Colombia depende en gran medida en los combustibles fósiles para satisfacer sus necesidades de energía, pero la disminución de las reservas internas de petróleo y gas está contribuyendo a una creciente demanda de importaciones de energía. Esto se evidencia por una mayor dependencia de los insumos de combustibles fósiles para la generación de energía, a pesar de las importantes instalaciones hidroeléctricas del país. Las sequías y las limitaciones de los recursos hídricos también han resaltado la necesidad de diversificar la matriz energética de Colombia, y las primeras subastas de energía renovable en 2019 y en 2021 llamaron la atención sobre los considerables recursos solares y eólicos del país. Las oportunidades de bioenergía, por el contrario, siguen sin aprovecharse en gran medida, a pesar de la considerable materia prima disponible. Se necesitan intervenciones de políticas específicas para cumplir con las ambiciones políticas de desbloquear este potencial, que también proporcionará otros beneficios, como la reducción de desechos en los rellenos sanitarios, la mitigación de emisiones y la capacidad de suministrar electricidad local y confiable.
Condiciones propicias para el financiamiento y la inversión en bioenergía en Colombia
1. Tendencias del sector energético y perspectivas de energía limpia
Abstract
Introducción
Colombia ha logrado un progreso socioeconómico considerable durante las últimas dos décadas y es la cuarta economía más grande de América Latina. El producto interno bruto (PIB) per cápita creció diez veces desde 1990, respaldado en particular por las exportaciones de recursos naturales como el carbón, petróleo crudo, gemas, metales preciosos, mineral de hierro (incluyendo exportaciones de acero manufacturado) y productos agrícolas como el azúcar, café y frutas (WITS, 2021[1]). Los avances en los acuerdos comerciales, los desarrollos de infraestructura como los puertos de alto calado de Colombia y las reformas de políticas que permiten un régimen legal fuerte para las empresas han contribuido también al crecimiento económico, al igual que la ventaja geográfica que tiene el país como puerta de entrada hacia y desde Centroamérica. Estos factores, entre otros, han hecho de Colombia un destino atractivo para la inversión (ITA, 2021[2]).
La inversión extranjera directa (IED) como porcentaje del PIB se duplicó a un 4.4% entre el 2010 y el 2019, representando más de USD 14 mil millones ese año (World Bank, 2021[3]). Esta se ha destinado en gran medida a las industrias extractivas (es decir, combustibles fósiles y minería), aunque la IED en servicios financieros, tecnologías de la comunicación y energía limpia ha crecido sustancialmente desde mediados de la década de 2020. Por ejemplo, la IED en desarrollo de energía renovable se multiplicó por ocho entre 2018 y 2021, de siete proyectos por valor de USD 446 millones en 2018 a 24 proyectos por valor de USD 3.800 millones en 2020 (EFE, 2021[4]). Este crecimiento fue respaldado, en parte, por los esfuerzos del gobierno para promover el considerable potencial de energía renovable de Colombia, por ejemplo, a través de la agencia estatal de promoción, ProColombia. En particular, el gobierno se ha propuesto atraer la inversión privada, por ejemplo a través de incentivos fiscales y garantías financieras, para proyectos de energía limpia que fortalezcan la matriz energética nacional y mejoren la confiabilidad general del suministro (Procolombia, 2021[5]).
Estos esfuerzos son parte de los planes estratégicos para diversificar el sector energético actual de Colombia, el cual depende en gran medida de los recursos hídricos que son una debilidad estructural durante los períodos de sequía. En consecuencia, las medidas regulatorias y de mercado de los últimos años han tenido como objetivo aumentar la capacidad instalada de otras fuentes de energía renovable, como el gran potencial solar y eólico de Colombia. La bioenergía es otro recurso potencial abundante, aunque el desarrollo de este mercado sique siendo relativamente limitado.
Una mayor inversión en los vastos recursos de energía renovable de Colombia ayudará a mejorar la confiabilidad del suministro de energía nacional a través de energía baja en carbono, al mismo tiempo que reducirá la creciente dependencia de las importaciones de energía, como el gas natural licuado (GNL). El despliegue de energía renovable desempeñará igualmente un papel central en el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de reducciones de emisiones del gobierno para el 2030 y posteriormente. Sin embargo, para lograr los objetivos de energía limpia del país, se requieren acciones adicionales para fortalecer las condiciones del mercado y aumentar la inversión en esas soluciones de energía renovable.
En particular, se requiere una acción estratégica si Colombia quiere desbloquear su importante potencial bioenergético, incluyendo las oportunidades para aplicaciones de residuos agrícolas, industriales y municipales. En consecuencia, este documento considera el estado de las soluciones de bioenergía y conversión de residuos de energía en Colombia y analiza las medidas que el gobierno puede tomar para aumentar el flujo de financiamiento e inversión para estas oportunidades.
Puntos Destacados
Los combustibles fósiles dominan la oferta y la demanda de energía en Colombia, con crecientes implicaciones para la seguridad energética y la asequibilidad a medida que aumentan las importaciones con el fin de compensar la disminución de las reservas de petróleo y gas natural. Para el 2050, las importaciones de combustibles fósiles podrían alcanzar cerca de 70% del suministro total de energía si no se toman medidas para resolver la creciente dependencia del país.
Los abundantes recursos hídricos han desempeñado un papel central en el desarrollo del sistema de energía de bajo costo de Colombia, pero los eventos meteorológicos extremos y los crecientes impactos del cambio climático están amplificando la necesidad de diversificar el sistema de energía del país.
Colombia tiene un impresionante potencial de energía renovable, que incluye grandes recursos solares, eólicos y de bioenergía sin explotar. La inversión en estas soluciones de energía limpia puede ayudar a aumentar la confiabilidad y la asequibilidad del suministro de energía y al mismo tiempo descarbonizar la matriz energética del país.
Las adiciones de capacidad eólica y solar han experimentado un crecimiento impresionante en los últimos años, gracias a la introducción de subastas de energía renovable. Sin embargo, la producción de bioenergía sigue limitada a la producción de biocombustibles y a una pequeña cogeneración de electricidad y calor en las industrias de azúcar y palma.
Esta brecha se debe en parte, a mayores necesidades de inversión para tecnologías de bioenergía, como plantas de gasificación y digestión anaeróbica, pero los costos de capital no capturan los beneficios socioeconómicos de esos proyectos, como el valor de la reducción de desechos en los rellenos sanitarios, mitigación de emisiones y la capacidad de suministrar electricidad local y confiable.
Ejemplos como la instalación de biogás de Doña Juana en Bogotá ilustran la oportunidad de producir energía limpia utilizando desechos y residuos de actividades agrícolas, industriales y municipales. Las experiencias y lecciones aprendidas de desarrollos de bioenergía en otros países, incluyendo los que se han señalado en este informe, también destacan las medidas que Colombia puede tomar para poner en marcha proyectos de bioenergía.
El progreso económico y el crecimiento de la población han contribuido al aumento constante del consumo de energía en Colombia desde principios de la década de 2000, incluido un fuerte aumento en la demanda de electricidad, a pesar de las mejoras generales en la intensidad energética (en términos de unidades de energía consumidas por unidad del PIB). La industria y el sector de edificaciones en particular experimentaron grandes cambios hacía la electricidad en las últimas dos décadas, lo que llevó a una participación importante en que casi se duplicara la producción de electricidad entre el 2000 y el 2018 (IEA, 2021[6]).
