¿Cuál es el camino hacia una transición energética en Colombia?

Para poder diseñar un cambio estructural en nuestra matriz energética que nos permita avanzar hacia un consumo más racional y menos contaminante de energía, es preciso conocer las fuentes de energía utilizadas actualmente, así como los sectores de mayor consumo y las fuentes asociadas a estos.

En Colombia la UPME hizo un estudio del Plan Energético Nacional 2019 donde realizo una radiografía del consumo hoy del país en materia energética.[1]

De acuerdo con este estudio, el sector de transporte se lleva el mayor peso del consumo energético con un 43% del consumo total de energía, seguido por el sector industrial con un 24% y el sector residencial con un 22%. En otras palabras, el sector Industrial y de transporte se llevan un no despreciable 77% del consumo total de energía nacional, y si le sumamos el sector residencial tenemos que estos tres unidos consumen un 89% del total.

El estudio en comento señala también que de ese 43% correspondiente al sector transporte, el sector utiliza en un 91% el petróleo y sus derivados, seguido por los bio combustibles con un 5% y el gas natural con un 4%, mientras que el porcentaje de uso de electricidad es tan bajo que es residual.

Si se analiza el segundo sector, el Industrial, tenemos que las fuentes de energía utilizadas en dicho sector se descomponen es 35% de gas natural, 29% de carbón, 19% de electricidad, 15% de bio combustibles y 2% de petróleo.

Ahora para el tercer sector de mayor consumo, el sector residencial tenemos que los bio combustibles se utilizan en un 41% como fuente de energía, la electricidad en el 33%, el gas en el 19%, el petróleo en el 6% y el carbón 1%.

Con la anterior información podemos entonces concluir lo siguiente:

1. El 64% del consumo energético en Colombia proviene de energías no renovables como petróleo y sus derivados, gas y carbón. Lo anterior sin mencionar que la electricidad que también se cataloga como una fuente energética, utiliza dentro de su matriz de generación, la energía térmica que utiliza gas y carbón para su generación.
2. Si deseamos que Colombia realice una transición energética de fondo a fuentes más limpias y renovables de energía, debemos comenzar por convencer a los sectores de mayor impacto energético, que para el caso colombiano son el sector transporte, seguido del sector industrial y finalmente el residencial.
3. En especial, debe ponerse especial atención al sector transporte que utiliza un 39% de petróleo como fuente energética y al sector industrial que utiliza un 6.96% de carbón como fuente energética sobre el total energético nacional.

Con la expedición de la Ley 1964 de 2019, “por medio de la cual se promueve el uso de vehículos eléctricos en Colombia y se dictan otras disposiciones”, nuestro legislador apunta en la dirección correcta para una correcta transición en función del sector que mayor consumido de energía tiene en el país. Sin embargo, de una lectura profunda a dicha ley, consideramos que esta se queda corta, es tímida, limitada y no responde al reto que tiene el país, pues su eje central se enfoca en el estímulo al uso de vehículos con fuentes alternativas, pero no contiene una clara política pública de sustitución de la totalidad parque automotor, tanto público como privado. 

La ley limita su aplicación a la disminución de impuestos, la eliminación de restricciones o limitantes de circulación a manera de estímulo, pero la única medida realmente encaminada a la eliminación de los vehículos a gasolina se encuentra en el artículo 8 que prevé que dentro de los seis (6) años siguientes a la entrada en vigencia de la ley, el Gobierno Nacional y las Entidades Territoriales[2], deberán cumplir con una cuota mínima del treinta (30) por ciento de vehículos eléctricos en los vehículos que anualmente sean comprados o contratados para su uso, teniendo en cuenta las necesidades de cada entidad y la infraestructura con que cuenten.  

Adicionalmente, el parágrafo tercero del mismo artículo prevé que las ciudades que cuenten con Sistemas de Transporte Masivo deberán implementar políticas públicas y acciones tendientes a garantizar que un porcentaje de los vehículos utilizados para la operación de las flotas, sean eléctricos o de cero emisiones contaminantes cuando se pretenda aumentar la capacidad transportadora de los sistemas, cuando se requiera reemplazar un vehículo por destrucción total o parcial que imposibilite su utilización o reparación y cuando finalice su vida útil y requiera reemplazarse, de acuerdo con el siguiente cronograma: 

• A partir de 2025, mínimo el diez (10) por ciento de los vehículos adquiridos.  
• A partir de 2027, mínimo el veinte (20) por ciento de los vehículos adquiridos.  
• A partir de 2029, mínimo el cuarenta (40) por ciento de los vehículos adquiridos. 
• A partir de 2031, mínimo el sesenta (60) por ciento de los vehículos adquiridos. 
• A partir de 2033, mínimo el ochenta (80) por ciento de los vehículos adquiridos. 
• A partir de 2035, mínimo el cien (100) por ciento de los vehículos adquiridos. 

