¿En qué va la línea más importante para conectar las energías renovables no convencionales?

La agenda de la transición energética no se detiene y en ella el papel de las energías renovables no convencionales es fundamental. Colombia, desde el gobierno Duque, avanzó en varias subastas de energía de nuevos parques de generación -eólicos y solares, inicialmente-, que permitieran incorporar cerca de 2.900 megavatios nuevos, con inversiones que superan los 3.000 millones de dólares. Esto significa multiplicar por cien veces la capacidad instalada de estas fuentes que existían en el año 2018.

A corte del 15 de mayo de este año, el país contaba con más de 20 granjas solares, 2 parques eólicos, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y 3.000 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala, con una capacidad de 800 MW. “Adicionalmente, el sector cuenta con más de 3.400 MW de proyectos en etapa de construcción, lo cual incrementará la participación de las energías renovables no convencionales en la matriz eléctrica de menos del 0.2% en 2018 a más del 16% en 2023″, señaló en su momento un informe del Ministerio de Minas.

Sin embargo, los tiempos no están cuadrando y gran parte de la oferta de energías renovables tiene retrasos que podrían generar tensiones a un sistema que espera la incorporación de una mayor oferta, ante el crecimiento de la demanda.

Uno de los ejes clave de las energías renovables es La Guajira por el nivel de radiación del sol y la fuerza con que soplan los vientos en esa zona. Sin embargo, allí las tensiones han sido sociales y ambientales. Las consultas previas con comunidades no se han podido cumplir en su totalidad, generando retrasos pues son la fase previa para solicitar la licencia ambiental.

Uno de los casos más emblemáticos es el de la línea Colectora, que lidera el Grupo de Energía Bogotá (GEB). Colectora es uno de los proyectos de trasmisión de energía eléctrica más importantes en nuestro país, ya que incorporará al Sistema Interconectado Nacional la energía renovable que producirán los 7 parques eólicos de La Guajira.

AES tiene 4 parques -Irraipa 99MW, Carrizal 195 MW, Casa Eléctrica 180 MW, Apololorru 75 MW- que suman 549 MW. Por su parte, EPM tiene EO200 Iapure con 201 MW, y Enel los proyectos Kuisa de 200 MW y Urraichi de 100 MW que suman 300 MW. En total tendrá que conectar 1.050 MW, proyectos aportarán cerca del 10% de la demanda de energía eléctrica de Colombia.

Para analizar en qué va el proyecto de Colectora y cuáles son sus tiempos, SEMANA conversó con Fredy Zuleta, gerente de transmisión del GEB.

SEMANA: ¿Cuál es la importancia de las energías renovables no convencionales en la transición energética?

Fredy Zuleta: El país avanza en un proceso de transición energética de manera muy decidida. La transición tiene un componente de energía renovables no convencionales importante. La matriz energética de Colombia ya, de por sí, es una de las más limpias del mundo porque la energía hidráulica es una energía limpia. Sin embargo, el proceso de transición incorpora energías renovables no convencionales, la mayor entrada de energías eólicas y solares, cuyo mayor potencial está en el norte del país. La parte solar en Cesar, Magdalena y Guajira y la eólica principalmente en Guajira. La identificación de ese potencial eólico y solar tanto dentro del territorio como off shore hace de esta, una zona especialmente rica en ese proceso de generación renovable no convencional. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sacó en 2017 un proyecto que nos fue adjudicado muy al inicio del 2018 y busca una línea de transmisión que permita incorporar todo ese potencial de energías con los centros de consumo del país.

SEMANA: ¿Cuál es el reto en materia de conexión de estas energías renovables?

