Además, asegura que la repotenciación del parque termoléctrico también está por comenzar, aunque reconoce que esto tomará al menos seis meses, por lo que esa generación ya cubriría el déficit en esos meses.
Pero, además, el Gobierno tiene que cumplir con su oferta de que en los días festivos de diciembre de 2023 no haya suspensión del servicio. Para eso, el Gobierno está analizando la posibilidad de que en los próximos días los apagones sean más largos.
El escenario es bastante complejo. Lo más importante ahora es enfocarnos en alcanzar una reducción de la demanda. Eso es lo más urgente, porque no hay ingreso de nueva generación en el corto plazo.
Una parte de eso se logra con los racionamientos programados y otra parte con una campaña de eficiencia energética que comienza el 7 de diciembre de 2023, para crear conciencia entre los ciudadanos. Y también queremos motivar a los industriales para que reduzcan su demanda. Con respecto a la nueva generación que se requiere para cubrir el déficit, desde que comencé mi gestión hemos hecho evaluaciones de ingreso de generación térmica que no sea importación de Colombia, por los altos costos.
Para esto lo prioritario es elaborar los términos de referencia para los procesos de contratación. Estos procesos deben ser transparentes y se debe considerar diferentes tipos de tecnología, ya sea barcazas o generación en firme.
Es clave que estos procesos tengan bajo precio y plazos más razonables, debido a que la generación térmica que contratemos tiene que abastecer para el período del estiaje de 2024, pero también para cubrir las reducciones de generación que se ocasionarán porque varias centrales entrarán en mantenimiento.
Es clave que estos procesos tengan bajo precio y plazos más razonables.
¿Cuántos megavatios se contratarían para cubrir el déficit? Tenemos un 5% de déficit de la demanda versus la oferta de electricidad, pero cada año la demanda crece entre 300 y 500 megavatios.
Tenemos un 5% de déficit de la demanda versus la oferta, pero cada año la demanda crece
Las soluciones que se tomen ahora no pueden cubrir solo los megavatios que hoy tenemos de déficit, sino también la proyección de crecimiento de demanda para el próximo año. Deberíamos contratar entre 400 y 500 megavatios, pero no descartamos que haya más de una alternativa, no queremos contratar todo con una sola empresa.
Queremos evaluar los costos y los tiempos de disponibilidad de entrada de esas soluciones. Es importante tener plazos contractuales que nos permitan disponer de la energía durante el estiaje de 2024. También se deben fortalecer las inversiones en renovables. Estas no entran en operación de un día para el otro, pero si comenzamos desde ahora y se toman buenas decisiones, esta generación podría entrar en dos años.
Esto sí podría aportar en estiajes de 2025 en adelante. Si no se concretan esas contrataciones con rapidez, ¿los apagones van a durar hasta marzo de 2024, cuando termine el estiaje? Se espera que el estiaje, como un proceso climático de todos los años, dure entre enero y febrero. Históricamente esos meses son críticos. Pero la idea es avanzar con las soluciones para que en esos meses el impacto no sea tan fuerte.
Sin embargo, sí existe la posibilidad de que en enero y febrero mantengamos los racionamientos energéticos. Podríamos llegar a una combinación entre la suspensión de los apagones y la continuidad de los mismos.
Existe la posibilidad de que en enero y febrero mantengamos los racionamientos energéticos.
¿En diciembre se ampliarían los horarios de apagones por la alta demanda de electricidad?
Lo hemos valorado entre las alternativas, especialmente si queremos satisfacer la demanda entre los días de festividades. No descartamos la posibilidad de extender los horarios de racionamientos para poder suspenderlos en los días más importantes de las festividades de diciembre. Pero todavía estamos haciendo las evaluaciones desde la perspectiva técnica y económica.
Usted anunció que se reunirá con el ministro del Energía de Colombia, ¿cuál es el objetivo de la visita?
