Hace unas semanas en una nota titulada “Subasta de renovables, ni tanto que queme al santo” (que puede ser consultada en http://www.optimaconsultores.com.co/) realizamos un análisis de los factores que influyeron en la no adjudicación de la subasta de renovables de febrero y los principales aspectos que a nuestro criterio debían revisarse para una nueva convocatoria.

Publicadas las nuevas condiciones para la subasta de energía renovables a realizarse antes del próximo 31 de octubre, realizamos el siguiente análisis de cambios, perspectivas y un balance de perdedores y ganadores con las nuevas reglas.

Producto

Pasa de un contrato de energía media anual a un contrato “pague lo contratado” por bloques horarios. Esto busca favorecer a compradores. Básicamente, en el contrato de energía media se trataba de un compromiso de entrega de energía anual.

Ahora, bajo la modalidad “pague lo contratado” se trata de un contrato financiero con balance horario de energía, en esencia la práctica del mercado.

Esto implica un mayor riesgo para el generador. El operador del mercado XM hace el balance horario del contrato; de no generar la energía comprometida en el contrato en una hora específica, el generador honrará la energía comprometida contractualmente mediante compras en bolsa de energía al precio de bolsa de esa hora (definido en la subasta diaria y altamente volátil).

Así mismo, si genera más que el compromiso en una hora, la energía excedentaria se entrega al sistema y se remunera a precio de bolsa horario.

Adicionalmente, se podrá ofertar energía en bloques horarios. Es decir, el generador puede escoger ofertar en horas específicas del día en tres tipos de bloques: De las 00:00 a las 7 am, de las 7 am a las 5 pm, y de las 5 pm a las 00:00.

Esto permite, por ejemplo, que un generador solar solo ofrezca en las horas en que espera generar y no esté obligado ofertar las 24 horas del día, lo que implicaría un riesgo sustancialmente mayor bajo la lógica explicada en el párrafo anterior. Gana la demanda. Es un contrato más apegado a la contratación tradicional.

En comparación con el diseño anterior, juega en contra del generador, especialmente nuevos agentes sin portafolio de generación pues tendrán que asumir riesgo horario de liquidación respaldado en el spot.

Esto hará seguramente más difícil su discusión con los financiadores porque implica un riesgo mayor, en consecuencia, seguramente se traducirá en ofertas de venta más caras.

Plazo

Pasó de doce (12) años a quince (15). Juega a favor de los generadores pues garantizar ingresos por un periodo mayor facilita la financiación de los proyectos. Desde el punto de vista del comprador, más plazo implica más riesgo, lo que implicaría ofertas de compra en la subasta más bajas.

Moneda

Es en pesos. No cambia. Es favorable.

Hacerlo en dólares hubiera ahuyentado a los compradores e implicado un riesgo mayor para los consumidores (riesgo cambiario). Se demostró que el argumento de “no bancabilidad” por ser un contrato en pesos era falso.

Un contrato en dólares facilita la financiación y la competitividad. Un contrato en pesos es financiable, aunque con precios más altos. Un plazo más largo, ahora a 15 años, compensa en cierta medida esta situación.

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Entrada en operación

Antes prevista para 1 de diciembre 2021; ahora 1 de enero de 2022. PERO: como ahora se trata de contratos financieros, da la posibilidad de que el proyecto se atrase hasta por dos años.

En ese caso, el contrato se cumple respaldado en la bolsa de energía, a riesgo del generador. Este cambio es muy relevante porque abre la posibilidad a que los grandes proyectos eólicos de la guajira cuya entrada en operación se espera en el año 2023 participen. Con la fecha de entrada en operación de la subasta anterior no pudieron participar. ¡Más oferta!

Criterios de precalificación para generadores

Se relajan bastante en comparación con la subasta anterior, que fue uno de los problemas que llevaron a la no adjudicación. Es acertado el cambio, ganan todos. Más oferta, más competencia.

En la subasta anterior, con el fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de diversificación, seguridad energética, reducción de emisiones, se diseñaron unos indicadores de precalificación que sin razón fundamental dejaron por fuera a algunos proyectos para participar en la subasta.

Ahora simplemente se debe ser un proyecto de FNCER con conexión aprobada y fase 2 UPME. Además, por supuesto de cumplir con requisitos financieros y constitución de garantías. Este cambio promoverá mayor competencia en vendedores

Demanda Objetivo

Antes, demanda objetivo 1.183 GWh año. Ahora, demanda objetivo oculta, se publicará posterior a la adjudicación.

¿Demanda obligada?

Antes, participación voluntaria de demanda y oferta. Ahora, participación voluntaria de demanda y oferta, PERO: si no se adjudica completamente la demanda objetivo (oculta), la diferencia entre lo que se adjudicó y la demanda objetivo se asignaría (¿?) de manera obligatoria a la demanda.

No se ha definido como, pero básicamente se intuye una forma de asignación administrada a la demanda en línea con lo aprobado en el plan de desarrollo respecto a la obligación para comercializadores de contratar entre el 8 y 10% de su demanda de energía con fuentes no convencionales de energía renovable.

Surgen varias dudas con respecto a este apartado y su implementación. Puede implicar precios más altos. En nuestra opinión nunca es deseable en un mecanismo competitivo reglas que amenacen con una asignación administrada.

Sin embargo, es demostrable así mismo que más allá del racional económico, la participación o no de la demanda a través de comercializadores de energía puede estar soportada en consideraciones más estratégicas que económicas. Es en este sentido que pareciera estar diseñado este nuevo desarrollo con amenaza embebida.

Criterios de Competencia CREG

Como mencionamos en nuestra nota anterior, la complejidad de los índices de dominancia, concentración, consistencia y participación que buscaban habilitar el traslado a la tarifa del resultado de la subasta llevaron a la no adjudicación en el proceso anterior.

La CREG ha publicado (recientemente, VER RESOLUCIÓN) los criterios aplicables para la nueva subasta: “La única condición de competencia que se deberá evaluar en la aplicación del mecanismo de subasta de contratos de largo plazo es que ningún vendedor participante en la subasta tenga una participación en la oferta de energía media diaria superior o igual al 50%”.

Este cambio, aún para comentarios de los interesados, es de la mayor relevancia y a nuestro juicio el más significativo para prever que en esta ocasión la subasta sí se adjudicará.

Además de lo anterior, se espera para próximos días o semanas, la publicación de la revisión a las reglas respecto a traslado a la tarifa de los contratos de energía (resolución 20 de 1996), que de la mano con otras iniciativas regulatorias (resolución 114 de 2018) seguramente implicarán el favorecimiento de mecanismos de contratación que garanticen la formación de precios eficientes y competitivos, como la subasta de renovables.

Toda esta evolución regulatoria nos permite ser optimistas de cara al proceso, más allá de los cambios en diseño de producto. Amanecerá…