Mientras el gobierno de Colombia trabaja para establecer un suministro adecuado de energía acorde a una población y economía crecientes, una serie de nuevos proyectos hidroeléctricos se desarrollan. En este contexto, algunos líderes de la industria advierten que un potencial exceso de oferta puede ser motivo de preocupación.
El sector privado se ha mostrado activo en el mercado local de la electricidad desde la década de los 90, representando en la actualidad alrededor de la mitad de los 14.420 MW de capacidad instalada. Con el fin de garantizar que los inversores continúen construyendo instalaciones en Colombia, en el año 2006 la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, introdujo un esquema de licitaciones comprometido con el suministro de energía a largo plazo, protegiendo a los productores y al Estado contra futuras variaciones en los precios.
Entre los ganadores de la primera ronda de licitaciones, celebrada en 2008, se encuentra el proyecto hidroeléctrico de Ituango, que se convertirá tras su finalización - prevista para el 2024 - , en la mayor planta de generación de energía del país, con una capacidad de 2.400MW. Dicha planta está siendo desarrollada en dos fases, habiéndose planeado la conclusión de la primera parte para el año 2018. En ese momento, la instalación contará con una capacidad de 1.200 MW. A día de hoy, la energía hidroeléctrica ya representa alrededor del 70% de la capacidad instalada.
Ituango se encuentra ubicado en las orillas del río Cauca, en el norte del departamento de Antioquia, cuyo gobierno, junto con la empresa de servicios públicos Empresas Públicas de Medellín (EPM), dirige el proyecto. Junto a este, otro de los proyectos desarrollados por una asociación público-privada en Antioquia es el complejo Hidroarma, de 174MW y que viene siendo desarrollado por el gobierno junto con EPM, Isagen, la Central Hidroeléctrica de Caldas y la Empresa Antioqueña de Energía, todas ellas compañías colombianas.
El sector de la energía hidráulica también ha atraído el interés de inversionistas extranjeros, como es el caso de la compañía española Endesa, que opera a nivel local a través de su filial colombiana Emgesa. Entre los activos de la compañía se encuentra una participación del 51% en la planta Guavio, de 1.213 MW, la central hidroeléctrica más grande del país. Otra de las compañías extranjeras que participa en el sector es la estadounidense AES, propietaria de la central hidroeléctrica de Chivor en Bogotá, con capacidad de generar 1.000 MW.
Algunos miembros de la industria opinan que el incremento previsto en la capacidad instalada dará lugar a una situación de sobreoferta. "La oferta está creciendo mucho más rápido que la demanda", afirmó a OBG Pablo José Barrera, director general de BRP Ingenieros, compañía local de servicios. "La conclusión de proyectos adicionales representará un aumento de casi el 60% en la demanda máxima de energía, lo que implicará dificultades a la hora de encontrar un mercado para dicha energía."
Por su parte, Federico Echavarría, presidente de AES-Chivor, afirmó que el marco del cargo por confiabilidad de la CREG ha demostrado ser adecuado para cubrir las necesidades de la creciente demanda en el país. "Los nuevos proyectos desarrollados en torno al marco del cargo por confiabilidad son consistentes con las necesidades a largo plazo de Colombia", dijo Echavarría a OBG. "Los proyectos que entran en funcionamiento en 2018, en particular Ituango, podrían generar un leve exceso en la oferta en 2018, pero dos o tres años después la demanda debería haber crecido lo suficiente como para equilibrar el mercado", concluyó.
Una opción para los excedentes en la producción podría ser la exportación a mercados cercanos, pues en la actualidad Colombia ya comercializa electricidad con sus vecinos Ecuador y Venezuela. Con Ecuador, por ejemplo, Colombia mantiene una interconexión de 500MW, mientras que las compras del país vecino se sitúan alrededor de los 3GWh por día, lo que equivale al 3% de sus necesidades energéticas. Las ventas a Venezuela son inferiores y se acercan a los 35GWh al mes.
Desde el año 2009, el país andino ha estado trabajando en una interconexión con Panamá, inicialmente programada para comenzar a funcionar durante este año. Sin embargo, en el mes de marzo el presidente de Panamá Ricardo Martinelli anunció que su país invertiría US200 millones en la expansión de su propia red de energía, descartando así el proyecto de US500 millones con Colombia, que habría establecido una conexión con capacidad para suministrar 300 MW.
