El gobierno del ahora expresidente Iván Duque promovió el desarrollo de proyectos de generación de energía proveniente de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Dentro de las estrategias para aumentar su participación en la matriz energética, el Ministerio de Minas y Energía llevó a cabo una serie de subastas de cargo por confiabilidad y a largo plazo.
(Vea: Con proyecto y subasta inician los parques eólicos ‘offshore’).
Una de estas fue la de 2019, que dio paso a una serie de proyectos FNCER. Uno de ellos fueron las Líneas de Transmisión Colectora – Cuestecitas y Cuestecitas – La Loma 500 kV y la Subestación Colectora.
Este proyecto conectará algunos de los parques eólicos que se desarrollan en La Guajira y entregará la energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) proveniente de 7 proyectos de generación eólica, con una generación potencial de 1,05 gigavatios (GW).
La fecha de entrada en operación que tenía establecido inicialmente el Grupo Energía Bogotá (GEB), responsable de la obra, era el 30 de noviembre de 2022.
Para lograr esta obra la empresa informó que haría una destinación de US$174,3 millones. Sin embargo, desde el año pasado se reportaron retrasos.
La empresa había manifestado tener complicaciones para obtener los permisos sociales (trámites de consultas previas con las 240 comunidades) que se profundizaron aún más con la pandemia.
(Vea: El primer parque eólico en el mar será en Barranquilla).
Al respecto, Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo, explicó que en pandemia la Contraloría no permitió el avance de los trámites de consulta por medios virtuales, lo que generó aún más retrasos. Sin embargo, afirmó que el tramo Cuestecitas – La Loma ya tiene los permisos y fue radicado el Estudio de Impacto Ambiental, con lo que están a la espera de la respuesta de la Autoridad de Licencias Ambientales (Anla). Así, desde finales de este año iniciaría la construcción de esta parte.
Es en la línea Cuestecitas – Colectora, donde hay mayores dificultades. Este segmento conectará a 4 parques y allí no se han logrado todas las consultas necesarias para dar por completado el trámite.
Colectora es clave para el desarrollo de las energías renovables no convencionales. (Imagen de referencia).
Esto llevó a la compañía a pedir que se ampliara la Fecha de Puesta en Operación (FPO) en 988 días. Con esto, la línea, según lo pedido, entraría el 15 de agosto de 2025 a funcionar. El Ministerio de Minas y Energía le reconoció como retraso justificado hasta julio de 2025, de acuerdo con Ortega. Sin embargo, aún no se conoce la resolución oficial de la cartera, que se espera que sea conocida en el transcurso de esta semana.
El presidente de la compañía señaló que esperan lograr la culminación de la obra en 2024.
El retraso de esta línea implica que una serie de proyectos no podrán entregar energía al SIN y por ende podría afectar la oferta energética. En su momento se calculó que esta generación era cerca de 10% del consumo del país.
Los más de 470 kilómetros de líneas (sumados a la ampliación de unas subestaciones) serían fundamentales para aumentar la participación de energías renovables en la matriz energética del país; además de poner en oferta real los proyectos que entrarían a generar en el extremo norte del país.
Christian Jaramillo, director de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), explicó que la entidad recibió la solicitud de cambio de fecha de puesta en operación. El director de la entidad señaló que la empresa manifestó una serie de retrasos justificados que afectaron el normal desarrollo de la obra.
(Vea: Después de 17 años, la Nación estrena nuevo parque eólico).
Ahora bien, ¿qué pasaría si GEB no entrega la obra lista en 2025? Jaramillo explicó que a partir de esta fecha la empresa empieza a incurrir en incumplimiento, por lo que tendría sanciones.
Germán Corredor, director de SER Colombia (Asociación de Energías Renovables), dijo que el retraso en la entrada de esta obra tendrá un impacto en todas las demás que deban conectarse a ella. Aseveró que la entrada en funcionamiento de Hidroituango mitigará la falta de esta energía en la oferta. Sin embargo, es algo que se debe analizar, especialmente si hay incrementos importantes en la demanda.
“Afortunadamente están entrando muchos proyectos eólicos y solares en otras zonas que van a ayudar mucho”, dijo.
Ortega afirmó que la construcción de la obra podría lograrse en año y medio. Es decir, a finales de 2024 podría estar operativa la línea. “Sin embargo en Windpeshi, donde estamos con Enel, los retrasos son bastante importantes”, dijo.