Para satisfacer la creciente demanda, la capacidad hidroeléctrica instalada se incrementó en alrededor de 40% desde el 2000, aunque estas adiciones no fueron suficientes para satisfacer las crecientes necesidades de generación, particularmente en la fase cálida de la Oscilación del Sur del Niño que provocó una importante escasez de agua en el 2015 y el 2016. Como resultado de ello, se incrementó la generación de energía térmica a partir de combustibles fósiles, alcanzando casi el 30% de la producción de electricidad de Colombia en el período 2015-16 (IEA, 2021[6]). Cuando se combina con la demanda de petróleo en el sector de transporte en rápido crecimiento, el efecto neto fue un salto considerable en el uso general de combustibles fósiles a mediados de la década del 2010 (Figura 1.1). Esto se redujo levemente en el 2018 a medida que disminuyeron los efectos de El Niño, sin embargo, los combustibles fósiles continúan desempeñando un papel importante en la combinación energética general del país.
Figura 1.1. Suministro de energía primaria por combustible, 2000-18
Nota: Mtoe = millón de toneladas de petróleo equivalente.
Fuente: (IEA, 2021[6]), World Energy Balances (Base de datos). --- biocombustibles y desechos. ---- hidro ---- gas natural --- petróleo – carbón
Colombia es rica en recursos naturales, con un gran potencial de energía renovable sin explotar
Colombia posee amplios recursos energéticos con abundante energía hidroeléctrica, así como importantes reservas de carbón, petróleo y gas natural. Las reservas de combustibles fósiles del país se han explotado tanto para el consumo local como para la exportación, proporcionando energía a bajo costo a nivel nacional y respaldando el crecimiento económico general. En particular, Colombia tiene cuantiosas reservas de carbón y fue el 12avo productor de carbón más grande del mundo en el 2019, lo que lo convierte en el más grande de América Latina con más de diez veces la producción de carbón del segundo productor más grande de la región, México (EIA, 2020[7]). La explotación está dirigida principalmente a las exportaciones y en el 2019, Colombia envió el equivalente a más de 47 Mtoe, lo que lo convierte en el sexto exportador mundial de carbón, con importantes implicaciones económicas (alrededor del 0.6% del PIB nacional en 2019) de las rentas del carbón (World Bank, 2021[8]).
Colombia también depende en gran medida de sus reservas de petróleo, tanto para el consumo interno como para la exportación, donde el país se ubicó como el sexto mayor exportador de petróleo crudo a los Estados Unidos en 2017 (EIA, 2020[7]). Colombia produjo alrededor de 918 mil barriles por día de petróleo y otros líquidos relacionados en el 2019, lo que equivale a 45 Mtoe de suministro anual, convirtiendo al país en el tercer productor de petróleo de América Latina después de Brasil y Venezuela. Sin embargo, las reservas están disminuyendo y las importaciones de energía están aumentando, lo que socava la seguridad energética nacional. Con reservas probadas de alrededor de dos mil millones de barriles, (aproximadamente 275 Mtoe), sólo quedan aproximadamente seis años de los niveles actuales de producción nacional. Además, la producción está declinando, y los precios más bajos del petróleo a nivel mundial han provocado una reducción en las actividades de exploración (Reuters, 2021[9]).
Las reservas de gas natural también están en declive y son relativamente modestas según los estándares regionales. A finales del 2020 quedaban alrededor de 95 Mtoe, en comparación, México y Argentina tenían cerca de 160 Mtoe y 325 Mtoe, respectivamente (EIA, 2020[7]). Las reservas remanentes en Colombia solo equivalen a unos ocho años de consumo interno (Reuters, 2021[9]), y el país se convirtió en importador neto en 2016 (EIA, 2020[7]). La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME del Ministerio de Minas y Energía recomendó agregar dos nuevas plantas de regasificación de GNL a lo largo de la Costa del Pacífico para garantizar el suministro para la generación de energía en el centro y el sur de Colombia (Kraul, 2020[10]). Estas plantas no se han construido aún, aunque tendrían implicaciones a largo plazo para la dependencia continua en el gas natural importado.
Colombia también ha tenido la suerte de ser uno de los países más ricos en agua del mundo (FAO, 2003[11]), con recursos hídricos históricamente abundantes que le permitieron al país desarrollar un sistema de energía de bajo costo que cuenta con la tercera mayor capacidad hidroeléctrica instalada en América del Sur con casi 12 gigavatios (GW) (IHA, 2020[12]). Sin embargo, la disponibilidad de agua ha disminuido en la última década, debido a los impactos del cambio climático y a la creciente demanda de la población y el crecimiento económico. El país ha experimentado igualmente fenómenos meteorológicos extremos vinculados a los fenómenos del Niño y La Niña, que respectivamente pueden causar sequías prolongadas e inundaciones extremas, lo que afecta por lo tanto, la producción hidroeléctrica. Los eventos recientes de El Niño han tenido un impacto particularmente severo en las reservas hidroeléctricas, lo que amplifica la necesidad de diversificar el sistema energético.
En respuesta, el gobierno ha buscado explotar un mayor uso de otras fuentes de energía renovable, que también tienen un potencial considerable (Figura 1.2). En particular, Colombia tiene condiciones favorables para la energía eólica y solar, que en su mayoría han permanecido sin explotar (Norton Rose Fulbright, 2016[13]). Por ejemplo, el potencial eólico en el departamento de La Guajira en el norte de Colombia se estima en 18 GW (Mordor Intelligence, 2020[14]), más que toda la capacidad de generación eléctrica actualmente instalada en Colombia. La velocidad media anual del viento en ciertos lugares frente a la costa de La Guajira alcanza los 11 metros por segundo (IDEAM, 2020[15]), lo que convierte a Colombia en una de las dos únicas regiones de América Latina en alcanzar estos altos niveles, a más del doble de la velocidad mínima del viento necesaria para las instalaciones a gran escala (Norton Rose Fulbright, 2016[13]).
Colombia tiene también un fuerte potencial solar, con un promedio del país de 4.5 kilovatios-hora (kWh) por metro cuadrado (m2) por día (UPME, 2015[16]), donde el grupo más alto con mayor potencial solar tiene como referencia 3.7 kWh/m2 (Vesga, 2021[17]). En comparación, España, que tenía más de 11 GW de capacidad solar instalada en 2019, recibe en promedio alrededor de 3-3.5 kWh/m2 por día en radiación solar, mientras que Alemania, con más de 49 GW de capacidad solar instalada en 2019, este número promedia alrededor de 2.2-3.2 kWh/m2 por día (World Bank, 2020[18]); (IRENA, 2020[19]). Por lo tanto, el potencial para generación solar a gran escala es particularmente fuerte en Colombia, especialmente en el este de la Orinoquía y en las Islas de San Andrés en el Caribe, donde la radiación promedio alcanza los 6.0 kWh/m2 por día (IDEAM, 2020[20]); (López et al., 2020[21]).
Figura 1.2. Potencial de electricidad renovable y tasa de utilización en Colombia, 2019
Notas: PV = fotovoltaica. El potencial Solar * incluye estimativos específicos para instalaciones fotovoltaicas en techos de grandes ciudades (solido), mientras que otro potencial solar (punteado) es meramente ilustrativo, dada la radiación solar promedio en Colombia en comparación con Alemania (aproximadamente un tercio del tamaño de la tierra y menor irradiancia solar), que tenía casi 36 GW de fotovoltaica solar instalada en 2013 cuando los precios de la fotovoltaica eran considerablemente más altos (REN21, 2014[22]). Bioenergía** solo incluye estimativos para capacidad de generación de electricidad a partir de residuos agrícolas (Benavides and Cadena, 2018[23]).
Fuentes: adaptado de (UPME, 2015[16]); (Benavides and Cadena, 2018[23]); (IRENA, 2020[19]).
