El producto propuesto para la primera subasta se trató de un contrato de energía media anual, es decir, un compromiso de entrega de energía anual por parte del generador que podría cumplirse en cualquier momento del año.
Un producto en pesos colombianos con una duración de 12 años, con participación voluntaria tanto de vendedores como de compradores.
En un mundo ideal, ¿qué quería la oferta de generación para este contrato? Respuesta: un contrato de entrega de energía modelo PPA, pague lo generado, con duración de 20 años, en dólares americanos con participación obligatoria o garantizada de la demanda.
Adicionalmente, un contrato a través del cual el gobierno nacional garantizara de alguna manera el pago de las obligaciones de los compradores.
En esencia, los vendedores buscan un modelo de contrato que minimice todo riesgo del proyecto de generación de manera que este sea bancable o financiable, es decir, facilitar el análisis de riesgo del sistema financiero, que sea dicho de paso no ha hecho la tarea que le corresponde para entender tanto el producto, como el funcionamiento mismo mercado eléctrico colombiano.
Este, si bien es un esquema aplicado en otros mercados y geografías, no es un esquema viable en el nuestro mercado, al menos el actual.
Muchos argumentos, algunos más serios que otros, se han esgrimido para lograr este tipo de contrato.
Muy a pesar de lo anterior, un análisis detallado del marco regulatorio del sector, del funcionamiento del mercado, y de la sostenibilidad futura de un esquema como este permitirá entender que insistir en este modelo lo único que traerá es una dilación o demora del proceso que va en detrimento de los mismos generadores y desarrolladores que tanto apuestan por este esquema. ¿Por qué dilación? Cuántas demandas, trabas, discusiones de legalidad, etc., enfrentaría un proceso con participación obligada de la demanda, en la que los riesgos en su totalidad se transfieren al usuario final, ¿o en su defecto a los comercializadores energía? Vale recordar que por mucho menos, la pasada subasta fue demandada por consideraciones de competencia.
Hay que decirlo, tanto insistieron la banca multilateral y comercial, como los mismos generadores renovables en que el producto propuesto no se ajustaba a sus necesidades, que una de las razones fundamentales por las que el proceso de febrero no se adjudicara, radica en que la demanda objetivo inicialmente planteada para el proceso se redujo de 3.443 GWh/año a 1.183 GWh/año (un 34% de la original).
Esto hizo casi imposible que los criterios de competencia establecidos por la CREG para habilitar la adjudicación de la subasta se cumplieran.
Pero al final, ¿eran bancables los proyectos en pesos con duración de doce años? Claramente sí lo eran, evidenciado lo anterior en la participación de desarrolladores extranjeros, actores nuevos del mercado, cuyo modelo de oferta se basó en el Project Finance. Lea también: "Diego Mesa: "los cambios que hicimos en el producto van a hacer mucho más atractiva la subasta para la demanda Ese fue un primer "tiro en el pie" de quienes son los principales interesados en el éxito y sostenibilidad del modelo de subasta.
Desde ese punto de vista, sin ser un producto ideal, el producto no fue impedimento para que generadores y desarrolladores participaran en la subasta con precios competitivos.
Es necesario adicionalmente entender que, a diferencia de otros países, el objetivo de la contratación de largo plazo en nuestro mercado no es batir récords de precios bajos.
Es decir, los proyectos con el producto propuesto son bancables en el entendido que el objetivo no es lograr que Colombia aparezca en las revistas especializadas con la medalla de oro por adjudicaciones a precios bajos.
Acá se trata de evidenciar que las energías renovables son competitivas, es decir que pueden arrojar precios iguales o inferiores que los que arrojan contratos de corto y mediano plazo en el mercado de energía mayorista con fuentes convencionales, para lo que requieren de mecanismos de contratación de largo plazo que no son de fácil consecución en nuestro mercado.
Ahí hay una diferencia sustancial que tanto banca como nuevos actores deben entender. ¿Era el producto propuesto malo para compradores? En un mundo ideal, ¿qué quería la demanda de comercialización para este contrato? Esto sí que es un reto. 
Diego Mesa, Viceministro de Energía de Colombia ¿Qué quiere la demanda? En esencia, ¿qué quiere la demanda? En su defecto, ¿qué le sirve a los comercializadores que representan demanda regulada? Bueno, esa es una pregunta que el mercado eléctrico colombiano no ha sabido solucionar y que está sobre la mesa al menos hace 15 años.
Pareciera a veces que le demanda quiere seguir como está.
Es decir, proteger a toda costa el esquema actual de contratación bilateral por razones más estratégicas que fundamentales o técnicas.
Ahora bien, se debe admitir que el producto propuesto implicaba un análisis de riesgo diferente.
Más profesional, más serio, más técnico.
Eso no siempre viene bien. ¿Había riesgos? ¡Por supuesto! Riesgos gestionables, sin duda.
La incertidumbre tecnológica para los compradores por supuesto es difícil de gestionar.
No saber si quien vende es un generador eólico o un solar es claramente un riesgo no menor.
Ahora, cuando se trata de contratos cuyo despacho empieza en 2022, año en el que menos del 20% de la demanda está cubierta con contratos, gestionar este riesgo tiene un bajo nivel de complejidad, nunca como se ha querido presentar se trata de riesgos ajenos a la actividad de administración de portafolio del más básico entendimiento. Lea también: "Generadores, distribuidoras y grandes consumidores presentaron una propuesta a la ministra Suárez sobre la subasta de energías renovables" La demanda ha sido muy hábil en presentar el producto como inadecuado.
