Una vez que finalizó la tercera subasta de energías renovables en Colombia, en octubre del 2021, los comercializadores (que compran la energía) no quedaron del todo satisfechos con los precios obtenidos (ver).

En el primer tramo de la licitación sólo se adjudicaron 2.551,27 MWh/día: el 46,22% de la demanda objetivo (5520 MWh/día). El entrecruzamiento de ofertas se dio entre 9 generadoras y 7 comercializadoras, a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Como se trató de un porcentaje bajo de adjudicación, se activó el mecanismo complementario, donde de manera obligatoria se involucraron a 46 comercializadores. Allí fueron seleccionados otros 2.044,4 MWh/día (37,04% de la demanda objetivo), a un valor medio mucho más alto: 180,72 pesos por kWh.

En efecto, el valor promedio de la subasta fue de 155,81 pesos colombianos por kWh (alrededor de 40 dólares por MWh), a firmarse por un período de 15 años. Terminó siendo un precio superior los casi 28 dólares por MWh obtenidos en 2019. Cabe indicar que estos precios no tienen en cuenta el CERE, cargo que eleva estos valores a la hora de ser comercializados.

Se acercaba el 20 de diciembre del 2021, plazo límite para la firma de contratos, pero ciertos comercializadores tenían sus reparos en hacerlo. Entonces el Gobierno decidió postergar la fecha para que las empresas pudieran diseñar alguna estrategia que les permitiera afrontar esos acuerdos de abastecimiento de energía (PPA).

Un reconocido consultor de la industria explica a Energía Estratégica que los más reacios en firmar son los comercializadores del mercado no regulado.

¿Por qué? Los del mercado regulado tienen la capacidad de trasladar los precios (pass through) obtenidos de la subasta directamente a sus clientes, por ser un mercado no competitivo sino más bien cautivo.

En cambio, los del no regulado compiten en tarifa para obtener la mayor cantidad de usuarios posibles. Si los precios son altos pierden competitividad.

Por caso, si a los contratos de 180,72 pesos por kWh (más el CERE) adjudicados en el mecanismo complementario no los pueden vender a sus clientes, se deben exponer a Bolsa, con posibilidades de obtener menores precios por la venta de la energía que ellos compran en la subasta. Por caso, el pasado 27 de abril el valor por kWh en la Bolsa fue de 97,59 pesos. En ese caso estarían perdiendo.

La renuencia de los comercializadores continuaba. En total se postergó tres veces la fecha límite para la firma de contratos de la subasta, la última (y definitiva) se había fijado para el pasado 26 de abril.

Esta vez, el Gobierno se ilusionó ante una nueva posibilidad: Se abrieron negociaciones para que comercializadores del mercado no regulado cedan sus contratos a comercializadores públicos nacionales del mercado regulado, como el Meta o Cauca, pero no se llegó a un acuerdo, cuenta una fuente al tanto de esta información a este medio.

En conclusión, según pudo saber Energía Estratégica, cerca del 21% de la energía adjudicada en el mecanismo complementario, es decir, unos 430 MWh/día están comprometidos en la subasta.

Por un lado, algunos comercializadores decidieron directamente no firmar. Otros aseguran que fueron obligados a rubricar, haciéndolo “bajo protesta”, por lo que planean iniciar una demanda contra el Gobierno para que los contratos queden sin efecto.

En ambos casos, estas empresas deberían enfrentar penalidades por no suscribir sus respectivos acuerdos de compra de energía (PPA). Pero una fuente sostiene que las empresas podrán eludir las multas: “Para los comercializadores del mercado no regulado va a ser muy fácil demostrar que los están obligando a firmar algo que los perjudica, sobre todo por cómo es el marco normativo colombiano”.

La misma fuente advierte que estos contratos, a 15 años e indexados al IPP, hará “perder dinero -a estas empresas- y, en algunos casos, hasta podrían llevarlos a la quiebra”.

Generadores apuntan contra Isagen

En tanto, los generadores ven con mucha preocupación y enojo esta situación. En diálogo con Energía Estratégica, uno de ellos cargó contra la comercializadora de energía de Isagen, asegurando que el 17,6% de la energía que no se firmó en el mecanismo complementario le corresponde a ella. El 3% restante estaría en manos de comercializadores más chicos, como Italener, Franca Energía, CEMEX Energy, MESSER Energy Services, muchos de los que habrían firmado “bajo protesta”.

“Esta empresa (por Isagen) está tomando acciones por fuera del marco normativo, rompiendo con las normas de juego, declarando que el proceso es ilegal, pero no son quiénes para hacerlo. Están lesionando enormemente nuestros proyectos y nuestras inversiones”, manifiesta, con mucha molestia, un representante de una de las empresas generadoras.

La fuente asegura que este casi 21% de energía sin firmar del mecanismo complementario de la subasta obliga a que se reestructuren los emprendimientos (todos solares fotovoltaicos). “Tendremos una mayor exposición a Bolsa para entregar la energía y esto tiene un impacto en la financiación”, se queja.

10% a partir del 2023

Otra amenaza latente para los comercializadores tiene que ver con las sanciones de la Superintendencia de Servicios Públicos para aquellos que no cuenten con contratos de por lo menos 10 años que le permitan cubrir un 10% de su consumo con energías renovables a partir del 2023.

Tales contratos deben estar celebrados a través de “mecanismos competitivos”, es decir, prácticamente por las subastas públicas del Gobierno. Pero comercializadores confiaron a este medio que le es conveniente afrontar esas multas a tener que hacerse cargo de los contratos adjudicados el año pasado.