‘Lo de España deja una gran reflexión sobre confiabilidad’

La compañía de origen holandés y escocés que tiene más de 60 años de existencia en el mundo lleva 15 en Colombia. Actualmente, está orientada al sector de oil and gas para la generación de energía en los sitios de exploración y producción. Por lo tanto, tiene la intención de ampliar el alcance a otros sectores como el industrial de minería y al sector de utilities. Bajo este contexto, Portafolio habló con Juan Carlos Molinares, gerente de Ventas y operaciones en Colombia de Aggreko, quien anunció nuevos modelos para la generación de energía en el país, reveló los retos del sector y explicó en qué consiste la estrategia de energías mixtas que desarrollan. ¿Cómo va la

compañía este año? Nosotros realmente tenemos un modelo de negocio que es de prestación de servicios energéticos más que de venta de proyectos o venta de equipos. Entonces, más que indicar un monto de inversión, nosotros lo que planteamos es un monto de kilovatios o megavatios a los que pretendemos o queremos llegar con prestación del servicio. Actualmente tenemos 102 megavatios (MW) operando en Colombia, de los cuales el 60% son con generación a gas y el 40% con generación de combustible diésel, pero nuestra expectativa es incrementar la generación no solo en megavatios, sino en diferentes tecnologías. Esto quiere decir que tenemos la intención de también entrar en generación con fuentes renovables para incrementar esquemas de generación híbridos, es decir, que puede tener generación con fuente renovable como la solar, con baterías y con generación térmica bien sea gas o a combustible diésel. ¿Qué modelos extranjeros se podrían implementar en Colombia en el marco de la energía mixta? Tenemos una solución implementada en la Amazonía brasileña que quisiéramos también implementar con algo similar en Colombia, especialmente para las zonas no interconectadas. Por ejemplo, ese proyecto en Brasil es para 26 poblaciones de la Amazonía brasileña, que en total suman 140 megavatios y que en todos los casos están siendo híbridos, es decir, es una generación que combina generación térmica con diésel por lo remoto de los lugares complementado con generación solar y de baterías. Ese tipo de modelo creemos que en Colombia puede ser muy útil en las zonas no interconectadas. Sabemos que hay muchas necesidades de este tipo como en la zona de Chocó o de la zona de la Amazonía. ¿Por qué se habla de una complementariedad en

la transición energética? La complementariedad energética no se debe interpretar como una lucha entre una tecnología que reemplace la otra. No es así. No necesariamente implica que tenga que eliminarse algún tipo de tecnología, todas son necesarias y justamente ahora con lo que acabamos de ver que ocurrió en España, creo que va a quedar esa gran reflexión para todos, es decir, realmente necesitamos que haya de todas las fuentes en un sistema porque se requiere la confiabilidad que pueden entregar las máquinas como la generación térmica o la generación hidráulica con embalse y no solo las renovables. Porque al final tenemos que resolver nuestro trilema energético, que es por un lado tener seguridad en el suministro, firmeza en la energía, por el otro el de la competitividad, es decir, el costo de la energía debe ser asequible para todos y el tercero, el de la sostenibilidad ambiental. ¿En qué consisten

las energías mixtas? Las energías mixtas o esquemas híbridos consisten en combinar distintas fuentes de generación eléctrica para optimizar el suministro. Por ejemplo, durante el día se puede aprovechar la energía solar sin necesidad de encender las plantas diésel. Sin embargo, la energía solar tiene una limitación importante: es muy sensible a factores como la radiación solar, la nubosidad o la lluvia, lo que puede generar fluctuaciones en la producción de hasta un 50%. Para garantizar un suministro estable, este sistema se complementa con baterías de almacenamiento, que ayudan a compensar esas variaciones y a mantener la confiabilidad del servicio. Durante la noche, cuando no hay generación solar, entran en funcionamiento las plantas diésel. En este escenario, las baterías también cumplen un papel clave, ya que pueden respaldar el funcionamiento de las plantas diésel y ofrecer mayor estabilidad al sistema. ¿Cómo ve la propuesta

del Gobierno para comprar gas de Qatar? Lo que es una realidad es que la capacidad de producción local de gas viene cayendo. La demanda, por su parte, sigue creciendo, y a día de hoy ya no es suficiente la producción nacional para abastecer el consumo interno. Esa brecha entre oferta y demanda probablemente seguirá ampliándose en los próximos cinco años. ¿Cuándo se espera que esa brecha se cierre o se reduzca? Cuando entren en operación los campos de producción offshore que tiene previstos Ecopetrol, lo cual, en el mejor de los escenarios, ocurriría hacia el año 2030. Eso significa que tenemos por delante al menos cinco años de déficit, y ese déficit necesariamente deberá cubrirse con gas importado. La decisión sobre de dónde importar ese gas dependerá de varios factores: el costo, la infraestructura disponible y la viabilidad técnica, pero el gas importado siempre será más costoso que el de producción local. ¿Qué tanta firmeza aportarían los proyectos de generación híbrida

a la matriz energética? Contar con energía firme no solo es fundamental para la seguridad del sistema, sino también para asegurar energía disponible en contratos a largo plazo. En este contexto, la implementación de proyectos de generación híbrida —que combinan distintas fuentes, como solar, baterías y respaldo térmico— puede ampliar la oferta firme disponible para contratos y mejorar la eficiencia.