Luis Fernando Alarcón, gerente de ISA, compañía de transmisión parcialmente estatal implicada en el proyecto, dijo en entrevista al diario El Colombiano que "el proyecto tiene que ser redefinido”. Mientras que el proyecto está en espera, Panamá seguirá pagando el doble de lo que le costaría importar desde Colombia.
"Las ventas de energía a Panamá o México son poco probables en el medio plazo", dijo Barrera a OBG. "Estos países se encuentran trabajando en proyectos de autoabastecimiento de energía y, aunque dichos proyectos son mucho más costosos, parecen cerrar las puertas a la importación de energía colombiana”.
Si bien la posibilidad de exportar los excedentes de energía hidroeléctrica hacia Centroamérica aún no ha sido desentrañada, el suministro interno de Colombia está asegurado, al menos, para la próxima década.
The private sector has been active in the local electricity market since the 1990s and today accounts for around half of the 14,420-MW installed generation capacity. To ensure that investors continue to build facilities in Colombia, in 2006 the Regulatory Commission of Energy and Gas (Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG) introduced a scheme that auctions long-term supply commitments, insuring both producers and the state against future price variations.
Among the winners of the first round of auctions, held in 2008, was the Ituango hydroelectric project, which upon its completion – scheduled for 2024 – will be the largest power-generating facility in the country, with a capacity of 2400 MW. The plant is being developed in two phases, with the first set to be finished in 2018, at which point the facility will have a capacity of 1200 MW. Today hydropower accounts for around 70% of installed capacity.
Ituango is located on the Cauca River in the northern department of Antioquia, whose government, along with utility firm Empresas Publicas de Medellín (EPM), is managing the project. Other mixed state/private projects in Antioquia include the 174-MW Hidroarma facility, which is being developed by the government along with EPM, Isagen, Central Hidroeléctrica de Caldas and Empresa Antioqueña de Energía, all of which are Colombian firms.
The hydropower sector has also attracted the interest of international players, such as Spain’s Endesa, which operates locally via its Colombian subsidiary Emgesa. Among the company’s assets is a 51% stake in the 1213-MW Guavio plant, the largest hydroelectric facility in the country. Other international participants include US-based AES, which owns the 1000-MW Chivor hydroelectric station in Bogotá.
Some industry players believe that the expected increase in installed capacity will lead to a situation of oversupply. “The offer is growing much faster than the demand,” Pablo Jose Barrera, director-general of BRP Engineers, a local services provider, told OBG. “Additional projects will represent an increase of almost 60% of peak demand, which will involve serious difficulties to find a market for that energy.”
Meanwhile, Federico Echavarría, president of AES-Chivor, said CREG´s reliability charge framework has proven appropriate to bring the required supply for the country. “The new projects developed around the reliability charge auctions are consistent with the needs of Colombia in the long run,” Echavarría told OBG. “Projects coming on-line at the end of 2018, particularly Ituango, may generate some oversupply, but two or three years later, demand should have grown enough to balance the market,” he said.
One option for excess supply could be to export to nearby markets, with Colombia already selling electricity to its neighbours Ecuador and Venezuela. With Ecuador, Colombia maintains a 500-MW connection, while the neighbouring country purchases around 3 GWh per day, equivalent to 3% of its energy demand. Sales to Venezuela are less, at around 35 GWh per month.
Since 2009 the Andean country has been working on an interconnection with Panama, which was scheduled to launch operations this year. However, in March, the president of Panama, Ricardo Martinelli, announced that Panama would instead invest $200m in expanding its power grid, pushing aside the $500m project with Colombia, which would have established a supply connection of 300 MW.
“The project needs to be redefined," Luis Fernando Alarcón, CEO of partly state-owned transmission company ISA, which was involved in the project, told newspaper El Colombiano. While the project is on hold, Panama is paying double the price of production than the figure it would cost to import from Colombia.
“A sale of energy to Panama or Mexico does not seem feasible in the medium term,” Barrera told OBG. “All these countries are working on self-generation projects and, although these are much more expensive, they seemed to close the door to importing Colombian energy.”
While the possibility of exporting the hydropower surplus to Central America is yet to be defined, Colombia’s own supply is assured at least in the next decade.
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