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  • "El agua de los embalses solo es suficiente para generar cerca de 55% de la energía"

    Camilo Marulanda, presidente de Isagen, se refirió a los $7 billones al año que necesita la industria para responder las necesidades de demanda.
    En enero, la Upme estimaba que entre 2023 y 2024 la demanda de energía eléctrica se encontraría en niveles diarios de 191 a 232 GWh-día, lo que representaría un aumento de 3,1% frente a 2021. A mediano plazo, la tasa de crecimiento promedio año se estimaba en hasta 3,35%. El problema es que ese consumo se disparó casi 5%.
     
    Este es solo uno de los motivos por los que los últimos días se viene hablando de una crisis en la industria energética, más cuando está por llegar el pico de El Niño que afectará los niveles de los embalses.
     
    Camilo Marulanda presidente de Isagen (empresa con 19 centrales de generación de energía 100% renovable, de las cuales 15 son hidroeléctricas), dio un diagnóstico de la situación, y ve que se necesitan $7 billones anuales en inversiones para abastecer el crecimiento anual de la demanda.
     
    ¿Cuánta energía está generando Isagen y esta es suficiente para el nivel de demanda?
     
    La compañía está viendo los aportes hídricos sensiblemente disminuidos por lo que está generando aproximadamente 30 Gigavatios hora/día. Esta cantidad viene cubriendo únicamente los contratos de largo plazo de nuestros clientes.
     
    Estos niveles de generación obedecen a los bajos niveles de aportes hídricos a nuestras plantas. Vale la pena destacar que el agua que está ingresando diariamente a los embalses de Colombia, solo es suficiente para generar cerca del 55% de la energía que se consume en el país en cada día y que llevamos cinco meses con aportes por debajo de la media histórica.
     
    ¿Por qué no salen a vender energía en bolsa?
     
    En la actualidad, por las condiciones descritas, la compañía no cuenta con excedentes para vender en la bolsa y por lo tanto no se está beneficiando de los elevados precios actuales. De hecho, durante las últimas semanas se ha visto en la necesidad de comprar energía en la bolsa que vienen fuentes térmicas, a los altos precios del mercado (ante las bajas afluencias en nuestros embalses), para así honrar nuestros compromisos contractuales.
     
    ¿Qué puede esperar el consumidor con las noticias de los últimos días? ¿Precios altos?
     
    La entendible angustia de los consumidores, así como de los dirigentes políticos, debe ser un llamado a la acción por parte todos los actores. En el caso de los generadores vale la pena destacar desde 2022 realizamos descuentos multimillonarios y otorgamos plazos de financiación a los distribuidores. Hemos planteado algunas alternativas al gobierno como que, a partir de un techo en los precios de bolsa, se destine el excedente a un programa de subsidios. Hemos manifestado nuestra disposición a ampliar la financiación los distribuidores de energía sí se nos otorgan garantías de pago idóneas, así como a construir con el gobierno un esquema que nos permita vender los excedentes de generación a precios de contratos de largo plazo en vez de bolsa. Lo que estamos viviendo como sector se trata de un problema complejo que se deriva de la no ampliación de la oferta, problemas en la transmisión y la distribución, efectos de diferimientos tarifarios previos y, por lo tanto, a la solución deben contribuir todos los actores incluyendo un aporte de recursos públicos que alivie la caja de algunas distribuidoras que están en situación crítica.
     
    ¿Nos enfrentamos a un racionamiento de energía?
     
    En el corto plazo no, pero es relevante tener en cuenta que la principal explicación de la coyuntura de precios actual es el retraso en el ingreso de aproximadamente 4.000 MW de capacidad que el sistema, que los agentes estaban esperando desde hace más de dos años.
     
    Esos retrasos en el ingreso de capacidad representados principalmente por Hidroituango (que hoy funciona a 25% de su capacidad) y cerca de 2.500 Mw de proyectos eólicos de La Guajira (por cuenta del atraso de la línea de transmisión de La Colectora y problemas socioambientales), equivalen a cerca del 20% de la capacidad total del país.
     
