Por segunda vez, el Gobierno de Iván Duque le apostará a una subasta para darle un empujón a la generación eléctrica de fuentes no convencionales, como el sol, el viento y desechos como el bagazo de caña. Como la primera fracasó en febrero, las reglas para la nueva traen varias novedades, que pueden llevar a una electricidad más limpia pero también más cara para todos los colombianos.

La idea es que empresas que tengan proyectos avanzados para montar plantas de ese tipo ofrezcan paquetes de energía y que compañías comercializadoras de energía (como Codensa, EPM o Electricaribe) pujen para comprarlos, un paso clave para que el Gobierno cumpla su meta de tener plantas de este tipo generando 1.500 MW hora instalados en 2022, lo que significaría multiplicar por 30 la capacidad actual de estas energías.

Esta semana el Ministerio de Minas y Energía y la Creg publicaron los primeros decretos con las reglas para la nueva subasta, que será el 31 de octubre, pero la energía que se contrate entrará al sistema en 2022. 

Traen novedades buenas, malas y feas

Lo bueno

1.Permitirá la entrada de nuevas plantas más pequeñas

En la primera subasta solo podrían entrar plantas de más de 10 megavatios de capacidad instalada, y ahora el piso es de 5.

Según el inventario de proyectos de generación eléctrica de la Upme, a enero de 2019, eso le abre la puerta a 17 plantas solares de siete empresas, en su mayoría son pequeñas. Sus proyectos están ubicados en Bolívar, Sucre, Boyacá, Cesar, Atlántico, Magdalena y Tolima.

La ventaja es que eso permite que haya más competidores, que se incentiven plantas que requieren inversiones más pequeñas y que el país tenga más opciones de generación que evite un riesgo de apagón cuando haya fenómenos de “El Niño”. Esto porque el sol y el viento pueden ‘prender’ plantas en algunas regiones del país cuando haya poca agua en las hidroeléctricas.

2.Los contratos no favorecen tanto a los generadores

Una de las razones por las que los comercializadores no se entusiasmaron en la primera subasta es que si se la ganaban tenían que firmar unos contratos que a largo plazos les podían salir muy costosos, llamados  “pague lo generado”.

Aunque en principio suenan bien, pues solo pagarían por la energía que les entregaran las generadoras, a cambio éstas no tenían sanciones si un día no podían generar (por ejemplo, por falta de viento o sol).

Como las comercializadoras tienen que vender, por ejemplo a las casas o empresas que les pagan el servicio todos los meses, eso las exponía a tener que comprar energía más cara (se puede comprar en bolsa todos los días, a precios generalmente más altos) o a tener un contrato adicional de respaldo.

Ahora los contratos que salgan de la subasta serán tipo “pague lo contratado”, lo que quiere decir que las comercializadoras siempre saben cuánto pagan y cuánta energía reciben, y serán las plantas las que tengan que conseguir energía si no pueden generar.

Para que eso no asuste a los generadores, los contratos pasarán de ser de 12 a 15 años, lo que les facilita conseguir inversionistas o préstamos, y les da más tiempo para recuperar sus inversiones.

3. La subasta se adapta mejor a la realidad de las plantas renovables

Uno de los problemas más complicados de resolver para que las plantas de energías renovables no convencionales entren al mercado es que operan distinto a las grandes hidroeléctricas o a las termoeléctricas que funcionan con carbón, gas o diésel.

Básicamente, porque el viento y el sol no puede ofrecer la misma cantidad de energía permanentemente: las solares, de entrada, no generan en las noches, porque no hay sol.

En la primera subasta, podían ofrecer un promedio de kilovatios por hora al año, lo que tenía el inconveniente de que las comercializadoras no tenían la certeza sobre a qué hora del día iban a tener esa energía que habían comprado.

Ahora podrán ofrecer energía en tres bloques horarios, dos en las horas de poca luz (12 a 7 am y 5 pm hasta la medianoche), otro en las horas con sol (7 am a 5 pm). Así las plantas que no puedan ofrecer energía en la noche no se tienen que comprometer a ofrecerla.

Este cambio puede generar más tranquilidad a los comercializadores para participar, porque se arriesgan menos a que las plantas incumplan sus compromisos.

