Las cartas ya están puestas sobre la mesa. Dos subastas, una para contratación de energías renovables no convencionales (solar y eólica) a largo plazo y otra de expansión, serán los medios utilizados por el Gobierno en 2019 para buscar actores que aporten la energía que no entregará al menos hasta 2020 EPM, un total de 2.400 megavatios (MW), por la crisis en Hidroituango.
La firma XM, administradora del mercado de energía del país, advirtió a finales de mayo que de no suplirse esa oferta y de generarse condiciones de baja hidrología, como el Fenómeno del Niño, se podría generar un déficit en el sector eléctrico desde diciembre 2022 y 2023.
Así, ¿las subastas pueden evitar esa situación? Para Ángela Montoya, presidente ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), este esquema es idóneo pues el país contará el año que viene con un excedente de energía de unos 6 mil megavatios.
Dicho esto, Jaime Alejandro Zapata, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM explicó que la demanda en Colombia es de unos 10 mil megavatios, la cual puede ser cubierta sin problemas pues la capacidad efectiva hasta julio de 2018 fue de 16.883 MW.
“En las condiciones actuales, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) puede cubrir la demanda de energía siempre y cuando no se presenten más inconvenientes en otras plantas del país como, por ejemplo, la central hidroeléctrica de Guatapé que genera unos 560 MW”, apuntó.
Por su parte, Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), indicó que los proyectos inscritos hasta la fecha en la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) aportarían al menos unos 5 mil megavatios de energía firme al SIN. “En el caso de las no convencionales es muy pequeño. Por ejemplo, un panel solar con capacidad instalada de 100 MW entregaría energía firme de apenas 13 MW, mientras que los eólicos de 25 MW. Una térmica te puede dar 90 y una hidráulica 50”, precisó.
En cuanto al tiempo de su ingreso, Castañeda recordó que la idea es que las plantas de energía firme (hidráulicas y térmicas) entren a operar en diciembre de 2022: “Es factible pues la idea es que se le agregue capacidad a las plantas de carbón que ya operan. Eso demoraría entre 25 y 30 meses, (a principios de 2021). Si es una central nueva sí tardaría un poco más, un promedio entre 36 y 42 meses, un escenario más apretado”.
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