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“Tambalean” proyectos solares en Bolívar

La Resolución CREG 075 de junio de 2021 particulariza las reglas asociadas al nuevo procedimiento de conexión de los proyectos de energía solar en el país. ¿Cómo impactan los cambios?

Al menos 11 proyectos de energía solar diseñados para desarrollarse en los departamentos de Bolívar y Atlántico están en entredicho, luego que el Gobierno colombiano pusiera en vigencia nuevas disposiciones para otorgar los derechos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de estas iniciativas de energías renovables.

Nueve de esos proyectos se desarrollarían en el departamento de Bolívar y dos en Atlántico, y corresponden a empresas como EGAL, Uriel Solar Alma, Uriel Solar Don Vizo y Uriel Solar Cartagena, los cuales en conjunto tienen una potencia de más de 75 MW y que contaban con derechos de conexión a subestaciones de evacuación, como las de Caracolí (Atlántico) y Manzanillo (Bolívar). (Lea aquí: Energías limpias: una mirada desde el Caribe).

Tales derechos de conexión fueron reversados tras la expedición de la Resolución CREG 075 de junio de 2021, que dispone nuevos lineamientos para los procedimientos de conexión de este tipo de proyectos.

El exviceministro de Infraestructura, Iván Martínez, representante de la empresa EGAL, mostró su preocupación por los alcances de la nueva regulación, que a su juicio podría comprometer importantes inversiones de empresarios nacionales y extranjeros, toda vez que las nuevas disposiciones se consideran “un cambio en las reglas de juego para los inversionistas” y afectan a muchos proyectos.

Martínez solicitó la intervención ante del Gobierno nacional del alcalde de Cartagena, William Dau, para evitar que inversionistas desistan de invertir en la ciudad, al tiempo que el secretario de Minas y Energía de Bolívar, Wadi Romano, pidió la intervención del ministro Diego Mesa para “desentrabar” los proyectos de Bolívar en la UPME, entidad que autorizará en adelante las conexiones de esos proyectos al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

RESPUESTA DE LA UPME

La Dirección de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a cargo de Christian Jaramillo, dio respuesta a interrogantes de El Universal sobre la nueva normativa para las conexiones de los parques de energías renovables en el país:

1. ¿Qué motivación tuvo la UPME o el Gobierno nacional para 'reversar' esos derechos de conexión?

A partir de la expedición de la Ley 1715 de 2014, se incrementó considerablemente el interés por el desarrollo de proyectos de generación, especialmente con fuentes no convencionales de energías renovables, predominando sol y viento. Consecuentemente, ello conllevó a que se incrementaran las solicitudes de conexión a la red eléctrica nacional. El procedimiento de conexión, con las reglas que se tenían, implicaba que la evaluación se realizara en orden de llegada sin considerar, por ejemplo, si los proyectos tenían algún tipo de obligación o si presentaban un importante grado de avance o si representaban determinados beneficios para el sistema eléctrico; además, no se contaba con instrumentos suficientemente fuertes que garantizaran que una vez aprobada la conexión, los proyectos entrasen en las fechas previstas, no había consecuencias claras ante incumplimientos y era posible pedir aplazamientos ilimitadamente.

Todo lo anterior llevó a que con el paso del tiempo, se presentara acaparamiento de la capacidad de transporte de la red por parte de los proyectos que contaban con conexión aprobada y no avanzaban. En consecuencia, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40311 de octubre de 2020, mediante la cual dictó lineamientos de política para la asignación de capacidad de transporte a los generadores en el Sistema Interconectado Nacional - SIN. Entre sus disposiciones estableció los objetivos que debía tener en cuenta la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG en el desarrollo de un nuevo procedimiento para la asignación de capacidad de transporte a los generadores, entre ellos, cumplir con las necesidades de expansión, priorizar proyectos con obligaciones, hacer uso eficiente de las redes, liberar la capacidad no utilizada y hacer eficientes los procedimientos. Adicionalmente, señaló los criterios que la UPME debería tener en cuenta en el procedimiento de asignación de capacidad.

Posteriormente se expidió la Resolución CREG 075 de junio de 2021 en la cual se particularizan las reglas asociadas al nuevo procedimiento de conexión, las obligaciones posteriores a la aprobación de la conexión (asignación de capacidad) y las condiciones del periodo de transición para quienes ya contaban con conexión aprobada y para quienes tenían en trámite su solicitud de conexión.

La transición estableció, en general, que quienes tenían conexión aprobada (capacidad asignada) y tenían regularizada su condición en cuanto a la fecha de entrada en operación y la garantía no sufrirían modificaciones, pero que quienes no tuvieran regularizadas estas condiciones debían ajustar la fecha de entrada en operación y constituir una garantía por 10 veces el valor de la garantía que se tenía con las reglas anteriores.

De igual forma, estableció que quién no cumpliera con dichas condiciones perdería la capacidad de transporte asignada y ésta se podría liberar.

Por otra parte, como parte de la transición al nuevo proceso de conexiones, le correspondió a la UPME terminar de evaluar las solicitudes de conexión que estaban en sus mismas manos, al momento de la expedición de la Resolución CREG 075 de 2021 y aquellas que estaban en manos de los transportadores, de lo cual resultaron solicitudes con y sin capacidad asignadas. Es decir, dar cierre a las solicitudes en curso. Aquellas que resultaron sin capacidad asignada, según la citada resolución, se podrán volver a presentar para la asignación de capacidad de 2022.