Lo malo

1. Podría quedar en pocas manos

Como la razón principal por la que no se pudo adjudicar ningún contrato en la subasta pasada fue que no lograron cumplir con los requisitos para evitar que la subasta quedara en pocas manos, bajaron la vara.

La primera subasta ponía tres condiciones para adjudicar que, como contamos en esta historia, evitaban que pocos oferentes se quedaran con los contratos y pudieran luego fijar el precio de la energía. 

Ahora, según este reglamento de la Creg, la única condición es que ningún participante puede tener 50 por ciento o más de la energía que se ofrezca en la subasta.

Esto quiere decir que una sola empresa con una o más plantas puede sumar hasta el 49,9 por ciento de la oferta y eventualmente podría quedarse con todos los contratos, depende de qué tanta energía decidan poner en la subasta, algo que definirá el Ministerio el mismo 31 de octubre.

Eso podría hacer que la subasta termine siendo un esfuerzo muy grande para beneficiar a pocos y que un problema o un retraso en una planta afecte de golpe a muchas electrificadoras y a muchos usuarios. 

En otras palabras, podrían concentrar el mercado y, con él, el riesgo.

2. No está blindada de que haya contratos de “yo con yo”

Uno de los problemas del sector energético es que hay empresas muy grandes que están a la vez en la generación, distribución y comercialización, como EPM, que tiene plantas Hidroituango y es la electrificadora de Antioquia y de Santander, entre otras; Enel y el Grupo Energía de Bogotá, que tienen Emgesa que genera y Codensa que vende; y Brookfield que tiene Isagén y Ebsa.

Para evitar que los contratos que se asignen terminaran siendo negocios de una sola empresa con su filial, la subasta anterior puso como condición para adjudicar un índice de participación que buscaba que no fuera posible que la mayoría de los contratos terminaran entre empresas de un mismo dueño o grupo.

Esto es clave porque una empresa puede con mucha capacidad de generación y un mercado grande podría acaparar la subasta tanto del lado de la oferta como de la demanda.

Después del fracaso de febrero, esta subasta no incluye este seguro, lo que hace más probable que se adjudique pero también abre la puerta a que termine llena de contratos de “yo con yo”.

3. El Ministerio de Minas podría asignar contratos a dedo

Otra novedad, que puede ayudar al Gobierno para que más comercializadores participen, es que el Plan Nacional de Desarrollo incluye un artículo que obliga a las comercializadoras a que entre 8 y 10 por ciento de la energía que compren venga de fuentes renovables no convencionales. 

Y aunque no ha sido regulado, una parte de la reglamentación de la subasta dice que el Ministerio de Minas puede usarla para que las comercializadoras cumplan esas metas, lo que podrìa significar asignar contratos a las comercializadoras.

No es claro si lo haría con las que participen en la subasta o si podría hacerlo con las demás, que ahora también están obligadas a comprar energías no convencionales.

“Esto va en contra de todo lo que había dicho en público el Ministerio, de que su  artículo de obligación del Plan no lo iban a utilizar en ésta subasta”, nos dijo un experto en generación que nos pidió no dar su nombre porque no tiene autorización.

Esta misma preocupación la expresó un empresario de una comercializadora, que tampoco nos dio su nombre por la misma razón.

Del Ministerio nos confirmaron que la reglamentación de ese artículo del Plan de Desarrollo saldrá en un mes y que la idea es en efecto que la demanda que no se alcance a contratar en la subasta, se distribuya entre todas las comercializadoras.

Lo feo

1. La energía puede salir cara

Uno de los puntos sensibles de la subasta es el precio, porque el valor al que acepten comprar las comercializadoras se transfiere a los hogares y las empresas en la factura.

Para evitar que sea muy alto, la Creg va a fijar un precio que, a diferencia de la subasta anterior, no será exactamente un techo.

En la reglamentación quedó establecido que ese precio es el máximo para el promedio del valor pactado en los contratos, lo que quiere decir que en algunos casos puede estar por encima, e incluso muy por encima, de ese precio. Y eso, aunque incentiva las plantas de energías menos competitivas, también podría impulsar hacia arriba el valor de las facturas. 

Si sube o no el precio, depende de si en efecto en la subasta hay buenas ofertas, como lo espera el Gobierno.