La sequía que está azotando a diferentes países de Latinoamérica no ha llegado a Colombia. Más bien todo lo contrario. La hidroelectricidad de los últimos meses fue fundamental para que el país contara con energía eléctrica barata y abundante.

Según XM, los aportes hídricos cerraron el mes de julio con un promedio del 108.89% con respecto a la media mensual histórica.

Un reporte de la consultora Antuko asegura que durante la semana del 23 al 29 de agosto el precio spot promedio fue de 22,5 dólares por MWh, siendo un 38% más bajo que en 2020 y un 58% menor que los precios promedio semanales del 2019.

Durante esa semana, el 85% de la energía eléctrica consumida provino de centrales hidroeléctricas y el dato más saliente es que se exportó 10.755 MWh a Ecuador, 40 veces más que los 263 MWh exportados la semana anterior.

Para el año que viene no se prevén períodos de sequía. Y se especula con el ingreso en operaciones de Hidroituango, que a mediados del 2022 pondría en marcha una primera turbina de 300 MW, y una segunda unidad sobre noviembre, llegando a los 600 MW. Por lo que el escenario parecería muy bueno. Pero la realidad marca una tendencia contraria, con futuros subiendo.

Según registros de Derivex, durante sus subastas mensuales de coberturas de energía eléctrica han registrado valores cada vez más elevados. En la convocatoria de abril el precio mínimo ofertado para el 2022 se cotizó a 233 pesos por kWh; en la de mayo a 236; en la de junio a 240; en la de julio hubo una leve baja: a 238 pesos; pero en agosto hubo una disparada: 249,44 pesos el kWh.

“Me parece que la razón más importante por la que estamos viendo en el mercado de contratos una presión fuerte al alza en los años 2022 y 2023 tiene que ver con el retraso de los proyectos de la subasta de renovables del 2019”, advierte Alejandro Lucio, Director de Óptima Consultores, en diálogo con Energía Estratégica.

Los adjudicatarios de la subasta de energías renovables del 2019 firmaron contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) por 15 años, donde se comprometían a venderle a los comercializadores unos 4,4 GWh/año a partir de enero del 2022, a precios promedio de 28 dólares por MWh (al tipo de cambio de ese año).

Sin embargo, es muy probable que de los 1.365 MW adjudicados, conformados por seis emprendimientos eólicos (por 1.077 MW) y tres solares (por 288 MW), los fotovoltaicos ingresen en operaciones primero, con fechas hacia el tercer trimestre del 2022.

“¿Qué implica eso?», se pregunta Lucio, y responde: «En la subasta resultaron adjudicatarios dos tipos de agentes: unos que ya están operando en el mercado local (el caso de AES y Celsia) y es muy probable que utilicen generación propia para respaldar el retraso de sus contratos. Eso produce que haya menos oferta de cobertura en el mercado de contratos, porque utilizarán esa energía para cubrirse”.

Y señala que, respecto a los nuevos agentes adjudicatarios, que no operan en Colombia (Trina Solar y EDPR), “están presionando con ofertas en el mercado porque necesitan cubrir sus riesgos al 2022 y 2023, o el plazo que sea que estén atrasados sus proyectos”.

“Entonces tienes menos ofertas en el mercado de contratos y más demanda; eso implica que los precios sean cada vez más altos para los años 2022 y 2023”, resume el analista y explica que estos casi 4,4 GWh/año adjudicados en la subasta representan entre el 8 al 10 por ciento de lo que contrata el mercado.