Después de dos años de la resolución 030 de 2018, expedida por la CREG, y en la que se reguló entre otros aspectos la posibilidad de vender excedentes de energía eléctrica por parte de autogeneradores de pequeña escala, en la practica se han identificado algunas situaciones que pueden servir como línea base de mejora para simplificar el proceso de conexión e impulsar el desarrollo de la autogeneración. En este artículo se recogen algunas de esas situaciones.

Primera situación: Tiene que ver con el contrato de respaldo. Hoy un autogenerador debe suscribir con el operador de red un contrato de respaldo en los términos de la resolución CREG 015 de 2018 y dependiendo de la capacidad pagará o no por ese respaldo.

La observación que algunas voces destacan es que si bien existe una metodología para calcular el valor a pagar por el cargo de respaldo, en la práctica esa calculación está sujeta a tantos operadores de red existan por lo que puede pensarse en un cargo fijo por ese concepto.

Segunda situación: La figura de usuarios embebidos a través de autogeneración. En la práctica dentro de un mismo inmueble, área o zona existen varios consumidores de energía, lo que sugiere pensar que esos usuarios por estar agrupados pueden ser atendidos a través de un mismo activo de generación.

En este momento la autogeneración se puede desarrollar con activos de terceros, por lo que veo posible desarrollar esta figura, siguiendo las reglas y condiciones que para ello se definan.

Tercera situación: Autogenerador y generador distribuido como isla. La operación en isla sucede únicamente cuando el autogenerador no está conectado al sistema de distribución.

Ahora bien, si los recursos energéticos distribuidos son esquemas que se caracterizan porque son capaces de funcionar de forma aislada satisfaciendo a los consumidores, conviene revisar el funcionamiento en isla.

Actualmente la regulación permite autogeneración isla para Zonas No Interconectadas pero algunas voces invitan a que se haga extensivo el funcionamiento en isla pero dentro de zonas aisladas o interconectadas. Desde luego, bajo esta figura el autogenerador debe cumplir con los requisitos mínimos técnicos para garantizar condiciones de seguridad.

Cuarta situación: Pago de excedentes incluso con provisional de obra. Las nuevas construcciones antes de formalizar la instalación de su equipo de medida reciben una instalación provisional y en algunos casos estas obras tiene esquemas para la producción de excedentes de energía pero como se encuentran con el servicio provisional, en algunos casos, no se les reconoce el pago de los excedentes.

En tal sentido la sugerencia es fomentar la certidumbre en el pago de excedentes aún existiendo medidores provisionales.

Quinta situación: No requiere ser empresa de servicios públicos, ESP. Existe soporte regulatorio para sostener que si una empresa no está prestado un servicio público domiciliario no tiene la obligación de constituirse como ESP.

Por ello, y para reforzar la seguridad jurídica conviene que se defina si la empresa que suministra los activos con que se desarrolla la autogeneración y a la vez entrega energía al autogenerador debe o no tener la calidad de ESP.

Sexta situación: Autogeneración virtual. En otras latitudes se desarrolla la entrega de excedentes de energía por parte de Autogeneradores a sus vecinos de manera virtual sin asumir costos elevados, viabilizando la relación comercial entre dos usuarios y dejando de lado trámites que en algunos casos restringen el desarrollo de prosumidores, lo que agiliza el proceso de venta de excedentes y apalanca el desarrollo de la autogeneración.

Séptima situación: Propiedad de los activos. El artículo 5 de la Resolución CREG 030 establece lo que se debe considerar para identificar si hay disponibilidad en el sistema para la entrega de excedentes.

Esta norma indica que “la sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a la red debe ser igual o menor al 15% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión”. La observación en este punto es que se precise qué sucede cuando el transformador o la subestación es propiedad del usuario y no del operador de red. ¿Si el activo es propiedad el usuario aplica el límite del 15 % de la capacidad nominal?