Falta poco para que en el departamento de La Guajira exista una fuga de inversiones del sector de energías renovables. Pues a pesar de contar con recursos naturales envidiables en el resto del mundo para la construcción de granjas solares y parques eólicos, las peculiaridades que envuelven esa región y a sus comunidades está haciendo inviable el desarrollo de infraestructuras que impliquen el uso de fuentes no convencionales.
Con el reciente anuncio de Celsia sobre el interés de vender sus proyectos de energía eólica ubicados en la Guajira y producir esa energía por fuera del país, es necesario que, como personas del común, sepamos las causas que han motivado a las empresas a suspender sus actividades y a reconsiderar sus inversiones en parques eólicos en el departamento. Y más importante aún, saber si esta situación incrementará las tarifas de energía a nivel nacional. Pero antes de responder a tales inquietudes, es necesario contextualizarse.
En el año 2019, el Ministerio de Minas y Energía introdujo un mecanismo para fomentar las inversiones en fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) en el país. En esta iniciativa llamada “Subasta de Renovables” participaron por un lado Vendedores (Generadores de energía) y por el otro Compradores (Comercializadores de energía o, como coloquialmente se conocen, Prestadores del Servicio). Los Vendedores ofrecían la construcción de una planta de generación, las cantidades de energía a entregar, precio de venta y fechas de inicio de suministro. Mientras tanto, los Compradores indicaban el precio que estaban dispuestos a pagar por la energía ofrecida por los Vendedores. Los adjudicados celebraron contratos de venta de energía a largo plazo con vigencia de 15 años a un precio fijo con indexación anual.
Cabe mencionar que este mecanismo fue considerado gratamente conveniente para el sector. La razón yace en que, en el año 2019 las FNCER representaban apenas un 0,7 % de la matriz eléctrica del país. Con las adjudicaciones de la Subasta, el Ministerio de Minas y Energía aspiraba a incrementar la capacidad en 40 veces, anticipando alcanzar un 5,5% de participación para el año 2022. El éxito de la primera subasta dio paso a la realización de otra en 2021. En esa ocasión se adjudicaron 11 contratos, aspirando que, para fines de 2023, las FNCER constituyeran el 15 % de la matriz. No obstante, al cierre de ese año, menos del 2% correspondieron a fuentes alternativas. ¿Pero qué sucedió?
Retornemos al 2019. La primera subasta cerró con la esperanza de construir 8 proyectos: 3 solares y 5 eólicos, estos últimos ubicados en La Guajira y ninguno hasta el momento se ha materializado. Actualmente con lo que se cuenta es con un proyecto suspendido indefinidamente, dos buscando una salida viable del país y otros dos con comunicados oficiales declarando su posible inviabilidad. Además, los cinco enfrentan las mismas dificultades: demoras significativas en el proceso de licenciamiento ambiental y obstáculos en la consulta previa con comunidades indígenas.
A cinco años de ser adjudicados, no es rentable para estas empresas seguir inyectando capital a proyectos que están siendo físicamente bloqueados desde hace meses. Tal fue el caso de Enel que anunció a mediados de 2023 la suspensión indefinida de la construcción del parque Windpeshi, y Celsia y EDPR se encuentran en escenarios similares. Para esta situación, una de las soluciones que ha dado el Gobierno fue la implementación de un impuesto del 6 % a las ventas de energía de los parques con el fin de destinar los ingresos directamente a las comunidades. Sin embargo, la falta de avances en los acuerdos entre empresas e indígenas evidencia que, dos años después, esta medida no ha logrado su cometido.
En cuanto al licenciamiento ambiental, el Ministerio de Ambiente recién publicó un proyecto de Decreto para transferir la responsabilidad de los estudios al ANLA quitándole ciertas cargas a las CAR que son conocidas por sus lentos procesos burocráticos. Así, al ANLA le correspondería el estudio de licencias ambientales de parques con una capacidad superior a 50 MW y a las CAR únicamente aquellos entre 10 MW y 50 MW.
Por último, es un hecho que, si estas empresas abandonan los proyectos el precio de la energía aumentará a nivel nacional. Expertos sostienen que podría experimentarse un aumento entre el 8 % y el 13 %. La causa se da por las implicaciones evidentes en la oferta y la demanda, pero además, porque la finalidad de los contratos a largo plazo adjudicados en las subastas era asegurarle a los Prestadores de Servicios un precio estable sin fluctuaciones durante 15 años. Sin embargo, si los parques no entran en operación, los Prestadores se verán obligados a recurrir a la Bolsa de Energía, donde los precios pueden dispararse en épocas de sequías u otras contingencias haciendo que los Comercializadores queden a merced de estas variaciones.
