Tal como adelantó este medio, referentes de la industria de la autogeneración mediante fuentes de energías renovables plantearon la necesidad de que el Gobierno nacional realice modificaciones sobre el Acuerdo 1071 del Consejo Nacional de Operaciones (CNO), que fija «Requisitos de Protecciones para la conexión de Sistemas de Generación (menores a 5 MW) en el SIN colombiano».
Según los comerciantes, esta medida obliga a que un proyecto de 200 kW solar fotovoltaico pueda tener un sobrecosto de hasta el 30%.
Entre las empresas que está llevando el reclamo se encuentra ERCO Energía, dedicada a la ingeniería y construcción no sólo de proyectos de energía solar fotovoltaica sino también de solar térmica y movilidad eléctrica en Colombia.
En una entrevista para Energía Estratégica, Juan Esteban Hincapié, Co-Fundador y Gerente de Estrategia de ERCO Energía, comenta las particularidades del caso con el CNO y hace un balance del año 2019 en cuanto a ventas.
Además, se enfoca sobre las expectativas que genera el 2020. ¿Cuál es su reclamo ante las imposiciones del Acuerdo 1071 de la CNO? Nos parece que el acuerdo 1071 CNO que se encarga de dictaminar las protecciones que debe exigir el operador de red en el momento de la conexión es demasiado exigente y no es coherente con la potencia a instalar en algunos casos.
El principal problema que notamos es que se exigen sistemas de protección en el nivel de tensión del punto de conexión del cliente, cuando en su mayoría, los sistemas de autogeneración con tecnologías de inversores se conectan en baja tensión al barraje principal de las cargas.
Esta situación afecta negativamente la viabilidad de un proyecto, ya que los inversores que se están utilizando en el medio ya cuentan con protecciones internas que operan en el nivel de tensión en el que se conecte el inversor y el hecho de tener un requisito adicional de protección en el punto de conexión implica la instalación de equipos costosos, como lo son reconectadores o interruptores de potencia con los cuales los proyectos no cerrarían financieramente.
Además no es coherente que a un sistema de una potencia menor a otro se le exijan protecciones más específicas por el solo hecho de tener medida en un nivel de tensión diferente, por lo tanto no se está garantizando el acceso a estas tecnologías a pequeños clientes con fronteras en niveles de tensión diferentes al nivel de tensión 1. ¿Han obtenido respuestas? En estos momentos se encuentra en estudio en la CREG un borrador en donde se sugiere cambiar los rangos de las protecciones según la potencia a instalar.
Sin embargo no se tienen en cuenta todas las protecciones internas de los inversores ni tampoco las certificaciones internacionales que acreditan el funcionamiento de estas protecciones, ya que todas las protecciones exigidas son en el nivel de tensión del punto de conexión que, como lo mencionaba, rara vez coinciden con el nivel de tensión donde se conectan los inversores. Puntualmente, ¿En qué consiste el reclamo? Empresas del sector hemos estado tratando de mostrar nuestras inconformidades con las exigencias que el presente acuerdo tiene y con las que el borrador actual que está en estudio presenta.
Sin embargo no hemos sentido una verdadera aceptación ni se han tenido en cuenta muchas de las observaciones que hemos tenido respecto a ambos documentos.
Es por esto que existe la posibilidad de que las peticiones que hemos realizado no se tengan en cuenta en el ajuste del borrador que se encuentra en estudio. ¿Son optimistas? Esperamos que para antes de fin de año tengamos una respuesta.
Pero tenemos nuestras dudas debido a la dinámica del sector público y las gestiones que se suelen hacer a final de cada año, tales como informes de gestión y rendición de cuentas, que pueden retrasar el estudio y publicación del nuevo acuerdo. ¿Cómo evalúa el marco regulatorio de autogeneración y los incentivos que otorga el Gobierno para promover conexiones? El marco regulatorio, en lo relacionado con beneficios tributarios y venta de excedentes, incentiva la instalación de proyectos de autogeneración a pequeña escala.
Consideramos que las reglas están claras y bien planteadas para instalar este tipo de proyectos. Si pudieran concederse mayores beneficios, ¿cuáles cree que serían los más adecuados? Sería interesante que los estudios simplificados de conexión y la permuta de excedentes comenzaran a partir de 1 MWp y no de 0,1 MWp como lo plantea ahora la resolución CREG 030. ¿Qué balance de mercado hace ERCO sobre este 2019 en torno al mercado de autogeneración? Muy buen balance.
Este año cerramos proyectos por 7 MWp en Generación Distribuida. ¿Qué expectativas despierta el 2020? Esperamos concretar 10 MWp en Generación Distribuida e incursionar en proyectos de sobre piso (on shore), con 6 MWp.
Protecciones a partir de 1 MW: los cambios que espera el sector para que despegue la Generación Distribuida en Colombia