En un contexto de entrada de energías renovables, mayores exigencias de confiabilidad y nuevos retos en la expansión del sistema, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) avanza en una serie de ajustes técnicos y regulatorios para fortalecer el sector.
Desde la incorporación de tecnologías para estabilizar la red hasta el cierre de brechas en cobertura eléctrica, la entidad perfila una hoja de ruta que busca responder a la transición energética y a las necesidades del país. Indira Portocarrero, directora de la entidad, habló con Valora Analitik sobre las acciones que se vienen desarrollando.
¿Cómo funciona la nueva tecnología anunciada por la UPME para evitar fallas en el Sistema Eléctrico Nacional (SIN)? ¿Qué cambia con su incorporación?
Más allá de los procesos de tecnología, hay que entender la importancia que tienen este tipo de sistemas cuando hay una apuesta por la entrada de energía limpia al SIN.
Hemos tenido casos como los de España y Chile, donde en muchos casos han fallado por no tener estabilidad en la red. En ese sentido, una de las cosas que ha promovido la entidad es poder hablarle mucho más claro a la gente, no solo al sector, sino que las personas entiendan que este tipo de tecnologías, como el almacenamiento o los condensadores síncronos, lo que hacen es estabilizar generaciones variables como la solar y la eólica. Esto permite contar con un sistema mucho más confiable, sobre todo en la región Caribe.
Tenemos previstas cinco adjudicaciones de compensadores síncronos que fortalecerán el sistema interconectado y respaldarán toda la entrada de energías renovables que hoy se integran en el país.
Además de esta tecnología, ¿en qué otras acciones trabaja la UPME para garantizar la confiabilidad del sistema?
Estamos trabajando en un ejercicio integral. Por un lado, en los compensadores síncronos, respaldados por convocatorias como las que se anunciarán próximamente, pero también en almacenamiento de energía eléctrica por baterías, cuyo proceso ya inició con un marco regulatorio de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
Desde la UPME estamos haciendo un análisis estructural sobre quiénes podrían estar interesados en prestar este servicio al sistema y revisando la capacidad instalada actual de cara a una futura subasta de almacenamiento.
Al mismo tiempo, estamos acelerando procesos de convocatorias derivados de la resolución de obras urgentes del Ministerio de Minas y Energía. También estamos construyendo un nuevo proceso para la asignación de capacidad de transporte, de cara a la expansión, a la mitigación de superación de cortocircuito y restricciones en el sistema.
La idea es tener un sistema mucho más confiable, seguro y con una probabilidad más alta de mayor capacidad para los proyectos que se presenten.
¿Cómo avanza la regulación del almacenamiento de energía por baterías?
Ya pasó por los procesos en la CREG. Nosotros estamos en los procesos de viabilidad técnica y esperando señales de la cabeza del sector para iniciar los mecanismos, como subastas, que definan la prestación de este servicio.
¿Cómo proyecta la UPME la demanda de combustibles fósiles en el marco de la transición energética?
Se viene nuestro congreso de planeación minero-energética, donde lanzaremos el Plan Energético Nacional. Este incluirá varios escenarios, incluyendo procesos de descarbonización, los cuales están alineados con la prospectiva mundial de la Agencia Internacional de Energía (IEA) y con las orientaciones de energía de la política global.
Colombia empieza a integrarse a esas conversaciones, por lo que con este plan podremos identificar las necesidades del sistema y los tiempos para cumplir los objetivos de descarbonización.
¿Qué tanto están aportando las energías renovables al sistema?
La energía solar produjo 4.473,8 GWh, un 25 % más que el carbón, que registró 3.564,2 GWh. Esto demuestra que la gestión para instalar energía solar ha sido exitosa. Pasamos de un 2 % en proyectos solares y eólicos a un 17 % de capacidad instalada en el sistema.
Si sumamos esto a la participación de las hidroeléctricas, que están alrededor del 63 %-65 %, vemos una matriz diversificada.
Hoy estamos hablando de energía solar, eólica e hídrica, no solo en grandes embalses, sino también en las pequeñas centrales hidroeléctricas que se han constituido como ejes de desarrollo energético en los territorios. También estamos investigando procesos alrededor de nuevos energéticos; aún no tenemos proyectos, pero hemos escuchado de grandes avances en temas de hidrógeno, biomasa, biogás y geotermia.