    Además de este déficit, la demanda ha venido incrementando anualmente cerca del 5%, frente a unas proyecciones de la Upme del 2,5%. En resumen, frente lo que el mercado esperaba la oferta no se ha incrementado y la demanda se ha crecido aceleradamente. En nuestra opinión vamos a pasar este “niño”, pero sino se amplía la capacidad atrayendo inversiones cuantiosas en dos años podríamos estar enfrentando serias dificultades.
     
    ¿Están preparados para el pico de El Niño que se calcula entre diciembre y enero?
     
    Isagen se viene preparando para afrontar el fenómeno de El Niño, manteniendo los niveles de los embalses en niveles óptimos y administrando de forma prudente los recursos hídricos, para garantizar la energía a precios competitivos de los contratos de largo plazo a todos sus clientes.
     
    ¿Creen que los precios de la energía al consumidor serán aún más elevados en 2024?
     
    La discusión debe ir mucho más allá del 2024, el debate de tarifas y especialmente de precios en bolsa de corto plazo no está dejando abordar el reto real de generar una capacidad de generación suficiente para soportar el crecimiento del país. Si el fenómeno de El Niño es largo, tendremos tarifas altas unos meses, pero si no se da un impulso decisivo al crecimiento del sector con reglas de juego estables, tendremos precios altos y problemas de suministro por años.
     
    ¿Cuál es el papel de Isagen en la cadena de energía?
     
    Isagen está cerca de cumplir 30 años de generación de energía limpia. Somos una de las más grandes generadoras del país, gracias a las 19 centrales de generación de energía 100% renovable. 15 de ellas son hidroeléctricas, que aportan más de 3.000 megavatios de capacidad (Mw) a la matriz nacional. También estamos creciendo en renovables no convencionales y ya tenemos en operación dos parques eólicos y dos solares, culminados en 2022, que aportan a la operación segura y confiable del sistema, haciéndolo más resiliente a los efectos del clima.
     
    ¿De cuánto son las inversiones que tienen pensadas?
     
    Isagen en los últimos tres años ha adelantado inversiones por cerca de $4 billones que incluyen la adquisición de más de 200 Mw hidráulicos, la construcción y puesta en operación de 32 Mw eólicos y la construcción de 140 Mw solares, 100 de ellos próximos a entrar en operación en el municipio de Sabanalarga. Tenemos un portafolio de proyectos de crecimiento muy interesante para seguir aportando a la transición energética del país, pero requerimos señales más claras de política pública.
     
    Los inversionistas no sólo de Isagen, sino del sector, necesitan reglas de juego estables e instituciones funcionales para seguir contribuyendo a la expansión de la capacidad de generación, una actividad que por definición es muy exigente en capital y con retornos a muy largo plazo. El país necesita aproximadamente $7 billones anuales en inversiones para abastecer el crecimiento anual de la demanda colombiana.
     
    Por Mauricio López & Daniella Rogríguez para LaRepública.
     
  • Continúan los problemas energéticos en Europa: Disminuye la producción hidroeléctrica y nuclear

    El año pasado, Europa estuvo a punto de sufrir un colapso energético al agotarse los flujos de gas ruso y la mayor parte de Europa apostó por las energías renovables. 
    En cierto modo, la apuesta por las energías renovables dio sus frutos. La generación de electricidad solar y eólica en Europa alcanzó un récord en 2022. De hecho, por primera vez en la historia, la eólica y la solar juntas produjeron más electricidad que las centrales de gas natural.
    Sólo hubo un problema. El descenso de la producción hidroeléctrica y nuclear anuló con creces la importancia de esa producción récord.
     
    Las sequías fueron graves en Europa el año pasado. Amenazaron importantes rutas comerciales como el Rin en Alemania y el Po en Italia, y también provocaron graves descensos de la producción hidroeléctrica. En España, por ejemplo, la producción hidroeléctrica se redujo casi a la mitad debido a las sequías. Todo esto podría repetirse también este año.
     
    Mientras tanto, a la energía nuclear tampoco le iba muy bien. Francia descubrió de repente que años de escasa inversión en mantenimiento tendrían consecuencias: paradas de emergencia de los reactores para reparaciones y mantenimiento.
     
