29 de septiembre 2022

ERCO registrará aumentos del 200% en autogeneración aunque advierte tres retos para la actividad

Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía, cuenta que el 2022 superará ampliamente al 2021 en cuanto a los negocios que se concretarán en generación distribuida. Sin embargo, indica que aún persisten importantes obstáculos por parte de los operadores de red.


“Seguimos trabajando sobre muchas viviendas pero el incremento significativo respecto del año pasado se está dando en el sector empresarial”, destaca Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía, respecto al mercado de la autogeneración en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo cuenta que tal es la expansión que este año ERCO cerrará negocios por encima del 200% en comparación al 2021.

La justificación es clara. Por un lado, el aumento de tarifas que ha habido. Por otro, la Ley 2099, que permite beneficios fiscales para esta actividad, lo que permite una pronta amortización, como la depreciación acelerada en tres años.

López precisa que el retorno de inversión de los equipos para autogeneración en 2021 iba de los 4 a los 6 años, dependiendo el usuario. Este año se redujo a entre 3 y 5 años, donde 4 años es el promedio.

“Muchas empresas se han dado cuenta de la importancia de contar con su propia autogeneración, aunque sea parcial, los lleva a reducir el consumo y dar cobertura ante subidas de precios”, resume.

En esa línea, el gerente de ERCO calcula que los precios de la energía se mantendrán a los valores altos de hoy día, e inclusive podrían subir ante una reactivación económica. “A medida que crezca la industria y el consumo, vamos a tener precios más elevados”, observa.

Del mismo modo, señala que esta baja de las tarifas de energía que está proponiendo el Gobierno “no llega a los niveles del beneficio que brinda la autogeneración”. “Siempre la fotovoltaica, por ejemplo, va a tener una ventaja competitiva”, indica.

Retos

No obstante, López advierte que todavía faltan mejoras para la autogeneración. Y hace foco sobre “tres grandes retos”.

Uno de ellos, “muy crítico” -califica- es “la rigidez de los operadores de red para la conexión de los proyectos”.

“Más aún si contemplan el concepto de fronteras agregadoras”, indica y ejemplifica que este problema suele aparecer en centros comerciales, universidades, estaciones de servicio, zonas francas.

Explica que esto ocurre cuando un negocio, dentro de su frontera de energía tiene conectado un tercero, es decir, un local más chico que vende artículos de algún tipo (como celulares o cualquier producto por fuera del negocio del cliente), la regulación, según como sea interpretada, no permite conectar al usuario, a menos que haga trámites para deslindarlos y apartarlos.

“Entonces –cuenta- si un centro comercial cuenta con diez locales, debe ir y apartar cada uno de ellos para poder conectarse. Y eso es un trámite engorroso que no tiene lógica y son varios los negocios que están quedando fuera de la autogeneración por este tema”.

Segundo punto que marca López es el de clientes residenciales, comerciales e industriales que no pagan energía reactiva por contar con un medidor común pero, al conectarse con una fuente renovable e interactuar de otro modo con la red, a partir de un medidor bidireccional, el operador de red comienza a medir energía reactiva y se la cobre. “Esto se vuelve un desincentivo a las renovables. Este es un tema súper crítico”, confía.

“Otro tema –tercero- es que cada vez que conectamos un cliente a una frontera existente, esa frontera cumpla con código de medida. Y en algunas ocasiones el cambio o complemente del código de medida es tan costoso que dificulta mucho el proyecto”, advierte el Gerente de ERCO.

Señala que al cliente el operador de red sí le puede vender energía si es que no cumple con el código de medida, pero éste no podrá vender su energía volcada a red. “El día que quiera autogenerarse tendrá que hacer una inversión altísima y eso desalienta los proyectos para estos clientes”, remata.

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