La matriz energética de Colombia se renueva

Colombia tiene una de las matrices de generación eléctrica más limpias del mundo. A diciembre de 2018, la capacidad instalada de generación en el Sistema Interconectado Nacional fue de 17.312 Mega-watts (MW). De esta capacidad instalada, el 68,4% correspondió a generación hidráulica, casi el 30% a generación térmica (13,3% con Gas Natural, 7,8% con combustibles líquidos y 9,5% con carbón) y aproximadamente el 1% con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) (eólica, solar, y biomasa).

 

Incidencia de fenómenos hidrológicos

La alta dependencia al recurso hídrico hace al sistema eléctrico colombiano vulnerable ante escenarios de hidrología crítica, como el fenómeno de El Niño. Durante los períodos de normalidad hidrológica, la generación hidráulica está en capacidad de abastecer cerca del 85% de la demanda.

En contraste, durante períodos secos, como 2009-2010 y 2015-2016 afectados por el fenómeno de El Niño, las fuentes de generación térmica cubrieron casi el 50% de la demanda, incurriendo en altos costos de generación y mayores emisiones de gases efecto invernadero.

El riesgo ante escenarios de sequía puede reducirse con la diversificación de la matriz de generación, especialmente con un aumento de la participación de las FNCER. Este tipo de energías tienen costos variables cercanos a cero. En ese contexto, el Gobierno de Colombia (GdC) se ha comprometido a incorporar 1.500 MW de FNCER para el año 2022 y se espera que estas fuentes representen entre 13% y el 18% de la generación del sistema eléctrico al 2031.

Nuevas reglas para incentivar energías renovables

Para cumplir con esta meta, el Gobierno de Colombia se enfocó en reglamentar e implementar incentivos tributarios para proyectos con FNCER propuestos por la Ley de Energías Renovables. Adicionalmente, estableció la realización de subastas para adjudicar contratos de largo plazo de energía de FNCER, cuyo primer proceso cerró el 26 de febrero de 2019.

A pesar del número de proyectos recibidos y precalificados (22 y 9 respectivamente), la subasta no se pudo adjudicar dado que no se cumplieron todas las condiciones de competencia que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) había establecido. No obstante, los resultados de la subasta mostraron:

• El interés de los inversionistas por desarrollar las FNCER en Colombia
• La competitividad de las FNCER en el mercado eléctrico colombiano. Las ofertas fueron inferiores a los precios de los actuales contratos. Se puede asumir que las ofertas, al menos, fueron inferiores al precio techo de $192/kwh (US$0,064/kwh) presentado por la CREG.
• Se requiere una mayor participación de la demanda regulada en las subastas de energía renovable.
• Es necesario revisar las condiciones de competencia de la subasta para determinar si fueron excesivos o si funcionaron de acuerdo con las condiciones del mercado.

Basado en esos resultados, el Gobierno anunció que programará una segunda subasta para el segundo semestre de este año, luego de hacer modificaciones al esquema actual.

Subasta de Obligaciones de Energía en Firme, un éxito merecido

El 28 de febrero, se realizó la subasta de Cargo por Confiabilidad para contratar unas Obligaciones de Energía en Firme (OEF). La OEF es un producto diseñado para garantizar la confiabilidad del suministro de energía firme en el largo plazo a precios eficientes.

La subasta asignó energía firme por 164.33 GWh/día. La capacidad efectiva neta adicional para el Sistema en el 2022-2023 será de 4010 MW: 1240 MW térmicos, 1372 MW hidráulicos, 1160 MW eólicos y 238 MW solares. Esta es la primera vez que proyectos de FNCER resultan adjudicados en este tipo de subastas, compitiendo directamente con las fuentes de energía tradicional (hidro, gas, carbón y combustibles líquidos).

Como resultado de las subastas, la energía eólica y solar pasarán de representar menos del 1% del total de capacidad neta de generación a aproximadamente 6% en 2022. Sin embargo, hay que resaltar que la energía en firma ofertada por los proyectos de FNCER es menos del 20% de su capacidad instalada.

Las renovables llegaron para quedarse, pero ajustes a las subastas son necesarios

Los resultados de las subastas demuestran el gran interés por desarrollar las energías renovables en Colombia. Sin embargo, las subastas requieren ajustes para incentivar la participación de la demanda y reducir los posibles riesgos de concentración de la oferta, entre otros:

• Evaluar el ajuste al mecanismo de asignación de la subasta: una opción son las subastas de reloj descendente con precio de asignación uniforme para todos los oferentes en mérito. En estas, los generadores ofertan las cantidades que están dispuestos en cada una de las etapas de precios descendentes en la subasta, mejorando así la asignación de las ofertas.
• Otorgar soluciones para reducir el riesgo de contraparte: la subasta es voluntaria y pueden participar todo tipo de comercializadores del mercado, el riesgo de contrapartes es alto y puede alejar del proceso a las entidades financieras y proyectos de generación.
• Revisar indicadores financieros de calificación de la subasta: los indicadores financieros que se le solicitan a los proyectos pueden estar castigando proyectos pequeños y por tanto reduciendo la oferta de energía.
• Cambiar la moneda de las ofertas: las inversiones en tecnologías de FNCER son en dólares u otras monedas extrajeras, es importante evaluar la posibilidad de indexar los precios de la energía a dólares, total o parcialmente, para reducir el riesgo de tasa de cambio.
• Revisar los criterios de precalificación de los proyectos: (i.e. resiliencia, complementariedad de los recursos, seguridad energética regional, y reducción de emisiones) con el fin de no descalificar potenciales proyectos que podrían aumentar la competencia en la subasta.
• Revisar los indicadores de competencia establecidos por la CREG: se debe evaluar la pertinencia y efectividad de los indicadores de competencia que se han fijado, en especial para el tamaño del mercado que representan las subastas de energía renovable.
• Mejorar las condiciones de participación de la demanda: se podría conseguir mejorando el producto, a través de las subastas por bloques de energía, que podrían diferenciar las tecnologías y así reducir los riesgos a la demanda por intermitencia de la energía despachada.