Colombia subastó energía certificada para años secos como opciones de compra para financiar la confiabilidad en años de sequía

Colombia funciona con agua: cerca del 80% de su electricidad es hidroeléctrica. Cada sequía convierte la cuestión de la suficiencia en '¿cubrirán los embalses más la generación térmica de respaldo la demanda cuando deje de llover?'. Los mercados de solo energía manejan esto mal: una planta de punta que opera dos semanas al año no puede sostenerse con los ingresos del mercado spot, y en un sistema pequeño los picos que pagarían por ella son los picos que un generador dominante puede provocar. La CREG, el regulador, había observado racionamientos cercanos repetidos y encargó a los diseñadores de subastas Peter Cramton y Steven Stoft la creación de un producto a plazo para la confiabilidad.

Los diseñadores definieron el producto antes de elegir la subasta. En un sistema térmico los reguladores pagan por capacidad; en Colombia, la capacidad sin embalses ni combustible firme no significa nada durante una sequía. La unidad vendible pasó a ser la energía firme: un recurso certificado como entregable durante un período seco de diseño, agrupado con una opción de compra financiera cuyo precio de ejercicio es el precio de escasez: 100 USD/MWh en la transición. Los consumidores pagan el precio de adjudicación como un cargo anual por confiabilidad y, en un año seco, el pago de la opción los protege de los picos que la propia escasez produce.

La subasta es un reloj descendente que se ejecuta tres o cuatro años antes del año de compromiso, abre cerca del doble del costo de entrada nueva y desciende hasta que la oferta se encuentra con una curva de demanda cuyo piso es la mitad y cuyo techo es el doble de ese costo. El plazo de anticipación hace que el mercado sea disputable y suaviza la inversión; los ganadores fijan el precio de adjudicación por hasta veinte años, lo que permite financiar una nueva planta de gas o una represa. La maniobra maestra y discreta es la regla de poder de mercado: los incumbentes pueden negarse a participar, pero su presencia no puede mover el precio; solo la entrada nueva puede hacerlo.

El esquema comenzó con carácter transitorio en diciembre de 2006, y la primera subasta competitiva estaba prevista para noviembre de 2007, a fin de fijar los precios para el año de compromiso 2011. Cramton y Stoft cerraron su documento de diseño con una advertencia de la que dependería el destino del mecanismo: las barreras de entrada y el riesgo político pueden hundir incluso buenos diseños de mercado, por lo que el compromiso del gobierno de honrar contratos a veinte años importaba tanto como el algoritmo del reloj.

Subastar energía para años secos como una opción de compra, no como capacidad

Compra lo escaso: la certificación se hace contra un período seco de diseño, no contra la capacidad nominal, porque en un sistema hidroeléctrico la energía en sequía es la restricción vinculante.

La opción de compra al precio de escasez protege a los consumidores de los picos spot provocados por la sequía, lo que hace tolerables los precios altos que disciplinan a los malos desempeños.

Fijar el precio solo a partir de la entrada nueva neutraliza el poder de mercado de los incumbentes: el problema que arruinó los pagos ad hoc por capacidad de California en 2000–01.

Los precios fijados por veinte años convierten una señal regulatoria en un contrato financiable, de modo que la subasta coordina inversión real en lugar de posiciones de papel.

Un reloj descendente con una regla de actividad obliga a los postores a revelar gradualmente curvas de oferta reales en lugar de manipular una única oferta sellada.

Compre la confiabilidad que necesita, no el componente que vende la industria. El bien escaso de Colombia era la energía para años secos; fijarle precio como opción de compra hizo que la cobertura se autofinanciara.

El esquema transitorio con un precio fijado administrativamente comenzó en diciembre de 2006, y la primera subasta competitiva estaba prevista para noviembre de 2007 para el año de compromiso 2011, con el piso y el techo de precios ajustándose a medida que crecía la confianza. Para 2013, Cramton, Ockenfels y Stoft citaban a Colombia —junto con Nueva Inglaterra— como el ejemplo funcional de un mercado de capacidad basado en opciones: pagos realizados independientemente del clima, coberturas respaldadas por recursos certificados físicamente y precios fijados solo por la entrada nueva. El cargo por confiabilidad sigue siendo un pilar permanente y disputado de la regulación eléctrica colombiana.