Si bien el potencial solar y eólico es considerable, la integración de mayores niveles de estas energías renovables variables requerirá una inversión para abrir capacidad de la red y para mejorar la flexibilidad del sistema (por ejemplo, utilizando almacenamiento de energía y respuesta del lado de la demanda). Adicionalmente, el potencial eólico se concentra en gran medida en regiones que pueden estar lejos de los centros de demanda y por lo tanto requiere inversión en capacidad de transmisión para conectar la oferta y demanda. Un riesgo particular es que los largos plazos de entrega o los desajustes entre la capacidad de transmisión y las adiciones de energía renovable obstaculicen el progreso futuro de la energía limpia. En respuesta, el gobierno comenzó a adjudicar contratos para nuevas líneas de transmisión en 2018 para conectar una primera ola de proyectos de energía limpia en La Guajira. Los refuerzos de la red en el marco del plan “Caribe 5”1 del gobierno también tienen como objetivo fortalecer la capacidad a través de una inversión de hasta USD 4 mil millones en proyectos de transmisión y redes en la región Caribe del país.
Las soluciones de bioenergía pueden igualmente contribuir a un sistema flexible de energía limpia y Colombia tiene la suerte de contar con un potencial importante de materia prima para bioenergía. Esto incluye residuos agrícolas de cultivos de palma de aceite, y azúcar, que ya se utilizan para la producción, uso local y exportación de biodiesel y bioetanol. Otros residuos y desechos de las actividades agrícolas, municipales e industriales siguen siendo oportunidades en gran medida desaprovechadas para la producción de bioenergía, y estos recursos, que a menudo están cerca de los centros de demanda, podrían utilizarse para crear una serie de productos de energía limpia para ser usados como energía de carga base para las redes de electricidad municipales y regionales (Figura 1.3). La producción de bioenergía a partir de materias primas nacionales disponibles ayudaría a reducir la dependencia de los combustibles fósiles y la creciente dependencia de las importaciones de GNL. La redirección de los flujos de desechos hacía la recuperación de energía puede igualmente producir beneficios ambientales adicionales, por ejemplo, al limitar la cantidad de desechos que van a los rellenos sanitarios o que se eliminan ilegalmente y la gestión adecuada de esos flujos de desechos disponibles puede ayudar a garantizar que la producción de energía limpia no fomente impactos indirectos en el cambio de uso de suelos, como desforestación para obtener materia prima para biocombustibles.
Figura 1.3. Productos y usos potenciales de los recursos bioenergéticos
Fuente: adaptado de (IEA, 2017[24]) Hoja de Ruta de Tecnología: Entregar Bioenergía Sostenible.
Los residuos y desechos pueden desempeñar un papel de apoyo en el desarrollo de energías limpias
En promedio, en Colombia se producen alrededor de 178 millones de toneladas de residuos orgánicos provenientes de las actividades agrícolas (41%), pecuarias (59%) y del sector residencial (<1%). Si bien algunos de ellos pasan por un proceso de compostaje para aumentar su valor como fertilizante, la mayoría se reintegra a los cultivos de manera no técnica, lo que se ha relacionado con la disminución de la productividad de la tierra (Government of Colombia, 2019[24]). Por lo tanto, el desarrollo de soluciones bioenergéticas puede ayudar a mejorar la bioeconomía general en Colombia, por ejemplo, utilizando la biodigestión para convertir los residuos orgánicos de las granjas en bioenergía y biofertilizantes.
La UPME estima que los residuos de biomasa agrícola, a través de la combustión directa y/o la digestión anaeróbica, podrían convertirse en unos 8 Mtep de energía, lo que equivale aproximadamente a una quinta parte del suministro energético total de Colombia en 2018 (UPME, 2011[25]). Los residuos de la ganadería (por ejemplo, estiércol de vacuno, porcino y de pollo) también podrían generar hasta 33 teravatios-hora (TWh) de electricidad, o casi la mitad de la energía suministrada (77 TWh) en Colombia en 2019 (AIE, 2021[6]). Otro estudio de la UPME de 2017 destacó la oportunidad de producir biogás, señalando un potencial técnico de 11 TWh a partir de residuos agrícolas y 1,7 TWh adicionales a partir de residuos ganaderos (Tabla 1.1) (UPME, 2017[26]). Por ejemplo, el biogás podría producirse a partir de los residuos de bagazo que quedan de la producción de biocombustibles líquidos, de los cuales Colombia ya se encuentra entre los principales productores mundiales y está entre los diez primeros empleadores en ese campo (IRENA, 2020[27]).
La generación de energía a partir de residuos municipales e industriales también tiene un buen potencial, sobre todo porque la mayor parte de estos residuos terminan en rellenos sanitarios y, en consecuencia, son un importante contribuyente a las emisiones de GEI, como el metano. De hecho, solo el sector de los residuos representó el 6,3% de las emisiones de GEI de Colombia en 2018 (ClimateWatch, 2021[28]). La mayor parte provino de los residuos sólidos urbanos (RSU), donde Colombia produce alrededor de 18 millones de toneladas de residuos orgánicos (59%), plásticos (13%), papel y cartón (9%), vidrio (2%), metal (1%) y otros residuos (16%) cada año (Government of Colombia, 2019[24]). Alrededor del 83% de los RSU se recogen para su eliminación en rellenos sanitarios sin una mayor clasificación, lo que, de hacerse, permitiría un mayor reciclaje, reutilización y recuperación, incluyendo soluciones de conversión de residuos en energía, lo que reduciría la huella ambiental del sector, al tiempo que prolongaría la vida útil de los vertederos (RVO, 2021[29]). De hecho, si los RSU se aprovecharan al máximo, el potencial técnico de biogás podría alcanzar hasta 1,4 TWh al año (Duarte, Loaiza and Majano, 2021[30]).
Tabla 1.1. Potencial técnico de producción de biogás por tipo y cantidad de residuos
Nota: GWh = gigavatio-hora. *GWh/año representa el potencial energético técnico para la producción de biogás (no el potencial de generación de electricidad).
Fuente: adaptado de (UPME, 2017[26]).
Los residuos industriales representan otra oportunidad para la recuperación de energía. El sector industrial genera unos nueve millones de toneladas de residuos cada año, con un potencial técnico de biogás de alrededor de 1 TWh (DNP, 2016[31]). Esto incluye los residuos industriales peligrosos como el aceite, los disolventes y los lodos, que en conjunto representaron más de 300 000 toneladas de residuos en 2016. Un tercio de ellos requirió vertederos especiales y seguros. Dado el contenido a menudo altamente calórico de este tipo de residuos, existe una clara oportunidad de conversión de residuos en energía, por ejemplo, a través de plantas de incineración y coprocesamiento (por ejemplo, en la producción de cemento). La recuperación de residuos para la producción de energía también limitaría, por supuesto, la eliminación de estos residuos peligrosos en los vertederos.
A pesar del gran potencial sin explotar de los residuos y desechos disponibles en Colombia, el uso de la bioenergía sigue siendo relativamente limitado, sobre todo a la producción de biocombustibles y a la cogeneración de electricidad y calor en las industrias de la caña de azúcar y la palma. El uso de tecnologías como los digestores anaeróbicos y el uso directo de la biomasa y los residuos (por ejemplo, para el coprocesamiento en la industria) ayudaría a aprovechar esta perspectiva, al mismo tiempo que proporcionaría una serie de beneficios potenciales como un mayor acceso a la electricidad fiable en las zonas rurales y una mayor seguridad energética gracias a la reducción de las importaciones de combustibles fósiles. Sin embargo, para que estas soluciones bioenergéticas se generalicen será necesaria una mayor concienciación por parte de la industria y los agentes energéticos, así como señales políticas más fuertes, como objetivos de despliegue y el uso de incentivos fiscales que puedan impulsar una pronta adopción por parte del mercado. El fomento de la adopción de soluciones bioenergéticas también deberá tener en cuenta las estrategias gubernamentales de bioeconomía y economía circular (analizadas en el Capítulo 2) para garantizar que las medidas políticas y los incentivos de mercado no fomenten la producción insostenible de bioenergía.
