Colombia se alista para la primera ronda de asignación de Permisos de Ocupación Temporal para las áreas donde se desarrollarán los proyectos de energía eólica costa afuera (‘offshore’). Este proceso, que lleva andando desde hace algunos meses, está en medio de cambios por parte del Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Dirección General Marítima (Dimar).
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Estos fueron presentados ante los agentes interesados con el fin de atraer a posibles inversionistas al proceso, gracias a flexibilizar una serie de condiciones para habilitarse en dicho proceso.
Una de las grandes dudas que han manifestado los interesados en el proceso está relacionada con cuál será el mecanismo para la salida de la energía al mercado. Esto sería fundamental, puesto que definiría las condiciones de venta a una tecnología que es más costosa en promedio frente a otras.
En este contexto, Juan Carlos Bedoya, jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios de la cartera de Energía señaló que es uno de los temas que están en evaluación y para el cual se contrató una consultoría sobre el mecanismo de mercado a cargo de la firma AFRY y el Banco Mundial.
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En la presentación de dicho informe, AFRY indagó sobre los posibles mecanismos que podrían ser utilizados por Colombia. En este escenario, se estudiaron algunas alternativas como el Feed-in Tariff (FiT), un mecanismo que ofrece precios diferenciales por tecnología y usado para promover energías renovables no convencionales. También se propusieron Feed-in Premium (FiD) y Contracts for Difference (CfD).
Estos tres han sido usados en escenarios internacionales para el caso de la energía eólica costa afuera, puesto que se caracterizan por promover contratos de largo plazo para la electricidad generada.
“Estos tres mecanismos han sido efectivos en asignar proyectos eólicos costa afuera en casos internacionales. Sin embargo, una desventaja es que usualmente los esquemas no son neutrales tecnológicamente”, aseguraba el informe.
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Parque eólico offshore, RWE
RWE
El país ya cuenta con algunos esquemas que se han utilizado previamente, como el cargo por confiabilidad o las subastas de largo plazo. Sin embargo, el primero ofrece una remuneración muy baja a las plantas renovables, puesto que solo se paga la energía en firme, que es baja en estas tecnologías por su variabilidad.
En el caso de los contratos de largo plazo, estos tienen asociados riesgos de contraparte que ya han sido alertados por algunos actores, además de temas como los mecanismos complementarios y las garantías bancarias son preocupaciones que han sido expresadas con anterioridad.
Al analizar estas tres opciones, la consultora consideró las opciones, con sus ventajas y desventajas para el sistema. En el caso de FiT, este esquema asegura que los generadores tengan un precio mínimo por la energía generada. En caso de que el precio sea más bajo que esta tarifa se genera un “soporte de la contraparte”, mientras que si la energía en el mercado es más cara, el generador recibirá esa diferencia.
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Dentro de las ventajas está que ofrece bancabilidad para los proyectos y es efectivo para incorporar rápidamente tecnologías específicas; otorga flexibilidad en las fechas de operación comercial para ambas partes, pues los proyectos solo reciben el dinero una vez entren en operación y se puede enfocar en ciertos proyectos según los objetivos de política pública establecida.
Ahora bien, las desventajas que trae son que no hay certeza sobre cuánto apoyo tenga que poner la contraparte, dado que esto solo dependerá del precio de la energía en bolsa. Esto sería particularmente clave, teniendo en cuenta que el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) están proponiendo modificaciones a los topes del precio de la energía en el mercado spot.
Otra de las desventajas que señala el análisis de AFRY es que la demanda no recibe ningún beneficio económico en momentos de altos precios, a la vez que es un mecanismo que no es neutral para las tecnologías.
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Se esperan grandes rendimientos de los proyectos ‘offshore’ que tendría el país. (Imagen de referencia).
Archivo particular
En el caso del Feed-in Premium, este genera un ingreso adicional que no elimina las incertidumbres relacionadas con la volatilidad del precio de la energía en el mercado diario. Vale la pena destacar que este mecanismo remunera un precio adicional o un “premium” sobre el valor que haya en la bolsa. Este “premium” puede ser fijado siempre en el mismo nivel o puede ajustarse según el nivel en el que se está transando la energía en bolsa.
Ofrece una serie de ventajas, como que da certeza sobre lo que debe pagar la contraparte y también genera una flexibilidad para la fecha de inicio de operación, así como que se puede enfocar en ciertos proyectos.
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No obstante, genera desventajas como que no les da bancabilidad a los proyectos puesto que hay una gran variabilidad en los ingresos; además la demanda tampoco se vería beneficiada en términos de tarifas y no es neutral por tecnologías.
En este sentido, AFRY propone que el CfD es el mecanismo con mejores condiciones para apoyar al sistema. Este al igual que el FiT le da bancabilidad a los parques y ha probado internacionalmente su efectividad para proyectos de este tipo.
Si bien requeriría de la implementación de un marco regulatorio y de política pública para que este avance debe ser implementado, es de las que genera menos impactos de costo al sistema.
De acuerdo con la consultora, los ingresos adicionales para los generadores están garantizados y por ende esto genera una presión financiera que antes no existía en el sistema. Sin embargo, la demanda se ve compensada en momentos de altos precios, lo que no ocurre con los otros esquemas.
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La inversión de los parques eólicos ‘offshore’ es alta.
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AFRY señaló que se requieren una serie de pasos para implementar esta opción, que significará en un primer momento dar las señales generales de que este será el mecanismo que se usará, así como una delimitación de tiempo dando las fechas para la implementación de política pública.
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Una vez se cierre el proceso de habilitación para los Permisos de Ocupación Temporal se deberán presentar las pautas para la implementación de este mecanismo, que será seguido por las definiciones de las características particulares de la asignación en este esquema.
Después de la primera ronda de asignación de áreas se debería también presentar las pautas generales de la expansión de las redes de transmisión requerida para estos proyectos. Posteriormente se haría la primera asignación del mecanismo de CfD para llegar al último paso: la unificación de la asignación de este esquema de venta de energía y los Permisos de Ocupación Temporal.
DANIELA MORALES SOLER
Periodista de Portafolio
