A fines del 2019, el Gobierno de Colombia adjudicó un total de nueve proyectos de energías renovables, por 1365 MW.
Se trata de seis centrales, que suman 1.077 MW, y que se emplazarán en el departamento de La Guajira; y tres parques solares fotovoltaicos, por 288 MW, adjudicados por Trina Solar.
El año pasado, a raíz de la COVID-19, los proyectos se vieron resentidos en su desarrollo.
Según pudo saber Energía Estratégica, el cronograma de entrada en operaciones de las tres plantas fotovoltaicas para finales del 2021 podría postergarse.
Uno de los principales inconvenientes (en el que se encuentran todos los adjudicatarios de la subasta) fue la ralentización de licenciamientos ambientales, demorados más de la cuenta a causa de la pandemia. 
Precios adjudicados en la subasta de Colombia.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía El problema es que el contrato, al ser financiero, no reconoce contratiempos de índole de fuerza mayor.
Por lo tanto, a partir del 1 de enero del 2022, las empresas adjudicatarias deberán venderle energía a los comercializadores al precio acordado en la subasta, sea energía proveniente del propio proyecto o de otro.
Una de las dificultades que advierten desde Trina es que, a medida que la COVID se fue instalando en Colombia y los proyectos se fueron atrasando, podrían empezar a necesitar energía del mercado, inconveniente que en un escenario sin pandemia no hubiese existido.
Pero el problema es que, de requerir tal cobertura, no la están consiguiendo sino a precios altos, ya que no hay claridad si es que entrará en operaciones la represa Hidroituango, o si va a haber o no Niño, factores que podrían alterar el precio de bolsa de energía.
Desde el Ministerio de Minas y Energía reconocen las dificultades que ha desencadenado la pandemia.
Sin embargo, desde la cartera sostienen que no pueden postergar plazos de entrada en operación de los proyectos ni modificar condiciones porque se estaría interviniendo en la filosofía de los contratos, donde todos los players, por haber participado de la subasta, aceptaron con antelación esas reglas de juego.
No obstante, fuentes ligadas a Trina confían a este medio que los funcionarios de Gobierno están enfocados a destrabar y acelerar procesos pendientes de licenciamiento ambiental.
"Están trabajando codo a codo con nosotros", asegura una fuente. 
Los proyectos adjudicados en la subasta a largo plazo El problema de los eólicos Según pudo constatar Energía Estratégica, las empresas adjudicatarias de los parques eólicos tardarán más en poner sus centrales en funcionamiento, pero tienen el asunto un poco más resuelto que Trina. ¿Por qué? Desde el vamos las centrales eólicas sabían que dependerían de dos importantes desafíos antes de ver girar sus aspas en territorio Wayuu.
Por un lado, acordar con estas tribus originarias para poder avanzar con la construcción de sus proyectos.
Ese tema, con el COVID, se tornó verdaderamente complejo.
Las consultas previas se postergaron y con ello el licenciamiento ambiental de las obras.
Por otro lado, un tema aún más dificultoso: la operatividad de la línea en 500 kV "Colectora.
Por más que las seis centrales eólicas estén completamente construidas, para evacuar su energía (y venderla a los comercializadores) necesitarán de esa obra eléctrica.
De otro modo no podrán despachar la energía que produzcan. 
Fuente: Grupo Energía Bogotá ¿Cuándo entrará en funcionamiento la Colectora? Algunos hablan del 2024.
Es que el proyecto, que se extenderá unos 475 km, atravesando el centro-norte de La Guajira hacia el César, también requiere del visto bueno de las comunidades para su licenciamiento ambiental.
En efecto, como las empresas adjudicatarias de parques eólicos (AES, Celsia y EDPR) ya sabían que sus proyectos iban a presentar estos atrasos, desde el mismo momento de su adjudicación (en 2019, antes de la pandemia) acordaron contratos de respaldo de energía en el mercado a precios más competitivos de los que está pudiendo negociar Trina. Ejecución de garantías No obstante, los eólicos podrían enfrentar un problema que no tendrán los solares: la ejecución de sus respectivas garantías de puesta en operación si es que sus proyectos no empiezan a evacuar su energía antes del 31 de diciembre del 2023.
Esta garantía corresponde al 10 por ciento del valor total del contrato asociado al proyecto adjudicado, por un año.
Además contempla un incremento en el monto de cobertura de la garantía en la medida en que el proyecto no entre en operación comercial en la fecha establecida, la cual se irá actualizando cada 6 meses y llegará al 50 por ciento del valor del contrato para un año.
Lo que las empresas están pidiendo es que la garantía se corra un año más: al último día del 2024.
Pero por el momento la respuesta del Ministerio de Minas y Energía se mantiene: los contratos establecidos no se pueden modificar.