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Oportunidades de inversión derivadas del nuevo procedimiento de asignación de puntos de conexión para proyectos de generación de energía

Es bien conocido que al momento de concebir y evaluar un proyecto de generación eléctrica la definición de la capacidad de conexión al sistema resulta de cardinal importancia. Todo proyecto de generación de energía, para su desarrollo, requiere total claridad sobre la viabilidad de que la energía que se llegue a generar pueda ser entregada adecuadamente para su transmisión a través del sistema al cual quiera conectarse. Por esta razón, la regulación del procedimiento de asignación de puntos de conexión adquiere una relevancia fundamental para la prosperidad (o el fracaso) de futuros proyectos de generación eléctrica en nuestro país. Con ocasión de los problemas que presentaba el antiguo procedimiento, y siendo consciente de los mismos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tomó la decisión de derogar la Resolución CREG 106 de 2006 y, en su reemplazo, profirió la Resolución CREG 075 de 2021. 

¿Cuál era el problema de la regulación anterior? Veamos:

Anteriormente, los interesados en conectar sus unidades de generación al Sistema de Transmisión Nacional (STN), a un Sistema de Transmisión Regional (STR) o a un Sistema de Distribución Local (SDL) debían presentar al transmisor nacional o al operador de Red (el Transportador) la solicitud de conexión junto con un estudio de factibilidad técnica y financiera del proyecto, que debía cumplir con los requisitos del Código de Redes o del Código de Distribución. El Transportador contaba con un plazo máximo de 2 meses a partir del recibo de la solicitud para emitir el concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión. Inmediatamente, lo debía remitir a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) quien, a su vez, estudiaba el análisis de conexión y emitía un concepto que era enviado al Transportador. Este concepto, en caso de ser positivo, permitía ofrecer el punto y suscribir el contrato de conexión, el cual no podría suscribirse en un plazo menor a 30 días hábiles siguientes a la remisión del concepto por la UPME. Simultáneamente surgían las obligaciones de entregar la curva S y presentar la garantía de capacidad de transporte.

Sin embargo, por diversas razones, dichos plazos no se cumplían. En muchas ocasiones, el operador de red se abstenía de pronunciarse sobre la solicitud o se demoraba en hacerlo.  Adicionalmente, la adjudicación de los puntos de conexión seguía el principio de “primero en el tiempo, primero en el derecho”, es decir, el primer interesado en presentar la respectiva solicitud tenía, por ese solo hecho, prelación sobre otros proyectos que pudieran estar interesados en la misma conexión. Asimismo, las negociaciones del contrato de conexión podían tomar hasta 6 meses o más. Y, por otra parte, se estaba presentando un fenómeno bastante preocupante, según el cual, los adjudicatarios de los respectivos puntos de conexión dilataban excesivamente la iniciación de los proyectos, mientras buscaban inversionistas interesados en hacer las inversiones de desarrollo, o simplemente especulaban aprovechando la titularidad del derecho concedido.

Todo lo anterior condujo a la ralentización en el desarrollo de proyectos de generación y a la creación de incertidumbres en torno a la viabilidad de múltiples proyectos, particularmente de proyectos con fuentes de Energía Renovable No Convencional (ERNC).   Esta situación obligó a la ya mencionada intervención de la CREG mediante la expedición de la Resolución 075/2021. Una de las innovaciones más importantes en el procedimiento de asignación de puntos de conexión al STN, STR o SDL, consiste en que el interesado podrá adelantar su solicitud ante un sistema de ventanilla única que será administrado por la UPME. En esta ventanilla se centralizará el trámite de todo el proceso, desde la radicación hasta el estudio, aprobación y seguimiento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte. 

Ahora bien, para los proyectos de conexión al STN (clase 1) se estableció como requisito que el interesado presente un estudio de conexión y de disponibilidad de espacio físico, en el que se analicen diferentes alternativas para conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Con este documento se espera que el análisis sobre la viabilidad de la conexión resulte más expedito. En todo caso, una vez emitido el concepto de conexión, el interesado tendrá un plazo de 2 meses para informar a la UPME que acepta la capacidad de transporte asignada al proyecto en los términos establecidos en el concepto de conexión, y se compromete a construirlo y ponerlo en operación a más tardar en la fecha establecida.

No obstante, con el propósito de garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada para proyectos clase 1, el interesado deberá otorgar una garantía para reserva de capacidad, calculada en pesos colombianos, multiplicando por diez dólares americanos el número de kW de la capacidad de transporte asignada. Con el procedimiento anterior, esta garantía equivalía a 1 dólar americano por kW, lo que facilitaba el acaparamiento de puntos de conexión y la especulación mencionada.

Por otro lado, el transportador responsable de los activos del sistema en donde se conectará el proyecto y el interesado deberán suscribir un contrato de conexión que cumpla con los requisitos establecidos en el Código de Conexión, que hace parte del Código de Redes adoptado con la Resolución CREG 025 de 1995. Este contrato deberá suscribirse en un plazo no mayor a 4 meses desde la emisión del concepto de conexión emitido antes del 31 de diciembre de 2021 durante el periodo de transición, o 2 meses desde la emisión del concepto de conexión emitido durante el nuevo procedimiento.  Su contenido deberá estandarizarse según la minuta adoptada por la CREG y que estará disponible en la ventanilla única administrada por la UPME.

Otra importante modificación consiste en abandonar el criterio de “primero en el tiempo, primero en el derecho” para pasar a un sistema de puntuación, según el cual se evaluarán en bloque todas las solicitudes y distintos aspectos de los proyectos presentados, según su avance y compromisos con el mercado. La UPME ha mencionado, por ejemplo, que obtendrán puntaje más alto aquellos proyectos que tengan compromisos con el sistema relacionados con el cargo por confiabilidad o contratos de largo plazo producto de subastas, o aquellos que tengan más avanzado su trámite de licenciamiento ambiental. También se ha comentado que aquellos proyectos de ERNC tendrán una puntuación especial, como parte de la política trazada para la transición energética y los objetivos de descarbonización.

Como suele ocurrir en estos escenarios de cambio, la nueva reglamentación ha recibido algunas críticas, especialmente de titulares de proyectos que, luego de haber esperado pacientemente una respuesta bajo el régimen anterior, recibieron a finales del año pasado concepto negativo por parte de la UPME. A su juicio, al no aplicarse la preferencia en razón de haber sido primeros en presentar la solicitud, los pone ahora en un plano de desventaja frente a otros competidores. Con todo, debe también tenerse en cuenta que la “limpieza” hecha por la UPME al poner al día las solicitudes de conexión, ha abierto una importante oportunidad para la estructuración y presentación de nuevos proyectos. Aunque aún falta que se cumplan los plazos para eventuales recursos contra los conceptos negativos, se estima que quedará disponible una capacidad de conexión de entre 5.000 y 8.000 MW, lo cual debería resultar interesante para potenciales inversionistas.

Con estas novedades, se pretende que al contar los interesados con un portal que permita el registro y publicación de las características y estado de avance de los proyectos que se conectarán al SIN, los inversionistas tengan la confianza sobre los tiempos que se tomara la asignación de puntos de conexión en cada uno de los proyectos. De esta manera las inversiones se podrán hacer dentro de un marco más seguro y menos incierto.

Autores

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Álvaro Josué Yáñez
Socio
Bogotá
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Mónica Torres
Counsel
Bogotá
María Lucía Amador, LL.M.
Carolina Mujica
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