Aunque se corrigieron aspectos críticos del proceso competitivo, persiste el escepticismo por la ejecución en año electoral y la falta de certidumbre institucional.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia publicó la Adenda N.º 7 del proceso competitivo permanente para el otorgamiento de permisos de ocupación temporal en áreas marítimas, destinado al desarrollo de proyectos de energía eólica offshore.
La nueva hoja de ruta incorpora ajustes sustanciales en el cronograma, habilitación de proponentes, validación de ofertas y condiciones contractuales, con el objetivo de facilitar el avance de la primera ronda eólica marina en el país.
El proceso contempla la asignación de permisos de ocupación temporal sobre 69 áreas marítimas nominadas, con superficies de hasta 270 km² por proyecto, y requiere una potencia mínima de 200 MW por propuesta. Hasta el momento, ocho empresas han sido habilitadas por la ANH para participar, en una convocatoria que busca adjudicar al menos 1 GW de capacidad instalada, como primer paso hacia la meta nacional de 7 GW para 2040.
La etapa de depósito de ofertas, inicialmente prevista para mayo de 2025, fue reprogramada mediante la Adenda N.° 7 para el 21 de agosto, y se espera que revele el grado real de interés del sector.
Los cambios fueron autorizados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Dirección General Marítima (DIMAR), e incluyen:
- Extensión del plazo para presentar documentación de habilitación hasta el 28 de octubre de 2024 y publicación definitiva de habilitados para el 27 de diciembre del mismo año.
- Depósito de ofertas a partir del 21 de agosto de 2025, seguido de un proceso de validación y evaluación técnica hasta el 22 de octubre.
- Formalización de adjudicaciones entre noviembre de 2025 y febrero de 2026, con emisión del permiso de ocupación temporal por parte de DIMAR fijada para abril de 2026.
También se introdujeron reformas normativas orientadas a mejorar la certidumbre jurídica para los inversores. Entre ellas, el reconocimiento del derecho de renuncia sin penalidad por causas de inviabilidad técnica o económica no atribuibles al proponente, la revisión de exigencias documentales, la aclaración de los criterios evaluativos, y la modificación de la Curva S y de los hitos contractuales.
Pese a que estas adecuaciones responden a las observaciones de los participantes (desde 2023 manifestaban dificultades estructurales), la falta de definiciones en el calendario profundiza la incertidumbre en el sector.
Según explicó Liza Urbina, abogada especializada en regulación energética, “las empresas han realizado esfuerzos administrativos, presentado comentarios técnicos, y asumido inversiones, pero aún no hay adjudicación de ningún permiso”.
En diálogo con Energía Estratégica, la consultora subrayó que, si bien el gobierno promueve esta ronda como un componente central de su estrategia de transición energética, los avances concretos siguen sin materializarse.
Un repliegue silencioso
La incertidumbre que rodea a la subasta offshore no es un hecho aislado. El segmento eólico en su conjunto —incluyendo proyectos onshore— atraviesa un proceso de repliegue que pone en duda las perspectivas de nuevas inversiones en el corto y mediano plazo.
“Empresas de gran escala están negociando su salida de Colombia. En onshore, también hay actores que buscan desinvertir o traspasar activos, incluso en etapas avanzadas de desarrollo”, señaló la especialista.
Entre los casos más significativos se encuentra Statkraft, que acordó con Ecopetrol la venta de una cartera de diez compañías de proyectos renovables en Colombia —incluyendo tres desarrollos eólicos con una capacidad combinada de hasta 750 MW distribuidos en La Guajira, Sucre, Córdoba, Caldas y Magdalena— como parte de su salida del mercado local.
A este cuadro se suma la reciente adquisición, también por parte de Ecopetrol, del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) ubicado entre Uribia y Maicao, en La Guajira, que compró a Enel por USD 50 millones, con inversiones previstas por USD 350 millones hasta 2027
La pérdida de dinamismo del sector está asociada a factores internos y externos, como por ejemplo falta de permisos efectivos, ausencia de señales regulatorias claras y debilidad institucional como principales obstáculos. Mientras que nivel internacional, algunos bancos de inversión norteamericanos optaron por congelar o retirar financiamiento en mercados considerados de alto riesgo político.
“No habrá resultados efectivos en los plazos establecidos. El proceso ha estado marcado por múltiples adendas, ajustes a los pliegos, y cambios de enfoque institucional. Si bien se ha escuchado al sector, aún falta voluntad política para ejecutar lo pactado”, afirmó Urbina.
Uno de los puntos críticos identificados por la consultora es la fragmentación inicial en la gestión del proceso. En una primera fase, DIMAR lideró la expedición de permisos sin contar con plena competencia técnica; posteriormente, la responsabilidad fue trasladada a la ANH, que adaptó mecanismos de adjudicación propios del sector hidrocarburos a un mercado sin trayectoria local, lo que generó exigencias normativas «desalineadas» con la realidad del sector.
Adicionalmente, el cronograma propuesto para cerrar la adjudicación en abril de 2026 coincide con un año electoral, lo cual —según los actores del mercado— introduce un riesgo adicional, ya que la percepción general es que un eventual cambio de administración podría alterar las prioridades institucionales o ralentizar la ejecución de los actos administrativos pendientes.
Pese al escepticismo, el sector reconoce que el proceso ha evolucionado. La inclusión de causales de renuncia, la reducción de penalidades, y la claridad en los criterios técnicos representan avances significativos.
No obstante, la conclusión compartida por los consultores es que la ejecución será viable solo si se estabilizan los canales institucionales y se cumple el cronograma sin más dilaciones.
“Las empresas han sido proactivas, pero esto solo se materializa si el Estado actúa con rigor técnico y deja de introducir modificaciones sobre la marcha. Cumplir el cronograma es la única forma de recuperar la confianza”, remarcó la abogada especializada en regulación energética
Fuente: Energía – Energía Estratégica
