Correa-Florez de UPME adelanta que habrá cambios para la presentación de solicitudes de conexión del 31 de marzo

“Yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente, se estará dando una anunció en ese sentido”, manifiesta el Director General de la UPME, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. Adelanta que el grueso de los 7.493 MW ingresará en operaciones en 2025/2026.


Guido Gubinelli

Por

guido.gubinelli@energiaestrategica.com

Ayer la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó que determinó asignaciones para las 843 solicitudes de conexión (por alrededor de 56.000 MW) de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional.

Se informó la asignación de 7.493 MW, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, revela los pormenores de todo este proceso y desliza la posibilidad que próximamente se anuncie una prórroga para la presentación de proyectos para el proceso 2023-2024, establecida para este 31 de marzo.

¿Qué ha significado para la UPME y el equipo esta tarea que ha sido consolidada hoy sobre la asignación de puntos de conexión?

Para la UPME fue una tarea titánica ya que contamos con recursos muy limitados y tocó darle respuestas a 843 solicitudes de conexión. Pero bueno, cumplimos con lo establecido operativamente: un reto importante pero también entendemos la importancia estratégica para el país de la asignación de estos puntos y de la entrada de nueva generación fundamentalmente renovable a la matriz.

Es un paso en firme hacia la transición energética justa en Colombia. El 95% de estos casi 7.500 MW asignados corresponden a fuentes no convencionales de energía renovable.

Creo que ahí hay un mensaje importante y una apuesta de todos los sectores, sector privado y el sector público, para que esto sea una realidad y hay que recalcar el esfuerzo importante que hizo la UPME en este caso en donde con la misma capacidad operativa y organizacional de hace 10 años se le pudo cumplir al país.

Como hemos dicho por ahí en otros escenarios: la transición energética en Colombia pasa necesariamente por la UPME y necesitamos fortalecer la unidad de la planeación para que esa transición sea posible.

¿Cuándo entraría en operación justamente estos proyectos?

Están repartidos de aquí hasta inclusive 2032 obviamente con una concentración importante de proyectos de entrada en operación en 2025-2026.

¿El grueso de ellos entraría más o menos para esos años?

Correcto, sí.

Para 2032 imagino que se trata de los proyectos eólicos marinos…

Sí, correcto. Hay unos eólicos offshore entonces que requieren todavía de unos ajustes en las reglas de juego que seguramente los interesados están todavía aguardando.

Desde el Gobierno se han puesto más estrictos en lo que es la curva S y las garantías que deban presentar las empresas promotoras, de manera tal que el avance de estos proyectos esté comprometido. ¿Es esperable el avance del grueso de los emprendimientos asignados?

Sí, correcto. Hace parte de lo que se quería con la Resolución 075, ajustar un poco las normas en asignación de los puntos pues porque antes había un procedimiento un poco más laxo y estaba costando mucho trabajo determinar la seriedad de los interesados.

Entonces esperamos que el nivel de cumplimiento esta vez sea bastante elevado y que en efecto los interesados y que quienes se presentaron pongan sus garantías y que estos proyectos lleguen a feliz término, eso es lo que esperamos.

Desde el punto de vista del área de planificación energética, ¿qué significará el avance de este volumen de proyectos para Colombia teniendo en cuenta que la mayoría de estos proyectos no generan flexibilidad al sistema?

El proceso de asignación dado se basa en un algoritmo de optimización de entrada de estos casi 7.500 MW. Éstos han sido asignados cumpliendo criterios donde se evaluaron la flexibilidad, el impacto sobre los precios de bolsa, reducción de restricciones de pérdidas, reducción de emisiones y también el avance en el proceso de licenciamiento ambiental.

Es decir que estos 7.500 MW son lo más depurado y decantado en términos del mejor impacto que pueden tener para el sistema.

Esto también busca beneficiar a los usuarios en general y también facilitar el proceso de planeación, ya que con esto nosotros tendríamos una lectura muy clara de cuáles son las expansiones, cuáles serían las expansiones que tenemos que avanzar en el futuro próximo, obviamente estas ya están identificadas pero nos sigue dando una señal para llevar a cabo las convocatorias.

Por otro lado también tener en cuenta que esa expansión de esos sistemas pues va a permitir de alguna manera reducir los costos en el futuro, digamos que en el futuro próximo: de aquí unos 4 o 5 años.

Sobre lo que se viene: hemos conversado con consultores que advertían que debiera prorrogarse la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes del 2023, comentan que sería necesario aproximadamente dos meses más para la evaluación de proyectos a presentarse, ¿desde la UPME están contemplando esa posibilidad?

Esta no es una decisión que toma la UPME, este plazo para la presentación de las solicitudes de este ciclo de 2023-2024 es una decisión que toma la CREG. Pero por supuesto que sí sabemos que el tiempo es muy corto para preparar las ofertas y para adelantar todos los estudios de aquí al 31 de marzo.

Entonces yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y por supuesto de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente se estará dando una anunció en ese sentido, pero sí comparto por supuesto la preocupación de lo corto el tiempo.

Por último, en cuanto al aplicativo por el cual se determinaron las asignaciones, se han escuchado algunas críticas del algoritmo para determinar cuestiones de pérdidas para definir la asignación de algún proyecto. Me interesaría su punto de vista al respecto y si de algún modo este sistema es perfectible de cara al próximo proceso…

Hay que tener en cuenta que el procedimiento de lo que nosotros denominamos el MAC, el modelo de asignación de capacidad de conexión, ha sido discutido ya desde hace más de un año.

Es decir que el procedimiento y el algoritmo es público, fue sujeto a por lo menos tres socializaciones el año pasado, donde se explicó en qué consistía el procedimiento, donde se atendieron sugerencias, donde se respondieron preguntas, inclusive pasó por un proceso de consultas al público precisamente para poder tener en cuenta todos los comentarios y ya posteriormente fue publicado en firme.

Entonces ese algoritmo ha pasado por supuesto por muchas rondas de socialización y discusión. Siempre todo proceso va a ser sujeto a perfección, por supuesto y eso hace parte pues de nuestra labor para mirar cómo se puede seguir ajustando.

Si obviamente es un proceso delicado que requiere un análisis juicioso y para mirar a ver quiénes tienen algún tipo de comentario.

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