Colombia es uno de los mercados más atractivos para la industria de las energías renovables en este momento. Durante este año, la administración nacional marcó un hito: adjudicó 14 proyectos eólicos y solares por más de 2.100 MW en subastas estatales.

Además, está promoviendo el desarrollo de contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) entre generadores privados e industrias y empresas.

Para ello, se está ordenando el mercado. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) promoverá la estandarización de dos tipos de modelos de contratación entre privados (bilaterales) que entrarán en vigencia a partir del primer trimestre del 2020, según palabras de Julián Zuluaga, Director de Regulación del Ministerio de Minas y Energía.

El adelanto se hizo el jueves de la semana pasada, en el evento Colombia Wind Power, una de las principales jornadas de la industria de las energías renovables del país andino, organizado por el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC) y la entidad gremial SER Colombia.

En un panel moderado por Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, Zuluaga comentó que, de acuerdo a cómo se desarrollen estos “mercados estandarizados” entre privados, el Ministerio evaluará el lanzamiento o no de una nueva subasta a largo plazo de energías renovables. Acá mandarán los resultados.

Sin embargo, en el hall del Colombia Wind Power muchos empresarios y empresarias de talla internacional criticaron esta postura.

Consideran que el Gobierno debe ejecutar una saga de licitaciones estatales de manera tal que nuevos actores puedan ingresar a un mercado tan cerrado como el colombiano. Aseguran que de ese modo se promoverá más la competencia, que redundará en mejores precios para los usuarios finales.

¿Cómo funcionarán los modelos entre privados?

Durante el panel moderado por Germán Corredor, además de Julián Zuluaga se encontraba Alejandro Lucio, Director de Optima Consultores y asesor del proyecto que presentó la Bolsa Mercantil ante la CREG; y Juan Carlos Téllez, Gerente General de Derivex, promotor de la otra propuesta que tiene en manos el ente regulador de energía.

El plan de Derivex

Antes de explicar en qué consistía el esquema presentado por Derivex, Téllez se encargó de aclarar que este modelo no es excluyente del de la Bolsa Mercantil ni de las subastas estatales de renovables, sino “complementario y necesario».

«Es un mecanismo que permite la participación de todos los agentes del sector eléctrico en igualdad de condiciones. Esto obedece a una estructura que ya ha sido probada en el mundo: estamos hablando de un mercado de derivados estandarizados que tiene componentes básicos», introdujo el especialista.

Indicó que existe la Bolsa como tal, a partir de la cual se harán las transacciones, y una cámara de contraparte que permitirá eliminar riesgo y velar por la igualdad de condiciones dentro de un mercado continuo de subastas.

«Es un mercado anónimo desde su negociación hasta su liquidación, y permite que los agentes, independientemente de su estructura vertical o su poder de mercado, no conocerán cuál es su contraparte en ningún momento de la operación, lo que permite que eliminar riesgos crediticios», aseveró Téllez.

El Gerente de Derivex aseguró que «este mecanismo permite fomentar la competencia de tal manera que entre más eficiente sea la contratación de energía más rentable van a ser los proyectos, tanto para el comercializador como para el generador, y, asimismo, se va a beneficiar el usuario final».

“Estamos a la espera de tener reconocimiento por parte del CREG para que los precios que aquí se forman puedan ser trasladados a la tarifa de la demanda regulada», manifestó el ejecutivo.

Precisando mayores características, Téllez comentó que el producto a ofertar será del tipo ‘pague lo contratado’ y es de corte financiero. “Es un mercado que permite la inclusión de otros agentes para fomentar la competencia. Las Industrias podrán venir a competir dentro de este mecanismo, eso va ayudar a promover la liquidez y a fomentar los precios más eficientes», resaltó.

Además, destacó que se trata de un “mercado continuo, que va a estar abierto todos los días hábiles durante el mes”. “No va a estar supeditado a una subasta que se convoque de manera periódica sino que las negociaciones podrán darse diariamente», agregó.

El mecanismo de la Bolsa Mercantil

Por su parte, Alejandro Lucio, referente de Óptima Consultores y uno de los responsables del modelo presentado por la Bolsa Mercantil que en estos momentos evalúa la CREG, brindó algunas precisiones.

«Este es un esquema relativamente sencillo. Se trata de subastas de contratos de energía eléctrica tipo ‘pague lo contratado’, con plazos y periodicidades diferentes», adelantó.

«Lo que va a ser la Bolsa Mercantil es que, al final de cada año, va a publicar un cronograma de subastas, de manera tal que se pueda saber qué días es que se van a subastar ciertos tipos de productos», precisó.

En ese sentido, detalló que se desarrollará un mercado de proyectos hasta 1 MW que serán para cubrir la demanda clásica de contratos a corto plazo bajo el esquema ‘pague lo contratado’.

Detalló que uno de los modelos será de contrato plano de 24 horas y, por otra parte, otro esquema que será similar al de los tres bloques horarios intradiarios que presentó el Ministerio de Minas y Energía en la subasta.

Al respecto, explicó: “vamos a tener subastas todas las semanas de contratos de 1, 3 y 5 años pagué lo contratado. En una semana vamos a tener el producto plano las 24 horas. Y en la semana siguiente vamos a tener el producto solar y no solar (mecanismo que se diferenciará por tecnologías)”, diferenció.

Por otra parte, también se lanzarán esquemas de subastas para contratos de 10, 15 y 20 años con el mismo diseño, pero con menor periodicidad: “tres o cuatro veces al año”, indicó Lucio.

El éxito del mercado entre privados, aunque no llegue al ‘Black Friday’

Para el Director de Óptima Consultores, muchos de los proyectos que quedaron afuera de la subasta de energías renovables que instrumentó el Gobierno nacional optarán por estos modelos de contratación bilateral.

Cabe destacar que en la licitación se adjudicaron 9 proyectos por más de 1.350 MW pero se habían presentado 56 emprendimientos por arriba de los 4.700 MW.

Para Alejandro Lucio lo que sucedió en la subasta de energías renovables fue una suerte de “Black Friday”, en referencia a los bajos precios que resultaron adjudicados incentivados por el afán de instalarse en este segmento.

«Actualmente los precios de energía en Colombia rondan en torno de los 210 o 220 pesos el kWh, a plazos de 3 o 5 años. Acá (por la subasta) encontramos precios ‘Black Friday’ a 95 pesos, que sumando el CERE (componente del cargo por confiabilidad) quedan en 160 pesos. Pero probablemente muchos proyectos que quedaron fuera de la subasta estén en torno a precios de 110 o 120 pesos, que más el CERE quedan en 180 pesos (por kWh)», reflexionó Lucio.

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