El Ministerio ya presentó a comentarios nuevos diseños de producto que en general son favorables para la demanda, ¿será este cambio suficiente para animar a compradores? ¡No lo será! Me atrevo a decir que a los actuales comercializadores se le puede presentar el mejor modelo de producto, pero en la medida en que el esquema mismo se aleja de la muy conveniente y cómoda práctica comercial actual nada garantiza su participación en el proceso.
Ahora bien, ¿implica lo anterior que como lo propone el gobierno nacional en el Plan Nacional de Desarrollo la solución a esta problemática sea entonces obligar a comercializadores/distribuidores a contratar energía renovable? En mi opinión, ese sería el peor error y la peor reacción posible al fracaso de la subasta de febrero.
Una demanda obligada va en detrimento de los mismos usuarios y de los objetivos del esquema. ¿Qué incentivos en términos de competitividad tendrá el generador si sabe que cuenta con demanda obligada? ¿Será suficiente únicamente la competencia en la oferta para garantizar precios competitivos? Es al menos cuestionable y como se mencionó anteriormente, esta obligatoriedad, así provenga de una Ley de la República, redundará en complejidades desde el punto de vista de la competencia y habrá entonces que entrar a revisar todo el marco regulatorio actual para solventar las inquietudes que este tipo de imposiciones implica en un modelo de mercado. ¿Qué hacer con la demanda entonces? ¿No hay solución? La vinculación de la demanda voluntaria al esquema, más allá del diseño del producto, es resultado de una combinación de zanahoria y garrote.
Tratándose de una discusión de traslado a la tarifa, la pregunta a responder es, ¿cuáles son los incentivos de un comercializador de energía para contratar a través de los mecanismos tradicionales de convocatoria pública o contratación bilateral en detrimento de un esquema de subasta como el propuesto? ¿Por qué contratar a precios superiores a los que puede contratar en un mecanismo de subasta ejecutado por un tercero independiente? ¿Debería el comercializador únicamente trasladar al usuario final el precio que ha sido formado de manera eficiente y transparente en un mecanismo de subasta y asumir directamente el sobrecosto del contrato bilateral? ¿Podría un comercializador trasladar al usuario final el precio promedio de contratación del mercado y por ejemplo apropiar a su operación el diferencial entre ese promedio y su contratación eficiente si el precio de esta última es inferior al precio de mercado? Lea también: "Sorpresa en los resultados de la primera consulta que realizó el Gobierno para conocer interés de los empresarios sobre la subasta de energías renovables" En nuestro concepto la solución no es obligar a la demanda.
Se requiere un análisis de incentivos reflejados en traslado a la tarifa para lo cual la participación de la CREG y la Superintendencia de Servicios Públicos es esencial.
En manos de estos dos organismos está destrabar la participación voluntaria de la demanda y acabar con la amenaza presente en el Plan Nacional de Desarrollo que en esencia es una rendición de la política pública y un abandono del esquema de mercado en competencia. Otros ajustes Para finalizar, cuestiones que evidentemente se deben ajustar para una futura subasta exitosa.
Los criterios de precalificación de los proyectos para la subasta anterior fueron mal diseñados.
Más de 400 MW de energía solar fueron descalificados sin ninguna razón fundamental que fuera en línea con los objetivos de política pública.
Así mismo, la demanda objetivo debería ser ajustada al alza, más aún en el entendido en que los proyectos renovables no convencionales que fueron adjudicados en la pasada subasta de cargo por confiabilidad sí o sí necesitan de la subasta de largo plazo para su cierre financiero y entendiendo además que oferta a precios competitivos hay y de sobra, como se evidenció en la pasada convocatoria.
Por otra parte, los criterios de competencia de CREG deben ser ajustados.
En esencia, cuando se trata de mecanismos competitivos un regulador cree o no en el diseño.
La complejidad de los indicadores propuestos por CREG para la pasada convocatoria no se compadecía ni con el tamaño ni con el diseño de la subasta. Lea también: "El Gobierno propone que la subasta de energías renovables sea antes del 30 de septiembre: plazo de contratos a 12 años y COD de proyectos al 2022" Era casi imposible para un proyecto estimar con cuanta energía participar sin ir en detrimento de la adjudicación.
Son entendibles las preocupaciones de CREG respecto a concentración, integración vertical, etc., sin embargo, para efectos de una subasta como ésta, los criterios para calificar el cumplimiento de dichos principios debe ser sencillos, entendibles, aplicables y cubrir efectivamente los riesgos que se quieren cubrir.
De no hacer una revisión de fondo a los criterios de competencia, va a ser muy difícil que por más esfuerzos que se hagan en el diseño del producto la subasta se adjudique.
Por último⬦del afán no queda sino el cansancio.
Es loable que se quiera realizar una subasta muy rápidamente.
Será apropiado eventualmente convocarla antes del 30 de junio.
Sin embargo, la adjudicación debe hacerse dando tiempo suficiente para los participantes, tanto compradores como vendedores, para evaluar el producto y sus riesgos, tramitar garantías, permisos, aprobaciones etc. *Alejandro Lucio Chaustre es Director ptima Consultores, Exdirector Ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables de Colombia (Ser Colombia), consultor del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), miembro Comité de Riesgos e Inversiones de Positiva Compañía de Seguros y consultor de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (Usaid).