Como se observa, esta es una norma limitada únicamente al transporte público, llena de excepciones y dilatada en el tiempo.

En contraste, otros países como por ejemplo el Reino Unido, tienen metas de sustitución del 100% de la totalidad del parque automotor para el año 2030. Así las cosas, Boris Johnson anuncio que tras extensas reuniones con fabricantes de vehículos para el año 2030 prohibirá la venta de carros nuevos con motores Diesel y de Gasolina. El Estado de California, anuncio que prohibirá la venta de carros nuevos a gasolina en dicho estado a partir del 2035[3].

Si el mundo se encamina a la eliminación de los vehículos con motores Diesel y de Gasolina, Colombia deberá encaminar sus esfuerzos en dicha dirección pues es improbable que los fabricantes de automóviles manufacturen carros a Diesel/Gasolina solo para países tercermundistas cuando los principales compradores ya no los acepten, en otras palabras con regulación o sin ella, la transición energética en materia de transporte llegara más pronto que tarde.

¿Nuestro país se encuentra preparado para este cambio?

Si miramos las fuentes de generación de Energía Eléctrica en Colombia[4], nuestro país cuenta con una de las matrices de generación eléctrica más limpias del mundo. Según el informe presentado en junio de este año al Congreso por parte del Ministerio de Minas y Energía, cerca del 70% de la energía eléctrica que consume el país proviene de fuentes hídricas, 12,3% de termoeléctricas que utilizan gas natural para su operación, un 9,3% de térmicas a carbón, un 7,8% se genera a partir de combustibles líquidos como la gasolina y el diésel y un 1% a partir de fuentes no convencionales de energías renovables como la solar y la eólica.

Teniendo en cuenta las anteriores cifras de contribución de cada fuente a la matriz energética nacional, podemos concluir que la contribución de la energía térmica generada con gas es importante y que debería crecer cada día más, para reemplazar aquella producción a partir del carbón, de gasolina y diesel, y ser además el combustible de respaldo para aquella producción con fuentes renovables en el futuro.

En el informe presentado por el Ministerio de Minas y Energía al Congreso de la Republica en junio de 2020 se señala claramente que hoy tenemos unas reservas de gas declinantes verticalmente y una producción estimada para 7 años únicamente; sin expectativas de cambio en el corto y mediano plazo a raíz de las interminables discusiones sobre la exploración y explotación de yacimientos no convencionales y el lento progreso de la exploración offshore. Veamos:

La escases de gas que se prevé en Colombia acarrea un grave problema de suministro de energía, pues al incremento en el consumo de energía eléctrica que se vendrá por la transición de los vehículos a energía eléctrica y gas, se le suma el problema de la migración de por lo menos el 17% del parque térmico basado en carbón y combustibles líquidos a energías más limpias.  Sin entrar siquiera a discutir el riesgo de dependencia de la hidrología del sistema muy susceptible a los veranos y al cambio climático.

Mientras la transición de las energías a base de Gasolina y Diesel a energía más limpias necesarias para el transporte está a la vuelta de la esquina en el mundo, el país todavía sigue en discusiones sobre la conveniencia o no de la exploración y explotación de yacimientos no convencionales, cuando irónicamente esa es la manera más ágil, eficiente y económica de lograr la transición energética a energías más limpias a través del gas.

El reto en la transformación e incremento de la matriz eléctrica nacional a energías más limpias es grande y costoso y no se ven señales claras de que el país esté en capacidad de asumir dicho reto. Consideramos que es mayor la necesidad de un compromiso político que la necesidad de cambios legislativos y regulatorios para poder realizar la transición.

En nuestro concepto, la transición energética debe estar ligada a la eficiencia, no solo en el consumo, sino también en los recursos y su disponibilidad en el futuro mediato. Es necesario por tanto abrir la discusión a que tan eficiente es dedicar recursos en Colombia a la búsqueda de hidrocarburos, incluyendo gas, cuando no existe voluntad política para dicha búsqueda, y la misma puede tardar en dar frutos más de 10 años; mientras el resto del mundo espera en los mismos 10 años ya estar consumiendo únicamente energías provenientes de fuentes renovables.