F.Z.: Colombia no es ajena a lo que le pasa a la mayoría de los países de América Latina, donde el potencial de generación de energía eólica y solar está lejos de los centros de consumo. Pasa en Chile, allí la mayoría de la energía solar y eólica se produce en el desierto de Atacama y eso está a 2.000 o 2.500 kilómetros de Santiago y de los principales centros de consumo hacia el centro de Chile. En Brasil sucede igual: el nordeste brasilero tiene el mayor potencial de generación eólica y solar y los centros de consumo están de Río hacia abajo. Eso hace que la entrada de las energías renovables no convencionales genere una presión muy fuerte sobre los sistemas de transmisión. Ese es el caso de Colombia en esa zona de La Guajira hacia Uribia y bajando por todo el centro de La Guajira, pues el nivel de transmisión jamás permitiría interconectar esos parques y, por lo tanto, se requieren líneas nuevas en alto voltaje y en alta tensión.

SEMANA: ¿Qué es Colectora?

F.Z.: Colectora es una de esas líneas, por no decir que la más importante, que permitirá que desde La Loma (Cesar), donde sí hay un sistema interconectado una red nacional, hacia el centro del país se pueda usar esa energía. Y de ahí surge, pues toda la discusión de la transición energética y la entrada de los 6.000 o hasta 20.000 megas potenciales que puede haber en el Caribe colombiano, pero son cifras entre comillas porque la línea de transmisión no entrará en la fecha que se esperaba. Es una línea de 500 kV o sea, es el mayor de los niveles de tensión que se maneja en Colombia en doble circuito, el cual permite traer alrededor de 1.000 megavatios en un primer momento. Esa misma línea, con simplemente tender dos cables más o dos circuitos más, traerá otros 1.050 megas adicionales.

SEMANA: Para dimensionar, ¿de qué estamos hablando?

F.Z.: Estamos hablando de 360 a 370 kilómetros lineales, pero como son dobles de circuito terminan siendo mucho más de 400 kilómetros de líneas que vamos a construir. Inicialmente hay 1.050 megas garantizados o que ya tienen garantías y que ante la UPME han presentado todas las solicitudes; incluso algunos de ellos participaron en las subastas para conectarse en colectora, pero el potencial de proyectos inscritos en la UPME es de más de 7.000, o sea, realmente si ponemos mil o conectamos el segundo circuito 2.000 o inclusive si hiciéramos otra línea como la que el plan de expansión nacional tiene visualizada, habría energía suficiente para conectar. Pero inicialmente estamos hablando de 1.050 megas.

SEMANA: ¿Cuál es la complejidad del proyecto en materia de comunidades?

F.Z.: Hay dos cosas muy interesantes para entender la complejidad del proyecto. Lo partimos para su proceso de licenciamiento ambiental en dos tramos. El tramo de abajo, que es el más largo con 250 kilómetros entre La Loma, Cesar, y Cuestecita, en La Guajira, pese a ser mucho más largo en kilometraje, solo está en el área de influencia de 12 comunidades étnicas. Ahora ese solamente entre comillas porque tiene los cuatro pueblos de la Sierra Nevada, los cuatro pueblos que están dentro de la Línea Negra, que uno podría pensar que era una complejidad alta y tiene seis comunidades chupas, que son unas comunidades que han tenido en los años recientes, unas discusiones muy fuertes con el Estado por su territorio y además cuatro comunidades étnicas. Mientras tanto, en el tramo de arriba entre Cuestecita y Colectora son solo 110 kilómetros, pero hay 212 comunidades étnicas. Es decir, tiene en promedio una comunidad cada 500 metros.

SEMANA: ¿Cuál es el driver que genera los retrasos?

F.Z.: La distancia y los temas ambientales no son el driver que genera los retrasos. Es la complejidad del proceso de consulta porque mientras en el tramo de abajo con 12 comunidades ya surtimos las consultas y ya tenemos la licencia ambiental de la Anla expedida y vamos a empezar construcción este mismo mes, en el otro tramo todavía no hemos terminado las consultas previas por lo tanto no hemos radicado el estudio de impacto ambiental y estamos a más de seis meses de tener licencia ambiental, a pesar de que es un tramo más corto.

SEMANA: ¿Cuáles son los tiempos con los que arrancaron el proceso y cuáles han sido en este momento los retrasos que tienen en la entrega de Colectora?

