Duplicación de garantías ante incumplimientos, ponderaciones en la valorización de los proyectos y tiempos en la puesta en marcha de toda la Resolución CREG 075 son las tres principales cuestiones que están preocupando al mercado de las energías renovables, sostiene Alejandro Piñeros.

En diálogo con Energía Estratégica, el coordinador regulatorio de Óptima Consultores indica, antes que nada, que la aplicación de esta nueva regulación es “un dolor necesario” para todos los actores, ya que permite ordenar el espectro eléctrico colombiano que, según la UPME, liberará unos 8,3 GW de capacidad. “Es una tarea titánica la que tiene el Gobierno”, observa el especialista.

“Son muy positivos los esfuerzos que está haciendo la UPME para sacar adelante el régimen de transición, responder a una serie de conceptos de cambios de fecha de puesta en operación (FPO) y los talleres que están haciendo este año para darles claridad al mercado sobre lo que está pasando y conocer lo que el mercado piensa al respecto”, resalta.

Sin embargo, Piñeros hace algunas advertencias. Una de ellas tiene que ver con la exigencia que, ante algunos retrasos en los hitos de un proyecto (hacia su FPO), los inversionistas deban “duplicar sus garantías, hasta dos veces, por incumplimientos en su curva S”.

En número concretos, el especialista indica que la caución de 10 dólares por kW que exige el Gobierno para los proyectos, podría llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW. “Es una carga financiera demasiado grande”, considera.

Explica que la UPME contemplará cuatro causales por los que se puede solicitar un cambio de FPO: Fuerza mayor; retrasos en las obras de expansión; atrasos ajenos a la propia debida diligencia (que es la que más podrían utilizarse ante atrasos en permisos); o causas de orden público.

Pero el problema que ve el directivo de Óptima pasa por si un desarrollador no llega a advertir con rapidez alguno de estos atrasos. De no hacerlo, deberá duplicar su garantía, y tendrá solo dos oportunidades de hacerlo, pasando de 10 a 20 dólares por kW, y luego de 20 a 40 dólares por kW.

“La preocupación que se ve es práctica, en el sentido de que el desarrollo tiene una dinámica impredecible y hay temas sociales, ambientales, de usos de suelo, de vías públicas, de permisos con las autoridades que generarán fuentes de retrasos. Si el inversor no tiene un margen de reacción suficiente para detectarlo, solicitar un cambio y tener respuesta de la UPME a tiempo, podemos estar dañando financieramente a los desarrolladores con estas garantías tan altas”, observa.

En efecto, Piñeros explica que esto podría generar que los desarrolladores sean muy conservadores a la hora de diseñar el cronograma del desarrollo y puesta en marcha de un proyecto. “Se convierte en un incentivo perverso a uno entregarle a la UPME unas curvas que no necesariamente reflejan la realidad de los proyectos”, indica.

Ponderaciones

El otro de los puntos tiene que ver con que aún no hay claridad de los procedimientos que pueda llegar a utilizar la UPME para cuantificar los criterios de priorización que conduzcan a la asignación de los puntos de conexión.

“Todos sabemos cómo van a valorar los proyectos, ya que la UPME lo ha manifestado en varias oportunidades. Y nos parece que este es uno de los puntos clave para el éxito de la Resolución 075: que las metodologías de cálculos de esos criterios sean sencillas, claras, unívocas, que no se presten para controversias sobre las valoraciones que se hagan para dar prioridad”, sostuvo Piñeros.

Pero señala que habrá puntos que serán difíciles de evaluar de manera objetiva. “Se habla de menores costos variables, pero eso cómo funciona”, cuestiona y se pregunta: “Tú me los dices y yo te creo cuántos son; o utilizaremos una tabla por tecnología; y qué tan eficiente será la tecnología a emplear, una respecto a otra”.

Tiempos

Un aspecto más que resalta el coordinador regulatorio de Óptima Consultores es la necesidad de “clarificar tiempos”. “Nuestros clientes están con las manos muy atadas y esto no es responsabilidad exclusiva de nadie”, anticipa.

Y completa: “Los tiempos de implementación (de la Resolución 075) se han retrasado, ya hay una resolución en consulta para extender los plazos (por ejemplo, para prorrogar los estudios de conexión) pero ya conocemos que los operadores de red están teniendo problemas para entregar toda la información que hace falta en este nuevo marco regulatorio”.

En esa línea, el experto explica que se necesitarán tiempos razonables tanto para los desarrolladores, para que alcancen a hacer los estudios de conexión, como para que el sistema pueda poner en marcha a toda la Resolución 075.

“Si se extienden los plazos hasta el 30 de junio, que es lo que está en la resolución, ¿la UPME llegará a tener la capacidad administrativa suficiente para responder todos los conceptos en el año 2022? ¿Si en el 2022 nos volvemos a retrasar y tampoco llegamos al 31 de marzo porque todo se va corriendo?”, se pregunta Piñeros.

Y plantea que satisfacer todos los tiempos “es muy difícil porque las capacidades son muy limitadas para todos, tanto para los desarrolladores, como para los consultores que hacen estudios de conexión, como para la UPME, que tiene una avalancha de trabajo”. “Pero tenemos que hacer algo para que logremos regularizarlo”, sostiene.

En ese mismo sentido, otro punto que levanta Piñeros tiene que ver con el funcionamiento de la ventanilla única y la importancia de que, en ese espectro, no sólo se puedan presentar los proyectos, sino que se detalle el nivel de desarrollo y construcción de las líneas de transmisión.

“Se suponía que en junio la ventanilla iba a estar operativa pero ya se está pensando extender este plazo hasta diciembre del 2022”, observa el especialista de Óptima Consultores.