La bioenergía puede contribuir a la descarbonización de la matriz energética, dominada por los combustibles fósiles.
La oferta y la demanda de energía en Colombia se satisfacen principalmente con combustibles fósiles, que representaron alrededor de dos tercios del consumo final de energía en 2018 (IEA, 2021[6]). El sector energético puede estar dominado por la energía hidráulica, pero la electricidad solo representa el 18% del uso total de energía. Los biocombustibles y los residuos2 representan otro 16%, pero se trata sobre todo del uso tradicional de la biomasa sólida3 para cocinar y calentar los hogares, con cantidades menores de biomasa utilizada para la cogeneración en la industria, así como para los biocombustibles en el sector del transporte (Figura 1.4).
La demanda de energía de la industria y los edificios representó algo más de la mitad del uso de energía final en 2018 (26% y 27%, respectivamente), mientras que la mayor parte de la demanda (37%) fue para el transporte. El sector del transporte fue el consumidor de energía que más creció en la última década, aumentando casi un 50% entre 2010 y 2018, debido a la creciente demanda de motocicletas, turismos y vehículos comerciales ligeros (BBVA, 2019[32]). El 90% de la demanda de energía del transporte corresponde al petróleo, lo que convierte al sector en un impulsor crítico del aumento del consumo de combustibles fósiles. Los mandatos sobre combustibles, incluyendo los requisitos de una mezcla del 8% de etanol en la gasolina y de una mezcla del 9,2% de biodiésel en el diésel, ayudaron a paliar parte de este crecimiento, aunque no tan rápido como creció la demanda de energía para el transporte desde 2010. En consecuencia, la demanda de petróleo del sector alcanzó casi 9,5 Mtep en 2018, consumiendo más del 20% de la producción de petróleo de Colombia ese año. Los biocombustibles, gracias a los requisitos de mezcla, representaron alrededor del 7% del uso de combustible del sector, con una participación ligeramente menor (5%) en el consumo de energía del transporte por carretera en 2018 (Rueda-Ordóñez et al., 2019[33]). Esta cuota podría aumentar aún más (por ejemplo, con mezclas de 15% de etanol y 85% de gasolina [E15]), pero los cambios en las mezclas actuales sería mejor que se hicieran en diálogo con los fabricantes de automóviles y de equipos originales, ya que las mezclas de mayor volumen pueden requerir modificaciones en los motores (The Royal Society, 2008[34]).
La industria, que representa el 26% del valor añadido del PIB (incluida la construcción), también depende en gran medida de los combustibles fósiles, aunque en menor medida que el sector del transporte. La industria en Colombia incluye una serie de actividades de alto consumo energético, como la extracción de carbón y petróleo, los productos químicos, la metalurgia y la producción de cemento. Los productos agrícolas (por ejemplo, el café, la caña de azúcar, las frutas y los frutos secos) y los productos básicos, como los textiles, también son importantes productos económicos (Santander Trade, 2021[35]). La variedad de estas actividades industriales contribuye a una mayor mezcla en el uso de combustibles sectoriales, aunque los combustibles fósiles representan alrededor del 60% del consumo energético total de la industria. La electricidad representa otra cuarta parte de la demanda energética del sector, y la bioenergía, principalmente para la cogeneración con residuos de bagazo de las industrias azucarera y palmera de Colombia, constituye el 16% restante. Otras formas de bioenergía (por ejemplo, el biogás) a partir de residuos industriales o agroindustriales siguen siendo limitadas (Asocaña, 2021[36]).
La intensidad de carbono del consumo de energía industrial ha fluctuado desde el año 2000 y fue marginalmente menor en 2018, con 49 gramos (g) de dióxido de carbono (CO2) por megajulio (MJ), que en 2010 (51 gCO2/MJ) ) (IEA, 2021[37]). Esta mejora se debe a la creciente participación de la electricidad y la bioenergía, que crecieron un 40% y un 60% respectivamente entre 2010 y 2018. Parte de este crecimiento de la bioenergía se debe a la preocupación de la industria por la volatilidad de los precios del petróleo y el gas natural, mientras que la regulación de la medición neta (véase la sección de políticas más adelante) en 2015 proporcionó un incentivo adicional para la cogeneración en las industrias del azúcar y la palma. Aun así, a pesar de estos avances, el uso de carbón por parte de la industria aumentó un 60% durante el periodo 2010-18, lo que pone de manifiesto el importante papel de la producción nacional de carbón de bajo costo en la dependencia del país de este combustible fósil (IEA, 2021[6]).
Figura 1.4. Consumo de energía final por sector y combustible, 2000-18
Nota: ““Otros” incluye el consumo de energía final en la agricultura, la silvicultura, la pesca y el uso de otros combustibles no especificados.4
Fuente: (IEA, 2021[6]), World Energy Balances (base de datos).
Los edificios representan la última parte importante (27%) del consumo final de energía, y el sector es la segunda demanda que más crece después del transporte. Esto está relacionado con el crecimiento constante de la población (51 millones de personas en 2020, frente a 45 millones en 2010), el aumento de los ingresos de los hogares y un amplio y creciente sector de servicios, que representó el 57% del PIB en 2019. Este último está impulsado, en particular, por el negocio de la subcontratación y una dinámica industria turística (World Bank, 2021[8]). El sector de los servicios, junto con la creciente demanda de los hogares, ha contribuido principalmente al fuerte crecimiento del uso de la electricidad, que representó el 42% del consumo energético del sector de los edificios en 2018. Simultáneamente, los biocombustibles y los residuos (sobre todo en forma de uso tradicional de biomasa sólida, como la leña) representaron alrededor de un tercio de la demanda energética de los edificios. De hecho, mientras que el uso de la electricidad en los edificios aumentó un 20% entre 2010 y 2018, el consumo de biomasa creció un 40%. Esto subraya el importante papel que desempeña el uso tradicional de la biomasa para calentar y cocinar en los hogares, sobre todo en las poblaciones rurales (18,5% de la población en 2020) y en las zonas que no tienen un acceso fiable a la red eléctrica (aproximadamente el 3,6% de la población) (IADB, 2016[38]).
La elevada proporción de combustibles fósiles y el uso tradicional de la biomasa en la matriz energética de Colombia destacan el desafío crítico de desplegar soluciones energéticas eficientes, asequibles y limpias en las próximas décadas si el país quiere alcanzar sus objetivos de desarrollo sostenible y la neutralidad de carbono prevista para 2050. Las soluciones modernas en materia de bioenergía y residuos pueden desempeñar un papel fundamental en esta transición, como ponen de manifiesto las estimaciones de la UPME sobre los potenciales técnicos. Sin embargo, las políticas tendrán que garantizar las condiciones necesarias para estas inversiones, empezando por señales más claras sobre el papel que se espera que desempeñen las tecnologías de energías renovables (más allá de su potencial teórico) en la futura matriz energética del país.