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¿Cómo se está manejando la asignación de cupos para integrar proyectos renovables al SIN?
La asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte ha sido una tarea exigente por la alta proliferación de proyectos, lo que para la UPME se ha traducido en la necesidad de fortalecer su capacidad operativa y de respuesta.
Tuvimos un primer ciclo de asignación que fue exitoso. Sin embargo, en el segundo esperábamos un poco más de capacidad probada. En ese proceso aprendimos que algunas de las iniciativas que se presentaban no tenían las garantías suficientes para ser proyectos reales en el sistema.
En ese contexto, junto con el Ministerio y la CREG, se desarrolló la Resolución 101 094 para implementar un nuevo procedimiento de liberación y asignación de capacidad de transporte. Estamos en su construcción y esperamos dar señales al sector en la segunda semana de abril de cómo será el proceso definitivo para que vuelvan a enviar sus solicitudes.
Esto también va acompañado del análisis de las obras necesarias que se requieren en varios puntos del sistema para ampliar la capacidad del mismo.
¿Cómo funcionan los certificados para incentivos tributarios en movilidad eléctrica?
En un trabajo realizado por la subdirección de demanda de la UPME se empezó a desarrollar una solución tecnológica alrededor del tema de solicitudes de incentivos tributarios. Este proceso se rige con base en la Ley 1715, que codifica cuáles son los bienes y servicios que podemos reconocer para dichos estímulos.
Empezamos con los vehículos eléctricos y la plataforma se llama “Muévete eléctrico”, que busca reducir los tiempos mínimos. En ese sentido, logramos reducir los tiempos de respuesta de entre 4 y 6 meses a aproximadamente 30 días, e incluso en algunos casos a semanas.
Cabe aclarar que la UPME emite el certificado, pero el incentivo lo otorga la DIAN.
¿Cómo avanza la cobertura de energía eléctrica en el país y cuáles son los retos?
Alcanzamos una cobertura nacional de 93,12 %, lo que representa un aumento de 0,45 puntos porcentuales frente a 2023. El reto sigue estando en la ruralidad, donde el crecimiento fue de 3,13 %, alcanzando una cobertura de 75,92 %.
Seguimos trabajando para ampliar ese margen y reducir la pobreza energética multidimensional. Creemos que la conexión a energía de calidad cambia la vida de las personas. La energía es un habilitador de derechos: cuando hay energía, hay educación, salud, seguridad y desarrollo.
¿Cómo avanza el Plan de Desarrollo Minero?
Es uno de los proyectos más importantes. Logramos articular al Ministerio, la Agencia Nacional de Minería y la UPME, y, en 31 años, este es el primer plan adoptado por el Ministerio de Minas y Energía desarrollado por la entidad.
El plan tiene un enfoque técnico con enfoque social. ¿A qué me refiero? A que conocemos las realidades del territorio, contamos con diagnósticos de lo que implica hoy la minería y damos señales técnicas de cómo debería ser esa operatividad y esa gestión minera en los mismos. La idea es que esta hoja de ruta nos dé luces de cómo tener una minería mucho más responsable.
Actualmente estamos en proceso de adopción y asignación de roles técnicos entre las entidades.
¿Cómo avanza el plan de abastecimiento de gas?
Desde lo que nos compete como Unidad de Planeación Minero Energética, tenemos un instrumento muy importante que es el plan de abastecimiento de gas natural y también somos los encargados de hacer las proyecciones de demanda de este recurso.
En ese sentido, estamos trabajando en un proceso de actualización de esta hoja de ruta, especialmente en el mediano y largo plazo. Es decir, cuáles van a ser las necesidades del sistema de transporte nacional, cuáles van a ser los intereses de importadores o comercializadores que quieran prestar abastecimiento del sistema, y estamos en ese ejercicio. Pronto vamos a dar señales de esta renovación que dará unas respuestas técnicas importantes al país y a los interesados.
Con respecto a las proyecciones de abastecimiento, hemos hecho un ejercicio juicioso articulado con el gestor del mercado, donde ya tenemos una base sólida de las necesidades de gas del país, tanto en demanda regulada como en demanda esencial y no esencial. Además de generar un análisis de corto plazo.
Esto permitirá tener información más completa sobre las necesidades del sistema y dar señales claras al mercado.
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