Desafíos regulatorios de la Resolución CREG 148

La prioridad de los países por alcanzar una transición energética efectiva, ha implicado un cambio en las medidas regulatorias, económicas y sociales. Entre ellos, se destaca la necesidad de construir un entorno normativo favorable que promueva la inversión, reduzca costos financieros y facilite el acceso al capital, que permita fomentar el trabajo conjunto a dicha transición. No obstante, a medida que se consolidan estos avances y se fortalecen las condiciones estructurales para garantizar una implementación coherente y segura, también emergen nuevos desafíos regulatorios. Uno de los más relevante en el contexto actual es el que enfrentan los desarrolladores de proyectos de generación solar fotovoltaica y eólica de 5 MW o más. Hasta el año 2021 no existía una regulación específica que definiera los requisitos técnicos necesarios para conectarse de una manera segura y confiable a los sistemas de distribución energética. Esta necesidad llevó a la expedición de la resolución de la CREG 148 de 2021 (la “Resolución”).

La Resolución introdujo disposiciones técnicas aplicables a las plantas de generación conectadas al Sistema de Distribución Local. Entre sus medidas más relevantes, estableció que sin excepción, a partir del 01 de marzo de 2025, todas las plantas conectadas al Sistema Interconectado Nacional que hacen parte del ámbito de aplicación de la Resolución, deberán cumplir y aplicar todos los requisitos técnicos establecidos. Esto generó un escenario particular: existen plantas que ya han alcanzado su Fecha de Operación Comercial (“FPO”), pero que deberán realizar las pruebas de funcionalidades requeridas para poder seguir operando comercialmente en el sistema.

Este panorama ha suscitado interrogantes clave a nivel regulatorio como desde el punto de vista de los financiadores, especialmente en lo relacionado con el estado de las plantas frente a la Resolución. La CREG, en el concepto 647 de 2024 aclara que las plantas deberán realizar y aprobar dichas pruebas, y en caso de no superarlas, serán catalogadas nuevamente en estado de pruebas, lo que les impediría continuar operando comercialmente. Esta situación genera incertidumbres jurídica, ya que no resulta claro qué sucede con la entrada en Operación Comercial previamente alcanzada, cuál sería el tratamiento en caso de no superar las pruebas, y si es posible seguir comercializando la energía generada durante dicho estado.

Frente a algunos de estos interrogantes, la CREG ha precisado que las plantas podrían seguir suministrando energía bajo las reglas previstas para la modalidad de pruebas. En cuanto a la FPO, consideramos que los proyectos que ya han entrado en Operación Comercial, precisamente por haber cumplido con la fecha inicialmente indicada, no estarían obligados a solicitar a la UPME modificación alguna.

En todo caso, persiste un vacío normativo sobre las consecuencias de no superar las pruebas, especialmente respecto al impacto que ello podría tener sobre la continuidad del proyecto y si es posible la pérdida del punto de conexión. Esta incertidumbre representa un riesgo relevante tanto para desarrolladores como para financiadores de los proyectos. Por ello, es fundamental que la autoridad emita un pronunciamiento claro que otorgue seguridad jurídica. Mientras tanto, los financiadores, de ser aplicable, podrán optar por retener la garantía de los sponsors del proyecto hasta que regularicen su situación.