Un ejemplo de esta necesidad es el uso del carbón en la industria. A pesar de las oportunidades de adopción de energías limpias, como el uso actual del bagazo en la industria de la caña de azúcar, el uso general del carbón en el sector ha aumentado desde 2010, invirtiendo el descenso de la proporción desde principios de la década de 2000. Las señales sobre las expectativas políticas para la combinación de combustibles de la industria y/o las vías de descarbonización bajo los auspicios de los compromisos climáticos de Colombia ayudarían a fomentar una línea de soluciones de energía limpia como la cogeneración con biomasa. El apoyo a la demostración de tecnologías en las industrias objetivo, más allá de la producción de azúcar y palma, también ayudaría a construir el argumento comercial para las aplicaciones de la bioenergía. Estas acciones podrían complementarse con otras medidas como el uso de incentivos, como el plan de asistencia financiera que apoya los proyectos de cogeneración con biomasa en la India, bajo el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables del país.5
Los mandatos de la industria y los regímenes de comercio de derechos de emisión, como los utilizados en la Unión Europea y la República Popular China (en adelante, “China”), también han tenido éxito a la hora de impulsar soluciones de energía limpia como el biogás y la cogeneración con biomasa en la industria. Colombia introdujo un impuesto sobre el carbono en 2016, (Ley 1819 de 20166), aunque el uso por parte de la industria de combustibles como el carbón, el crudo de coque y el gas de refinería no están actualmente sujetos al impuesto. Además, el gas natural solo está sujeto al impuesto si se utiliza en refinerías o en la industria petroquímica (OECD, 2019[39]). Abordar estas exenciones, por ejemplo, a través de un esquema de comercio de emisiones que está actualmente en desarrollo (Ley 1931 de 20187) fomentará la reducción gradual del uso de combustibles fósiles en la industria a través de soluciones como la cogeneración con biomasa. Otras señales, como los aumentos progresivos de las tasas de vertido para los rellenos sanitarios, pueden ayudar igualmente a impulsar la adopción de soluciones de energía limpia, por ejemplo, apoyando el desarrollo de soluciones de conversión de residuos en energía para el biogás y la generación de electricidad limpia.
Desarrollo del sector eléctrico y oportunidades de la bioenergía
Mejorar el acceso a un suministro eléctrico fiable y asequible ha sido y sigue siendo una prioridad política en Colombia. Se ha producido una importante reestructuración del mercado de la electricidad desde que se aprobaron la Ley 142 de 1994 (modificada posteriormente por la Ley 689 de 20018) y la Ley 1439 de 1994, que permiten la inversión privada en capacidad de generación. El gobierno también ha hecho un esfuerzo concertado para ampliar el acceso a la electricidad en las últimas dos décadas, incluyendo el apoyo financiero para el desarrollo del sistema eléctrico, y en 2019 alrededor del 97% del país estaba conectado (IEA, 2020[40]). Las tasas de electrificación son más altas en las zonas urbanas, que cubren a casi toda la población (>99%), además el país tiene una capacidad instalada adecuada con respecto a la satisfacción de la demanda general de electricidad. Aun así, solo el 48% del país (en términos de territorio) tiene acceso al sistema interconectado nacional, mientras que el otro 52%, que representa entre 1,8 y 2,2 millones de personas, permanece como zonas no interconectadas (ZNI) (IADB, 2016[38]).
Las zonas ZNI pueden carecer de conexión a la red nacional debido a una serie de limitaciones técnicas, financieras o medioambientales, como problemas de transporte de combustibles y dificultades para construir infraestructuras de transmisión y distribución. Las ZNI son mayoritariamente rurales (89%) y suelen estar escasamente pobladas, pero pueden incluir algunos municipios, ciudades, pueblos y aldeas que dependen de redes aisladas o generadores diésel para la generación de electricidad (Garces et al., 2021[41]). Los retos que plantea la ampliación de la red nacional a estas ZNI de “última milla” significan posteriormente que las soluciones distribuidas y fuera de la red, como los recursos energéticos locales y sostenibles, como la bioenergía y los residuos, pueden ser una oportunidad eficaz y económica para lograr el pleno acceso a la electricidad.
Por otra parte, en las zonas conectadas a la red nacional, algunas regiones dependen en gran medida de la generación de energía térmica con combustibles fósiles, a pesar de los abundantes recursos hidroeléctricos de Colombia, al menos a nivel nacional. Por ejemplo, Córdoba, La Guajira y Norte de Santander, en el norte del país, dependían exclusivamente del carbón para la generación de electricidad en 2017 (OECD, 2021[42]). De hecho, la nueva capacidad de carbón ha recibido permisos en las regiones de Córdoba y Cesar (Global Energy Monitor, 2021[43]), a pesar del alto potencial de producción solar en esas partes del país. Teniendo en cuenta que la vida media de una central eléctrica de carbón es de unos 40 años, la adición de esta nueva capacidad no estaría en consonancia con los objetivos de desarrollo sostenible de Colombia hasta 2030 y más allá. Las adiciones también apuntan a la necesidad de habilitar una sólida reserva de soluciones energéticas limpias y asequibles, como la bioenergía, para competir con la generación de energía a partir de combustibles fósiles en el país y sustituirla.
Un suministro de electricidad seguro y asequible requiere una capacidad más diversa
Colombia tenía alrededor de 18 GW de capacidad de generación de energía instalada en 2020, y la intensidad de carbono del sector fue en promedio de alrededor de 160 gCO2/kWh en las últimas dos décadas, en comparación con un promedio mundial de alrededor de 475 gCO2/kWh en 2018 (IEA, 2021[37]). Sin embargo, esta intensidad de CO2 relativamente baja depende considerablemente de la energía hidroeléctrica disponible, que representa dos tercios de la capacidad total instalada (IEA, 2021[6]). En los años de baja disponibilidad de energía hidroeléctrica, la generación de electricidad a partir de carbón, petróleo y gas natural se dispara, provocando saltos en las emisiones relacionadas, como el pico de 2016 de 221 gCO2/kWh durante el ciclo de El Niño (Figura 1.5). Más recientemente, la intensidad de las emisiones del sector eléctrico volvió a aumentar en 2019 debido a los considerables déficits de precipitaciones en el primer trimestre del año, lo que pone de manifiesto los crecientes riesgos derivados de las anomalías más frecuentes del fenómeno de El Niño y del cambio climático (Minambiente, 2021[44]); (Parra et al., 2020[45]).
Aunque los combustibles fósiles solo representen el 30% de la capacidad de generación eléctrica instalada, desempeñan un papel fundamental para garantizar la oferta de electricidad en años de sequía prolongada. Al mismo tiempo, este uso intermitente de esos activos de generación tiene efectos notables en el mercado de la electricidad, no solo en cuanto a las emisiones del sector eléctrico, sino también en cuanto a los precios al contado de la electricidad. Esto último es la consecuencia natural de la necesidad esporádica de capacidad de combustibles fósiles, lo que crea desafíos para los operadores, así como para la financiación y la inversión de capital en la exploración, la producción y el transporte de energía (World Bank, 2019[46]). La incertidumbre de los eventos relacionados con el clima (y la subsiguiente demanda de generación de energía con combustibles fósiles) también crea desafíos para asegurar los contratos de suministro de energía, en particular porque los productores de gas natural prefieren los perfiles de consumo más estables de la industria y el mercado residencial.
Figura 1.5. Porcentaje de la generación de electricidad por combustible e intensidad de carbono resultante, 2000-19
Fuente: (IEA, 2021[6]), World Energy Balances (base de datos).
El Plan Energético Nacional (PEN) 2020-5010 del gobierno destacó que las crecientes importaciones de combustibles fósiles (equivalentes al 7% del suministro nacional de energía en 2020) podrían alcanzar casi el 30% del suministro total de energía de Colombia en 2030 en un escenario sin cambios. Si no se controla, llegaría a un asombroso 69% en 2050, lo que supondría un riesgo de costosas fluctuaciones de precios y crearía considerables problemas potenciales de seguridad energética para el país (UPME, 2020[47]).
La creciente dependencia de los combustibles fósiles de reserva aumenta la exposición a la volatilidad de los precios, especialmente en los periodos en los que la capacidad hidroeléctrica disminuye. Para ayudar a garantizar un suministro fiable y rentable de electricidad durante los períodos de sequía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia introdujo en 2006 un mecanismo de cobertura para reducir la incertidumbre del mercado y ayudar a recuperar una parte de los costos fijos de la energía de reserva. El mecanismo se basa en obligaciones de energía firme11 adjudicadas mediante subastas12 que comprometen a los generadores a suministrar determinadas cantidades de energía a un precio de escasez coyuntural predeterminado. A cambio, los generadores reciben una cuota de opción anual fija, conocida como “Cargo por Confiabilidad”, por cada kWh contratado.