    Los problemas costaron a EDF unas enormes pérdidas anuales de 19.000 millones de dólares, ya que la mitad de sus reactores tuvieron que pararse por mantenimiento. La mayoría culpó a la pandemia, pero expertos nucleares como Mark Nelson vieron las raíces del problema mucho más atrás, cuando Francia decidió apostar por las renovables en lugar de la energía nuclear.
     
    A pesar de todos estos problemas, en octubre la revista PV Magazine escribió un alegre artículo sobre cómo la eólica y la solar habían compensado la menor producción de las centrales hidroeléctricas y nucleares. La eólica y la solar, decía el artículo, representaron el 24% de la generación eléctrica europea entre marzo y septiembre, mientras que, al mismo tiempo, la producción hidráulica cayó un 21% y la nuclear un 19%.
     
    Eso podría haber sido así en 2022, pero este año las cosas son diferentes. Al parecer, la eólica y la solar siguen produciendo electricidad a un ritmo récord, pero los descensos de la producción hidroeléctrica y nuclear son tan graves que están contrarrestando con creces esas tasas de producción récord, según informaba Gavin Maguire de Reuters en una columna reciente.
     
    Maguire señaló que Europa consiguió aumentar su capacidad de energía eólica y solar en un 9% el año pasado, hasta 57,29 GW, lo que supuso un récord. Al mismo tiempo, sin embargo, los problemas de la hidráulica y la nuclear arrastraron a la baja la generación total de electricidad y siguen haciéndolo.
    En el primer trimestre, la generación eléctrica europea se situó en 1.213 terrawatios-hora, un 6,4% menos que la producción del primer trimestre de 2023. Así lo indica la organización de defensa del cambio climático Ember. Según Maguire, esto no es necesariamente alarmante en sí mismo. El año pasado por estas fechas, Europa salía de una pandemia y la demanda se disparaba.
     
    El columnista de Reuters señaló que los problemas podrían surgir a finales de año, cuando la actividad empresarial en todo el continente empiece a recuperarse tras la crisis energética del año pasado. Y la mayor parte del gas ruso que estaba disponible el año pasado ya no es una opción.
     
    La energía nuclear francesa es una importante fuente de esperanza, pero aún pasará un tiempo antes de que se recupere la producción. En estos momentos, las centrales nucleares francesas producen un 17,5% menos que la media prevista para 2020 y 2021. Esta cifra es inferior al 23% del año pasado, por lo que hay cierto progreso, y eso es una buena señal.
     
    La hidroeléctrica es más complicada porque, aunque en menor medida que la eólica y la solar, depende de las condiciones meteorológicas. Con el suave invierno europeo, en el que ha nevado mucho menos de lo habitual, no es descartable que se repita la sequía del año pasado. De hecho, es una posibilidad clara.
     
    Esto significa que Europa tendrá que importar mucho más GNL de su nuevo proveedor principal, Estados Unidos. A algunos les preocupa que la UE esté construyendo demasiadas infraestructuras de importación de GNL que se convertirían en activos inmovilizados en poco tiempo, pero ahora mismo, esos activos parecen vitales para la supervivencia energética del bloque.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • EPM contrató el seguro todo riesgo para unidades 3 y 4 de Hidroituango

    La cobertura fue firmada con Previsora Seguros hasta por un límite de US$2,5 millones.
    Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que había contratado el seguro todo riesgo para las obras civiles de las turbinas 3 y 4 de Hidroituango, que actualmente está construyendo Schrader Camargo.
     
    La cobertura fue firmada con Previsora Seguros hasta por un límite de US$2,5 millones. 
     
    "Esta cobertura entra a complementar el aseguramiento con el que cuenta actualmente Hidroituango y se integra a la cobertura del seguro Todo Riesgo Daños Materiales y Lucro Cesante que fue contratada el 24 de marzo de 2023, también con La Previsora Seguros por US$250 millones, para amparar las obras civiles terminadas de la Central", destacó Jorge Andrés Carrilo, gerente de la compañía.
     
