Ayer, en un webinar denominado “Perspectivas actuales del mercado de energías renovables”, producido por la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER Colombia), Alejandro Lucio y Alejandro Piñeros, Director y Coordinador Regulatorio de Óptima Consultores, respectivamente, analizaron aspectos de la nueva subasta de energías renovables que prepara el Gobierno.

Ambos dejaron en claro que el hecho de que se lance una convocatoria que tenga por objeto promover las fuentes renovables en el país es un hecho a valorar; sin embargo, hicieron algunas observaciones que, a su modo de ver, podrían tener impactos negativos sobre el mercado.

Piñeros, en principio, hizo una descripción de lo que hasta el momento se conoce sobre la subasta y la comparó con el proceso anterior. Indicó que la UPME dejaría de ser el implementador siendo ahora XM y que los proyectos con asignaciones previas sólo podrán ofertar en el Bloque 3 (de 17:00 horas a 00:00 horas).

Además, el Coordinador Regulatorio en Óptima Consultores señaló que ésta será una licitación de gran predominancia solar fotovoltaica, inverso a lo que ocurrió en 2019 cuando el grueso de los adjudicatarios fueron eólicos.

Precisó que existen 4.741 MW en proyectos renovables no convencionales con fecha de entrada en operaciones entre octubre del 2021 y diciembre del 2022, según UPME.

De ellos, 3.857 MW no dependerán de expansión de red, lo que permitirá un desarrollo más rápido, aspecto importante teniendo en cuenta que la fecha límite de entrada en operación de los proyectos sería diciembre del 2022 (en contrato financiero prorrogable por dos años, al igual que la subasta pasada).

Del volumen total (4.741 MW), 96 son solares fotovoltaicos, por 4.656 MW; 2 proyectos eólicos, por 59,9 MW; y uno de biomasa, de 25 MW.

En tanto, Piñeros advirtió que las nuevas condiciones generarían una serie de “implicaciones”.

Por un lado, que en este caso también participará la demanda no regulada. “Los comercializadores que compraron energía a largo plazo para su mercado regulado, en general, no tienen la preocupación de tener cambios en su demanda que puedan implicar riesgos; eso no se mantiene tan cierto en esta, ya que se extiende la obligatoriedad también a la demanda no regulada”, puntualizó.

Sobre ese punto, Alejandro Lucio agregó: “Creemos que la subasta es un mecanismo idóneo; sin embargo también creemos que en este caso particular esta subasta tiene particularidades que pueden ir en detrimento en el mediano y largo plazo sobre las mismas tecnologías renovables”.

“La obligatoriedad funcionó bien en la subasta anterior pero pone en duda que funcione en el mercado no regulado del mismo modo, a un período a 15 años. Es obligarnos a tomar un riesgo poco gestionable pero adicionalmente es estandarizar el precio de la energía en el lago plazo en una porción del portafolio de energía de todos los agentes”, justificó el Director Óptima Consultores.

Por su parte, Piñeros recordó que “en Colombia típicamente los usuarios no regulados no firma contratos tan largos, solo van a 1, 3 o 5 años; y no se tiene claridad de cuál va a ser la demanda a tal largo plazo”.

Por otra parte, los especialistas pusieron el foco sobre el plazo límite la fecha en operación a diciembre del 2022. El Coordinador Regulatorio de la consultora indicó que eso puede tener ventajas, como la relacionada con la reactivación económica, pero también aspectos a revisar porque hay un “tiempo corto de preparación de los proyectos”, ya que se adjudica en octubre de este año y en poco más de un año tiene que entrar en funciones.

Por caso, Lucio indicó que el cierre financiero de un Project Finance de un proyecto requiere primero la firma de un PPA. Por lo tanto, hasta que no se adjudique un emprendimiento no podrá avanzar en ese trámite vital para la obra. “Asumir que todos esos procesos se van a poder llevar a cabo en un año es bastante agresivo”, sostuvo.

Es por ello que Piñeros comentó que los emprendimientos seguramente busquen de una necesidad de cobertura financiera con contratos de respaldo de energía, por si no llegan a estar listos a diciembre del 2022.

Pero eso “puede implicar una problemática de competencia importante, porque los agentes que la van a conseguir más fácil son los que ya están operando en el mercado, gestionando un portafolio de generación diversificado en el país”, sopesó.

Y argumentó: “Si yo ya tengo plantas hidroeléctricas o térmicas en las que pueda respaldar las obligaciones de proyectos que posiblemente se retrasen, van a tener una ventaja competitiva especialmente contra los agentes entrantes al mercado que van a tener que buscar esa cobertura con los existentes”.

Como remate, Lucio consideró que “va a ser muy difícil” que se obtengan precios competitivos como en la subasta pasada, donde el valor del MWh rondó los 27 dólares.