Aunque en principio el cargo por confiabilidad es una herramienta eficaz, durante las sequías extremas de 2016 se pusieron de manifiesto varios puntos débiles. Ese año fue el segundo evento de El Niño más fuerte en la historia registrada de Colombia y provocó una disminución del 40% en las precipitaciones. Esto disminuyó el agua disponible en las presas hidroeléctricas hasta en un 60-70%. Al mismo tiempo, la demanda de frío y refrigeración se amplió con el aumento de las temperaturas, y los problemas operativos imprevistos (incluyendo un incendio que obligó a apagar la central hidroeléctrica de 560 megavatios [MW] de Guatapé) dejaron fuera de servicio otra parte de las fuentes restantes. Esto resultó en una escasez acumulada de 200 MW, más del 1% de la capacidad instalada, en abril de 2016, incluso después de tener en cuenta las exitosas campañas de ahorro de energía del gobierno (World Energy, 2019[48]).
Las centrales térmicas sometidas al cargo de fiabilidad entraron en acción, y la energía procedente de combustibles fósiles representó alrededor del 55% de la electricidad producida en abril de 2016. Esto tuvo importantes consecuencias en la estabilidad de los precios en el mercado, afectando a las empresas de generación y distribución que no tenían una cobertura adecuada. Los precios de escasez, que se fijaron en 110 USD por megavatio-hora (MWh), fueron hasta siete veces inferiores al costo real de producción de electricidad, mientras que el precio medio al contado pasó de unos 30-50 USD a 400 USD por MWh. De hecho, este límite superior se fijó mediante una intervención reguladora para limitar el precio máximo (World Bank, 2019[46]).
En consecuencia, en 2018 se celebró una nueva subasta de cargos de fiabilidad, que aseguró 100 MW adicionales de gas natural y 260 MW de energía de carbón para garantizar mayores márgenes de capacidad no hidroeléctrica. Para 2019 estaba prevista otra subasta de energía renovable. La extrema sequía también sirvió para impulsar la agenda de las energías renovables como medio para diversificar la matriz energética y abordar una serie de cuestiones planteadas durante el evento de 2016, incluida la creciente dependencia de las importaciones de combustibles fósiles. Gran parte de este enfoque se ha centrado en el aumento de la capacidad eólica y solar, aunque la bioenergía, al igual que la energía de los combustibles fósiles (térmica), tiene el potencial adicional de proporcionar capacidad bajo demanda.
Las soluciones de energía limpia pueden contribuir a lograr una oferta de electricidad segura y fiable
En respuesta a la exposición a la volatilidad de los precios de la generación de combustibles fósiles y a la creciente dependencia de las importaciones de energía, el gobierno estableció la intención de aumentar el desarrollo de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), definidas en la legislación colombiana como fuentes de energía renovable fuera de las grandes hidroeléctricas13. Las FNCER representan una importante oportunidad para diversificar la matriz energética de Colombia, por ejemplo, mediante una mayor adopción de tecnologías solares, eólicas y de bioenergía, y medidas políticas como la regulación de la medición neta (véase el capítulo 2) han contribuido a estimular la incorporación de energía renovable. A mediados de 2021, se habían conectado a la red nacional unos 80 MW de capacidad de generación eólica y 18 MW de solar (Figura 1.6). Las pequeñas centrales hidroeléctricas representaban otros 225 MW de capacidad instalada, seguidas de 145 MW de bioenergía, sobre todo en forma de bagazo de caña de azúcar (141 MW) y algo de biogás de tres plantas de digestión anaeróbica (unos 4 MW) (SIEL, 2021[49]). En conjunto, estas FNCER representaron alrededor del 3% de la capacidad total instalada.
Figura 1.6. Capacidad instalada de generación de energía conectada a la red por fuente, junio de 2021
Fuente: (SIEL, 2021[49]) Generation Statistics Queries (base de datos).
Este porcentaje de FNCER está previsto que aumente, ya que en 2022 entrarán en funcionamiento otros 2,5 GW, acelerados en parte por el éxito de las primeras subastas de energía renovable del país en 2019 (Djunisic, 2020[50]). De hecho, el Foro Económico Mundial incluyó a Colombia en su Índice de Transición Energética 2020 como el país que más ha avanzado en materia de energías renovables en América Latina y el Caribe, gracias en particular a la introducción de las primeras subastas del país (WEF, 2020[51]). Si bien se celebró una subasta en febrero de 2019,la cual no tuvo éxito debido a problemas de concentración del mercado, se celebró una segunda subasta con éxito en octubre de 2019, en la que se aseguraron más de 1,3 GW de nuevos proyectos eólicos y solares, con una adjudicación basada en costos de generación competitivos. Los siete proyectos eólicos y tres solares fotovoltaicos seleccionados representaron una inversión estimada de 2.200 millones de dólares, principalmente de grandes actores internacionales y nacionales como Trina Solar, EDP Renovables, Celsia y Jemeiwaa Ka'I (IRENA and USAID, 2021[52]).
Además de las subastas, la UPME también aprobó 5,2 GW de energía solar y 2,5 GW de energía eólica en 2020 (Djunisic, 2020[50]). Cuando se combinan con la subasta de octubre de 2019, estas adiciones previstas deberían añadir al menos 2,5 GW de capacidad de electricidad renovable para 2022, lo que corresponde a alrededor del 12% de la capacidad de generación de energía eléctrica de Colombia prevista (20 GW) para entonces (ITA, 2021[53]). También se adjudicaron 0,8 GW de nueva capacidad en una tercera subasta celebrada en octubre de 2021, con 11 proyectos solares por un valor estimado de 875 millones de dólares (Renewables Now, 2021[54]). Entre los participantes se encontraban actores nacionales como Empresas Públicas de Medellín (EPM), Celsia, Empresas de Urrá y Fotovoltaica Arrayanes. También hubo promotores internacionales, como la eléctrica francesa EDF, el fabricante chino-canadiense Canadian Solar, la italiana Enel y las empresas solares españolas Solarpack y Genersol (XM, 2021[55]). Los 0,8 GW adjudicados deberían entrar en funcionamiento en 2023 (Scully, 2021[56]).
Estas adiciones de capacidad en los últimos años han apoyado en gran medida el progreso solar y eólico en Colombia, mientras que, por el contrario, las adiciones de bioenergía previstas siguen siendo limitadas a unos 48 MW de capacidad que entrarán en funcionamiento en 2022. Además, a pesar del potencial de la bioenergía para desempeñar un papel en la reducción de la dependencia de Colombia de los combustibles fósiles, no se adjudicó ninguna capacidad de este tipo en las subastas de 2019 ni en las recientes de 2021, a pesar de que participaron proyectos de bioenergía. Esto se debió en parte a la competencia directa con los costos decrecientes de la energía solar y eólica, donde la subasta de la generación de electricidad (en costo por kWh) no necesariamente captura otros beneficios socioeconómicos de los proyectos de bioenergía, como el valor de la reducción de los residuos a los vertederos y la capacidad de suministrar electricidad confiable en áreas no conectadas a la red nacional.
