Ley del Plan Nacional de Desarrollo y las fuentes no convencionales de energía renovable

Noviembre de 2019

La Sociedad Colombiana de Ingenieros publicó su edición 946 de la Revista Anales de Ingeniería dedicada al tema de Energía Renovable. Markup Consultores contribuyó a esta edición a través de un artículo de su socio José Plata Puyana.

Las Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022, incorporaron el impulso a las energías renovables como una estrategia para avanzar en materia de sostenibilidad y mitigación del cambio climático[1]. En este sentido, La Ley 1955 de 2019, incluyó incentivos y normas de comando de control para implementar esta estrategia, dentro de las cuales se destaca la obligación impuesta a los comercializadores de atender el 8-10% de su demanda regulada[2] con compras de fuentes no convencionales de energía renovable[3]. El objetivo del presente escrito es: i) profundizar sobre esta última obligación y su reglamentación a través de la Resolución 40715 emitida por el Ministerio de Minas y Energía (en adelante, Minenergía) el 10 de septiembre de 2019; y ii) resaltar la importancia de que a futuro la contratación a largo plazo la absorba el sector privado sin necesidad de que intervenga el Estado en la economía, de forma que se dinamice el mercado y se facilite el ingreso de nuevos competidores.

De acuerdo con la OCDE, una reacción común de un gobierno frente a un problema de política pública es acudir al legislador para prohibir una conducta u obligar a un agente del mercado a hacer algo, lo cual se conoce como una regulación de comando y control. Otra alternativa consiste en acudir a la imposición o reducción de impuestos, otorgamiento de subsidios u otro mecanismo que cambie los incentivos económicos para influenciar el comportamiento de los agentes del mercado[4], estrategia conocida como regulación basada en incentivos. De acuerdo con lo anterior, la Ley 1955 de 2019 incorpora instrumentos basados en incentivos, así como en comando y control, para impulsar las energías renovables en Colombia.

En primer lugar, hay que resaltar la extensión del incentivo tributario de deducción de renta de 5 a 15 años a las inversiones en generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales, así como la inclusión de partidas arancelarias exentas de IVA para proyectos de energía solar (artículos 174 y 175). El artículo 21 extiende la vigencia del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas – FAZNI hasta el 2030, con lo cual se podrán beneficiar soluciones empresariales que incorporen generación renovable para electrificar las comunidades más apartadas del país. Por su parte, el artículo 289 de la mencionada Ley fijó para los proyectos que generen energía a partir de fuentes no convencionales, con capacidad mayor a 10MW, una transferencia del 1% de las ventas en comparación con el 6% exigido a la generación hidroeléctrica y del 4% a las centrales térmicas[5].  

En complemento a los incentivos y subsidios mencionados, el artículo 296 de Ley del Plan Nacional de Desarrollo avanzó en una medida de comando y control que consiste en imponer una obligación a los comercializadores de adquirir entre 8% y 10% de su energía de fuentes no convencionales de energía renovable a través de contratos a largo plazo (artículo 296). El presente artículo académico pretende profundizar sobre esta herramienta específica desplegada por el Congreso y el Gobierno Nacional.

El Minenergía sustenta la utilización de esta regulación de comando y control en la teoría económica del efecto lock-in, según la cual “los sistemas eléctricos exhiben características de intensidad en capital y prolongada vida útil de activos, lo que conlleva a la generación y arraigo de rutas de dependencia” en beneficio de las tecnologías establecidas y dominantes, como lo son la hidráulica y térmica, y en detrimento del ingreso de nuevas tecnologías como lo son las fuentes renovables no convencionales. La existencia de esta barrera de entrada para la transformación energética justifica la intervención de política pública para romper la inercia producida por el mercado eléctrico[6]. En efecto, la práctica en el mercado de energía mayorista en Colombia es la firma de contratos bilaterales a plazos entre 1 y 3 años[7], lo cual dificulta el ingreso de nuevos proyectos que requieren transacciones de mucho más largo plazo para lograr el cierre financiero y la bancabilidad del proyecto, hecho que pone en evidencia la inercia a la que alude el Minenergia.

