En los últimos 3 años y gracias a las subastas están trazadas 26 plantas (16 fotovoltaicas y 11 eólicas).
El país sigue avanzando con paso firme y en la dirección correcta para incluir más fuentes limpias no convencionales a la matriz de generación eléctrica, en su política de transición energética.
La razón, con los 11 proyectos de electricidad renovable que fueron asignados en la subasta de contratos de largo plazo el pasado martes, Colombia ya llegó a los 2.878 megavatios (MW) de capacidad instalada en proyectos con plantas eólicas y solares.
Así, en los últimos tres años, y gracias a las subastas del cargo por confiabilidad y contratos de largo plazo del 2019, y a la reciente, también de contratos de largo plazo, el país ya viene desarrollando en su territorio 26 iniciativas (16 fotovoltaicas y 11 eólicas).
“El país logró un nuevo hito para continuar consolidando la Transición Energética al asignar obligaciones por cerca de 800 MW (796,3 MW), en la nueva subasta de renovables. Así, la nación multiplicará por más de 100 veces la capacidad en fuentes limpias no convencionales que tenía en agosto de 2018, pasando de menos de un 1% a más de 15% en 2023”, señaló Diego Mesa, ministro de Minas y Energía.
Los 11 proyectos de generación renovable, todos solares, adjudicados en la subasta del pasado martes y que serán desarrollados por las empresas EDF, Canadian Solar, TW Solar, Solar Pack, Genersol, EPM, Enel Green Power, Celsia y Urrá, representan inversiones por $3,3 billones, se localizarán en los departamentos de Atlántico, Magdalena, Córdoba, Norte de Santander, Cundinamarca, Meta, Tolima, Caldas y Antioquia, y deberán comenzar a cumplir sus compromisos de suministro de energía a partir de enero de 2023.
“Las obligaciones que hay en esta subasta son contractuales de contratos de energía de los que se tranzan en el mercado mayorista, pero aparte existen mecanismos de acceder a las obligaciones de energía en firme (OEF) de manera voluntaria, a través de las reglas que ya tiene establecidas la Creg, lo que terminaría por aumentar la energía disponible en el sistema”, explicó Jorge Valencia, director ejecutivo de la Creg.
Por su parte, María Noemí Arboleda, gerente general de XM, señaló que los resultados posibilitan al Sistema Interconectado Nacional (SIN) nuevos recursos, provenientes de fuentes de energías renovable no convencional (Fernc), y “que representan un incremento de 4,32% en la capacidad efectiva neta del sistema, lo que sumado a los proyectos de generación renovable no convencional asignados en subastas previas, permiten incrementar en un 20,9% la capacidad proveniente de estas nuevas fuentes de generación en la matriz actual”.
Uno de los proyectos que recibió asignación en la subasta de contratos de largo plazo es Tepuy, cuya capacidad instalada será de 83 MW y que desarrollará EPM en el departamento de Caldas.
“Con este hito, nos consolidamos en el mercado de energía y continúa diversificando su portafolio de generación eléctrica a gran escala con recursos renovables como el agua, el viento y ahora con energía solar, y que actualmente cuenta con 3.190 MW en operación, de los cuales el 88% producen energía a partir de fuentes limpias convencionales (hidroeléctricas), 1% es de fuentes renovables no convencionales (eólica) y 11% con energía térmica (gas natural)”, explicó Jorge Andrés Carrillo, gerente general de EPM.
TARIFAS RESULTANTES
Los contratos que suscriban las once plantas que recibieron asignación tendrán un periodo de vigencia de 15 años, se adjudicaron entre nueve empresas generadoras y 53 comercializadores, y cerraron también con un precio promedio ponderado de $155,8 pesos por kilovatio hora (KW/h).
“Con este número de proyectos adicionales que diversificarán la matriz energética eléctrica del país, se permitirán unos precios más eficientes para los usuarios”, recalcó Valencia de la Creg.
Sin embargo, para gremios del sector energético, el preció de $155,8 KW/h representa un incremento de costo que afecta a los Usuarios no Regulados (UNR).
“Para los UNR un precio promedio anunciado de $155,8 kw/h más los cerca de $75 Kw/h de cargos en el mercado, llevan a precios por 15 años en alrededor de $230 kw/h, que, para contratos de longitud similar y firmeza comparable, representan un incremento de entre 5% y 10% de las condiciones actuales”, explicó Sandra Fonseca, directora ejecutiva de la Asoenergía.
La líder gremial precisó que “a precios de este año, el cierre es un 20% mayor a la subasta del 2019, a pesar de que en la anterior cerca del 80% fue eólico, que es una tecnología más costosa que la plataforma solar que es el 100% de esta asignación”.
En el mismo sentido, Alejandro Lucio, director de Óptima Consultores, indicó que el precio promedio ponderado de la subasta que fue de $155,8 KW/h (sin discriminar entre los mecanismos voluntario y complementario) a los que se deberá sumar el CERE, llevará a que los precios finales pagados por los comercializadores será en promedio de $230 KW/h, lo que representa un 63% superior al precio del mecanismo voluntario de la segunda subasta asignada en 2019 ($95 KW/h).
“El incremento implica que estos contratos tendrán precios sustancialmente superiores no solo a los del mecanismo anterior, sino también frente a contratos comparables que actualmente se están negociando y firmando bilateralmente, aunque el precio final de esta subasta ($230 KW/h ) es muy similar al promedio de todos los contratos bilaterales vigentes actualmente ($236 KW/H con corte del 22 de octubre de este año)”, explicó el analista.
Cabe recordar que, actualmente, el país cuenta con 15 granjas solares, nueve iniciativas de autogeneración a gran escala y más de 1.500 proyectos solares fotovoltaicos de generación propia y a pequeña escala, que aportan una capacidad efectiva neta de 388 MW.
Además, están en proceso de construcción en diferentes regiones del país 1.200 MW de iniciativas privadas de generación y autogeneración y 1.365 MW de energía solar y eólica que lograron asignaciones en la subasta de 2019.
FUENTE: Portafolio