Las lluvias que se iniciaron en los últimos días de abril han mejorado el nivel de los embalses que llegaba, hace menos de un mes, al 28,56%, una cifra crítica que acercó el ‘fantasma’ del racionamiento al país.
Pese a esa recuperación, hay voces como las del gerente de Isagén, Camilo Marulanda López, que no se debe bajar la guardia, pues el suministro eléctrico en un plazo de 2 años está en riesgo, por lo que es necesario acelerar la ejecución de una serie de proyectos que ya debían estar en operación.
Para el empresario, el escenario de apagón o de “El Niño permanente” será constante, si la oferta de energía no crece y la demanda sigue al alza.
En diálogo con EL COLOMBIANO, Marulanda explicó cómo la compañía encaró la temporada seca, detalló el plan de inversiones que contempla y de qué depende su ejecución.
¿Qué porción del mercado de generación tiene Isagén y cómo es la matriz energética?
“Hoy tenemos, aproximadamente, el 25% de la generación del país. Somos una empresa 100% renovable, y tenemos básicamente activos hídricos que es como el corazón de la compañía, un par de plantas eólicas en La Guajira funcionando y algunos activos solares en los Llanos y la Costa Caribe. Tenemos, más o menos, 3.200 megavatios instalados, y de estos, 3.000 megas son de generación hídrica”.
¿Cómo afrontó Isagén la temporada de sequía, que al parecer estamos dejando atrás?
“Teníamos una visión conservadora frente a los posibles efectos de El Niño, y veníamos anunciando, no desde el año pasado, sino desde mucho antes al Gobierno actual, que El Niño posiblemente iba a ser fuerte, que había que tomar unas medidas para asegurar el suministro y que no hubiera un impacto mayor en las tarifas a los usuarios finales. Desde el año pasado empezamos a guardar el agua, a subir nuestras reservas casi hasta al límite y eso nos permitió pasar, casi indemnes, este periodo de fenómeno de El Niño, que fue muy fuerte, pues estuvimos casi seis meses con aportes hídricos por debajo de la media histórica, y en algunos meses como abril con unos aportes 70% por debajo de esa media, que si no hubiéramos estado bien preparados con el agua almacenada, hubiera podido tener un efecto no solo para Isagén, sino para el mercado, muy grande”.
¿A qué nivel cayeron los embalses de Isagén?
“Lo que hemos visto desde finales de la segunda quincena de abril es que los aportes han venido mejorando, y hemos empezado a recuperar esos niveles. Nuestros embalses están arriba del 39%, y el mínimo que tuvimos fue un poquito por debajo del 30%”.
¿Y con esos niveles tan bajos la empresa tuvo que apagar centrales o pudo responder a los contratos de generación?
“Hay algunas centrales que son a filo de agua, o sea que no tienen reservorio (Luzma I y II, San Miguel, Popal, El Molino, San Matías, Barroso, Caruquia y Guanaquitas), que en algún momento nos tocó apagarlas porque el flujo mínimo de los ríos no daba para operar las máquinas, pero en las centrales grandes operamos cubriendo la gran mayoría de los contratos, y tuvimos en esas semanas críticas, en abril, tener que comprar energía al sistema, pero no fue una cosa tan material como hubiera podido ser. Lo que estamos viendo es que tenemos que aprovechar este año para recuperar los niveles de los embalses, para el verano próximo. Hay una cosa que es estructural y que es una gran preocupación en torno al suministro de mediano plazo de energía”.
¿Qué nivel de lluvias se necesita para recuperar los embalses?
“Lo que estamos viendo en este mes de mayo podría ser un poquito lo que vamos a ver el resto del año, que son unas lluvias por encima del promedio histórico. Creo que a finales del tercer trimestre y principios del cuarto podríamos tener ya los reservorios recuperados, pero eso requiere que se module la generación de las plantas para poder ir recuperando paulatinamente los niveles”.
¿Y cuál es específicamente el temor frente al suministro futuro de energía?
“Lo que hemos visto en los últimos años es que solo ha entrado el 20% de la energía que se suponía que iba a entrar al sistema eléctrico del país. Es decir, uno de cada cinco proyectos. Y no solo tenemos ese problema en la oferta, sino que la demanda que se traía y que iba a crecer al 3% viene creciendo al 5%, y este año subió al 7%. Entonces, el espacio o el colchón que había entre la oferta y la demanda, que anteriormente era del 25% hoy es del 4% y el año entrante va a ser del 1%. Esto es una problemática que no solo pone en riesgo el suministro futuro de energía del país, sino que también puede tener un efecto sobre las tarifas, y por eso es que nosotros hemos venido invitando al Gobierno y a todos los actores del sector a atender los temas de corto plazo, como el fenómeno de El Niño, el aspecto tarifario y asuntos coyunturales, pero no perderle la vista a los elementos esenciales y es que necesitamos nueva oferta e inversión”.
¿En ese frente, cuáles son la iniciativas de la compañía?
“Dentro de Isagén, nuestro plan es crecer en Colombia, queremos doblar la capacidad de la empresa en los próximos 10 años y tenemos un portafolio bastante robusto de plantas solares. La idea es que en los próximos 3 años adicionemos por lo menos 1.000 megas con proyectos que ya tenemos andando en energía solar, pero el objetivo de largo plazo, a 10 años, es tener 3.000 megavatios nuevos. El país necesita nueva capacidad, alrededor de 10.000 megavatios, y hoy tiene como 19.000 megas instalados. Pero, esos 10.000 megas nuevos se necesitan en los próximos 5 años, eso genera grandes retos en la ejecución y en el actuar de las entidades públicas ambientales. También hay que hacer un trabajo grande de generar señales regulatorias de largo plazo, que permitan atraer esas inversiones”.
