La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia prepara una nueva etapa de subastas de Obligaciones de Energía Firme (OEF), mientras el mercado empieza a poner el foco no solo en cuánta capacidad adicional podría contratarse, sino en qué condiciones permitirán convertir las asignaciones en nueva energía firme disponible para el sistema.
Fuentes del sector indican que se trata de una hoja de ruta escalonada con tres procesos de asignación, orientados a responder a la brecha prevista entre la oferta disponible y el crecimiento de la demanda eléctrica.
El esquema sería progresivo: comenzaría con una subasta administrada para 2027-2028, seguiría con una reconfiguración de compra entre 2029 y 2030 y cerraría con una subasta de expansión para 2030-2031. De concretarse, los distintos mecanismos extenderían la incorporación de nueva energía firme hasta 2031.
La discusión adquiere relevancia de cara a los próximos años. Según el cálculo de Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE ENERGY, los procesos adjudicados recientemente ya tienen comprometidos alrededor de 9500 MW nominales, aunque esa cifra no despeja por sí sola las inquietudes sobre la cobertura de la demanda hacia 2030.
La propia CREG confirmó en la Circular 341 que se encuentra en fase de planeación, revisión y análisis de las próximas subastas de asignación de OEF, sin establecer todavía los volúmenes que serán convocados.
A ello se suma que la directora ejecutiva del regulador, Adriana Jiménez, anticipó públicamente que la entidad trabaja sobre distintos mecanismos: una subasta administrada para 2027-2028, una reconfiguración de compra para los períodos 2027-2028-2029 y una eventual nueva subasta de expansión.
“Por eso, la discusión relevante no es cuántos MW se instalan, sino cuánta energía firme se asegura”, manifiesta el socio fundador de OGE ENERGY en diálogo con Energía Estratégica.
De acuerdo con el cálculo presentado por el ejecutivo, los cerca de 9500 MW comprometidos se componen de 4489 MW nuevos asignados para 2027-2028, otros 4069,7 MW de nueva capacidad efectiva neta para el período comprendido entre el 1 de diciembre de 2029 y el 30 de noviembre de 2030, además de 995 MW solares y cerca de 100 MW en baterías contratados en la subasta de largo plazo.
El vacío nocturno abre espacio para almacenamiento
Uno de los puntos que el mercado seguirá de cerca será cómo las futuras OEF pueden complementar los resultados del proceso de contratación de largo plazo, particularmente en las franjas en las que no se consiguió adjudicar la energía demandada.
Suárez Lozano descarta que la revisión abierta por la CREG implique una reapertura de los Productos 1 y 4, dado que estos formaban parte de la subasta CLPE del Ministerio de Minas y Energía y no del Cargo por Confiabilidad.
El Producto 1, recuerda el especialista, fue cancelado al no alcanzarse el mínimo de tres competidores habilitados. En el Producto 4, en tanto, se presentaron ofertas por 558 MWh/día frente a una demanda de 5990 MWh/día, por lo que no hubo adjudicación. Cualquier reapertura formal de esos productos requeriría una decisión del Ministerio. No obstante, la necesidad energética que quedó pendiente sí podría encontrar otra vía dentro de las futuras OEF.
“El vacío de energía nocturna que dejaron sí podría abordarse en las subastas de OEF, por ejemplo con reglas para el almacenamiento”, sostuvo Suárez Lozano.
Ese planteamiento coincide con uno de los frentes que ya analiza el regulador. La CREG señaló que, dentro de la modernización del Cargo por Confiabilidad, estudia el papel de las baterías y otros sistemas de almacenamiento, así como mecanismos para reconocer el respaldo y la firmeza que estas tecnologías pueden aportar al Sistema Interconectado Nacional.
Inversión: interés solar, pero menor apetito por nueva firmeza
La existencia de próximas convocatorias tampoco garantiza, por sí misma, una entrada masiva de proyectos. Para OGE ENERGY, el apetito inversor existe, aunque presenta diferencias importantes según la tecnología y el tipo de respaldo que requiere el sistema.
“Hay apetito inversor, hay interés en solar y poco en firmeza nueva”, advirtió Suárez Lozano.
El ejecutivo toma como referencia la subasta realizada en mayo, en la que 77 plantas recibieron asignación, aunque solamente 15 correspondían a proyectos completamente nuevos. Dentro de ese conjunto, Nencol 5 fue, según precisa, el único proyecto térmico nuevo con asignación.