Las experiencias en otros países, como la iniciativa “Biovalor”14 en Uruguay, destacan cómo la bioenergía puede generar valor económico local al tiempo que mejora la seguridad y fiabilidad del suministro energético. Biovalor es una iniciativa del gobierno de Uruguay, apoyada por la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial. Desde 2016, la iniciativa ha cofinanciado ocho proyectos de bioenergía, que están transformando los residuos locales agrícolas, industriales y municipales en energía y/u otros bioproductos como biofertilizantes (Biovalor, 2021[57]). Además de reducir más de 100.000 toneladas de residuos anuales, los proyectos han contribuido a desarrollar la capacidad técnica local y las soluciones tecnológicas energéticas (por ejemplo, biodigestores para la producción a micro y pequeña escala). En un proyecto, se instaló un pequeño biodigestor (12 litros de residuos al día) en un comedor municipal, cuyos residuos orgánicos producen suficiente biogás para abastecer los fogones de la cocina durante dos o tres horas al día, reduciendo el uso de supergás (butano y propano) del lugar a la mitad. En otro proyecto, un biodigestor instalado en una granja lechera del departamento de San José empezó a generar unos 240 kWh de electricidad al día a finales de 2019, lo que permite a la granja funcionar casi de forma independiente durante las caras horas punta y exportar unos 2,8 MWh de electricidad al mes a la red nacional. Soluciones similares a estas podrían aplicarse en Colombia, por ejemplo en la ZNI, y ayudarían a garantizar una generación de electricidad segura y fiable a través de los recursos disponibles en las cercanías, con posibles beneficios añadidos para las empresas locales.
Las adiciones de capacidad de bioenergía necesitan un impulso si quieren alcanzar su potencial
A pesar del prometedor crecimiento de la cogeneración de bioenergía a mediados de la década de 2010, las nuevas incorporaciones de capacidad comenzaron a ralentizarse en 2017 y desde entonces se han estancado (Figura 1.7). En junio de 2021, el registro de proyectos de generación de la UPME15 solo contaba con dos proyectos de bioenergía propuestos en revisión, que representaban unos 26 MW de adiciones de capacidad. En comparación, había más de 200 proyectos solares en revisión, que representaban 11 GW de adiciones propuestas, y otros cinco proyectos de energía térmica (combustibles fósiles) en revisión añadirían 2,6 GW de capacidad de generación de electricidad (UPME, 2021[58]).
Figura 1.7. Capacidad de cogeneración de biomasa instalada, excedentes y ventas de electricidad, 2011-2020
Fuente: adaptado de (Asocaña, 2021[36]).
Parte de la ralentización del desarrollo de proyectos de bioenergía está relacionada con la competencia en los precios. El más reciente Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión de la UPME para 2020-3416 destacó que los costos medios de inversión (capex) para la cogeneración con biomasa y otras tecnologías bioenergéticas estaban entre los más caros de las tecnologías potenciales de FNCER (en USD por kilovatio). Además, la experiencia en el desarrollo de la bioenergía se ha restringido en su mayor parte a la cogeneración en las industrias de la caña de azúcar y el aceite de palma, e incluso entonces, se trata de un número relativamente limitado de aplicaciones. En 2021, solo 13 plantas de cogeneración vendían a la red, lo que representa unos 150 MW de capacidad (UPME, 2021[59]). La mayor parte de esta capacidad (ocho plantas) se alimenta de bagazo, y el resto utiliza bagazo combinado con carbón o gas natural (XM, 2020[61]) (Tabla 1.2). Las tecnologías como la digestión anaeróbica suelen tener niveles de capex más bajos que otros proyectos de bioenergía como las plantas de gasificación o incineración (Alzate-Arias et al., 2018[60]). Aun así, en promedio, el capex de la bioenergía es mucho mayor que el de la eólica y casi el doble que el de la solar.
Además, la experiencia con los desarrollos de bioenergía se ha limitado en su mayoría a la cogeneración en las industrias de la caña de azúcar y el aceite de palma, e incluso entonces, es un número relativamente limitado de aplicaciones. En 2021, solo había 13 plantas de cogeneración en funcionamiento, que representaban unos 150 MW de capacidad vendida a la red (UPME, 2021[59]). La mayor parte de esta capacidad (ocho plantas) se alimenta de bagazo, y el resto utiliza bagazo combinado con carbón o gas natural (XM, 2020[61]).
Tabla 1.2. Capex por tecnología según el plan de expansión de referencia de la UPME para 2020-2034
Fuentes: (UPME, 2020[62]) Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transporte 2020-2034 y correspondencia de la OCDE con la UPME.
En términos de crecimiento, la mayor parte de las adiciones de cogeneración de bioenergía se produjeron entre 2014 y 2017, gracias sobre todo a la aprobación de la Ley 1715 de 2014 (Ley de Energías Renovables de Colombia)17 y luego a la Resolución UPME 45 de 2016,18 que permitió a los autogeneradores conectarse a la red. La electricidad disponible en la red a partir de la cogeneración de bagazo aumentó en consecuencia de 51 a 120 MW entre 2014 y 2017 (Asocaña, 2014[63]), aunque luego se desaceleró considerablemente, y la capacidad solo creció 14 MW más para 2020 (Asocaña, 2021[36]). Se espera que los nuevos desarrollos aumenten la capacidad total hasta unos 206 MW de cogeneración de bagazo conectados a la red en 2024, aunque de nuevo procedentes de las industrias del azúcar y la palma.
En los últimos años se han puesto en marcha algunos proyectos de autogeneración (actores de la industria con generación de energía in situ) que utilizan bioenergía, debido en parte a las reformas políticas sobre medición neta y también gracias a una serie de exenciones fiscales con normas de depreciación acelerada en virtud de la Ley de Energías Renovables de 2014. Sin embargo, a pesar de esto, la autogeneración de bioenergía sigue siendo poco común, y solo se aprobaron 2,9 MW de capacidad para nuevas conexiones a la red en 2021. En comparación, se aprobaron 34 MW de energía solar fotovoltaica in situ para su conexión como autogeneradores (UPME, 2021[64]).
Otras incorporaciones de generación de bioenergía siguen limitadas a un puñado de proyectos. En concreto, en 2016 se conectaron a la red tres plantas de digestión anaeróbica (biogás), que suponen 4 MW de capacidad instalada (SIEL, 2021[49]). En estos casos, la energía se produce a partir del tratamiento de aguas residuales y de la recuperación del metano de los vertederos. Por ejemplo, la instalación de biogás de Bogotá Doña Juana (1,7 MW) produce electricidad que se vende a la red nacional a partir de las emisiones de los vertederos. Aunque se trata de un ejemplo prometedor del potencial de este sector para producir energía conectada a la red, la mayor parte de los residuos industriales y municipales de Colombia se eliminan en uno de los 62 vertederos regionales oficiales que no cuentan con ningún tipo de clasificación o recuperación de residuos. Los bajos cargos por vertido contribuyen a esta falta de tratamiento posterior (RVO, 2021[29]).
Para hacer frente a la falta de incentivos para captar el potencial de conversión de residuos en energía, otros países han aumentado las tasas de vertido, han propuesto medidas políticas más estrictas que limitan el vertido de residuos o han aplicado una combinación de dichas medidas. Por ejemplo, China ha tomado varias medidas en los últimos años para reciclar residuos valiosos y reducir la cantidad de RSU que se depositan en los vertederos (Zhu et al., 2020[65]) (Yan et al., 2019[66]). Para ello, se ha reforzado el entorno normativo del país en materia de RSU, se han aumentado las tasas de vertido y se ha ofrecido apoyo financiero a las instalaciones de reciclaje, gestión de residuos y conversión de residuos en energía. Se adoptaron medidas similares en la Unión Europea, donde además de una regulación asertiva sobre el vertido, también se han utilizado múltiples medidas reglamentarias, económicas y administrativas para fomentar los proyectos de bioenergía (Recuadro 1.1).
Los países también han aplicado medidas más específicas para fomentar el aumento de la capacidad bioenergética. Esto incluye medidas para abordar el desarrollo de proyectos de bioenergía frente a fuentes de energía cada vez más competitivas, como la solar y la eólica. Por ejemplo, Dinamarca, al igual que Colombia, tiene un gran potencial de materias primas procedentes de los residuos agrícolas, además de los precios competitivos del mercado eólico marino del país. Para promover el aumento de la capacidad bioenergética, el gobierno adoptó una serie de medidas para fomentar la producción y el uso de esos recursos, incluso mediante señales políticas a largo plazo sobre el papel que se espera que desempeñe el biogás en la transición energética limpia de Dinamarca hasta 2050. Iniciativas como las subvenciones para proyectos de biogás y la financiación en el marco del Programa de Desarrollo y Demostración de Tecnologías Energéticas del país también contribuyeron a permitir un rápido crecimiento de la producción de biogás en la última década. De hecho, en 2020, el biogás ya constituía alrededor del 20% del suministro energético de Dinamarca (MoF, 2021[67]).
