población del país y el comportamiento de la temperatura en las diferentes zonas geográficas.
La proyección es menor a la que entregó la entidad en enero de este mismo año. Respecto a esa proyección de enero desde ptima Consultores fuimos muy críticos porque los resultados aumentaron cerca del 5% en promedio respecto a la de julio del año pasado, sin haber visto realmente un cambio ni metodológico ni de los supuestos explicativos, por lo que, incluso, en nuestros modelos internos decidimos seguir usando la proyección previa (la de julio).
En esta nueva entrega los resultados vuelven a niveles de la proyección de julio de 2023 con un incremento medio de 1.5%, lo que da un poco mas de tranquilidad en cuanto la rigurosidad de la proyección. A futuro para el sector, brinda certidumbre ya que aun se sigue esperando un crecimiento de la demanda entre 2,1% y 3,3% anual, lo que significa mayor apertura para las inversiones en el sector.
También es un llamado al gobierno nacional para continuar estableciendo las políticas públicas correctas que incentiven la inversión para aumentar la oferta y así lograr atender la demanda esperada. -En base a esos esquemas, ¿hace faltan nuevas subastas de largo plazo o una nueva subasta de cargo por confiabilidad para cubrir la demanda proyectada? Bajo estas nuevas proyecciones de demanda en el escenario medio, los balances en ptima indican que hay un déficit de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 25-26 de cerca de 13.2 GWh/día y para el periodo 26-27 de cerca de 13.8 GWh/día que pueden ser cubiertos por la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), existente en el sistema.
Por otro lado, para el periodo 27-28 el déficit sería cercano a los 9.6 GWh-día, sin embargo, la ENFICC existente no sería suficiente para cubrir el déficit, razón de que en la última propuesta regulatoria (CREG 701 060) que buscaría llamar subastas de reconfiguración para los periodos 25-26, 26-27 y 27-28, para este el último periodo se permitiría participar a plantas nuevas como si participaran en una subasta primaria de asignación de obligaciones de energía en firme. En ese orden de ideas una nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029 es altamente probable. -Para el año 2024, se prevé que la generación distribuida alcance los 339 MW, mientras que para el año 2038, la expectativa es que ascienda a 1.812 MW. ¿Te parece que esa proyección es acertada o crecerá aun más? Con un estimado total de 1.8 GW en 14 años, la proyección de generación distribuida parece ser baja, teniendo en cuenta que el potencial podrá ser cercano a las 12 GW.
No obstante, no se espera que la expansión de este segmento sea muy fuerte en Colombia, principalmente, porque en el 2018 se definió que la generación distribuida sería toda aquella menor a 1 MW. Desde ptima consideramos que se cometió un error al adoptar esta medida, ya que al ser proyectos tan pequeños no se logran economías de escala que permitan llegar a un cierre financiero de forma sencilla y que sea un segmento de mercado interesante para los inversionistas. -¿Y qué medidas debería lanzar el gobierno para impulsar aún más este segmento? Si se quisiera mayor expansión en Generación Distribuida lo primero que se debería hacer es aumentar su capacidad a 9 MW como en el caso de Chile. Además, se deben proporcionar las condiciones para que reciban el beneficio por reducción de perdidas independientemente a quienes vendan su energía en contratos o en bolsa. También es indispensable ayudar y acompañar a los proyectos en sus procesos de conexión con los Operadores de Red.