¿Cómo avanzan los proyectos de fuentes no convencionales de energías renovables en Colombia?

Tendencias30-04-2024

En momentos en que las principales autoridades, gremios y expertos del sector energético han lanzado alertas por los bajos niveles de embalses en Colombia (los más bajos en los últimos 20 años en varias regiones del país) y que están provocando los primeros racionamientos de agua periódicos en ciudades como Bogotá, por ejemplo, el desarrollo de los proyectos de fuentes no convencionales de energía (solar, eólica, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas, entre otros) es uno de los temas más importantes para la seguridad energética nacional.
 
Según cifras de SER Colombia (gremio que reúne a empresas y entidades de energías renovables en el país) pese a su pausada incorporación al Sistema Interconectado Nacional (SIN), hay avances para iniciar este tipo de fuentes de energía.
 

Alexandra Hernández, directora ejecutiva de SER Colombia, ha explicado al respecto que, además, se adelantan cerca de 70 proyectos (casi en su totalidad granjas y plantas solares), ubicados en 19 departamentos, “avanzando en trámites, en el desarrollo y construcción. Esperamos que entren en el segundo semestre de 2024, pero lo vemos más realista para 2025”. Con estos, llegarán otros 3 gigavatios de energía de fuentes no renovables al sistema colombiano. A su vez, más del 50 % de ellos progresa en el tema de licencias ambientales, un punto estratégico para la incorporación de estos desarrollos al sistema nacional. 

De cumplirse las proyecciones de estos nuevos proyectos integrados al SIN, el avance sería notable, pues solo el año pasado entraron al SIN 25 plantas solares, con 208 MW de generación, lo que aumentó en un 70 % la capacidad instalada para las fuentes no convencionales de energía renovable.  

A su vez, los proyectos para liberar líneas de transmisión que garanticen la entrada de la conexión de futuros proyectos de generación (con especial énfasis en las fuentes renovables) son estratégicos para su avance en el país. La CREG ultima detalles para un marco regulatorio especial con el objetivo de que las iniciativas de generación eléctrica no superiores a los 10 megavatios (MW) puedan entregar su energía al SIN. 

“La resolución en mención aplica para los interesados en acceder a la asignación de puntos de conexión o capacidad de transporte de energía eléctrica para proyectos de generación y autogeneración con una capacidad instalada igual o mayor a 1 MW. Adicionalmente, aplica para los transportadores o propietarios de los activos que conforman los Sistemas de Transmisión Nacional (STN), Sistemas de Transmisión Regional (STR) o Sistemas de Distribución Local (SDL)”, destaca el regulador.  

Por ello, proyectos como Colectora I en La Guajira que conectará las energías renovables de este departamento con el resto del país, son claves y toman mucha más relevancia para la transición energética. 

“En un hecho sin precedentes, los colombianos podrán disfrutar de este recurso renovable en el futuro, a través de una línea de transmisión de alta tensión de 475 km; que pasará por 14 municipios de los departamentos de La Guajira y Cesar; en dos tramos, uno de ellos entre la subestación Colectora (en Uribia) y la subestación Cuestecitas y el otro, entre la subestación Cuestecitas y la subestación La Loma, a través de 1.029 torres. Por su longitud y por la cantidad de energía eléctrica que transportará, Colectora es el proyecto más ambicioso desarrollado en el país en las últimas décadas y eje fundamental de la transición energética”, explica Juan Jacobo Rodríguez, director de Planeación de Enlaza, empresa de transmisión de energía eléctrica del Grupo Energía Bogotá (GEB) encargada de la obra.  

Para SER Colombia esto es fundamental para la generación de energía en el país pues, de acuerdo con algunas estimaciones, “en 2027 se necesita nueva capacidad. Por eso es tan importante que tengamos holgura, para enfrentar ese consumo creciente y así lograr cerrar las brechas que hay”, agregó Hernández.

En materia de inversión, el portafolio de este tipo de proyectos reúne una cifra cercana a los 2.200 millones de dólares para 2024. Esto demuestra un atractivo para empresas extranjeras y locales, interesadas en impulsar su materialización en diferentes regiones del país.
 
En este orden de ideas es importante conocer los riesgos típicos que traen estos proyectos, entre los que están las demoras en licencias, los trámites o el manejo de comunidades. En cuanto a organizaciones del exterior, hay un reto adicional: conocer cómo funciona el mercado local y lo que trae exponerse a una tasa de cambio volátil. 

¿A qué riesgos de mercado están expuestos los proyectos de energías renovables no convencionales?

