Colombia se abre camino en las subastas de energías renovables en su mercado de energía regulado.

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La CREG presenta en Bogotá cuatro alternativas para la integración de fuentes no convencionales de energía renovable al parque generador colombiano.

Colombia continua dando los pasos necesarios para la entrada de proyectos de energía renovable de gran escala en su matriz energética. El pasado 1 de febrero de 2017, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) llevó a cabo una reunión pública en Bogotá, en la cual hizo una presentación de las cuatro alternativas regulatorias que actualmente están siendo considerados por este cuerpo regulatorio. Estas alternativas han sido diseñadas por la CREG como mecanismos adicionales al cargo por confiabilidad (CxC), y con el objetivo de lograr una integración de estas tecnologías en la matriz energética. (Circular No. 099 del 27 de diciembre de 2016 y documento 161).

Históricamente, la CREG ha utilizado este mecanismo en subastas para asegurar las cantidades suficientes de energía en una matriz basada 70% hidroeléctrica. La CREG paga a los generadores ganadores de las subastas tradicionales por su capacidad de producir energía de manera confiable y predecible. La CREG reiteró en su presentación del miércoles pasado su intención de crear un sistema en el que todas las fuentes reciben igualdad de tratamiento.

En su presentación, la CREG indicó que está programada para seleccionar una de las alternativas aplicables para las subastas de energías renovables dentro de los próximos 3 meses. La CREG regula las instalaciones de generación de energía mayores de 20MW de capacidad instalada a través del mercado de energía mayorista y el mecanismo que sea escogido se aplicará a las subastas que se integren a dicho mercado.

Las cuatro alternativas diseñadas contemplan plazos de 15 años para los generadores seleccionados en la subasta, y para todas ellas, la CREG parte de la realización de una subasta centralizada de sobre cerrado.

Las tres primeras alternativas parten del supuesto de que las fuentes de energías no convencionales han de tener un proceso de subasta solo para ellas para que puedan integrarse al parque generador. La última alternativa, por el contrario, asume que éstas son lo suficientemente competitivas, frente a las fuentes convencionales, por lo cual puedes competir en las mismas condiciones para acceder a los contratos a largo plazo.

1. Prima verde (PV): Bajo esta alternativa, se garantiza un ingreso fijo por 15 años al generador ganador de la subasta que serán aquellos cuyas primas verdes ofertadas sean inferiores a las del generador marginal.

2. Contratos pague lo generado (CPG): Bajo esta alternativa, el generador recibe un precio fijo por la energía entregada durante la vigencia del contrato, pagada a su vez por los comercializadores que atienden demanda regulada. Serán ganadores los licitantes que tengan precio inferior al generador marginal (aquel que al adicionar su capacidad se alcanza la meta definida)

3. Contrato de energía media Energy Purchase Agreement (EPA): Bajo esta alternativa, se adjudica el contrato sobre un compromiso de entrega de energía media. Toda la energía generada se compra a un precio fijo. Se garantiza un ingreso mensual fijo a los generadores ganadores, correspondiéndole a los comercializadores pagar mensualmente 1/12 del valor anual del contrato. En el balance de fin de año, se comprara la energía entregada frente a la energía comprometida y las diferencias de energía que se encuentren dentro de la banda de tolerancia consideran para el balance del siguiente año.

4. Contrato pague lo contratado (CPC) (Subasta abierta): La cuarta alternativa se basa en la adjudicación centralizada de un contrato tipo pague lo contratado, en el cual las renovables y las energías tradicionales compiten abiertamente en un modelo en el cual la única consideración es el precio. Serán seleccionados aquellos que tengan un precio inferior al generador marginal, pagándosele a todos los generadores seleccionados tal precio por la energía generada durante 15 años.

Desde un punto de vista regulatorio, y según señalado en la presentación de la CREG, estos mecanismos están orientados a “distribuir correctamente el riesgo entre los distintos actores del mercado” y no como medio de ni incentivar las inversiones o premiar una tecnología sobre otra. El evento de la CREG fue un espacio abierto que también sirvió para recibir los comentarios y sugerencias del público, así como preguntas y críticas. Los participantes se mostraron preocupados con el timing, resaltando que la ley de energías renovables fue enactada en el 2014 y que tanto inversionistas como EPCs estaban a la espera de hechos concretos.

Adicionalmente, del lado de los desarrolladores de proyectos y generadores, se levantó la idea de la posibilidad de contratar en dólares estadounidenses, como una manera de promover las inversiones y la estabilidad. Ante esto, los representantes de la CREG indicaron que las sugerencias serían tenidas en cuenta, advirtiendo sin embargo que para dar este paso, se requeriría encontrar una manera para mitigar el riesgo desde el lado del comprador.

En el 2014, Colombia enactó la Ley 1715, estableciendo en marco legal y regulatorio para la inversión en y desarrollo de renovables e incluyendo una serie de incentivos fiscales, contables y de importación. Aunque algunos proyectos de menos de 20MW has comenzado a tomar fuerza, proyectos de mayor escala y en particular, proyectos de energía eólica listos para desarrollarse en la costa norte de Colombia, siguen a la espera de la finalización de leyes y regulaciones.

Entender las reglas actuales y aquellas que están en proceso de ser enactadas es determinante a la hora de ejecutar inversiones rentables en uno de los mercados más dinámicos de América Latina.

Fuente: http://www.disanlegal.com/

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