Contratos, precios y riesgos: claves para crear una estructura comercial de proyectos solares en Colombia
Los proyectos deben estructurar PPAs de largo plazo con off-takers solventes, mitigar riesgos regulatorios y de mercado y considerar incentivos fiscales como parte integral de su estrategia comercial para calificar a financiamiento bancario.
Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.
En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.
Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.
Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.
Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.
Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.
Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.
Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.
Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.
El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.
Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.
Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.
Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.
“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.
Fuente: Energía – Energía Estratégica