¿Dónde está atrancado el 80% de la energía que no ha entrado al sistema?
“Un aspecto grande es la segunda fase de Hidroituango que no ha entrado y todavía está en construcción, a eso se suman alrededor de 3.000 megas de La Guajira, que ya deberían estar funcionando y no han entrado, y en mi opinión eso se puede demorar mucho más tiempo de lo que la gente está creyendo. Y otro tipo de proyectos, sobre todo solares, que han tenido demoras en los permisos en la construcción de la línea de transmisión. Y hay algunos inversionistas que por cambios regulatorios han decidido no avanzar en los proyectos”.
¿Y cómo se podría agilizar el avance de esos proyectos?
“Parte de la clave es atraer más inversión y cómo damos unas señales de más largo plazo, porque estas son unas inversiones que se hacen a 30 años y uno no puede cada año estar pensando cómo van a cambiar las normas tributarias que se aplican en estos desarrollos, que fue lo que pasó en la última reforma, en la que quitaron el 70% de los incentivos para los proyectos solares, eólicos y otras discusiones que estamos teniendo hoy con el Gobierno, sobre cambiar el modelo de mercado, y el modelo por el que se remuneran esas inversiones. Entonces, hay que pensar esto en el largo plazo y entender que lo único que verdaderamente va a impactar positivamente es tener más oferta, sobre todo en una economía que cada vez se electrifica más. Y es que se está viendo que cada vez hay más carros eléctricos, más electrodomésticos y todos los temas de inteligencia artificial y de análisis de datos requieren un montón de energía. Eso es lo que se está empujando ese crecimiento de la demanda que sigue y sigue”.
¿En ese bloque de generación que dice usted que debía entrar, Isagén tiene algo atascado?
“Un proyecto que debió entrar el año pasado que se llama Sabanalarga de 100 megavatios, en la costa, tuvo algunas demoras en el tema de conexión. Ya pusimos esta semana el 40% a operar y espero que antes de terminar esta primera mitad del año entre el resto. Este es un proyecto solar ubicado en el Atlántico. Nuestra visión de ese tema solar es que desde ahí va a venir gran parte del crecimiento de la demanda y de la oferta futura del país y nosotros nos estamos posicionando en 3 zonas: Los Llanos, alrededor de Ibagué y en la costa, donde hay buena radiación, y no hay tantos problemas o restricciones para las líneas de transmisión”.
¿Ese plan de inversiones a 10 años de Isagén, cuántos recursos demandarán?
“Eso debería valer 3.000 millones de dólares en 10 años, unos $12 billones. Digamos que ya hay unas cosas en construcción. Hay un portafolio de proyectos para iniciar, pero esto depende de la oportunidad del mercado, las señales regulatorias y fiscales, y de que todos como país empujemos para hacerlos realidad”.
¿Se alejó el fantasma de racionamiento?
“En el corto plazo, este 2024, si la tendencia de la lluvia sigue así no debe haber ningún riesgo. Lo que a mí me preocupa es el escenario de apagón o de racionamiento permanente, lo que yo llamo El Niño permanente, que es que si la oferta no crece y la demanda sigue creciendo, pues de acuerdo con un estudio que hizo la Universidad Nacional, a finales de 2025 y principios de 2026, vamos a empezar a tener restricciones en la oferta. Eso quiere decir que si no aceleramos el paso para que entre nueva oferta en el país, vamos a tener restricciones en el suministro en el mediano plazo, o sea en 2 años”.
¿Con todo lo que ha pasado en los últimos meses con los embalses, la discusión es si deben construirse o no nuevas represas, cuál es su opinión?
“Hay que tener una matriz de generación complementaria y diversificada. No se puede depender solo de las hidroeléctricas. Nosotros hemos apostado como país por tener una complementariedad con un parque térmico y se viene adicionando capacidad solar. Hay que crecer el parque de manera complementaria, seguramente se necesitarán termoeléctricas adicionales a futuro. Y en el tema específico de los embalses, esa es una ventaja que tiene este país y es innegable. ¿Se deberían hacer más plantas? Sí, es difícil. Pero, en una conversación que tuvimos hace unas semanas con el Gobierno, el mismo presidente Petro, hablaba de la importancia de desarrollar plantas con embalses en algunas zonas complementarias hidrológicamente en el país, como el Pacífico y el Cauca, y yo creo que esa es una buena señal”.
¿En regulación, cuáles son los temas gruesos por resolver?
“Creo que la piedra angular del modelo regulatorio en Colombia es tener es un regulador independiente y técnico que no dependa del gobierno de turno. Todos los gobiernos tienen la oportunidad de nombrar sus comisionados, que cumplan unos requisitos que están definidos y eso permite tener unas personas técnicas que van definiendo de manera consensuada cuál es el marco regulatorio del país. Ahí hemos tenido unas señales complejas, en torno a la visión del Gobierno. Además, hay un montón de discusiones abiertas sobre la formación, por ejemplo, del precio de bolsa que pesa para nosotros menos del 15% de nuestros ingresos anuales, y que pesa 7% en la tarifa final de los usuarios, pero que se ha vuelto como una obsesión de un montón de gente. La respuesta que nosotros hemos tenido es que nos habiliten más mecanismos para vender más en contratos y ofrecerles a los agentes más energía en contrato y que no estén puestos de bolsa. Y también hemos propuesto ponerle un techo temporal a la bolsa para las compañías como nosotros. Y otro tema grande, asociado a las tarifas, es la problemática de la Costa Caribe, que de pronto no es tan visible en el interior, pero allá hay unos problemas históricos muy complejos, y para lo que hemos propuesto diferir algunos cargos con mecanismos financieros y subir el consumo mínimo subsidiado”.
