El Gobierno y los privados están realizando una tarea contrarreloj para resolver un inconveniente que podría desatarse con el correr de los meses.
A través de las mesas de trabajo de ‘La Guajira’ y la de ‘Sponsors’, actores privados y públicos intentan que los proyectos eólicos adjudicados en el norte del país obtengan sus licencias ambientales para poder avanzar en sus respectivas construcciones.
También apuran trámites para la obra eléctrica en 500 kV ‘Colectora’. Es que de esta línea de transmisión dependen los 7 de los 9 parques eólicos de La Guajira, por 1.584 MW, seleccionados en las subastas a largo plazo y la de Cargo por Confiabilidad.
Podría suceder que algún proyecto esté listo pero no pueda despachar su energía a los puntos de consumo requeridos para honrar sus contratos por la falta de un canal para evacuarla.
Cabe señalar que la fecha de entrada en operación comercial para estas centrales es hasta enero del 2022.
Pero como los acuerdos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) firmados en la subasta de largo plazo son financieros, los adjudicatarios que no lleguen a entregar energía de sus centrales lo podrán hacer a través de otra vía, como contratos de respaldo o comprándola directamente al mercado.
La semana pasada, durante el evento Colombia Wind Power, en el panel “Financiación e impactos de proyectos eólicos en la Guajira”, María Victoria Guarín, referente de la Corporación Financiera Internacional (IFC) del Banco Mundial, hizo una observación a tener en cuenta sobre este tema.
Recordó que los contratos ganadores se firmaron a un precio promedio debajo de los 100 pesos por kWh. E indicó que en el mercado es difícil celebrar acuerdos a precios por menos de 150 pesos por kWh.
En torno a ese análisis, la ejecutiva calculó que por cada mes de retraso en la entrega de energía que tenga un proyecto eólico de 100 MW en La Guajira, considerando un diferencial de 50 pesos entre el precio del PPA adjudicado y el que pueda conseguir en el mercado, ese margen representará un gasto para la empresa de “casi 500 mil dólares por mes”, advirtió.
5 de los 9 proyectos adjudicados superan los 200 MW. Es decir que, siguiendo esa línea de razonamiento, cada central de estas podrían perder alrededor de 12 millones de dólares anuales en respaldos de contratos sea por atrasos propios de sus obras o por lo que podría demorar en su interconexión a través de la línea Colectora.
De todos esos emprendimientos, los únicos que no dependen de esta obra eléctrica son los de EDPR, Beta (280 MW) y Alpha (212 MW). Pero ambos requieren de líneas complementarias que debe desarrollar la empresa promotora.
Según expresó Guarín en el panel de Colombia Wind Power, esta situación genera “un riesgo que es difícil de cuantificar”, dado que se desconoce el tiempo de atrasos. Esto está generando un debate entre los sponsors y las entidades financieras que evalúan la condición de estos proyectos.
Fuentes conocedoras del avance de la Colectora señalaron a Energía Estratégica que en estos momentos se están concretando procesos de consultas previas, licencia ambiental, servidumbres, los cuales se demoraron más de la cuenta por la llegada del COVID-19. Consideran que, en el mejor de los casos, la línea en 500 kV podría estar operativa en el primer semestre del 2023.
