Si bien el Gobierno Nacional ha hecho hincapié en que se debería acelerar la transición energética, lo cierto es que muchas empresas ya han venido en este proceso. De hecho, Federico Echavarría, presidente de AES, destacó que ya son una empresa 100% renovable y que a 2030 van a triplicar su potencia con tecnologías solar y eólica.
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¿Cómo ha avanzado la compañía en los proyectos que tenía para este año?
Hay un elemento bien importante y es que hoy somos la única empresa del sector eléctrico que somos 100% renovable con múltiples tecnologías.
En nuestra base está la componente hídrica y estos años lo que hemos tratado de hacer es complementar el tema eólico con el solar y, en el futuro, también quisiéramos con baterías.
Chivor es nuestra base y tiene 1.000 megavatios (MW) de capacidad, es la tercera central hidroeléctrica y juega un papel muy importante en la confiabilidad a nivel general, pero especialmente en la zona oriente y Bogotá. Este es un plan que nunca se termina y esta fase tuvo una inversión de cerca de US$120 millones y lo que busca es extender la vida útil en 50 años.
El segundo componente es el tema solar. Hemos venido desarrollando una serie de parques en nuestra estrategia de crecimiento de renovables no convencional y ya hoy tenemos dos en operación. El primero es Castilla con 21 MW y San Fernando con 61 MW.
¿Cuál es el objetivo de crecimiento de su matriz?
Hoy en día sigue pesando más la componente hídrica en el portafolio. Nuestra idea es poder duplicar nuestra capacidad al 2025 y todo ese crecimiento va a ser con energía solar y eólica. Para 2030 la idea es triplicar nuestra matriz. Para 2025 va a ser tan importante en términos de capacidad el hídrico como el solar y eólico y, para 2030, lo va a haber superado. La idea es que al duplicar la capacidad lleguemos a 2.000 MW.
¿Cómo analizan las subidas en tasas de interés de los bancos centrales?
Este es un reto bien importante. Desde el punto de vista de desarrollo de los productos, la energía más competitiva que pueden tener nuestros clientes es la autogeneración solar o la energía eólica. Sí hay una preocupación alta porque los costos se han venido incrementando.
La inflación no es un tema de Colombia, por lo que la respuesta ha sido generalizado y la consecuencia es que se tiene acceso a financiamiento más caro. Hay un incremento en los costos de paneles solares y materias primas.
Y otro tema relevante es la devaluación, porque nosotros vendemos a un precio en pesos, pero la mayor parte de nuestro capital es en dólares y eso nos genera preocupación. Afortunadamente la situación de precios de energía es muy diferente a lo que se está viviendo en Europa, que ha tenido unos incrementos reiterativos. Sin embargo, esto sí es un reto para mantener la generación de energía competitiva con temas de devaluación y tasas de interés que es lo que estamos viendo actualmente.
(Además: En junio, licencias de construcción crecieron 28,9%).
AES COLOMBIA
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¿Cuál es el avance que han tenido con proyectos de la subasta?
Una de nuestras grandes apuestas es el desarrollo eólico en La Guajira. Estamos desarrollando el clúster de energía Jemeiwaa Ka'I, el más grande de esta tecnología con más de 1.100 MW de desarrollo. Nosotros en 2019 con dos de esos proyectos (Casa Eléctrica y Apotolorru) nos ganamos el 27% de la subasta del gobierno en su momento.
Los proyectos van avanzando bien y este año obtuvimos la licencia ambiental de ambos parques. El objetivo es poder entrar cuando esté la transmisión. La pandemia afectó el desarrollo del proyecto que conecta nuestras obras al Sistema Interconectado Nacional, que está retrasado.
Tras la subasta teníamos la obligación de entregar energía desde 2022, pero no van a entrar hasta 2025. Jemeiwaa Ka'I está haciendo un esfuerzo muy grande para salir a comprar energía para asegurar que los clientes que compraron nuestra energía, la tengan.
Hay otros impactos como las sanciones. ¿Han revisado opciones a esas posibles consecuencias?
Sí. Tenemos varias obligaciones, como entregar energía a través de contratos de largo plazo. Esos los obtuvimos en la subasta de 2019 y nos han significado un gran costo financiero para entregar desde enero esa energía. También tenemos obligaciones de cargo por confiabilidad y nos preocupan muchísimo esas que arrancan desde noviembre de 2022. Hemos venido haciendo algo que no deja hacer la regulación y es ceder la obligación durante los primeros años y tenemos hasta 2025. Necesitamos el apoyo del Gobierno y del regulador para poder asegurarnos de que no vamos a tener sanciones por temas de fuerza mayor.
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¿Cuánta energía están comprando para sustituir las obligaciones que tenían?
Son alrededor de 1.300 GWh/año lo que estamos comprando para entregar y cumplir nuestras obligaciones.
¿Cómo cree que se puede acelerar la transición energética? ¿Significaría nuevas subastas?
Es importante tener un plan y una hoja de ruta en el desarrollo de esa transición energética. Creo que hay un número importante de proyectos que ya están en desarrollo. Así que por un lado hay que mantener las condiciones para que se sigan desarrollando nuevos proyectos. Se debe pensar en la integración a la matriz, los incentivos que se dan por medio de la Ley 1715 que hay que mantener. El impulso más fuerte es que podamos desarrollar lo que ya existe a través de los proyectos de transmisión.
Daniela Morales Soler
