A principios de este mes, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó que Colombia será uno de los pocos países del mundo en lanzar una subasta eólica marina. Según aseveró la funcionaria, en agosto se lanzarían los pliegos.
Y se acotaría el área a subastar dentro del Atlántico, donde cabrían "entre cuatro y seis proyectos de generación eólica", indicó Vélez.
En diálogo con Energía Estratégica, Armando Politi, Country Manager de BlueFloat para Colombia, una de las compañías más destacadas a nivel mundial en materia de energía eólica marina, comenta que, si bien aun se desconoce a ciencia cierta cómo serán los pliegos, frente al anuncio de la ministra considera que sería un error limitar el ratio para esta primera convocatoria.
"Si las mejores áreas, en términos de viento, están hacia el norte de Colombia, del Atlántico hacia La Guajira, no sería estratégico considerar sólo la zona del Atlántico", observa.
Pero el Gobierno argumenta que, por temas de conectividad, es preferible que la convocatoria se centre sobre el Departamento del Atlántico, sobre todo porque la Dirección General Marítima (Dimar) no había terminado de hacer el ejercicio completo de restricciones para este tipo de proyectos hacia el norte.
Pero Politi argumenta: "el tema de la conectividad realmente no es una barrera porque estos proyectos los estamos proyectando a ocho y diez años vista: al menos al 2030, 2032, por lo menos; entonces, el tema de la conectividad se podrá solucionar con unos planes estructurados del gobierno y de expansión de líneas y subestaciones.
De lo contrario, para el ejecutivo ceñirse al Atlántico limitará el número de participantes, lo que se traducirá en menos ofertas y, en efecto, menos competitividad de precios.
"Poner en juego solamente el área que el Gobierno adelantó que pretende, donde se podrán montar entre cuatro y seis proyectos, va a limitar la llegada de compañías, porque si bien es una zona buena, no es la mejor; además, compañías como la nuestra en el mundo, cuando entramos a licitaciones, vamos siempre por tres o cuatro áreas importantes para poder hacer la inversión a riesgo inicial y poder llevar a cabo al menos un proyecto adelante que recupere la inversión", explica Politi. Potencia a licitar Cabe destacar que BlueFloat avanzó inicialmente en Colombia con siete áreas: tres de ellas se adecúan a la licitación del Atlántico, dos en la zona de Santa Marta y dos más en la zona de La Guajira.
De esos siete proyectos, la compañía presentó todos los trámites para obtener las prefactividades correspondientes ante Dimar, pero sólo tres de ellos la obtuvieron.
Los proyectos que avanzan son: Vientos Alisios, de 500 MW pero con conexión aprobada de 200 MW por parte de la UPME, y dos proyectos más denominados Goleta y Bergantín, cada uno de 825 MW, que también obtuvieron prefactibilidad de la Dimar.
Si bien Vientos Alisios tiene fecha de entrada en operación comercial para el 8 de diciembre del 2025 ante la UPME, Politi aclara que el FPO fue modificado ante el Dimar, para el 2032, al igual que Goleta y Bergantín.
Consultado sobre cuál sería el volumen a subastar ideal para atraer proyectos, Politi opina que se deberían poner en juego 4 GW y que, si las condiciones son realmente propicias, se recibirían ofertas por 5 veces la capacidad que se oferte.
En ese caso, se presentarían propuestas por 20 GW.
"Nosotros creemos que podemos ofertar alrededor de 2 GW en este momento en Colombia.
BlueFloat tiene 24,6 GW a nivel mundial.
Podríamos hacerlo pero para ello necesitamos más previsibilidad; por lo que 4 GW en la licitación es una cifra razonable", asevera el ejecutivo. Plazo de PPA Liliana Alemán, quien fuera directiva de EDP R y ahora es consultora, confió oportunamente en una entrevista para Energía Estratégica que el plazo de los PPA no debiera ser a 20 años, como se estructura, por ejemplo, la subasta de Cargo por Confiabilidad, sino a 30 años, teniendo en cuenta la envergadura de estos proyectos.
SEstoy totalmente de acuerdo con Liliana.
El retorno (de la inversión) de los PPA de esos proyectos tienen que ser de alrededor de 30 años.
De hecho, en los pliegos, o en la resolución, se llega a hablar de la concesión marina, que es de 25 años, más 15.
Los PPA deben ser de la longitud que la concesión marina lo permita; estamos hablando entre 30 y 40 años", considera. Tiempos justos De acuerdo a la hoja de ruta eólica costa afuera (ver), Colombia debería llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.
Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.
"Tenemos un potencial de instalación de casi 100 gigavatios de potencia en el Caribe, pero yo creo que actualmente, pensando al 2030, los plazos son apretado para llegar al primer objetivo", observa Politi.
Como se comentó, BlueFloat alcanzó prefactibilidad en tres proyectos; para Politi, estos emprendimientos tendrían que haberlos adecuado a la resolución actual del Dimar.
"Con ello nos hubieran permitido seguir trabajando, haciendo las inversiones", asegura.
Y justifica: "hoy por hoy, cualquier compañía que llegue a plantear un proyecto en la subasta, va, al menos, tres o cuatro años detrás de nosotros.
Por lo que hay hitos burocráticos de dificil cumplimiento.
En sus proyectos, Politi indica que BlueFloat realizó estudios oceanográficos, preingenierías, tomaron datos marinos, pliegos de los términos de referencia para los asuntos ambientales y alcanzaron a comenzar la fase 1 de la licencia ambiental de Goleta y Bergantín.
Por tanto, para el ejecutivo el objetivo al 2030 "no es muy factible, y no sólo por el proceso de la subasta sino por la adecuación de los puertos e infraestructura eléctrica necesaria, inversiones que deberán realizarse en los próximos "6 a 8 años para poder soportar todo el despliegue de estos proyectos. Dólares, hidrógeno verde y sus derivados Politi, por otra parte, está de acuerdo con la observación de Alemán de que los contratos deberán ser indexados al dólar, como ocurre en las subastas de Cargo por Confiabilidad.
El ejecutivo asegura que una tarifa "en dólares" bajará los precios de las ofertas y ello será clave para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.
Observa que, al momento que estos parques eólicos marinos estén en funcionamiento, será también el momento del hidrógeno.
Por lo que sería más adecuado pensar la energía que generen centrales no tanto para la mera inyección al Sistema Interconectado Nacional (SIN) sino para la producción de este vector energético.
"Pero si los proyectos se destinan para producir hidrógeno o amoníaco, que son productos de consumo interno pero también de exportación, y con un offtake en dólares, la energía inmediatamente baja a la mitad, o sea, es totalmente viable", concluye el especialista.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Ailén Pedrotti
