La subasta de energía firme 2029-2030 cerró con la asignación de 143,01 millones de kWh/día, pero las 15 plantas nuevas comprometidas aportarán 8,41% de ese total, según los resultados divulgados por XM, administrador del mercado eléctrico.
Cuánta energía firme se asignó y qué tecnologías quedaron al frente
XM informó que el proceso asignó obligaciones para el periodo comprendido entre el 1.° de diciembre de 2029 y el 30 de noviembre de 2030, mediante el mecanismo de sobre cerrado: las generadoras presentaron ofertas económicas en dólares por megavatio-hora (USD/MWh) asociadas al volumen de energía firme que estaban dispuestas a comprometer.
En la distribución por tecnologías, la mayor parte del compromiso quedó en la generación hidráulica con 55,8% (79,83 millones de kWh/día) y en la térmica con 36,4% (52,03 millones de kWh/día). La solar alcanzó 7,7% (11,06 millones de kWh/día) y la eólica apenas 0,1% (76.358 kWh/día).
En total participaron 85 plantas y 77 recibieron asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF). Esa bolsa quedó integrada por 24 hidráulicas, 22 térmicas, 29 solares y dos eólicas, con lo cual se cubrió la demanda objetivo definida por la Creg.
15 Plantas nuevas y 4.069,7 MW: el aporte crece en capacidad, no en energía asignada
Aunque la subasta asignó compromisos a plantas existentes y en diferentes estados de desarrollo, los resultados reportados por XM señalan que desde el 1.° de diciembre de 2029 entrará una capacidad efectiva neta de 4.069,7 MW asociada a 15 plantas nuevas y una planta existente con obras. Esa capacidad se distribuye en 1.546,9 MW solares, 246 MW eólicos y 2.276,8 MW térmicos.
Sin embargo, el volumen de obligaciones adjudicado a las 15 plantas nuevas fue de 12,03 millones de kWh/día, equivalente a 8,41% del total. En contraste, las plantas existentes y existentes con obras concentraron 128,46 millones de kWh/día, es decir, 89,83% del total asignado para el periodo 2029-2030.
El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, calificó el proceso como un éxito. A la par, desde el sector energético surgieron dudas por el peso de la nueva capacidad térmica dentro de esos 4.069,7 MW reportados por XM.
Precios de cierre, dudas sobre un gran proyecto térmico y las fechas que vienen
Con base en la resolución CREG 101 066 de 2024, la Comisión de Regulación de Energía y Gas definió dos precios de cierre, agrupando plantas según costos variables. El cierre fue de US$16,4 por MWh para el grupo de precios variables superiores y de US$22 por MWh para el grupo inferior.
Portafolio indicó, a partir de fuentes del sector, que una de las mayores inquietudes se concentra en un proyecto térmico mencionado como Nencol 5 o Termo Induenergy, que tendría un componente de 2.240 MW dentro de los 2.276,8 MW térmicos informados. Según esa versión, estaría planteado para alimentarse de una terminal flotante de regasificación de gas natural importado y su localización se aproximaría a la llamada Línea Negra de la Sierra Nevada de Santa Marta. También se mencionó que el proyecto debería presentar garantías ante XM por un valor que rondaría entre US$60 millones y US$80 millones.
En el cronograma reportado, la siguiente fase contempla la entrega de contratos el 6 de agosto de 2026 y la emisión de certificados el 14 de septiembre de 2026.
