La subasta renovable de largo plazo que impulsa el Gobierno colombiano entra en una etapa decisiva con 43 agentes interesados en participar y contratos de suministro previstos para iniciar en 2030 y 2035. Sin embargo, detrás del interés inicial persiste una preocupación en el mercado: el bajo número de generadores dispuestos a ofertar energía y una estructura contractual que, según analistas, podría restarle competitividad frente al mercado bilateral de PPAs.
El proceso, que contempla contratos de compraventa de energía a 15 años para proyectos solares y eólicos, busca incentivar nueva capacidad de generación en un sistema que enfrenta la necesidad de incorporar oferta firme durante la próxima década.
La convocatoria despertó el interés de comercializadores, distribuidores y grandes consumidores, pero la participación de empresas generadoras ha sido más acotada, un escenario que el sector atribuye tanto a las exigencias del mecanismo como a las alternativas que hoy ofrece el mercado privado.
En ese contexto, Álvaro Pérez Ramírez, Manager de AFRY, sostiene que el principal desafío de la subasta no pasa por la necesidad de nueva generación, sino por competir con un mercado bilateral que ya muestra señales de madurez.
"Hoy en Colombia existe un mercado de PPAs bastante dinámico", afirmó el ejecutivo, al explicar que muchos desarrolladores encuentran mejores condiciones negociando directamente con comercializadores y grandes consumidores.
De acuerdo con Pérez Ramírez, esos contratos privados actualmente se negocian en un rango de entre 280 y 320 pesos colombianos por kWh (aproximadamente entre 83 y 95 USD/MWh), una referencia que, a su juicio, establece un piso de precios para la subasta. Además, considera que el mecanismo deberá incorporar una prima adicional para compensar riesgos asociados a la estructura contractual, como la asignación de contrapartes y las obligaciones de entrega de energía.
Entre los interesados en la subasta aparecen compañías como Enel Colombia, Celsia, Empresas Públicas de Medellín (EPM), Terpel Energía, AES Colombia, GECELCA, Air-e y Urrá, entre otros agentes habilitados por la Bolsa Mercantil de Colombia, aunque el mercado sigue observando con atención cuántos de ellos finalmente presentarán ofertas de generación.
Pese a las dudas del lado de la oferta, Pérez Ramírez aclara que la necesidad de nueva capacidad en Colombia sigue siendo elevada. "Hay un faltante de generación. La demanda está creciendo bastante sólidamente y las comercializadoras están deseando firmar contratos", afirmó. Esa necesidad explica el interés mostrado por los compradores, aunque no necesariamente se traduce en un mayor número de ofertas por parte de los desarrolladores.
¿Por qué la subasta pierde atractivo frente a los PPAs privados?
Aunque la convocatoria despertó el interés de 43 agentes, desde AFRY consideran que la composición de los participantes refleja un mercado donde la demanda parece mostrar mayor entusiasmo que la oferta.
Para la consultora, buena parte de los desarrolladores ya cuenta con alternativas de contratación en el mercado bilateral y no necesariamente encuentra incentivos suficientes para destinar capacidad a la subasta.
"Lo bueno o la lección positiva que dejó que se cayera el anterior decreto de subastas es que se desarrolló un marco privado de contratos de PPAs que ha funcionado bien y que ha habilitado proyectos", sostuvo el ejecutivo.
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Más allá del nivel de precios, AFRY identifica diferencias estructurales entre la subasta y los contratos bilaterales que podrían influir en la decisión de los desarrolladores. La principal es el manejo del riesgo comercial: mientras un PPA privado permite negociar directamente con el comprador, el mecanismo de adjudicación distribuye los contratos sin que las partes conozcan previamente quién será su contraparte.
"La estructura de subastas hace que las dos partes sean anónimas", explica Álvaro Pérez Ramírez, Manager de AFRY. "Cuando uno negocia un PPA bilateral sabe perfectamente con quién está firmando, cuál es el riesgo crediticio y cuáles son las condiciones del contrato", agregó, al señalar que esa diferencia obliga a los desarrolladores a valorar de forma distinta el riesgo asociado a cada contrato.
El ejecutivo también advierte que un mismo proyecto podría terminar adjudicando su energía entre varios compradores, en lugar de cerrar un único contrato de gran volumen. Esa fragmentación incrementa la complejidad comercial y financiera de los proyectos y puede repercutir en su bancabilidad, especialmente cuando los inversionistas evalúan el perfil de riesgo de los ingresos futuros.
"Si ellos ofrecen 100 y no hay ninguno que quiera 100, pero hay cuatro que quieren 25, él va a firmar contra cuatro que le van a comprar esos 25. Con lo cual incrementa el riesgo de contraparte", explicó Pérez Ramírez. "Le quita el poder al generador de negociar con un off-taker que él considera confiable", añadió.
En ese contexto, Pérez Ramírez considera que los precios de adjudicación difícilmente se ubiquen por debajo de los valores que hoy ofrece el mercado bilateral (83-95 USD/MWh).
"La expectativa es que los precios de la subasta estén por encima de los PPA bilaterales porque incorporan una prima por el riesgo de contraparte y por la estructura del producto", sostuvo.
Además del riesgo comercial, AFRY considera que el diseño del producto licitado también influirá en la competitividad de las ofertas. A diferencia de muchos contratos bilaterales, donde la energía se remunera en función de la producción efectiva de la planta ("pay as produced"), la subasta exige compromisos de entrega bajo un perfil determinado, trasladando mayores responsabilidades al generador.
Cabe recordar que la convocatoria contempla cuatro productos diferenciados por tecnología y horizonte de suministro. Los dos primeros corresponden a contratos para generación renovable convencional —principalmente solar y eólica—, mientras que los productos tres y cuatro incorporan sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), ampliando por primera vez el alcance tecnológico del mecanismo.
"No es un 'pay as produced', sino un 'pay as contracted'. Se contrata una curva solar y el generador tiene un riesgo de, en determinadas horas, no entregar esa energía por el propio perfil de generación", explica. En consecuencia, sostiene que los desarrolladores deberán incorporar ese riesgo dentro de su estrategia de precios al momento de presentar ofertas.
Desde la consultora también advierten que esa característica podría favorecer a proyectos con portafolios más diversificados o con herramientas para gestionar desvíos de generación, mientras que desarrolladores con un único activo renovable tendrían menos flexibilidad para cumplir el perfil comprometido sin asumir costos adicionales.
A pesar de ello, Pérez Ramírez considera que la iniciativa representa una señal positiva para el mercado colombiano, al ofrecer una nueva alternativa de contratación de largo plazo para incorporar capacidad renovable. No obstante, remarca que el verdadero nivel de competencia dependerá de si las condiciones económicas compensan los riesgos que los generadores perciben frente a las oportunidades que hoy ofrece el mercado bilateral.
"La subasta es una buena iniciativa, pero tendrá que competir con un mercado privado que ya está funcionando", concluyó el ejecutivo.
De acuerdo con el calendario definido por la Bolsa Mercantil de Colombia y el Ministerio de Minas y Energía, durante julio se desarrollarán las etapas de habilitación definitiva de participantes, capacitación en la plataforma tecnológica, publicación de listados finales, presentación de ofertas económicas y adjudicación de los contratos. El cronograma prevé resolver el proceso entre el 23 y el 24 de julio, antes del cambio de Gobierno programado para el 7 de agosto, cuando Abelardo de la Espriella asumirá la Presidencia.