¿Por qué no han arrancado varios proyectos de energías alternativas en el país?

Hace un par de semanas, cuando la expectativa del país estaba sobre el proyecto hidroeléctrico de Ituango (Hidroituango) para que pudiera declararse comercialmente operativo y abrir la posibilidad de que el sistema nacional reciba su energía, más al norte, en La Guajira, se hacían reuniones para acelerar y destrabar varios proyectos de generación y transmisión de energías renovables no convencionales.

Los proyectos eólicos y solares que hoy se desarrollan en el país se han convertido en un pilar de la generación eléctrica y de la transición energética. Si es fundamental que Hidroituango entre en operación, también es clave que las iniciativas de energías renovables no convencionales avancen. Las dos unidades iniciales de Hidroituango representan cerca de 600 megavatios, y en total, cuando entren en operación las ocho unidades, serán cerca de 2.400 megavatios. Entre tanto, los proyectos de renovables suman cerca de 2.700 megavatios. Sin embargo, al igual que el polémico proyecto en Ituango, algunos también registran retrasos.

Según cálculos de Germán Corredor, presidente de SER Colombia, el gremio que agrupa las empresas de la industria de energías renovables, en las subastas de energía que se iniciaron a finales de la década pasada (fueron tres), por el cargo por confiabilidad llegaron 672 megavatios y por contratos de largo plazo, un poco más de 2.000.

Para el primero de enero de este año debieron entrar en operación 1.300 megavatios que fueron adjudicados en la segunda subasta, pues la primera se declaró desierta. Y para finales de 2022 e inicios de 2023 también debieron conectarse otros 700 megavatios. Sin embargo, todavía la energía de la mayoría de estos proyectos no está disponible y se calcula que apenas empezará a entrar, en el mejor de los escenarios, entre 2024 y 2025.

¿Qué ha postergado estas entradas? Según los analistas consultados por SEMANA, el montaje de proyectos eólicos y solares –dependiendo de su tamaño y capacidad– puede durar entre uno y dos años en el desarrollo de las obras civiles y la instalación de equipos. Sin embargo, los procesos de licenciamiento ambiental y, especialmente, el de consultas previas, han dificultado el cumplimiento de los cronogramas, particularmente en La Guajira.

La viceministra de Energía, Belizza Ruiz, estuvo a finales de noviembre, en La Guajira buscando mecanismos para que los proyectos de energías renovables no convencionales –eólicos y solares– ubicados en esa región puedan destrabar sus procesos y avancen. Se trata no solo de proyectos de generación, también de transmisión con la línea Colectora que conectará con el sistema nacional, en principio, un poco más de 1.000 megavatios que generan entre 5 y 6 proyectos en esa región.

Allí la funcionaria se reunió con las comunidades, los representantes de las empresas que están desarrollando los proyectos y las autoridades locales para definir una metodología que permita acelerar los procesos de consulta previa e incluir en esa discusión a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y al Ministerio del Interior. Para obtener la licencia ambiental se debe presentar un estudio de impacto ambiental ante la Anla –cuando son proyectos de más de 100 megavatios– o ante las corporaciones regionales si son menores a ese tamaño.

No obstante, para que las autoridades ambientales reciban ese estudio es necesario hacer y certificar la consulta previa, proceso que en La Guajira se ha dilatado por la cantidad de comunidades, los diferentes intereses y hasta los conflictos que existen entre ellas.

“El problema es que la reglamentación de consulta previa está en revisión desde el gobierno Santos y no se ha hecho nada al respecto. Es un tema complicado porque detrás de las comunidades hay expectativas válidas, pero también intereses que para los privados son muy difíciles de manejar, y la consulta se puede dilatar”, explica Alejandro Lucio, experto en el sector.

¿Qué pasó con Colectora?

El caso Colectora es un claro ejemplo de esta situación. El proyecto fue adjudicado por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) en enero de 2018 y debía estar terminado el 30 de noviembre de este año. Aunque es un solo proyecto, está divido en dos áreas. La primera, de 250 kilómetros entre La Loma (Cesar) y Cuestecita (La Guajira), y otro tramo adicional de 110 kilómetros entre Cuestecita y Colectora, en La Guajira. Pero varios factores influyeron en el retraso de la obra, que ahora, en su primera etapa, entrará entre julio y agosto de 2024 y la segunda, en agosto de 2025.