F.Z.: El proyecto fue adjudicado por la UPME en enero de 2018 y tenía como plazo estimado de terminación noviembre 30 de este año. Sin embargo, múltiples razones han hecho que los tiempos se hayan tenido que mover. El proyecto es uno solo y el plazo es uno solo y la UPME adjudica un solo proyecto. Sin embargo, nosotros dado que ya tenemos licencia del primer tramo, estamos intentando entrar ese primer tramo, lo antes posible y la idea es que entre julio y agosto de 2024 entren esos primeros 250 kilómetros que estamos construyendo entre La Loma y Cuestecita y el cronograma a hoy, con las fuerzas mayores que han ocurrido y la conversación que hemos tenido con la UPME y con el Gobierno, habla de agosto de 2025 para el tramo superior entre Cuestecita y Colectora. Esa es nuestra fecha límite.

SEMANA: ¿Cuáles son los factores que han dificultado el cumplimiento del cronograma? Además de la complejidad de las conversaciones con las múltiples comunidades y del proceso de licencia ambiental, ¿también hay temas de financiación?

F.Z.: La financiación no tiene ninguna incidencia en este tema. Cuando el GEB se presenta a la convocatoria ya había adelantado un proceso de la licencia ambiental que se llama el diagnóstico ambiental de alternativas. En la gran mayoría de proyectos ese proceso solo comienza cuando es adjudicatario. Podría no ganarlo y perder ese dinero. El GEB hace la apuesta por su importancia y realiza ese trabajo antes de que la convocatoria saliera y cuando nos adjudican en enero, ese estudio ya estaba radicado la Anla que, surtiendo su plazo y un par de meses después, nos otorgó el resultado del diagnóstico ambiental de alternativas. De esa manera, podría decir que empezamos con casi un año a favor de lo que en otras circunstancias hubiera significado empezar ese día a hacer el diagnóstico. Nosotros nos ganamos ese tiempo.

Y ese día nosotros dijimos: “vamos a entregar por primera vez el país un proyecto seis meses o un año antes”. Y teníamos toda la voluntad de hacerlo y le apostamos a eso. Sin embargo, el proceso empieza y lo primero que se debe hacer cuando se tiene un trazado ya definitivo, es el recorrido por el que va la línea. Se le solicita al Ministerio del Interior que diga con cuáles comunidades procede realizar una consulta previa.

SEMANA: ¿Y cómo fue ese proceso?

F.Z.: Esa respuesta del Ministerio tardó más de un año. Es decir, todo el tiempo que nos habíamos ganado en el diagnóstico de alternativas lo perdimos en el tiempo que tardó el Gobierno en decirnos cuáles consultas teníamos que hacer. Comenzamos todas las aproximaciones con las comunidades. En ese momento en el país, nunca se había hecho una consulta tan grande: 224 comunidades en un solo proyecto energético, eso nunca había pasado. Entonces no había el manejo detallado de cómo hacerlo y nosotros arrancamos una estrategia que anticipaba toda esa problemática y, dado que la densidad de comunidades es tan alta, le propusimos a las comunidades hacer consultas agrupándolas. No una cada 500 metros sino las 4, 5, 10 o 15 que están cerca, que tienen afinidad familiar, que tienen afinidad territorial.

SEMANA: ¿Cómo les fue?

F.Z.: En ese momento surge en el Gobierno anterior una idea: una iniciativa que se llamó la gran consulta. Se creó una expectativa monumental con el tema de la consulta y todas las comunidades se echaron para atrás. Ya ninguna quiso juntarse con otras, ya cada una quería su propia consulta, en su propia ranchería con sus propios impactos, con sus propias compensaciones. Lo que nosotros creíamos que podíamos hacer más o menos entre unas 30 y 40 consultas grandes, pues terminaron siendo 224 consultas una por una.

SEMANA: Eso alargó otra vez el cronograma...