Si bien estos 7 proyectos se verían impactados por el rezago existente cabe recordar que no todos los que se han desarrollado en esta parte del país dependen de esta conexión.
La entrada en operación de Hidroituango estaba prevista para el 1 de diciembre de 2018.
La compañía energética ha manifestado que, pese a las dificultades para el desarrollo de esta obra, han venido avanzando en otros frentes para que tan pronto se les dé luz verde puedan iniciar la construcción de forma ágil.
A finales de julio el Grupo informó de la recepción de 7.900 toneladas de la estructura metálica que serán usadas para el desarrollo de las torres de transmisión. Con la llegada de este material se completaron 13.000 toneladas que son cerca de la mitad del total de lo requerido para el desarrollo de la totalidad de esta línea.
Con la proyección del desarrollo de esta obra, la compañía informó que espera unos ingresos de US$21,4 millones cada año durante los primeros 25 tras su puesta en marcha.
(Vea: Erco llegará al 16% de generación con energías renovables del país).
En La Guajira también se están desarrollando otras obras relacionadas con líneas de transmisión que llevarán energía renovable de estos proyectos desde este departamento hacia el Sistema Interconectado Nacional.
Una de ellas está en manos de la estatal ISA que recibió en días pasados la licencia ambiental por parte de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales. Serán tres tramos de más de 270 kilómetros que llevarán la energía desde la subestación Nueva Cuestecitas hacia Copey y Fundación.
La compañía espera que una vez se surtan todos los trámites necesarios, la construcción se tome 16 meses.
Esta también tendrá un importante aporte en sumar la energía producida hacia el SIN.
(Vea: Embalses de generación de energía cierran junio en 81,4 %).
El futuro de las renovables
El entrante gobierno de Gustavo Petro tiene dentro de sus prioridades el desarrollo de las energías renovables no convencionales. El Ministerio dejó importantes avances en esta materia como el lanzamiento de la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde y de Eólicos Costa Afuera que requerirán de inversiones y gestión.
Algunas voces han pedido que se revise el alcance de las consultas previas, para evitar que generen contratiempos en obras de interés nacional. Este será uno de los retos en materia de regulación y energía para el nuevo gobierno.
Sin embargo, Juanita Hernández, Energy Law Partner & Board Member de ELH, considera que este sistema no tiene mayor falla y se debe seguir ejecutados.
En lo que sí considera que debería haber una revisión es en los proyectos “atrapados” de cargo por confiabilidad. Estos tienen flexibilidad hasta por un año para entregar la energía, tras lo cual se les ejecutaría las garantías bancarias y perderían el cargo. “Las empresas han tenido que recurrir a ciertos ‘anillos de seguridad’ como los contratos de respaldo”, explicó.
Señala que este mecanismos no considera situaciones eximentes de responsabilidad, a pesar de que haya motivos de fuerza mayor. “Se tiene que lanzar un salvavidas, similar a lo que se hizo en el caso de Hidroituango para evitar estas pérdidas”, concluyó.
Eólicos costa afuera se asignarán en 2023 para primera fase
Otra de las apuestas del gobierno que acaba de terminar fue el desarrollo de nuevas tecnologías. De hecho, el Ministerio de Minas publicó la hoja de ruta para hacerlo y tras recibir más de 350 comentarios, el pasado viernes publicó el documento de resolución final.
Este continúa con el trámite iniciado por el gobierno tras el lanzamiento de esta hoja de ruta de generación en estas áreas que el Gobierno estima con un potencial de 50 megavatios. Este documento también define que las empresas obtendrán permisos temporales sobre las áreas marítimas designadas para el desarrollo de las obras y convoca a una primera ronda para asignación de proyectos. La zona en la que se adelantará la primera ronda será Caribe Central, según lo definido por las entidades. En este primer momento, la Dimar hará el proceso de otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal y la posterior concesión, respecto de las áreas ya mencionadas a inversionistas con capacidad técnica y financiera.
Los interesados tendrán estos permisos que les permitirá evaluar las condiciones, determinar la viabilidad de los proyectos y adelantar su licenciamiento, para luego continuar con el proceso de solicitud de concesión e iniciar la construcción. El Ministerio estima que en el segundo semestre de 2023 esté adjudicada la primera fase del proceso competitivo.
DANIELA MORALES SOLER
dansol@eltiempo.com