Megaproyecto solar Andes para generar 385 megavatios, entre luces y sombras

Los proyectos de energías renovables no convencionales se han convertido en el símbolo de la transición energética. De la complementariedad de la matriz de energía, que en Colombia es muy fuerte en materia hídrica, con soporte térmico, se busca pasar a un respaldo eólico y solar. Sin embargo, estos planes no avanzan por problemas en tres grupos de proyectos: los de La Guajira, que tienen enormes retrasos por conflictos sociales y de licencias ambientales, los cuales ponen en riesgo su entrada en operación y sus esquemas de financiamiento. Incluso, proyectos que entraron a la subasta hoy tienen que cumplir sus compromisos comprando energía en la bolsa a precios altos para venderla mucho más barata.

Un segundo grupo, en regiones diferentes, que tampoco ha logrado superar las barreras sociales y ambientales, y un tercero que ha visto, literalmente, la luz, pero se encuentra con etapas complejas en materia regulatoria. Ese es el caso del megaproyecto Andes, de 385 megavatios, que cubrirá –con una inversión de 200 millones de dólares– unas 800 hectáreas, para convertirse en un parque solar en Santander, región de tradición petrolera Su energía no ha entrado a subasta.

En julio de este año, el proyecto obtuvo su licencia ambiental, con una gran ventaja: no tuvo que hacer consultas previas porque no se reconocieron comunidades en la zona. A pesar de esto, el proceso duró 18 meses y el proyecto debe entrar en operación en diciembre de 2024. Sin embargo, los cálculos no cuadran. La construcción puede durar entre 12 y 18 meses y, además, falta el licenciamiento ambiental de las líneas de transmisión, que puede durar cerca de seis meses más.

Según Francisco Sanclemente, CEO de Spectrum, firma que lidera el proyecto, ellos podrían empezar a construir el parque en este momento. Pero hay ciertos riesgos que para los inversionistas son asumibles y otros que no. Por ejemplo, ¿cuánto se va a demorar la licencia ambiental de la línea? Si la van a aprobar o no la van a aprobar.

“Nosotros tenemos una fecha de entrada de operación en diciembre de 2024 que debemos mover, pero esa es una incertidumbre porque si se tiene que meter toda la inversión, condicionado a que la Upme le mueva la fecha de entrada en operación, mejor dice ‘primero mueva la fecha de entrada en operación y después invertimos’. Con lo cual, una decisión de inversión que se puede tomar ya, en uno de los parques más avanzados que hay en Colombia, posiblemente tendrá que esperar unos meses mientras la Upme contesta si permite la fecha de entrada en operación o no”.

Según él, una regulación de la Creg exige entregar un cronograma de desarrollo del proyecto, con una eventual fecha de entrada en operación, que es muy rígido. “Ahora el problema que están teniendo los proyectos es cómo retrasarse, lo cual añade mucha incertidumbre a la inversión”, dice Sanclemente.

Pone como ejemplo su caso

El proyecto tiene depositados en el sistema 4 millones de dólares de garantía para soportar las conexiones en la subestación. “Hace dos años se entregó la mejor estimación de cronograma con los hitos. Cualquier hito incumplido implica doblar las garantías. Si vuelve a incumplir un segundo hito, vuelve a doblar las garantías. Ya no estaríamos en 4 millones, sino en 8 y posiblemente después en 16, y luego pierde la conexión. Y los retrasos no solo son el día a día de un país como Colombia, con problemas en responder a los trámites, sino con todo lo que ha pasado, incluida la pandemia”, explica Sanclemente.

En este momento, a través de SER Colombia, el gremio del sector, hay comunicación con la Upme y el Ministerio de Minas para flexibilizar esta determinación, “porque lo que se necesita ahora mismo es energía y tarifas competitivas”, concluye el empresario.