En 2019 Trina se instaló con fuerza en Colombia tras salir adjudicada de toda la potencia solar fotovoltaica que fue adjudicada en el certamen: «San Felipe», de 90 MW, que se emplazará en Tolima; «Cartago», de 99 MW, ubicado en Valle del Cauca; y «Campano», de 99 MW, que se construirá en Córdoba.
De acuerdo a información oficial, Trina ofertó por San Felipe 99,21 pesos por kWh; por Campano 99,91 pesos por kWh; y por Cartago 93,81 pesos por kWh.
Las estimaciones de la empresa era que los parques ingresen en funcionamiento poco antes de la fecha de compromiso por contrato: enero del 2022.
Sin embargo, el COVID impactó de lleno en las proyecciones.
Para conocer el estado de situación de los proyectos y expectativas de Trina de cara a la nueva subasta a largo plazo de energías renovables que el Gobierno de Colombia está llevando a cabo, Energía Estratégica dialogó con Rubén Borja, Gerente de la compañía para ese país. ¿Cómo avanzan los proyectos adjudicados y cuándo podrían ingresar en operación comercial? Los proyectos siguen avanzando, pero desafortunadamente no al ritmo que nosotros esperábamos.
Independientemente de apoyo del Ministerio de Minas y Energía, que ha vinculado los proyectos en las discusiones de las mesas de alto nivel, ha declarado los emprendimientos en los status de PINE (Proyecto de Interés Nacional y Estratégico) y está haciendo seguimientos quincenales de los asuntos críticos de los proyectos, vemos que las instituciones no avanzan a los ritmos que esperábamos.
La obligación de enero del 2022 ya no es posible.
Los proyectos por lo menos se van a atrasar 6 meses y esto se da fundamentalmente porque han sucedido varias cosas.
En uno de los proyectos nos tocó hacer una consulta con la comunidad, sobre todo por la construcción de una línea de transmisión, y eso nos atrasó un par de meses más.
Si bien tuvimos ayuda del Ministerio del Interior y la Consejería Presidencial para la Competitividad, desafortunadamente los tiempos no van a los ritmos que esperábamos.
Si a esto le sumas atrasos por el COVID, como términos que se han congelado en alrededor 9 meses en los cronogramas de los proyectos por las suspensiones de visitas.
Afortunadamente los temas se van resolviendo pero habrá retrasos El COD (fecha de operación comercial) de los proyectos debería estar para finales del Q2 (segundo trimestre) o principios del Q3 (tercer trimestre) del 2022.
Eso significa un atraso de, como mínimo, 6 meses, en los cuales Trina va a tener que salir a honrar los contratos financieros y ahí estamos en la tarea de salir a buscar un portafolio de coberturas, que puede componerse de contratos bilaterales, derivados del clima, con seguros.
Además estamos explorando diferentes tipos de contratos y así armar portafolios para poder alivianar el impacto económico que puedan tener los proyectos debido a estos retrasos. ¿Y esa negociación para la cobertura de energía cómo ha sido? Ha sido difícil.
No es un secreto que el mercado no estaba ofreciendo energía.
Era casi imposible conseguir cobertura de contratos bilaterales porque había mucha incertidumbre de cara a un Niño para el 2022.
Pero hoy ya sabemos que ese fenómeno no es factible para el año que viene, lo cual nos beneficia mucho porque podemos dejar una porción más grande expuesta a bolsa que, bien manejada, hasta podría dar beneficios.
Además sabemos que va a haber más oferta de energía porque muchos generadores, sobre todo los incumbentes, estaban siendo conservadores en ofrecer energía por las expectativas de un Niño.
Y ahora podrían liberar más energía, lo que aumenta la probabilidad de firmar contratos.
Pero realmente ha sido muy complicado cerrar contratos, y ahí nos ha tocado ponernos creativos y pedir ayuda de algunos consultores para poder formar ese portafolio, consiguiendo diferentes alternativas. ¿Qué tanto impactó en la Tasa Interna de Retorno (TIR) estos contratiempos? Es una información que todavía no podemos revelar.
Podemos decir que no estamos en números negativos, pero obviamente sí vamos a tener un impacto grande.
Y no sólo eso, sino desafortunadamente la tecnología, como los paneles solares, ha subido muchísimo de precio. Pensando en la nueva subasta de renovables, ¿está la posibilidad de que Trina vuelva a participar? Sí, está esa posibilidad.
Estamos viendo qué proyectos de nuestro pipeline serían candidatos a presentarse.
Es una subasta muy parecida a la anterior, como mecanismo.
Considero que hay una alta probabilidad de que sea una subasta exitosa, pero tal vez tengan mayores posibilidades los incumbentes por la fecha de obligación del contrato financiero fijada para enero del 2023, que es demasiado retadora.
Cuando miras los proyectos que pueden entrar (registrados en UPME), la mayoría son solares, pero mucho de ellos son pequeños, los cuales tienen que renunciar a su beneficio por planta menor, por lo que no pueden ser tan competitivos como una planta grande por un tema de economía de escala.
Es decir, creo que va a ser una subasta exitosa, muy concentrada en solar pero beneficiando a los incumbentes que tengan otras partes de generación para poder honrar los contratos en enero del 2023 y tener un margen, como en la subasta anterior, de ingresar dos años después de esa fecha.
Por ende, va a ser una barrera muy grande para la participación de las empresas que no somos incumbentes. ¿Cómo cree que va a impactar una menor participación de los eólicos en la subasta? En principio creo que va a haber precios promedios de adjudicación más altos, ya que, como explicaba, no hay muchos proyectos solares de gran volumen de potencia instalada que estén listos para participar en esta subasta, pudiendo entrar en operaciones en enero del 2023.
Entonces, al no haber tantos proyectos listos para esa fecha, lo primero que hay que meter en el modelo financiero son los costos por contratos de respaldo, que es lo que estamos sufriendo nosotros en Trina por considerar que no los íbamos a necesitar, de acuerdo a nuestro cronograma y a la madurez del desarrollo de los proyectos, pero por el COVID eso no va a suceder.
Además, la energía solar ha tenido un incremento de precios de alrededor del 25 al 30% en el coste de los paneles en el último año.
Eso significa que esa suba se va a ver reflejada en el precio de la oferta de la energía, porque es el coste más significativo de una planta solar (alrededor del 35% del proyecto total).
Ya esos dos factores hacen que si tú quieres mantenerte en un nivel de TIR competitivo, te tienes que ir a precios más altos que la subasta anterior.
También, el hecho de que no haya mucha participación de eólicos, eso le permitirá a las ofertas solares tener un poco más de margen para ofertar precios un poco más altos.