Un estudio de Carbon tracker[5] señala que el cambio de modelo podría generar un ahorro anual en los mercados como China y los demás países emergentes de aproximadamente 250 millones de dólares para el 2030 y un incremento en la demanda de hidrocarburos menor al 70% de aquel previsto inicialmente. Con lo cual la pregunta que deberíamos hacernos en Colombia es ¿si vale la pena dedicar nuestras energías a discusiones teóricas sobre la conveniencia o no del Fracking y sobre como desarrollar exploración de gas offshore en las que podemos enfrascarnos por muchos años o redireccionamos nuestros esfuerzos en la implementación de energías renovables?

Acaso no es esto es lo que están pensando las compañías petroleras en un horizonte de 10 años, al incluir en su misión y visión ser compañías de energía, reduciendo su exploración de hidrocarburos para direccionar estos recursos en energías renovables.

Esperamos que nuestro gobierno no fallezca en el intento y quedemos en el peor de los mundos, sin crudo, ni gas y sin fuentes de energía renovable.

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[1] https://www1.upme.gov.co/DemandaEnergetica/PEN_documento_para_consulta.pdf
[2] Con excepción de Tumaco y Buenaventura.
[3] Periódico El tiempo, noviembre 22 del 2020
[4] https://www.minenergia.gov.co/documents/10192/24226685/MemoriasCongresoMME-2020.pdf
[5] https://www.portafolio.co/internacional/carros-electricos-en-paises-emergentes-acabaran-la-era-del-petroleo-546840

En el tema de la producción de energía, uno de los grandes desafíos existentes por parte de nuestros reguladores ha sido el lograr la integración de las fuentes de producción de energías tradicionales con las energías producidas de fuentes no convencionales, para que actúen armónicamente dentro del sistema nacional.

Pero basta señalar por ahora, que uno de estos mecanismos de integración surge de los PROSUMERS.  Los PROSUMERS son aquellos usuarios consumidores de energía que están en capacidad de generar su propia energía, pero no de forma aislada sino integrados dentro del sistema nacional. En otras palabras, entran a formar parte del sistema de generación nacional, es decir que no son islas separadas, sino que forman parte activa del sistema integrándose al mismo.

La CREG ha venido estimulando estas nuevas fuentes de energía vía remuneración de la generación ya que para este organismo los PROSUMERS pueden ayudar a disminuir perdidas, desplazar la inversión de la infraestructura y mejorar la calidad del servicio entre otros factores.

La CREG mediante la Resolución 30 del 26 de febrero de 2018, diseñó en blanco y negro esta estrategia de integración mediante la remuneración y para ello, comenzó fijándose un objetivo concreto y claro que era el de regular los aspectos operativos y comerciales para permitir la integración a pequeña escala y de generación al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La resolución en comento clasifica a los PROSUMERS como “autogeneradores”, lo cual genera confusión porque en estricto sentido el concepto no es del todo correcto.  De conformidad con la propia resolución “Autogeneración” es aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.  Pero para los efectos de esta resolución la energía generada por los usuarios no se destina a atender sus propias necesidades sino a su exportación al SIN, lo que convertiría al PROSUMER en un generador y no un autogenerador.

Como se mencionó antes, el objetivo de la CREG fue estimular a los usuarios a convertirse en “autogeneradores” a pequeña escala (AGPE). La CREG define el AGPE remitiéndose a otra definición, esta vez la del artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya.  De acuerdo con esta resolución un “Autogenerador a Pequeña Escala” es aquel que no genera más allá de un (1) MW o mejor que no tiene instalado generación más allá de un (1) MW.

El diseño del sistema por parte de la CREG consiste en estimular la inversión en infraestructura proveniente de energías no convencionales mediante el reconocimiento económico de la energía generada y exportada al sistema. Lo anterior mediante el surgimiento de una relación contractual de compra/permuta de energía entre el Generador Distribuidor (GD) y el AGPE.

