Sectores

Dudas por mejores tarifas a usuarios en subasta de energías renovables

La costa Caribe se ha vuelto una zona atractiva para la generación de energía eólica, lo que le permitirá al país garantizar la seguridad de la oferta energética.
Foto:I STOCK

El Gobierno dice que se limitarán las ofertas con valores desproporcionados.

Omar Gerardo Ahumada Rojasoctubre 7 de 2019, 09:20 P.M.

Todo apunta a que el segundo intento para que el país comience a aumentar la participación de las energías renovables no convencionales en magnitud importante –con la instalación de grandes parques solares y eólicos– tendrá éxito porque los ajustes regulatorios y de mercado se hicieron.

Temas Relacionados

Medio Ambiente ABRIL 15 DE 2024

En 2024 las energías renovables alcanzarían el 9 % de la capacidad total del parque generador

Ciencia ABRIL 8 DE 2024

Eclipse solar 2024: los rituales que puede hacer para aprovechar la energía

Sectores MARZO 21 DE 2024

Tras problemas en La Guajira, Celsia construirá un parque eólico en otro departamento

Barranquilla MARZO 13 DE 2024

Por los barrios Las Malvinas y Adelita de Char iniciará el programa de energía solar

La energía solar se ha vuelto cada vez más barata.

Unirme al canal de WhatsApp de noticias EL TIEMPO

En efecto, para la subasta de contratos de energía que se hará a finales de mes, y que estructuraron la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) y el Ministerio de Minas y Energía, ya están calificados 23 comercializadores, mientras que hay 27 generadores con 56 proyectos, entre ellos inversionistas de Francia, España, Estados Unidos, Canadá y, por supuesto, Colombia.

Sin embargo, expertos del sector eléctrico advierten que, a diferencia de otros países, en los que las energías renovables no convencionales han llegado con precios menores entre un 20 y un 30 por ciento, esto no sucedería en Colombia.

Según Alejandro Lucio, director de la firma Óptima Consultores, a la decisión que se tomó en el Plan Nacional de Desarrollo, obligando a los comercializadores a comprar mínimo el 10 por ciento de sus contratos con generación renovable no convencional, se han sumado, para la subasta, otros aspectos que van en contra de la dinámica natural de un mercado en competencia y que pueden ir en contravía de uno de los mayores beneficios que debería tener el proceso, como lo es el precio.

(Le puede interesar: El innovador combustible hecho de aire que se produce en Holanda)

Según el experto, para esta subasta se decidió incluir un mecanismo de asignación complementario, que básicamente consiste en definir la demanda objetivo por cubrir en la subasta, pero nadie sabe cuánta energía será al año, esa cifra solo la conoce el Ministerio de Minas y Energía.

Deja de ser una subasta en la que quien quiera pedir de forma voluntaria participa, para ser una subasta de compra obligada en esa parte

Pero si no hay suficiente demanda, es decir, si los comercializadores piden una cantidad de energía inferior a dicho objetivo, entonces el procedimiento es adjudicar por derecha esa diferencia a prorrata (cantidades iguales) a todos los comercializadores del mercado, así no la pidan.

“Deja de ser una subasta en la que quien quiera pedir de forma voluntaria participa, para ser una subasta de compra obligada en esa parte”, explica Lucio Chaustre.

Y agrega que, en su criterio, los ajustes que la Upme hizo a los requisitos de participación, más los cambios que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) realizó a los criterios de competencia, eran suficientes para adjudicar un monto importante en la subasta.

Implicaciones

Una vez superado el debate asociado a la necesidad de introducir más energías limpias para hacer frente al cambio climático, el experto explica que un proceso en el que la demanda sea obligada a participar, y en el que los generadores saben con anticipación que sí o sí hay una cantidad de energía que van a colocar, lo lógico para los agentes es vender la energía a un precio más costoso que si fuera en una competencia entre ofertas y demandas, para cruzar precios.

Además, el diseño del producto por subastar implica riesgos adicionales para el generador, que se reflejarán en los precios pues este ya no entregará una energía media anual, sino que asume compromisos de energía horaria que debe cumplir con su capacidad o acudiendo al mercado en caso de no tenerlo, como sucede actualmente.

Y, adicionalmente, los comercializadores de energía, que saben que el esquema les va a ‘encimar’ parte de lo que no se logre adjudicar de la demanda objetivo, no tienen incentivo para buscar un precio más eficiente, al tiempo que no asumen riesgos porque la Creg les reconocerá, vía tarifa y con cargo a los usuarios finales, el valor que paguen por la energía al generador.

“Creo que la subasta va a salir bien y hay interés de los generadores, pero les toca un producto menos beneficioso que el anterior, lo que implica que ofrecerán precios más altos. Si fuera un tema de libre competencia real, los precios que se podrían lograr serían más bajos que los actuales. Quizá se colocaría un poco menos de energía, pero la señal de precios hacia los consumidores sería mejor”, agrega Lucio.

Casi 840 millones de personas no tienen energía eléctrica El momento de las energías renovables

En otros países en los que las energías renovables han ganado presencia, su llegada ha representado reducciones de entre 20 y 30 por ciento en la tarifa para los comercializadores.

Sin embargo, el viceministro de Energía, Diego Mesa, aseguró que el mecanismo complementario y las cantidades asignadas en la subasta pueden beneficiar a la demanda con los precios competitivos de los proyectos de generación que no queden asignados.

Y resaltó que hay un incentivo implícito para que los generadores compitan vía precios para quedar asignados con los agentes de la demanda que ya tienen garantías bancarias de seriedad en firme, y que van a participar en el primer mecanismo.

“Adicionalmente, hemos establecido dos precios techo, que garantizan que la demanda no quede asignada por encima de su disponibilidad por pagar en la subasta y que limitan la asignación de proyectos de generación con precios desproporcionados en el mecanismo complementario”, señaló el funcionario.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

Subeditor de Economía y Negocios

En Twitter: @omarahu