Una de las principales causas ha sido el proceso de consulta previa. El primer tramo, a pesar de ser el más largo, solo tiene 12 comunidades étnicas; mientras que en el segundo, “en solo 110 kilómetros hay 212 comunidades étnicas, es decir, en promedio una comunidad cada 500 metros”, explica Fredy Zuleta, gerente de transmisión del GEB.

El grupo trató de agrupar varias de esas comunidades y en ese proceso, al interior del gobierno Duque, surgió la idea de hacer una gran consulta, situación que creó una expectativa mayor. “Ninguna comunidad quiso juntarse con otras y cada una quería su propia compensación”, agrega Zuleta. Además, llegó la pandemia y dificultó las reuniones presenciales y las virtuales tuvieron problemas de idioma que hicieron difícil avanzar en la consulta.

Asimismo, para identificar las comunidades a las que se les haría proceso de consulta previa, el Ministerio del Interior tardó casi un año en entregar la información.

También generaron problemas en el proceso las diferencias entre comunidades. Se lograron identificar 80 conflictos entre 224 comunidades. A pesar de las dificultades, de las 224 comunidades certificadas, solo faltan nueve por protocolizar la consulta previa que, sin embargo, son las más complejas. Con estas consultas terminadas se podría radicar el estudio de impacto ambiental, explica Zuleta.

En la parte operativa, el GEB logró comprar equipos, asegurar un gran porcentaje del acero y de otros insumos antes de la crisis de la guerra entre Rusia y Ucrania, de los fenómenos inflacionarios que han disparado los precios, de la subida de las tasas de interés y de un dólar alrededor de 5.000 pesos.“En nuestro caso, la discusión no es financiera. Es cómo vamos a resolver el tema social y avanzar en la licencia ambiental para darle al país una infraestructura que definitivamente necesita”, puntualiza Zuleta.

De acuerdo con el más reciente informe de la Upme, a julio de este año, algunos proyectos solo habían ejecutado el 21 por ciento del 80 por ciento esperado; o el 13 por ciento del 48 por ciento estimado. Otros no habían presentado información.

La coyuntura

El anuncio de la comercialización de la energía de Hidroituango fue un bálsamo para el sector. Sin embargo, falta la prueba ácida con una mayor capacidad en sus túneles de carga, pero también con la necesidad de evacuar cuatro poblaciones aguas abajo, ante cualquier eventual riesgo en el proyecto, al momento de las pruebas.

Además, las empresas que ganaron la subasta por contratos de largo plazo tienen que honrarlos y, para hacerlo, deben conseguir la energía, bien sea por generación propia o en la bolsa. Esta situación está presionando la demanda al alza, mientras que la oferta de energía no crece. “Esto se da en una coyuntura en la que la demanda sigue subiendo. Hemos estado en una situación muy conveniente porque ha llovido mucho y hay recurso, pero esa fiesta se va a acabar. El fenómeno de La Niña se termina, pero luego puede venir un fenómeno del Niño y ahí vamos a estar apretados. El problema es de suficiencia energética para 2024 si no entran los proyectos renovables y de las subastas de cargo de 2019, además de Hidroituango. Incluso, no es suficiente con que entre Hidroituango”, agrega Lucio.

De otro lado, la coyuntura económica reciente tampoco está ayudando al desarrollo de los proyectos, en especial los que arrancaron en los meses recientes. Una inflación global desbordada, con máximos históricos, está aumentando los precios de los insumos en el mundo, sumado a un mayor apetito por las energías renovables no solo por el proceso de transición energética, sino también por las tensiones que ha generado el conflicto entre Rusia y Ucrania y la dependencia que tiene Europa del petróleo y el gas rusos. A esto se suma el incremento en las tasas de interés, también con máximos históricos en este siglo, que hace que el financiamiento se encarezca y meta presiones a los cierres financieros. Y, por si fuera poco, un dólar que ya ha superado en algunas jornadas los 5.000 pesos, aumentando los precios de los importados.

Esta situación podría llevar a algunos de los proyectos de generación con energías renovables a considerar la posibilidad de que les hagan efectivas las garantías por no desarrollar los proyectos, ceder los contratos que ganaron en la subasta y no desplegar estas iniciativas.

Por ahora, es necesario asegurar la ejecución de estos proyectos para que el país no tenga en el corto plazo estrés en el sistema y la oferta sea suficiente para atender una demanda creciente en tiempos de transición energética.