El Ministerio de Minas y Energía ha implementado medidas preventivas para asegurar el suministro de energía durante el periodo de verano de 2024-2025, debido a la preocupación por el estado de los embalses y la generación de electricidad.
Después de la finalización, el 22 de noviembre de 2024, del mecanismo de confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN), el sistema pasó de un estado de riesgo a uno de vigilancia. Durante este periodo, se registraron costos de alrededor de $1,7 billones de pesos debido a las restricciones.
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Desde la desactivación del mecanismo, los niveles de agua en los embalses han caído por debajo del 60% de lo habitual, lo que ha provocado una disminución del 2% en los embalses en solo 10 días.
Ante esta situación, el Ministerio ha decidido tomar medidas como ajustar la generación de energía térmica (usando combustibles fósiles) para evitar un aumento en los costos y proteger a los usuarios de precios elevados.
Además, el Ministerio ha establecido que, cada semana, se definirá la cantidad mínima de energía que las plantas térmicas deben generar, según las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho. Estas acciones buscan garantizar una operación segura y confiable del sistema eléctrico durante los meses más críticos del año.
Esta medida busca garantizar un suministro continuo de energía mediante la optimización de los recursos térmicos y evitar fluctuaciones excesivas en los precios de la electricidad, mitigando así el impacto de los costos de las restricciones en los usuarios finales.
El Ministerio recordó que los registros históricos muestran una recuperación de los niveles de los embalses en los meses de mayo, junio y julio. Sin embargo, durante el periodo de verano es crucial contar con medidas que permitan estabilizar el sistema eléctrico, especialmente considerando los bajos aportes hídricos que se prevén para este año.
Durante la aplicación de medidas previas, como la Resolución MME 40116 de 2024, se observó una reducción en los precios de oferta de generación hídrica, aunque esto generó un incremento en los costos de las restricciones. El Gobierno busca mantener un equilibrio entre la sostenibilidad financiera del sector y la protección de los usuarios frente a sobrecostos.
El borrador de la resolución será publicado en la página web del Ministerio de Minas y Energía para recibir comentarios de la ciudadanía.
Colombia y Panamá definen hoja de ruta para la Interconexión Energética Regional
El Ministerio de Minas y Energía de Colombia anunció avances significativos en el proyecto de Interconexión Eléctrica entre Colombia y Panamá (ICP), una iniciativa clave para integrar los sistemas energéticos de ambos países y promover la Transición Energética Justa (TEJ) en la región.
En un encuentro binacional de alto nivel realizado el 17 de diciembre, se definió una hoja de ruta conjunta que establece las acciones prioritarias para llevar a cabo este ambicioso proyecto.
Con una inversión estimada en USD 800 millones, el ICP conectará las redes eléctricas de Colombia y Panamá mediante un sistema de transmisión de alta capacidad. Este enlace fortalecerá la integración energética regional, mejorará el acceso a fuentes renovables y fomentará un modelo energético más sostenible y eficiente.
Durante la reunión, las delegaciones acordaron medidas concretas para garantizar el desarrollo del proyecto. Estas incluyen:
- La armonización regulatoria entre los países.
- La culminación de consultas previas con comunidades locales.
- La obtención de licencias ambientales necesarias.
- La estructuración financiera del proyecto.
El ministro de Minas y Energía de Colombia, Andrés Camacho Morales, subrayó el compromiso de garantizar altos estándares de protección ambiental y una participación amplia de las comunidades en todo el proceso.
“Buscamos altos estándares de protección ambiental en un ecosistema estratégico y una participación vinculante y democrática de las comunidades, pueblos y territorios, para que este sea un ejemplo de Transición Justa”, afirmó.
El sistema de interconexión se extenderá a lo largo de 500 kilómetros, dividido en tres tramos:
- 150 kilómetros en territorio colombiano.
- 220 kilómetros en Panamá.
- 130 kilómetros de tramo marino.
La infraestructura contará con una capacidad de transmisión de 400 MW y operará con tecnología de corriente directa de alto voltaje (HVDC), reconocida por su eficiencia técnica, económica y ambiental.