Además, antes del vencimiento del 6 de agosto, al menos cinco de esos 15 proyectos todavía no contaban con las garantías requeridas, aunque Suárez Lozano aclara que no pudo verificar posteriormente si finalmente cumplieron con esa exigencia.
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La lectura del especialista es que los obstáculos cambian sustancialmente según la tecnología. En renovables, particularmente en solar, la disponibilidad del recurso o el interés de los desarrolladores no aparecen como el único condicionante.
“En la solar, el cuello de botella es la ejecución: licencias, conexión, transmisión y financiación pueden sumar años al calendario”, señala el socio fundador de OGE ENERGY.
Precisamente, la Circular 341 muestra que la CREG busca obtener una fotografía más detallada del pipeline. El organismo solicitó a desarrolladores y generadores información sobre estado de los proyectos, fuente de generación, capacidad en MW, punto de conexión, licencia ambiental y fecha probable de finalización y entrega de energía.
Para las tecnologías capaces de aportar mayor firmeza, la ecuación es distinta. La remuneración y la disponibilidad de combustible adquieren un peso mayor a la hora de definir una inversión.
“En la térmica y el almacenamiento, el problema es la remuneración, con precios de cierre de 22 y 16,4 dólares/MWh, a lo que se suma la disponibilidad de gas”, indicó Suárez Lozano.
El especialista incorpora además un factor transversal al resto de las tecnologías: la previsibilidad de las reglas y de los calendarios regulatorios. “En todas pesa además la inestabilidad regulatoria, porque aplazar cronogramas afecta el cierre financiero y la confianza del mercado”, afirmó.
De allí que, para OGE ENERGY, el desafío de las próximas subastas no pase exclusivamente por definir un nuevo volumen de MW, sino por construir condiciones que permitan a los desarrolladores avanzar hasta una decisión efectiva de inversión y posteriormente cumplir los cronogramas de entrada.
“Para que los proyectos lleguen a decisión de inversión harían falta cinco cambios. El primero son reglas y cronogramas estables una vez convocada la subasta. Le siguen una remuneración específica para la firmeza nocturna y el almacenamiento, y la coordinación entre la asignación de OEF y las obras de transmisión”, planteó Suárez Lozano
A ello suma la necesidad de certeza sobre el suministro de gas y garantías proporcionales al riesgo para no excluir a los desarrolladores medianos.
Así, mientras la CREG avanza en el diseño de los próximos mecanismos, el debate sectorial empieza a trasladarse desde el volumen de nueva capacidad hacia la capacidad efectiva de esa expansión para entregar firmeza cuando el sistema la necesita. En ese escenario, la cobertura nocturna, el almacenamiento, la transmisión y las señales de inversión aparecen entre los asuntos que deberán resolverse para que las futuras asignaciones se traduzcan en energía disponible dentro de los plazos previstos.
Subastas, BESS y nuevos contratos llegan a FES Colombia
Este escenario será uno de los ejes de Future Energy Summit (FES) Colombia, que se realizará el 1 de octubre en el JW Marriott Hotel de Bogotá.
El encuentro llega después de un nuevo movimiento del mercado, con la contratación de 995 MW solares y 100 MW asociados a almacenamiento, además de la subasta de Cargo por Confiabilidad que adjudicó cerca de 1,8 GW de nueva capacidad renovable con contratos de hasta 20 años.
Los procesos dejaron también capacidad sin adjudicar y proyectos preparados para competir, por lo que la continuidad de las convocatorias empieza a ocupar un lugar central dentro de la discusión sectorial.
Empresas como Isagen, CATL, Terpel, Sungrow, SolaX Power, JinkoSolar, GameChange Solar, ISA Energía, Promigas, PV Hardware y Atlas Renewable Energy debatirán sobre el futuro renovable del país.
También participarán Marsh, Nexans, Patria Investments, AFRY, Atera, Skysense, Alurack, TCL, CTG Latam, Vatia, Gotion, Yingli Solar, JA Solar y ERCO, entre otras compañías.
Hacia el cierre, un panel con representantes del Gobierno abordará las prioridades energéticas de Colombia hacia 2030, en un momento en el que el país deberá definir no sólo cuánto quiere contratar, sino qué señales necesita ofrecer para convertir esas futuras subastas en nueva energía firme disponible para el sistema.