En Colombia el mercado es privado, el esquema de precios no lo define el Gobierno; además, las ventas spot y no se puede acordar precios con contratos. Ahora dependemos de los valores que los distribuidores de las empresas eléctricas de Colombia nos cobran. En promedio en octubre y noviembre nos han estado vendiendo entre USD 0,45 y USD 0,50 el kilovatio hora, pero ha habido días en los que hemos pagado USD 0,60 el kilovatio hora. Es un valor excesivo. Por eso esperamos llegar a un acuerdo con el ministro de Energía de Colombia para que se emitan lineamientos a las empresas, y que así los costos a los que nos vendan no sean excesivos.
Esperamos llegar a un acuerdo con Colombia para que los costos no sean excesivos.
Actualmente, las empresas de Colombia tienen la disposición de no vender energía hidraúlica porque ellos también van a entrar al estiaje, por eso nos venden electricidad producida con combustibles líquidos, que es más cara. Pero dentro de los líquidos hay varios precios. Esperamos que se puedan activar ciertas plantas en las que nos vendan electricidad más barata.
¿Las centrales Cardenillo y Santiago podrían entrar a operar en el corto plazo para atender la emergencia?
A los proyectos Santiago y Cardenillo les vamos a dar impulso, porque ya están los estudios. Pero, según el Plan Maestro de Electricidad, podrían estar listos recién entre 2030 y 2032. No son una solución para los dos próximos estiajes.
También hay que repotenciar el parque térmico, para lo que se requieren unos USD 200 millones. Esto tomará entre seis y ocho meses. Entonces, esto tampoco servirá para el estiaje de 2024. La repotenciación debió comenzar hace un año y medio, porque se sabía la gravedad del estiaje.
El déficit por indisponibilidad térmica es de 435 megavatios. Pero, además de la repotenciación, por la curva de crecimiento de la demanda, también nos debemos enfocar en la compra de nueva electricidad. Estas compras tienen que llegar para salvar el estiaje y permanecer hasta afrontar el próximo estiaje. Además, si contratamos a un plazo más largo, el precio se reduce.
¿Qué centrales entrarán en mantenimiento en 2024?
La salida de operación de la central Paute por mantenimiento es prioritaria. Si no lo hacemos tendremos más complicaciones. Se está haciendo una planificación coherente para que no salga de operación toda la central. Es técnicamente viable ir sacando Paute por fases para que no haya un quiebre en el sistema nacional.
También una parte de la Central Coca Codo tiene que entrar en mantenimiento. Además, hay otras centrales térmicas que tienen que ser repotenciadas y en otros casos, hay fases que deben ser habilitadas para que esto pueda funcionar de manera articulada.
¿Cuánto en autogeneración podrán aportar las industrias y cómo se implementará el incentivo tarifario?
El pliego tarifario ya se publicó y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables tiene 25 días para establecer el mecanismo sobre el cual se va a trabajar con los industriales para otorgarles un incentivo de reducción de tarifa nocturna.
El incentivo será para las empresas que autogeneren electricidad con sus plantas durante el día, pero la Agencia debe definir una fórmula técnica. Todavía no sabemos cuánto de autogeneración podrían aportar las industrias. En el Gobierno anterior se mencionó una cifra, pero no había consenso ni claridad.
Por eso ahora establecimos mesas técnicas con los gremios para identificar la cantidad real de autogeneración.
El Gobierno anterior también emprendió una campaña para reducción de consumo. ¿La retomarán?
El Gobierno dejó solo unas imágenes para redes sociales, nada de alto impacto. Nosotros primero nos vamos a enfocar en la motivación al sector público. Queremos bajar entre un 2% a 3% de la demanda con la campaña. Una de las medidas que vamos a implementar es una evaluación de la planilla de electricidad de las entidades del sector público, y, a través de un acuerdo ministerial, aplicaríamos un desincentivo en caso de que el promedio del consumo haya subido.