F.Z.: Habíamos arrancado el proceso de consulta en más de 200 comunidades. Íbamos muy bien y entra la covid y nos dicen no se puede ir a las comunidades. Hay que respetar los espacios, no hay coberturas de salud suficientes para asumir ese riesgo de contagiar comunidades; además todo lo que significaba mantener las distancias. Inventamos protocolos, formas de hacer reuniones virtuales, hubo una gran oposición, porque las reuniones virtuales por el tema del idioma no eran bien recibidas por la gran mayoría de las comunidades. Todo eso generó otra vez un retraso muy grande. Nos tomó casi un año poder volver con todos los protocolos de seguridad a las consultas presenciales en los territorios.

SEMANA: ¿Qué otras problemáticas identificaron?

F.Z.: Hay una problemática específica: que una comunidad es casi una familia y la comunidad que sigue también es de su familia, pero tiene una certificación como comunidad que es independiente. Entonces uno diría que es simplemente de la forma normal como está organizado el territorio. Lo que sí nos afecta son las migraciones. Y la gente que empieza a llegar y dice: “pero es que la autoridad realmente legítima no es esa con la que usted está hablando, soy yo. O el Ministerio certificó una autoridad, pero resulta que esa autoridad llegó después que yo y volví”. O argumentan que son los reales dueños del territorio y se despierta otra problemática que es el responsable de gran parte de las trabas: la conflictividad que tienen las comunidades entre ellas. Tienen conflictos por resolver de distintos tipos, algunos de representatividad, otros de territorio.

SEMANA: ¿Qué argumentan en ese contexto?

F.Z.: Una cantidad de cosas donde ellas mismas dicen: “hasta que yo no resuelva este conflicto, prefiero no entrar en una consulta previa porque eso va a agravar el conflicto”. Llegamos a tener más de 80 conflictos entre las 224 comunidades. 80 comunidades con las que no podíamos avanzar en el proceso por su propia conflictividad. Eso lo fuimos trabajando en gran parte con ayuda de la Dirección de Asuntos Indígenas del Ministerio, de la Gobernación de La Guajira y de palabreros o personas que nosotros mismos propiciamos para que ayudaran a esa solución. Como resultado, fue bajando el número. Al principio de 2022 arrancamos con 57 conflictos y hoy estamos aún pendientes de resolver cuatro.

SEMANA: ¿Cuántas consultas aún están pendientes?

F.Z.: Al día de hoy, siete de diciembre de 2022, de las 224 comunidades de todo el proyecto nos están faltando solamente 9 por protocolizar la consulta previa, que es el único requisito que nos falta para poder radicar el estudio de impacto ambiental. Claro, estamos muy cerca, pero obviamente esas nueve, pues no tienen el mismo nivel de dificultad de las nueve primeras, estamos hablando de las más conflictivas por una razón o por otra.

SEMANA: ¿Cuál es el escenario hacia el futuro inmediato? La viceministra de energía estuvo visitando la zona, ¿en qué quedaron?

F.Z.: Efectivamente, la viceministra recorrió todo el territorio durante varios días. Nosotros solo lo acompañamos un día, en el que ella tuvo la oportunidad de reunirse con dos de las comunidades que aún estamos pendientes de protocolizar una consulta. Se formó una imagen muy clara de la situación, de las dificultades del territorio.

Es un territorio donde el país no ha estado por mucho tiempo, hay muchas de esas comunidades que jamás vieron un representante del Gobierno y ellos esperan que quien llega, resuelva la deuda histórica por decirlo así que el Estado tiene con algunos de esos territorios. A pesar de eso, hemos logrado ya 215 protocolizaciones.

De las nueve que faltan en la ministra pudo percatarse que había tres en agendamiento y pendientes de agendar el taller de cierre, otras tres tienen conflictos aún que prevalecen entre ellas. Y tres más con expectativas de compensación que superan lo que vale el proyecto completo. Un número sin racionalidad. Es un proyecto de transporte de energía de una empresa con recursos públicos y su expectativa de compensación la respetamos, pero tiene que acercarse a las más de 215 con las que tenemos acuerdo. Esperamos acercarnos a ellas en las próximas semanas.

