Las dos recientes subastas del sector eléctrico, la de contratos de largo plazo y la del cargo por confiabilidad dejaron resultados que evidencian que el diseño de los mercados eléctricos son el pilar fundamental de su funcionamiento y priman los conceptos económicos básicos, y no la necesidad de asegurar un esquema financiero predeterminado.
¿Por qué digo lo anterior? Porque la entrada de proyectos de generación de energía eléctrica responde a diseños de mercados que se basan en regulación e incentivos económicos y busca solucionar los problemas naturales de un sector en el cual existen fallas de mercado, las cuales se corrigen mediante mecanismos como, por ejemplo, el cargo por confiabilidad.
En la otra orilla, el esquema de contratos de largo plazo, con un diseño hecho por el gobierno anterior, básicamente enfocado en solucionar el problema de financiamiento de los proyectos de energías renovables, tuvo un diseño que no fue atractivo para que los consumidores compraran este tipo de producto, porque básicamente buscaba eliminar los riesgos de participación en el mercado para los proyectos de generación y reasignarlos a la demanda, una práctica que era muy común el siglo pasado.
Bajo esta lógica, los resultados eran de esperarse. Por un lado, una subasta de contratos de largo plazo que no tuvo cierre, básicamente porque no superó los criterios de concentración y de dominancia, pues como se veía venir, del lado de la demanda solo se presentaron agentes con participación o control de la nación y agentes integrados verticalmente, y del lado de la oferta fue muy concentrado. Basta ver que el indicador de dominancia mostró que el cierre presentó una concentración de la oferta de 88%, es decir que una sola empresa estaba con ese porcentaje de energía y la segunda con 12%.
En este punto me quiero detener un momento, porque ya hay voces en el sector que dicen que estos indicadores son un despropósito, que están totalmente errados y que deben eliminarse. Precisamente lo que buscó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) al definir estos indicadores, es que al ser solamente una tecnología la que participaba en la subasta, es decir solo renovables, el riesgo que existía es que unos pocos se quedaran con la torta, en contravía del objetivo del gobierno de atraer nuevos inversionistas. Adicionalmente, al tener en el mercado agentes integrados verticalmente, que podían estar de los dos lados de la subasta, en la oferta y en la demanda, la idea era que ellos no pudieran arbitrar la subasta. Es decir, la Creg lo que hizo fue proteger a los usuarios de conductas anticompetitivas.
Adicionalmente, hay otros que dicen que lo que se debe hacer en la segunda subasta de contratos es obligar a la demanda a participar, nada más absurdo y en contra de todo sobre lo cual se ha fundado el sector eléctrico colombiano. Seamos claros, la subasta no falló porque la demanda no “quiso participar”, no quiso participar porque el producto estaba mal diseñado y es inferior al valorarlo contra los contratos de largo plazo que se han transado por parte de la demanda. Varias razones que se expresaron en su momento: 1. Los riesgos de comercialización los asumía la demanda, no el generador, 2. No daba cobertura de precio, que es el principal factor por el cual se contrata la demanda, 3. Buscaba solucionar un riesgo de despacho de las plantas con un producto inexistente en el mercado, entre otros. Simplemente cierro este punto diciendo que esto va en contra uno de los objetivos del Gobierno, y sobre el cual estoy totalmente de acuerdo, que es darle un rol más activo a los usuarios para que sean ellos quien toman las decisiones, con esta propuesta eliminamos de tajo este objetivo y seguimos manteniendo a los consumidores como simples pagadores del servicio.
De otro lado, la subasta de cargo por confiabilidad demostró nuevamente ser el mecanismo de expansión natural del mercado eléctrico. Con este mecanismo el gran ganador fue el Gobierno, en cabeza de la Creg y del Ministerio, pues logró varios objetivos. Primero pudo mitigar el riesgo de Hidroituango, pues cubrió casi en dos veces con nueva generación la eventualidad de una no entrada en operación del proyecto, logró a través del mercado un nuevo precio de cargo por confiabilidad, pues había mucha discusión si el valor que se pagaba era adecuado o no; tercero, quedó muy cerca de cumplir con la meta de 1.500 MW de fuentes renovables no convencionales, pues se logró el compromiso de 1.398 MW y éste compromiso total se loga fácilmente con los que está entrado como generación distribuida y auto generación.
Quedan retos por delante, como son efectivamente que los proyectos asignados entren en operación en 2022, para ello se requiere que los asignados con proyectos muestren su músculo financiero y pongan las garantías de construcción el 1 de abril, además de que la Upme y la Anla expidan con celeridad las convocatorias de conexión al sistema y las licencias de construcción de las plantas.
En materia de renovables, no considero que se requiera de un mecanismo de contratos de largo plazo, como lo está proponiendo el Gobierno, lo que se requiere son mecanismos de contratos como el Mercado Anónimo Estandarizado y ajustes al mercado de contratos bilaterales, enmarcados dentro del funcionamiento regulatorio del sector. En conclusión, se requiere más mercado y menos diseño y planeación centralizada, es decir nuestro mercado eléctrico sigue funcionando y respondiendo a los nuevos retos, y nos falta hacer los ajustes regulatorios que ha propuesto la Creg para flexibilizarlo en pro del usuario final.