¿Qué aspectos preocupan a los inversores de la licitación de renovables en Colombia?

En una entrevista para Energía Estratégica, el reconocido analista Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores, realiza observaciones sobre la convocatoria, que a su parecer será “eminentemente solar”, en referencia al grueso de los proyectos que podrían participar en ella.


Guido Gubinelli

Por

guido.gubinelli@energiaestrategica.com

Durante el segundo semestre de este año, el Gobierno de Colombia avanzará con una nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

Para ella, se estableció, entre otras cosas, que los proyectos que deseen participar tendrán que tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW y no haber sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019.

Además, los emprendimientos deberán estar inscritos en Fase 2 dentro del registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME y contar con el concepto de conexión a la red (de transmisión nacional o transmisión regional) aprobado por la entidad de planeación.

En una entrevista para Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores y Exdirector Ejecutivo de Ser Colombia, analiza los retos y oportunidades que genera esta nueva convocatoria.

¿Qué expectativas le deja el lanzamiento de esta nueva subasta a largo plazo de energías renovables?

Las subastas han demostrado ser un mecanismo idóneo para promover la contratación de largo plazo.

El éxito de la segunda subasta de 2019 permitió evidenciar la competitividad de las renovables en un mercado muy particular como el colombiano.

Esa subasta sirvió además para desmitificar muchos aspectos relativos a la competitividad de las renovables, solventar preocupaciones respecto al traslado a la tarifa de precios competitivos a usuarios finales y muchos otros aspectos que era necesario evidenciar.

Ese éxito en buena parte fue apalancado en la obligatoriedad para comercializadores de energía, del mercado regulado, de contratar un 10% de su energía a través de este mecanismo.

Insistiendo en que las subastas son un mecanismo que ha demostrado virtudes para facilitar la contratación a largo plazo, particularmente considero que teniendo ya señales claras respecto a la competitividad de las renovables, sería deseable que esta y futuras subastas surjan, como ya lo prevé la regulación, de procesos abiertos, voluntarios, competitivos, que garanticen el traslado de precios eficientes a la tarifa de usuarios finales.

En mi opinión, aunque la obligatoriedad fue necesaria para el éxito de la primera subasta, dadas las condiciones actuales de mercado, los precios que se están obteniendo en negociaciones bilaterales, el entendimiento de la dinámica del mercado colombiano que nuevos agentes han logrado en estos años, aplicar la misma lógica para esta nueva subasta puede ir en detrimento de la misma competitividad de las renovables y dar señales de precio de largo plazo menos favorables.

Creo que nuevas subastas son necesarias, y son el mecanismo idóneo para fomentar la contratación de largo plazo; sin embargo creo que, con los mismos objetivos de garantizar el cierre financiero de nuevos proyectos, la reactivación económica, la diversificación de la matriz de generación, la prioridad debe estar en garantizar un adecuado funcionamiento del mercado de contratos en Colombia, una tarea que va más allá de una subasta particular y sobre la que se viene discutiendo por años.

Los ajustes necesarios al mercado de contratos, la pronta implementación de mecanismos de comercialización (subastas y mercado secundario) de contratos de corto, mediano y largo plazo son los que garantizarán el cierre financiero de proyectos renovables y una adecuada gestión del riesgo de mercado, que a su vez se traduzca en mayor competencia y mejores precios para el usuario final.

¿Finalmente la convocatoria no será sólo para clientes no regulados?

Se amplía la obligatoriedad y el mínimo de 10% a toda la demanda comercial de los agentes, ya no solamente a la demanda regulada.

Esto implicaría por supuesto mayor demanda, sin embargo, asume que la gestión de riesgo de contratación de todos los agentes comercializadores es homogénea. Ese no es el caso. La administración de riesgo de mercado de los comercializadores del mercado no regulado, que compiten activamente por captar usuarios es sustancialmente diferente a la de los comercializadores del mercado regulado que tienen una demanda cautiva.

Creo que extender la obligatoriedad a la demanda no regulada puede generar efectos adversos en la dinámica de competencia del mercado.

¿Qué retos cree que atraviesa este nuevo proceso?

El principal reto estará en superar las expectativas de un proceso previo exitoso.

Adicionalmente, esta subasta, dadas las condiciones de entrada en operación de los proyectos, desde el lado de la oferta es una subasta eminentemente solar.

Aun con la nueva obligación para los oferentes de un 15% de oferta en horas pico no solares, los compradores asumirán adjudicaciones en el bloque diurno y valorarán, con mejor información de la subasta anterior, esa concentración de la oferta.

Así mismo, dada esta nueva obligación, será un reto no menor para los proyectos solares ofertar ese 15% en horas no solares. Respaldar esa energía con contratos o en el spot, implicará por supuesto una valoración de riesgo que debe ser trasladada en un mayor precio de oferta.

Esto también da una ventaja competitiva muy relevante a agentes con portafolios de generación de otras tecnologías. También podrá significar mayor concentración del mercado a futuro. Creo que si la idea es fomentar la entrada de nuevos agentes y mayor competencia en el mercado de contratos, el diseño hasta ahora propuesto no logrará ese objetivo.

Según reveló oportunamente el Gobierno, en la subasta pasada se presentaron proyectos renovables por 4.700 MW. ¿De acuerdo a las condiciones de este proceso, cuántos MW podrían presentarse y cuántos cree que de ellos podrían efectivamente participar de la convocatoria?

Muy difícil de predecir en este momento. Yo creo que hay mucho interés por la subasta. Pero creo así mismo que para garantizar su éxito hay ajustes necesarios a lo hasta ahora anunciado.

Siento mucha preocupación de potenciales interesados, especialmente por la obligatoriedad de oferta en el bloque no solar. Si este y algunos otros aspectos se logran afinar, creo que no sería exagerado hablar de al menos 3.000 MW de potencia participando en el proceso.

Otro aspecto que llamó la atención de la subasta pasada fueron los precios ofertados. ¿Cree que para esta convocatoria haya ofertas aún más a la baja?

Si se conserva el diseño propuesto, veo difícil que se logren precios como los de la subasta anterior.

Debe tenerse en cuenta, nuevamente, que para esta subasta el grueso de la oferta será de proyectos solares.

En la pasada, el 82% de la capacidad instalada adjudicada fue de proyectos eólicos.

Adicionalmente, y en ese contexto, la obligatoriedad de ofertar en el bloque pico no solar encarecerá las ofertas. Esperaría precios competitivos, pero no creería que se logren los precios de la subasta anterior.

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