Aunque la política del actual gobierno está enfocada en fortalecer la transición energética del país, este avance debe ir acompañado de la modernización de los sistemas de transmisión nacional (STN), regional (STR) y de distribución local (SDL). Solo así los proyectos de energías renovables, como los solares y eólicos, podrán ser realmente efectivos.
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Así lo manifestaron diversos actores del sector eléctrico durante el séptimo Foro XM, realizado recientemente en Cartagena.
En este espacio, los expertos coincidieron en que uno de los grandes retos actuales es garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico. Para lograrlo, es indispensable contar con una red de transmisión sólida, capaz de adaptarse a escenarios marcados por la incertidumbre climática y los rápidos avances tecnológicos.
Durante el foro también se abordó otro concepto que gana protagonismo en el debate energético nacional: la seguridad energética, la cual —advirtieron— está en riesgo debido al crecimiento sostenido de la demanda y a los retrasos en la ejecución de proyectos clave.
Según proyecciones de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), la demanda de energía en Colombia aumentará un 25 % para el año 2033. Ante este panorama, analistas del sector insisten en la necesidad urgente de planear con precisión la expansión de la generación, transmisión y distribución de energía.
En ese sentido, Andrés Peñaranda, asesor de la Dirección General de la Upme, presentó los avances y desafíos en materia de transmisión, así como las acciones del Gobierno para cerrar brechas en este frente. “La meta para este año es pasar de la planeación a la implementación”, afirmó.
Peñaranda explicó que actualmente se ejecuta la primera fase de la estrategia Misión Transmisión, un plan que busca fortalecer y modernizar la red eléctrica nacional. Esta hoja de ruta contempla obras prioritarias con un horizonte de ejecución entre 2024 y 2038. “El objetivo es adjudicar y abrir 20 convocatorias de infraestructura durante 2025”, señaló.
También reconoció que existen atrasos en proyectos de generación y carga, lo que genera presión sobre el sistema. Por ello, se están impulsando soluciones de corto plazo, como la instalación de baterías, el uso de conductores de alta temperatura y otras tecnologías que permitan mantener la operación mientras se desarrollan los proyectos de gran escala.
“No se trata solo de construir más líneas, sino de adaptar el sistema con tecnologías modernas que permitan mantener la estabilidad y confiabilidad del suministro de energía”, agregó.
En la región Caribe
Peñaranda subrayó que es indispensable renovar y expandir las redes eléctricas en la Costa Caribe para garantizar la seguridad energética. Esta región no solo presenta un alto nivel de agotamiento en sus redes, sino que soporta el 30 % de la demanda nacional.
Además, registra un elevado porcentaje de fallas por demanda no atendida debido a causas programadas.
Los retrasos en los proyectos de transmisión, explicó, se deben en gran parte a demoras en licencias ambientales y a conflictos sociales surgidos durante las consultas previas con comunidades. “Hay oposición comunitaria y situaciones de orden público”, advirtió.
Dentro del plan de modernización se contempla la ejecución de la megaobra Circunvalar de 500 kV Caribe, una línea de transmisión de alta tensión clave para preparar la región ante la llegada de proyectos eólicos offshore.
El plan también incluye el refuerzo de infraestructura existente a través de líneas de doble circuito, lo que permite ahorrar tiempo al aprovechar corredores que ya cuentan con trámites ambientales y sociales adelantados.
Un sistema rezagado
Juan Carlos Morales, gerente del Centro Nacional de Despacho, presentó un diagnóstico del Sistema de Interconexión Nacional (SIN), revelando que el STN tiene hasta 13 años de atraso en infraestructura, mientras que el STR acumula 11 años de rezago.
Durante el más reciente congreso de Acolgén se reiteró la preocupación por el hecho de que el 55 % de los proyectos de infraestructura registrados (123 en total) presentan retrasos en su fecha de entrada en operación.
El Caribe es la región con mayor número de proyectos (40), pero también con la mayor cantidad de retrasos (22).
En el caso del departamento del Atlántico, el gobernador Eduardo Verano advirtió que es urgente la modernización de las líneas y subestaciones de transmisión.
Tras un encuentro con el gerente general de ISA Intercolombia, Carlos Mario Caro, sostuvo que se puede tener toda la infraestructura necesaria para la transición energética, pero sin el sistema de transmisión toda la energía que generen los proyectos solares y eólicos podría quedarse represada.
Si no construye el sistema de transmisión, “en ese caso, haber construido estos proyectos no tendría sentido: sería una inversión inútil”, afirmó.
Por su parte, Caro destacó que el país se prepara para un proceso de fortalecimiento del sistema de transmisión, y que ISA Intercolombia está lista para liderar el desarrollo de varias de esas iniciativas.
En ese sentido, líderes gremiales y expertos coinciden en que tanto la generación como la transmisión de energía requieren inversiones sustanciales, lo que hace indispensable la participación de capital privado. Para ello, es fundamental que el Gobierno garantice estabilidad jurídica y regulatoria, así como una estrategia de incentivos clara.
Riesgos y demanda creciente
El experto energético Javier Lastra advirtió que la falta de inversión y los retrasos en transmisión afectan directamente el suministro, generando apagones y demanda no atendida, especialmente en la Costa Caribe, donde el crecimiento de la demanda supera el promedio nacional (3 % anual).
Durante temporadas de altas temperaturas, el uso intensivo de electrodomésticos y sistemas de climatización obliga al operador nacional a ordenar cortes de energía en sectores específicos.
De acuerdo con Lastra son cuatro los puntos críticos identificados: Gambote, con bajas tensiones en la subestación de 66 kV, afectando a 89.290 usuarios del sur de Bolívar.
El Corredor Sincé–Magangué–Mompox: bajas tensiones en subestación de 110 kV, afectando a 112.285 clientes.
La subestación La Jagua (110 kV): 48.563 clientes afectados; y la subestación Banco (110 kV), con 42.839 clientes afectados.
Lastra concluyó que la falta de transmisión adecuada se convierte en un cuello de botella que limita la entrada de nuevos proyectos de generación renovable y “fatiga” las redes existentes.
“La infraestructura de transporte es la autopista que permite a los distribuidores llevar la energía desde los puntos de generación hasta el usuario final”, enfatizó.
La gerente general de XM, María Nohemí Arboleda, también destacó el papel de la incertidumbre climática en los riesgos que cada vez irá afrontando en mayor medida Colombia: “Muchas fallas internacionales recientes se han debido al cambio climático. Debemos tener una matriz diversificada, resiliente y con capacidad de respuesta ante eventos no previstos”.
Finalmente, los participantes del foro reiteraron la importancia de mantener a XM como un operador técnico y autónomo, que por más de 20 años ha contribuido a la estabilidad y crecimiento sostenido del sistema eléctrico y del mercado mayorista de energía en Colombia.
Nuevas tecnologías y desafíos
Durante el foro de XM se analizó cómo tecnologías emergentes, como la inteligencia artificial y la expansión de servicios en la nube aumentan el consumo eléctrico.
María Nohemí Arboleda, gerente general de XM, señaló que si bien estas tecnologías optimizan la operación del sistema, también imponen nuevos retos en ciberseguridad y requieren una red más robusta y preparada.
