El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2018-2022, aprobado en el inicio de la gestión de Iván Duque, entre sus reformas planteaba que todos los comercializadores del mercado regulado debían consumir al menos un 10% de energías renovables no convencionales a partir del año 2022.

Pero, para cumplir este objetivo, los comercializadores tenían tres vías: La subasta de energías renovables a largo plazo; los mecanismos de la Resolución CREG 114, que permiten el traspaso de contratación de energía bilateral al mercado regulado; y las convocatorias públicas del SICEP, donde distribuidores y comercializadores del mercado regulado compran energía.

La medida funcionó para que la subasta de renovables del 2019 sea exitosa. Al ser una convocatoria de dos puntas se garantizó la participación de comercializadores: 22 de ellos se aseguraron la compra de 10.186 MWh-día de energía por 95 pesos por kWh promedio, cerca de 50 pesos por debajo del promedio del costo de generación en contratos bilaterales de ese momento.

En ese proceso hubo varias empresas que adquirieron buena parte de todo el volumen necesario para cumplir con el Plan Nacional de Desarrollo.

Al tiempo, con una nueva subasta en vistas, el Gobierno incorporó a los comercializadores del mercado no regulado a este 10% obligatorio de consumo de energías renovables, y extendió la fecha límite a enero del 2023.

Pero ahora aparecen algunos problemas. Por un lado, los mecanismos de la Resolución CREG 114 (modelos presentados por la Bolsa Mercantil y Derivex) aún no están operativos para el traspaso de precios al mercado regulado. Las convocatorias del SICEP son sólo para operadores del mercado regulado y allí no se puede discriminar por tecnología, por lo que la compra de renovables no está garantizada.

A esto se le suma que la subasta del año pasado adjudicó menos de la mitad de la energía que en 2019: 4.595,67 MWh-día a un precio promedio de 155,81 pesos por kWh, que no satisfacen a ciertos comercializadores.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores, analiza que “lo que se ha asignado en la subasta no es suficiente energía para cumplir con la obligación del 10%, en especial para los comercializadores del mercado no regulado”.

El especialista explica que hay preocupación entre los comercializadores porque no están encontrando alternativas para alcanzar ese 10% de consumo de renovables para el próximo año y temen posibles sanciones.

Es por ello que observa que “hay dos alternativas” que puede tomar el Gobierno para apoyarlos. “O se aplaza la obligatoriedad para después del 2023, o se flexibilizan los mecanismos para cumplirlas, como que se computen los contratos bilaterales dentro de ese 10% exigido”, opina Lucio.

Actualmente en Colombia muchos comercializadores del mercado no regulado están en tratativas con generadores para contratar energía limpia, no tanto por una cuestión medioambiental sino más bien por competitividad en precios. Sin embargo, teniendo en cuenta las reglas actuales, esas transacciones hasta el momento no son computadas por el PND.