La nueva subasta eléctrica de Colombia incorpora almacenamiento como pieza central del sistema, pero el análisis del sector apunta a un problema más profundo: la falta de reglas claras y la baja ejecución de proyectos. El cambio en el diseño es relevante, aunque llega en un contexto donde los mecanismos anteriores no lograron materializar la capacidad adjudicada.
Para Natalia García, CEO de Enermant, todavía existen retos en materia de certidumbre financiera. La ejecutiva subrayó que el BESS entra formalmente en competencia dentro del esquema, ampliando el abanico de soluciones disponibles. “Los vendedores ahora no solamente van a tener la oportunidad de ofrecer parques fotovoltaicos y eólicos, sino que también vamos a tener un componente tecnológico clave, que son los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE)”, señaló.
El enfoque de la subasta cambia: ahora además se trata de garantizar suministro en horas críticas. En ese esquema, los productos híbridos obligan a cubrir demanda en franjas donde las fuentes variables no alcanzan, lo que hace indispensable el uso de baterías. García explicó que estos bloques —especialmente en la noche— requieren sistemas de baterías para asegurar la continuidad del servicio, si se presentan proyectos con fuentes intermitentes.
Se introdujo el Producto 3 (Híbrido) y el Producto 4, donde es obligatorio el uso de storage para garantizar la entrega de energía en el bloque crítico nocturno de 18:00 a 22:00 horas”, detalló.
Sin embargo, el principal vacío está en la remuneración de estos activos. Aunque la normativa habilita el almacenamiento y reconoce su rol en servicios complementarios, todavía no define cómo se pagarán esas prestaciones. García advirtió que este punto es central para la viabilidad de los proyectos. “Todavía estamos a la espera de la regulación tarifaria definitiva que la CREG debe emitir en un plazo legal máximo de 12 meses”, amplió.
En términos de mercado, esto introduce una variable crítica: el precio deja de depender solo de la energía y pasa a incluir ingresos adicionales potenciales que aún no están regulados. La ejecutiva explicó: “Mientras la batería espera su turno para entregar la energía (arbitraje), podría estar entregando servicios simultáneos para mejorar su competitividad en precios, pero todavía no sabemos cómo van a remunerarse financieramente estos esquemas”.
A este escenario se suma el aumento de costos en los sistemas BESS, impulsado por factores internacionales que afectan el hardware y la logística. Según García, esta combinación de variables impide proyectar precios con certeza y complica la estructuración de ofertas competitivas.
Pero más allá del precio o la regulación, el mayor problema sigue siendo estructural: la ejecución de los proyectos. Colombia mantiene un rezago significativo entre lo adjudicado y lo construido, lo que afecta directamente la seguridad energética.
García remarcó que incluso proyectos con condiciones avanzadas no lograron materializarse en los plazos previstos. “Tenemos el reto histórico de las subastas de 2019 y 2021, donde a la fecha solo cerca del 21% de la capacidad total adjudicada logró entrar en operación comercial, según las propias cifras del Ministerio de Minas y Energía”, sostuvo.
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En ese contexto, el punto de conexión continúa siendo un factor determinante para la viabilidad de cualquier iniciativa.
“Mi preocupación es que al flexibilizar las barreras de entrada para participar solo con el trámite ambiental, puede que logremos que compitan más proyectos en la subasta, pero ¿cómo garantizamos que los retrasos en la ejecución no se sigan presentando? En Colombia, la piedra angular de cualquier proyecto para su viabilidad real sigue siendo el punto de conexión firme”, remarcó.
Esto abre la puerta a proyectos sin madurez suficiente, un problema que ya impactó en subastas anteriores. Desde su perspectiva, el éxito del mecanismo no está en la cantidad adjudicada, sino en la capacidad de ejecución real.
Según la ejecutiva, una "jugada maestra" para el país sería revisar exhaustivamente cuáles de los proyectos asignados a la fecha son realmente construibles. "No podemos quedarnos solo en la planeación; debemos hacerle un seguimiento estricto a los proyectos para ajustar las acciones a tiempo. Solo así garantizaremos que tenemos la oferta suficiente para atender la demanda y lograr bajar los precios de la energía de forma técnica, eficiente y sostenible”, indicó.
La necesidad de certidumbre para el inversionista
Frente a este complejo panorama regulatorio y de ejecución, la debida diligencia se ha vuelto el factor crítico de éxito. Incluso para el capital internacional, la dinámica del mercado colombiano no siempre es clara. “Los inversionistas extranjeros todavía creen que porque un proyecto fue priorizado le van a dar un punto de conexión de forma automática”, explicó.
Para mitigar este riesgo, García destacó el rol de firmas especializadas en la mitigación de la incertidumbre. “En Enermant realizamos valoraciones integrales —técnicas, legales y financieras— de los proyectos para que los inversionistas sepan exactamente dónde se están metiendo. De hecho, contamos con un estudio de mercado que identifica el estado real de los proyectos basándonos en información pública, lo que nos permite apoyar la construcción de un pipeline seguro y depurado para que nuestros clientes tomen decisiones informadas y blindadas frente a los riesgos del mercado”.
Por último, el componente de precios introduce nuevos controles por parte del Ministerio, como el Precio Máximo de Compra y el Precio Mínimo de Venta. Sin embargo, para García, esto genera una alerta importante sobre la viabilidad financiera de las ofertas.
“La gran pregunta es cómo se van a manejar las expectativas del mercado con estos topes. Al no poder incluir aún en los modelos financieros los ingresos por la remuneración de los servicios auxiliares —cuyas reglas están pendientes de definición—, existe un riesgo latente de que los precios máximos permitidos en la subasta no alcancen a cubrir los altos costos de las baterías y, por ende, no permitan el repago de las inversiones”, advirtió García.
El nuevo esquema da un salto tecnológico obligado al incluir el storage, pero el desafío estructural es claro: no basta con adjudicar capacidad, es necesario garantizar que los topes de precios reconozcan la realidad de las inversiones y que los proyectos cuenten con la certidumbre suficiente para construirse. Sin resolver estos puntos, el riesgo no está en el diseño, sino en repetir un modelo que adjudica capacidad que nunca llega a operar.