F.Z.: Y en las 3 que tienen conflicto si no hay posibilidad de que ese conflicto se resuelva en las próximas semanas, habrá que estudiar algún mecanismo donde se ejerza un ejercicio similar a la consulta y la compensación que le corresponde a esas comunidades quede reservada para que cuando su conflicto se resuelva puedan ellas ir y recibir en lo que les corresponde en la compensación de sus impactos.

Uno esperaría no tener que llegar a esa medida, pero en aras del interés nacional en algún punto tendría que hacerse y nuestro estimado es que eso debería ocurrir antes de febrero del año próximo, si no queremos incurrir en retrasos adicionales. Nuestra fecha límite para que esas decisiones ocurran y terminemos la consulta previa es febrero del 23 para que la fecha de julio del 2025 no se retrase más aún.

SEMANA: Viene la coyuntura, como un cierre financiero en medio de presiones inflacionarias, altas tasas de interés y dólar a 5.000 pesos, ¿cómo está el escenario frente a lo planteado hace unos años?

F.Z.: Interesante pregunta para aclarar algunas cosas porque hay gente que ha dicho que nos conviene que los proyectos no se hagan a tiempo como si fuera de nuestro beneficio no ejecutarlo a tiempo. Eso es falso. Lo primero es que desde mucho antes de que se definiera la fecha de noviembre 30 en la que debimos haber entrado, ya habíamos comprado todo el acero de las torres, todos los materiales de la línea, los cables, los conductores, la gran mayoría, por no decir todos, los equipos de la subestación; los contratos para montar esas subestaciones están adjudicados. Un porcentaje muy alto del capex de la inversión que exige este proyecto ya fue asumida por el GEB. De hecho, con sobrecostos asociados por motivos de la covid, los commodities como el acero y el aluminio subieron muchísimo de precio y esto generó unos sobrecostos. Igualmente, los microcircuitos han subido en el mercado internacional, aumentando los sobrecostos en la electrónica de las subestaciones.

Pero son costos que ya asumimos; efectivamente los retrasos nos generan sobrecostos, el tiempo y la macroeconomía mundial nos han generado unos impactos. Además, el hecho de ejecutar un proyecto en seis o en ocho años en lugar de cuatro, claramente, tiene sobrecosto de ingeniería, de administración, de predios y de todo el proceso de relacionamiento. Entonces, nosotros no tenemos ningún beneficio de que el proyecto no se ejecute y la mayoría de la inversión de activos fijos ya se ejecutó. Es decir, no espero sobrecostos asociados a eso en el en el futuro, pero eventualmente sí sobrecostos asociados a temas de relacionamiento de territorio etcétera. Si los retrasos son mayores, eso claramente es muy perjudicial.

SEMANA: ¿En el tema de endeudamiento les cambiaron mucho las condiciones con el aumento de tasas de interés y con el dólar a 5.000 pesos?

F.Z.: La gran mayoría de las cosas en dólares ya están compradas. Cuando el dólar se pegó la última disparada, nosotros ya habíamos incurrido en la gran mayoría de las erogaciones en dólares, pero nos falta todavía los componentes de subestaciones, pero yo no creo que ese sea el corazón del tema. Este va a ser cómo vamos a resolver todo este tema social, avanzar en la licencia ambiental para poder construir en el plazo y darle al país una infraestructura que definitivamente necesita para poder avanzar de su transición energética.

Nosotros estamos jugados por el país, por el proyecto, por la transición energética. El proyecto se va a hacer sin ninguna duda. Aquí el tema es que tan rápido resolvemos esto y cómo incurrimos en el menor nivel de recursos para lograrlo. Y ahí básicamente lo que hacemos es una invitación a todos los agentes del país para que trabajemos juntos en esto que aquí es una suma de cosas.