    Así mismo,  se mantiene el fondo de autoseguro establecido por la empresa pública por $102.000 millones,
     
    Otro seguro con el que cuenta es la póliza de Responsabilidad Civil Extracontractual para la Central Hidroituango, con Seguros Generales Suramericana, con una cobertura de US$10 millones, con una cobertura anual hasta el 23 de marzo de 2024.
     
    Las obras de las unidades 3 y 4 deben terminarse este 2023 antes del 30 de noviembre, cuando se cumple el límite regulatorio para poner a funcionar las turbinas.
     
    Cabe recordar que las dos primeras turbinas ya están operativas, con una capacidad conjunta de 600 megavatios, equivalentes al 5 % de la demanda total del país.
     
    Por Portafolio
  • Previo a fenómeno de El Niño, embalses alcanzan para 50 días

    El nivel de estos espacios en el país está en 65,2%, que permite atender poco menos de dos meses de la generación. 
    El país se prepara para la llegada del fenómeno de El Niño anunciada para el segundo semestre de este año e inicios de 2024. Esta situación presiona el sistema eléctrico nacional, dependiente en gran medida de la generación hidroeléctrica.
     
    De acuerdo con la información de XM, con corte a abril de 2023, había embalsada en el país una capacidad útil de 11.318 gigavatios hora (GWh), que teniendo en cuenta un consumo de 220 gigavatios hora día (GWh/d), significan que un consumo pleno del agua almacenada representa una capacidad para 51 días.
     
    De acuerdo con la información del operador, las reservas en el país promedian 65,2% de la capacidad útil total que hay. Al analizar la información por regiones se encuentra que en el caribe y Antioquia es en las zonas en las que hay un mayor porcentaje de reservas, con 80,21% y 80,18%.
     
    En contraste, en el oriente, el Valle y el Centro del país es mucho menos. En el caso del oriente, que cuenta con 1.480 gigavatios hora, su reserva es de 35,5%. En el Centro el nivel es de 67,8% y en el Valle es de 69,5%.
     
    Vale la pena destacar que son el Centro y Antioquia las que mayor cantidad de embalse tienen, puesto que suman 9.734 gigavatios hora, que es 53% de la capacidad útil de embalse del país.
     
    Cabe recordar que cada central hidroeléctrica con embalse cuenta con una capacidad de almacenamiento diferente y la que tiene la mayor capacidad de guardar agua es El Peñol, que puede tener hasta un año de embalse.
     
    Esto ha llevado a que las compañías de generación con hidroelectricidad empiecen a guardar el agua, para evitar que haya un desabastecimiento cuando la hidrología del país baje.
     
    Adicionalmente, este estrés en el sector, con las menores reservas y la alerta de la llegada del Fenómeno de El Niño, está llevando a que los precios de la electricidad en el mercado spot escalen.
     
    De hecho, los datos de XM, operador del mercado eléctrico, muestran que en bolsa el precio está $586 con corte al 31 de mayo. Este precio es un alza, que responde en parte a la incertidumbre y que buscan que los despachos de energía sean principalmente de los generadores térmicos, para que una parte de los embalses no sean despachados y puedan almacenar.
     
    Ahora bien, Alejandro Castañeda, director de Andeg, gremio que reúne a los generadores térmicos, señaló que el parque de generación a gas, carbón e incluso líquidos está listo para respaldar el sistema en caso de ser necesitado.
     
    En un reciente artículo en Portafolio señaló que ya se ha afrontado al menos cuatro fenómenos de esta naturaleza desde 1994 y en ningún caso han llevado a racionamiento. Esto puesto que la capacidad instalada de estas centrales están en capacidad de responder hasta por 55% del total de la demanda de energía del territorio.
     
    Destacó que con el esquema de cargo por confiabilidad se han hecho inversiones superiores a los US$650 millones desde 2019 para ampliar la capacidad de generación con estas tecnologías.
     
    Por esto aseguró que “con las plantas existentes más esta nueva capacidad de generación, se podrá contribuir a soportar las necesidades de energía durante El Niño próximo”.
     
    Por Portafolio