Finalmente, la resolución estableció que pasada la transición todos los proyectos que no tuvieran capacidad ya asignada en el sistema, deberían concursar por la capacidad con las reglas del nuevo proceso de conexiones.

Ahora bien, el nuevo proceso de conexión es un ciclo que se debe realizar cada año calendario. Sus fases son: (i) Hasta marzo se pueden presentar solicitudes, (ii) seguidamente se evalúa que los estudios estén completos y cumplan los estándares requeridos, (iii) en septiembre se deben publicar las listas de las solicitudes de conexión de proyectos que hayan pasado la evaluación, separados en aquellos que requieren y los que no requieren expansión, (iv) en octubre se deben expedir los conceptos de conexión de quienes no requieran expansión y (v) en diciembre aquellos que requieren una expansión que resulte viable y eficiente para el sistema.

A efectos de la asignación de capacidad, la UPME está desarrollando un algoritmo (metodología) de calificación de proyectos que considera los parámetros establecidos por el Ministerio y por la CREG; entre ellos probablemente: si los proyectos tienen obligaciones con el sistema eléctrico; el avance en su desarrollo en cuanto a licencia ambiental o consultas previas; el impacto en la reducción de los costos operativos del sistema, en flexibilidad para la operación del sistema, el impacto sobre las restricciones y las pérdidas eléctricas; y el impacto sobre descarbonización de la matriz de generación.

Es de enfatizar que no se han reversado derechos de conexión. Esos derechos están asociados al cumplimiento de obligaciones regulatorias, y consecuentemente se libera la capacidad de aquellos proyectos que no cumplan con las reglas establecidas. Es de señalar que las nuevas conexiones que se aprueben también deben cumplir las reglas de constitución de garantías y cumplimiento de hitos en el desarrollo de su proyecto a efectos de mantener la capacidad asignada.

2. ¿Qué deben hacer los responsables de esos proyectos para restablecer ese derecho a la conexión?

Como se mencionó en la respuesta a la pregunta anterior, no se han reversado derechos de conexión, estos derechos están asociados al cumplimiento de obligaciones regulatorias, y consecuentemente se libera la capacidad de aquellos proyectos que no cumplan con las reglas establecidas. Por lo tanto, todo proyecto que requiera capacidad de conexión y no tenga asignación de capacidad vigente pueden solicitarla según la Resolución CREG 075 de 2021 y en el contexto del nuevo procedimiento de solicitudes de conexión según Resolución UPME 528 de 2021. Este procedimiento, como se explicó arriba, se repite anualmente.

Sin embargo, cuando un proyecto incumpla las obligaciones asociadas a la capacidad de conexión asignada, deberá esperar al menos un año antes de poder solicitar capacidad de nuevo.

3. ¿Qué medida legal permitió tomar esa decisión?

Como se indicó anteriormente, la Resolución 40311 de octubre de 2020 dictó lineamientos de política para la asignación de capacidad de transporte a los generadores en el Sistema Interconectado Nacional - SIN. En desarrollo de estos lineamientos, la Resolución CREG 075 de 2021 y sus modificaciones establecen las reglas específicas para las solicitudes de conexión y la Resolución UPME 528 de 2021 precisa el nuevo procedimiento.

4. ¿Cuántos proyectos en el país y en especial en la Costa Caribe se ven impactados por esa eventual medida?

Actualmente se tienen proyectos con conexión aprobada por cerca de 20 mil MW, entre los que predominan solares y eólicos. Se estima que cerca de 5 mil MW no cumplieron con las reglas de la Resolución CREG 075 de 2021 o decidieron no continuar con su proyecto.

5. ¿Esa decisión fue socializada con los gremios, empresarios e inversionistas?

Las citadas resoluciones del Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME fueron puestas en consulta para comentarios y observaciones de toda la ciudadanía, entre ellos los promotores, inversionistas, los gremios, los transportadores, etc.

6. ¿Esa medida no va en contra de la seguridad jurídica que pregona el Gobierno y que motiva a los inversionistas a anclar sus capitales en el país?

No. La necesidad de ajustar el procedimiento de conexiones fue un tema ampliamente discutido entre los entes gubernamentales y la industria, pedido por el mismo sector eléctrico ante las dificultades y necesidades de avanzar con el desarrollos de los proyectos, que protege los derechos de los proyectos en desarrollo y establece reglas claras en materia regulatoria para la asignación de capacidad de conexión, lo que se traduce en una mejora de la seguridad jurídica para los inversionistas de estos proyectos.

7. ¿Hay algún riesgo de que los inversionistas vinculados a esos proyectos desistan de tales iniciativas ante el cambio de reglas de juego o dilación de trámites?

Las nuevas reglas y el nuevo procedimiento mejoran las condiciones del proceso de asignación de capacidad: hace más predecible la duración del proceso, minimiza las incertidumbres sobre la viabilidad de conexión de los proyectos, asigna eficientemente la capacidad de la red evitando el acaparamiento de capacidad ociosa, y propende por que quienes estén preparados puedan ingresar al sistema y desarrollar sus proyectos.




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