Bancolombia, como líder en la financiación de proyectos de este estilo, con los que ha logrado aproximadamente +450 MW en Colombia y Centroamérica ha identificado que existen dos riesgos de mercado frente a las energías renovables no convencionales (ERNC): riesgo de tasa de cambio y riesgo de tasa de interés. 

• Tasa de cambio
  
  Usualmente, los proyectos de ERNC presentan alta exposición cambiaria ya que los paneles, turbinas, inversores y demás equipos necesarios para el desarrollo de las plantas corresponden a componentes importados, representando aproximadamente entre el 50% y 75 % de gastos en capital. En este orden de ideas, la alta volatilidad de la tasa de cambio entre el dólar y el peso colombiano se convierte en un factor determinante para la viabilidad financiera de estos.
  
  Por otro lado, presentan exposición en el equity ya que es común que en ellos participen inversionistas internacionales quienes traen recursos en diferentes monedas que requieren ser monetizados. Este proceso implica un ejercicio riguroso de análisis, planeación y optimización para encontrar la estrategia que mejor se adapte a las condiciones del proyecto.
  
  Los riesgos se pueden incorporar en las diferentes estrategias de cobertura de acuerdo con las expectativas de comportamiento futuro del mercado. Esto permite proponer alternativas que combinen de una manera óptima productos, plazos y montos para maximizar la probabilidad de cumplir los indicadores del proyecto.
   
• Tasa de interés
  
  Este riesgo se origina en que la tasa a la cual usualmente se indexan los intereses de la financiación es a una tasa variable, generalmente en IBR.
  
  La IBR, al ser una tasa de referencia que refleja el precio al que los bancos están dispuestos a ofrecer o a captar recursos en el mercado monetario, fluctúa en función del ciclo de política monetaria generando que el proyecto deba pagar más o menos intereses de los que había plasmado en las cifras del modelo financiero.
  
  En este sentido, es relevante realizar una gestión desde este frente, revisando las diferentes alternativas para fijar las tasas de interés en distintos plazos y tramos del crédito en función con las expectativas de los movimientos de las tasas y buscando asegurar la rentabilidad esperada por los inversionistas.

Proyecciones y visiones de cara a 2027

En un reciente estudio de flexibilidad del SIN se evidenció que para 2027 el país cuenta con la suficiencia energética y complementariedad hídrica, térmica, eólica y solar requerida para abastecer la demanda en escenarios de hidrología normal y crítica, pero para cumplir este objetivo es clave la incorporación de los nuevos proyectos. 

"De concretarse los planes de conexión de nuevas plantas de generación al sistema, entre los años 2024 y 2025 se producirá el periodo más importante de expansión de las fuentes de generación renovable no convencional y entre los años 2026 y 2027 se consolidará este nuevo escenario de operación para el país, con niveles de atención superiores al 97 % de la demanda con fuentes renovables eólicas, solares e hidráulicas”, explicó Jaime Alejandro Zapata, gerente de Estrategia, Innovación y Asuntos Corporativos en XM.

Este estudio también indica que, hasta 2027, la región Caribe será la que más añadirá energía y pondrá cerca del 66 % de lo esperado.

La importancia de avanzar en la modernización y fortalecimiento del sistema eléctrico con herramientas de digitalización, automatización y nuevos esquemas de operación y mercado permitirán hacer frente a la variabilidad e incertidumbre introducida por las fuentes renovables.

“Los resultados nos dan señales para lograr estabilidad y seguridad ante la incorporación de las fuentes de energía renovable no convencional, manteniendo los niveles de confiabilidad y seguridad que se han alcanzado”, agregó Zapata.

Bruce Mac Master, presidente de la ANDI, ha resaltado, desde el sector empresarial, la importancia de que distintos actores del sector puedan aportar en la construcción de una visión que permita avanzar en la transición energética, sin arriesgar la seguridad energética del país.
 

Por su parte, Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas, señaló que “debemos trabajar en un plan de seguridad energética, definiendo cuáles serán los proyectos estratégicos de corto, mediano y largo plazo, para que las decisiones que se tomen hoy empiecen a marchar cuando se debe. En esta industria, los resultados de las inversiones se ven a largo plazo, de modo que es muy importante que actualmente existan las señales correctas”.

A su vez, Tomás González, director del Centro Regional de Estudios Energéticos (CREE), es más escéptico sobre la actual coyuntura y destacó que no se puede hacer una transición energética justa sin hacer una transición fiscal en todo el país, municipios y departamentos. Y agregó que “mejorar la eficiencia es clave, dado que tendremos una economía más grande y debemos atender ese mercado. Sin embargo, hoy no estamos yendo al ritmo que deberíamos”.

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