La naturaleza jurídica de esta relación contractual es mixta, pues por un lado, existe un contrato de suministro de energía entre el GD y el AGPE en su calidad de usuario en el cual el contrato de condiciones uniformes es el elemento esencial y por el otro lado, existe un contrato consensual atípico de compra/permuta de energía fundamentado en la Resolución 30 en donde se regula el precio de compra y el precio de permuta de energía entre el AGPE (usuario ya convertido en Autogenerador) y el GD como comprador/permutante de energía.

En esta relación contractual, el AGPE mediante la generación de energía basada en una fuente no convencional de energía (biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, energía eólica, energía geotérmica, energía solar y los mares), cuyos equipos pueden ser propios o no, establece una relación de compra/permuta de energía con el GD mediante el mecanismo de intercambio de “Créditos de Energía”.

El “Crédito de Energía” de conformidad con la resolución 30 del 26 de febrero de 2018 es la permuta de energía entre la energía exportada por un AGPE con Fuentes no convencionales de Energía (FNDCER), cruzado contra la importación de energía (consumo) durante un periodo de facturación.

Cualquier usuario que se encuentre conectado a la red y quiera convertirse en un AGPE lo podrá hacer, siempre y cuando la red cumpla con la disponibilidad técnica que la propia resolución establece.

Existen tres posibilidades para que un AGPE exporte su energía y consuma aquella que necesita. La primera, es que la cantidad de energía exportada, esto es, entregada en el sistema coincida con la energía importada (aquella que requiere para su consumo); en este caso, existirá una permuta de energía entre el GD y el AGPE. La segunda posibilidad es que AGPE tenga un déficit entre la energía importada y la energía producida, en este caso se realizara la permuta de energía entre la cantidad de energía exportada y la cantidad equivalente de energía consumida y la diferencia será facturada por el GD a el AGPE. Y la tercera y última posibilidad, es que AGPE exporte energía en exceso a aquella para su consumo, es decir que tenga excedentes de energía, en cuyo caso la resolución establece que el GD comprara los excedentes de energía a precio de bolsa. De igual manera, la resolución autoriza al GD a cobrar un cargo por comercialización de la energía exportada al AGPE.

El efecto práctico del procedimiento indicado, es una reducción en la factura mensual del consumo de energía para el AGPE, al ser permutadas las cantidades exportadas vs las cantidades consumidas, y ser reconocidos los excedentes generados a precio de bolsa.

Lo anterior se materializa mediante la instalación de un medidor bidireccional que registra la energía consumida y la energía exportada al sistema.

La expedición de la resolución 30 del 26 de febrero de 2018 constituye un claro estímulo al objetivo del país para la transición energética a energías renovables y ya existen varios ejemplos alrededor de Colombia en donde este sistema está funcionando de manera óptima.

No obstante lo anterior, en nuestro concepto pese a los enormes beneficios que trae la resolución 30 del 26 de febrero de 2018, aun faltan por superar las siguientes barreras económicas y logísticas que impiden que en Colombia el sistema de autogeneración comience a ser uniformemente usado:

1. La primera barrera son los costos de instalación y funcionamiento de los sistemas. Como ejemplo, la instalación de un sistema de generación fotovoltáico de 4 kilovatios/hora puede costar aproximadamente 20 millones de pesos. Si comparamos esta inversión contra el costo de una factura, el retorno de la inversión es de muy largo plazo. En otras palabras, esta opción no es rentable ni económicamente alcanzable para los consumidores y usuarios con mediana o poca capacidad económica o de bajo consumo de energía, no solo por lo subsidios existentes a estos sectores que eventualmente los perderían en la permuta sino por los costos de inversión necesarios.

2. La segunda barrera la constituye la falta de comunicación del modelo contenido en la resolución pues por ahora es necesario el impulso y la intervención de los GD. Sin ellos, esto no tendrá un gran impacto. Ellos son claves para la asesoría técnica, la instalación, la realización de todos los trámites ante los entes de control y la financiación de los sistemas de generación, entre otros. Como ejemplo de ello, se puede citar a CELSIA que ha implementado en el país una estrategia innovadora para la implementación de este tipo de tecnologías a través de la divulgación y la financiación.

3. Finalmente, el sistema no está diseñado para suplir el consumo de energía o servir de respaldo de energía en caso de falla del sistema público. El AGPE continúa siendo usuario y por lo tanto, en el evento de sufrir un corto de energía en su sector, no podrá hacer uso de su propia energía para suplir el suministro temporalmente suspendido.

Anexo: Resolución 30 del 26 de febrero de 2018