Para hacer posible una sólida cartera de proyectos de bioenergía y conversión de residuos en energía en Colombia se requerirán acciones políticas similares para fomentar el desarrollo y abordar retos como la creciente competencia con los proyectos solares y eólicos. Por ejemplo, la UPME puede destacar la oportunidad de los proyectos de bioenergía aclarando los objetivos de energía limpia mediante señales como las de la Directiva europea sobre energías renovables, que incluyó “la biomasa, los gases de vertedero, los gases de las plantas de tratamiento de aguas residuales y los biogases” como fuentes no fósiles en el marco del objetivo jurídicamente vinculante de alcanzar un 15% de energía procedente de fuentes renovables. El gobierno también puede recurrir a las experiencias de otros países, basándose en las buenas prácticas que, por ejemplo, permitieron el preprocesamiento y el coprocesamiento de los RSU en la producción de cemento en Japón, Estados Unidos, Australia, Brasil y Sudáfrica (Hasanbeigi et al., 2021[68]). Otras medidas pueden incluir la colaboración con socios internacionales y locales para mejorar la concienciación sobre las soluciones bioenergéticas y reforzar la capacidad de aplicarlas (véase el Anexo A sobre el Programa de Reciclaje Orgánico, o Reciclos Orgánicos).
Recuadro 1.1. Aplicación de diferentes medidas que fomentan el desarrollo de la bioenergía en Europa
La legislación de la Unión Europea desaconseja la eliminación en vertederos y ha sido una fuerza impulsora del despliegue de soluciones bioenergéticas como los digestores anaeróbicos, las plantas de compostaje y la incineración de residuos. En concreto, la Directiva de la Unión Europea de 1999 relativa al vertido de residuos1 sitúa la eliminación en vertederos como la opción menos preferible en la jerarquía de residuos2. El vertido de material orgánico está totalmente prohibido en varios países, como Suecia, Suiza, Austria y Alemania. Las tasas de vertido, como el impuesto de 132 dólares por tonelada de residuos en el Reino Unido, también incentivan el aumento de la clasificación, el tratamiento y la recuperación para la producción de energía.
En total, entre 2005 y 2017 se pusieron en marcha más de 700 medidas económicas, reglamentarias y administrativas en toda la Unión Europea para apoyar soluciones bioenergéticas como las tecnologías de digestión anaeróbica. Alrededor de 150 de estas medidas eran incentivos financieros destinados a crear condiciones de financiación e inversión más favorables para el biogás. En conjunto, las diversas medidas ayudaron a que las plantas de biogás en Europa aumentaran sustancialmente, pasando de unas seis mil instalaciones en 2009 a casi 18 mil plantas en 2017.
Varios países europeos también combinaron sistemas para promover el despliegue de la tecnología bioenergética. Esto incluyó el uso de tarifas de alimentación, primas de alimentación, cuotas, sistemas de certificados negociables y licitaciones. En términos generales, la tendencia desde mediados de la década de 2010 fue el uso de mecanismos de mercado de capacidad que combinan las tarifas de alimentación, las primas de alimentación y las licitaciones, por ejemplo, en Alemania, Francia, Italia y el Reino Unido. La combinación de tarifas y primas de alimentación también se utilizó en Bulgaria, Irlanda, Letonia y Croacia. Al mismo tiempo, la evolución de la segunda mitad de la década de 2010 sugiere que estas incorporaciones al mercado de capacidad, incluyendo el creciente uso de las subastas, pueden tener un efecto adverso en el despliegue de la bioenergía, ya que el ritmo de los proyectos de biogás en Europa se redujo desde 2014. Al mismo tiempo, esto también puede deberse a la importante proporción de bioenergía en las matrices energéticas generales de los países europeos, por ejemplo, en los países nórdicos, donde la conversión de residuos en energía es bastante frecuente.
No obstante, la experiencia europea pone de manifiesto que unas señales políticas claras, combinadas con medidas reguladoras, la fijación de precios de los vertederos y otros incentivos financieros, fomentan una sólida reserva de alternativas a la eliminación de residuos. Estas medidas combinadas en Europa han sido especialmente eficaces para fomentar la adopción de soluciones tecnológicas como la digestión anaeróbica, que sin este amplio entorno favorable habría tenido un camino mucho más difícil hacia el desarrollo del mercado.
1. Más información disponible en: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:31999L0031.
2. Más información disponible en: https://ec.europa.eu/environment/topics/waste-and-recycling/waste-framework-directive_en.
Referencias
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Notas
← 1. Para más información (en español), ver: https://www.minenergia.gov.co/plan-5-caribe.
← 2. Los biocombustibles y residuos pueden incluir: biocombustibles sólidos primarios como la leña; biogases; residuos municipales (renovables y no renovables) y residuos industriales; carbón vegetal y otros biocombustibles (por ejemplo, biogasolina, biodiesel y otros biocombustibles líquidos). Para más información sobre las definiciones de productos de la Agencia Internacional de la Energía, véase: http://wds.iea.org/wds/pdf/WORLDBAL_Documentation.pdf.
← 3. El uso tradicional de la biomasa se refiere a la combustión de madera, residuos animales y carbón vegetal tradicional. Para más información: https://www.irena.org/bioenergy.
← 4. Para más información, véase la documentación de la base de datos de los World Energy Balances de la Agencia Internacional de la Energía: http://wds.iea.org/wds/pdf/WORLDBAL_Documentation.pdf.
← 5. Para más información, véase: https://mnre.gov.in/bio-energy/schemes.
← 6. Para más información, véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=79140
← 7. Para más información, véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=87765
← 8. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=4633.
← 9. Para más información (en español), véase: https://www.funcionpublica.gov.co/eva/gestornormativo/norma.php?i=4631.
← 10. Para más información (en español), véase: http://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/PEN_2020_2050/Plan_Energetico_Nacional_2020_2050.pdf.
← 11. Las obligaciones de energía firme son el compromiso de entregar electricidad y/o calor (energía) en todo momento durante el período cubierto por los términos de la subasta, incluso en condiciones adversas.
← 12. Las subastas se rigen por el artículo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006. Para más información (en español), véase: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resolucion-2006-Creg071-2006.
← 13. Las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, se definieron en el artículo 5 de la Ley 1715 de 2014 (la “Ley de Energías Renovables”) e incluyen la bioenergía, la energía hidroeléctrica a pequeña escala, la eólica, la geotérmica, la solar y la mareomotriz. Para más información sobre la Ley 1715 (en español), véase: http://www.secretariasenado.gov.co/senado/basedoc/ley_1715_2014.html.
← 14. Para más información (en español), véase: https://biovalor.gub.uy/.
← 15. Para más información (en español), véase: http://www.siel.gov.co/Inicio/Generaci%C3%B3n/Inscripci%C3%B3ndeproyectosdeGeneraci%C3%B3n/tabid/113/Default.aspx.
← 16. Para más información (en español), véase: http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansion/2020/Volumen3_Plan_Expansion_Generacion_Transmision_2020_2034_Final.pdf.
← 17. Para más información (en español), véase: http://www.minminas.gov.co/documents/10180//23517//22602-11506.pdf.
← 18. Para más información (en español), véase: https://www.incp.org.co/Site/2016/info/archivos/resolucion-045-minminas.pdf.