En octubre del año pasado Colombia sorprendió por los precios a la baja que cosechó en su primera subasta de energías renovables no convencionales (ver nota): se adjudicaron seis proyectos eólicos y tres solares, por 1.365 MW, por contratos a 15 años a un precio promedio menor a los 100 pesos por kWh (30 dólares por MWh).
El precio sorprendió a propios y ajenos, ya que se transformó en el más bajo de Sudamérica y uno de los menores del mundo.
En una entrevista para Energía Estratégica, Alejandro Lucio Chaustre, uno de los especialistas más destacados de Colombia, quien es Director de ptima Consultores, analiza los efectos que generaron los resultados de la subasta en el mercado eléctrico del país. ¿Qué efectos produjeron los precios tan bajos que se lograron en la subasta a largo plazo de renovables en el mercado energético en general? Después de la subasta el mercado de contratos no ha tenido precios a la baja, lo que era una de las preocupaciones del sector.
Creo que el mercado ya digirió las particularidades de la subasta y que se trató de un proceso muy competitivo en el que algunos jugadores fueron muy agresivos en precios.
En términos generales, el mercado de contratos sigue en los mismos niveles de precios de antes de la subasta. ¿De qué precios estamos hablando? Del orden de los 200 a los 210 pesos por kWh para contratos de 3 a 5 años.
Los de más largo plazo se están cerrando a precios que no son sustancialmente inferiores: en un rango de entre 195 pesos por kWh, por encima del de la subasta que está en el orden de los 160 pesos (contemplando el costo de cargo por confiabilidad, de aproximadamente 55 pesos por kWh -16 dólares por MWh-). ¿Cuándo habla de contratos se refiere a todas las tecnologías, no sólo renovables no convencionales sino hidroeléctricas y térmicas? Sí⬦ ¿Y por qué sucede que los precios de la subasta no han repercutido con fuerza en el mercado? Porque la valoración del riesgo de los contratos hace referencia a cuál será el precio promedio del spot en un año de sequía, como la que podría ser impulsada por el fenómeno del Niño.
En Colombia los contratos de energía no se valoran como en otros lados, donde lo que se busca es garantizar la TIR (Tasa Interna de Retorno) de un proyecto.
En Colombia están más referidos al riesgo del precio spot, entonces el mercado, por lo pronto, siguen referidos a ese riesgo que a su vez se refiere al costo marginal del gas.
Por ejemplo, desde septiembre estamos teniendo una sequía muy fuerte que recién ahora se está normalizando, pero esto ha llevado a precios spot superior a 300 o 400 pesos (por kWh), e incluso hace algunos días estuvimos cercanos a 600 pesos.
Si uno traslada eso a cuál será el precio promedio del spot en el 2020, seguramente estaremos en un precio promedio de 200 o 210 pesos.
Entonces lo que reflejan los contratos es ese riesgo y no el retorno de la inversión de un proyecto a largo plazo como se suele utilizar en contratos a largo plazo en renovables.
El precio es alto y da espacio para que las renovables ofrezcan precios competitivos en un rango entre los 160 pesos, que es lo que se generó en la subasta, y los 210 que ofrece hoy el mercado de contratos.
Yo tengo la expectativa de que a medida que entren más renovables y que tiendan a viabilizarse la contratación a largo plazo, el precio de los contratos va a tender a moverse a la baja: del orden de 180 a 190 pesos el kWh a 10 o 15 años para el mediano plazo. ¿Se están cerrando contratos entre privados de energías renovables en Colombia? Hemos visto que hay ofertas de contratos de largo plazo, que son financieros, como funciona en Colombia, diferente al PPA tradicional de otros mercados, a precios aproximados de 190 pesos por kWh a 10 o 15 años.
Lo que vemos que está sucediendo es que, cada vez más, las convocatorias de compra de los distribuidores comercializadores incluyen factores que no incluían antes, como bloques horarios y compras a largo plazo, que son efectos que ha dejado la subasta estatal. 
Alejandro Lucio Chaustre, Director de ptima Consultores ¿Qué se sabe de la estandarización de los contratos que presentaron ustedes desde la Bolsa Mercantil y, por otra parte, Derivex? Las dos propuestas siguen en estudio de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
Si no recuerdo mal, en la agenda que presentó la CREG tenía previsto para el segundo trimestre de este año tener un concepto sobre la propuesta de Derivex (ver nota) y para el tercer trimestre de este año una para la de la Bolsa Mercantil (ver nota). ¿Cree que debiera lanzarse una nueva subasta estatal para este año? El Gobierno la señal que ha dado es que sigue estudiando la posibilidad.
Mi percepción, muy personal, es que una nueva subasta de renovables no Se va a realizar en el corto plazo.
La señal de precios, la contratación a largo plazo y que sea por bloques horarios ya se destrabó gracias al mecanismo estatal.
Entonces el Gobierno no tiene la necesidad de lanzar una nueva subasta para que empiecen a desarrollarse nuevos proyectos.
Creería que el Gobierno debe estar muy satisfecho por el resultado de la subasta, cumplieron las metas que tenían para los 4 años de gestión, y no creo que lances una nueva subasta para este año.
Además, el contrato entre privados creo que ganará terreno, teniendo en cuenta que con el Plan Nacional de Desarrollo impone una contratación de energías renovables no convencionales de entre un 8 a un 10% en los próximos años, además de límites a la contratación de integrados verticalmente que harán más atractivos los mecanismos propuestos en el marco de la Resolución 114 de 2018