Menu
RSS
 

Renovables en Colombia: reflexiones para su impulso y la próxima subasta

0
0
0
s2sdefault
TurbinasDespués del éxito de la primera subasta de Contratación a Largo Plazo convocada y adjudicada en 2019 por el Ministerio de Minas y Energía y la UPME, en la que se asignaron contratos que viabilizarán la construcción de más de 1300 MW de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), dando un enorme paso en la consecución de los objetivos de política pública que la motivaron (tener una matriz de generación más diversificada, resiliente, competitiva y limpia), el Ministerio publicó durante los primeros días de marzo dos documentos de la mayor relevancia para la realización de una nueva subasta, anunciada desde finales de 2020 por el gobierno.
 
Estos documentos corresponden a la Resolución MME 40060 de 2021, en la que se extendió la obligación de comprar como mínimo un 10% de su demanda a todos los comercializadores del sistema, y no solamente a aquellos que atienden demanda regulada, como se reglamentó en 2019, (obligatoriedad fundamentada en la Ley 1955 de 2019 - Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022), y a un proyecto de Resolución que contiene propuestas de modificaciones a las reglas de la anterior subasta.
 
El objetivo principal de estas publicaciones es maximizar la probabilidad de que esta segunda subasta sea adjudicada exitosamente, es decir, que se firmen contratos que apalanquen nuevos proyectos que implicarán no solo seguir avanzando en los objetivos de política energética del país, sino también acelerar la reactivación económica con las inversiones y el empleo que tales proyectos implicarán. 
 
Sin embargo, es fundamental tener siempre presente que el hecho de que efectivamente se firmen los contratos no implica necesariamente que se cumplan tales objetivos de política: hay que garantizar no solamente que la formación de precios de esta subasta sea eficiente y que los proyectos adjudicados realmente generen nueva inversión y empleo, sino también que este mecanismo no vaya en contravía del desarrollo natural que las energías renovables están teniendo en Colombia (acelerado por la primera subasta) ni agrave las problemáticas relacionadas con la integración y concentración de nuestro mercado.
 
En primer lugar, no pueden pasarse por alto los riesgos de que la nueva subasta tenga efectos adversos para la dinámica renovable en el país. Después de la primera subasta, numerosas empresas (locales y extranjeras, entre las que se cuentan muchos potenciales nuevos agentes del mercado) continuaron y redoblaron sus esfuerzos de desarrollo de proyectos a gran escala en el país, principalmente a través de la venta de energía a través de contratos bilaterales. Otras empresas centraron sus esfuerzos en las plantas de autogeneración renovable, negocio que ha despertado cada vez mayor interés en los usuarios finales. Si el Ministerio se mantiene en que ninguna de estas modalidades sería contabilizada para determinar el cumplimiento de la cuota mínima (tal como está planteado a la fecha), se correrá el riesgo de frenar e incluso inviabilizar algunas negociaciones, afectando de forma desigual a los generadores involucrados y restándole impulso a todos estos nuevos desarrollos.
 
Además, tras la primera subasta quedó demostrada la competitividad de las tecnologías solar y eólica, con precios de cierre que no solo fueron cercanos a las negociaciones típicas del mercado colombiano, sino también bajos en comparación con subastas internacionales. Algunas de las propuestas del Ministerio para la nueva subasta podrían resultar en una formación de precios menos eficiente: obligar a los generadores solares, que serán la gran mayoría de oferentes en esta nueva subasta,  a ofertar energía en el bloque nocturno (comprando contratos de respaldo, invirtiendo en baterías o asumiendo el riesgo de la exposición a la bolsa de energía) o reducir la flexibilidad sobre la fecha de entrada en operación de los proyectos podría traducirse en precios más altos e incluso en tratamientos diferenciales para los agentes existentes y los nuevos: ¿no tienen los grandes agentes con portafolios diversificados mucha mayor facilidad de gestionar el riesgo de una oferta nocturna? ¿qué sucederá con todos los agentes que no queden adjudicados en la segunda subasta, y en general con la dinámica renovable nacional, si los precios resultantes son menos atractivos y reducen el interés del mercado por estas tecnologías?
 
Por otro lado, la extensión de la obligatoriedad de compras FNCER a todos los comercializadores parece estar alineada con las decisiones de política energética que Colombia ha tomado en los últimos años. La Ley 1715 de 2014 es clara evidencia de que el país decidió promover e incentivas las FNCER y esto se vio consolidado con la cuota mínima planteada en el PND 2018-2022: todos los colombianos debemos comprometernos con esta causa, es decir, consumir energía producida con este tipo de fuentes.
 
No obstante, hay que tener en cuenta que esa obligatoriedad tiene que armonizarse con el funcionamiento actual de un mercado eléctrico maduro, con reglas claras y cada vez mejor estructuradas, que viene operando en competencia desde 1994 (tras la publicación de las Leyes 142 y 143 del mismo año).
 
Hoy en día, la comercialización de energía destinada al mercado no regulado es una actividad competitiva en la que los agentes son libres de gestionar sus riesgos (a través de su portafolio de compras de energía en el mercado mayorista) buscando encontrar los mejores precios y condiciones para los usuarios finales, quienes son así mismo libres de negociar no solo las tarifas de generación y comercialización, sino también los plazos de los contratos. Obligar a los comercializadores que atienden este mercado a firmar contratos de 15 años no solo implica forzar un riesgo que estos agentes podrían no querer tomar y eventualmente no pueden gestionar, , sino que también podría afectar la manera en la que éstos ofrecen la energía directamente a sus clientes industriales: ¿no podría resultar esto en que sean los usuarios finales los que terminen expuestos al riesgo que implica la contratación de largo plazo, si los comercializadores así lo deciden (limitando la oferta de contratos de corto plazo)?, ¿puede la industria nacional comprometerse a comprar energía en el largo plazo, renunciando parcialmente a la posibilidad de explotar al máximo el desarrollo tecnológico que seguirá abaratando estas tecnologías con los años?
Estas preguntas son especialmente importantes cuando se tiene en cuenta que la competencia en la atención de usuarios no regulados no es tan profunda como se quisiera: solo 5 agentes atienden 70% de toda la demanda no regulada, entre los que se cuentan los grandes jugadores verticalmente integrados de nuestro mercado (EPM, Emgesa y Celsia), de modo que existe concentración suficiente como para pensar en que el usuario final podría ser quien asuma tales riesgos.
Las renovables en Colombia son imparables. Fomentar mecanismos de contratación líquidos, competitivos, transparentes y que garanticen la formación eficiente de precios, debe ser una prioridad del marco regulatorio.  Seguir promoviendo la inclusión de nuevos proyectos de generación renovable no convencional, levantando barreras para su desarrollo, sigue siendo necesario, por ejemplo, en aspectos como la agilidad en los procesos de licenciamiento ambiental y procesos de consulta previa y procesos de conexión. Sinemabrgo especial cuidado debe tenerse para que nuevos impulsos no pongan en riesgo la credibilidad y competitividad alcanzados a la fecha. Para la realización de nuevas subastas promovidas directamente por el gobierno nacional, es necesario evaluar muy detalladamente tanto el producto como los incentivos de participación para todos los potenciales interesados.
 
 
POR:  ALEJANDRO PIÑEROS
 
EDITORIAL - CONSEJO MUNDIAL DE ENERGIA COLOMBIA

FERIA MINERÍA Y CONSTRUCCIÓN

Promo Feria T(1)