En línea con lo anterior, el pasado 10 de septiembre de 2019 el Minenergía publicó la Resolución 40715 “Por la cual se reglamenta el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019”.  Según esta norma, los comercializadores deberán comprar a partir del año 2022, el 10% de la energía que necesitan para atender sus clientes regulados, mediante contratos con una duración igual o mayor a 10 años que provengan de fuentes no convencionales de energía renovable (artículos 2 y 3). Adicionalmente, el artículo 4 indica los foros en los cuales se deberán suscribir estos contratos: i) subastas de renovables organizadas por el Minenergía; ii)  mecanismos de comercialización que apruebe la CREG de acuerdo con la Resolución CREG 114 de 2018; y iii) convocatorias públicas que realicen directamente los comercializadores, de acuerdo con las reglas contenidas en la Resolución CREG 079 de 2019.

En el corto plazo, a la fecha el autor tiene conocimiento sobre la presentación ante la CREG de dos mecanismos de comercialización promovidos por Derivex S.A. y por la Bolsa Mercantil S.A., sin embargo, ninguno de ellos cuenta aún con la aprobación de la CREG. Adicionalmente, la Superintendencia Financiera jugará un rol igualmente relevante para facilitar que el sector eléctrico logre el anhelado propósito de migrar de un esquema transaccional over the counter hacía plataformas transaccionales características del sector financiero, como de hecho ocurre en los mercados internacionales de energía eléctrica más sofisticados como el de Estados Unidos y Europa. 

Adicionalmente, la Resolución CREG 079 relativa a las convocatorias públicas de los comercializadores aún no está en firme, apenas corresponde a un proyecto regulatorio publicado por el regulador, lo cual genera igualmente expectativa sobre la fecha en la que se expedirá la resolución definitiva para habilitar este último mecanismo de mercado. De acuerdo con lo anterior, a la fecha la única manera de cumplir con la obligación de comprar el 10% de la energía proveniente de fuentes renovables no convencionales, es la subasta organizada por el Minenergía para el mes de octubre de 2019, de acuerdo con las Resoluciones 40590 y 40591 de 2019.  

En línea con lo anterior,  el largo plazo la principal inquietud que surge al autor es si la subasta de renovables será un primer paso para que el sector privado absorba a futuro la necesidad que surgen a partir de la suscripción de contratos bilaterales a largo plazo mayores a 10 años o si, por el contrario, se tratará de una política pública que implicará la intervención constante del Estado en la economía en detrimento de la iniciativa privada que ha caracterizado a Colombia con posterioridad a la expedición de las Leyes 142 y 143 de 1994. En opinión del autor, la subasta de renovables ha demostrado ser una figura efectiva para llamar la atención de la inversión extranjera y de nuevos jugadores del mercado, así como para marcar un antes y un después respecto de los plazos de negociación de los contratos bilaterales que tradicionalmente se firmaban en el mercado.

Sin embargo, para que sus efectos logren trascender a largo plazo se requiere ir más allá de la organización de subastas periódicas lideradas por el Gobierno y lograr que estos contratos de largo plazo se acompañen de mecanismos de mercado que fomenten la liquidez, faciliten las coberturas e incentiven la libertad de entrada y salida de estas posiciones. Esta adaptabilidad a las necesidades de los agentes del mercado se lograrían través de iniciativas privadas como los mecanismos de comercialización de los que trata la Resolución CREG 114 de 2018.

En conclusión, la decisión de política pública incorporada en el artículo 296 de La Ley del Plan Nacional de Desarrollo 1955 de 2019 y en la Resolución 40715 de 2019 del Minenergía, según la cual se obliga a los comercializadores a comprar el 10% de sus necesidades de energía para atender usuarios regulados de fuentes renovables a través de contratos a plazo mayor a 10 años, es una medida de comando y control que implica una fuerte intervención del Estado en la economía, la cual se justifica en: i) la necesidad de avanzar en materia sostenibilidad y mitigación del cambio climático; y ii) la inercia del mercado acostumbrado a firmar contratos con una duración entre 2 y 3 años. Sin embargo, la inquietud que surge a largo plazo es que las medidas no logren trascender a largo plazo en el sentido de permitir que sea la iniciativa privada la que absorba esta nueva dinámica del mercado, de manera que se reduzcan las barreras de entrada y se promueva la libertad de entrada y salida de nuevos competidores.


[1] Departamento Nacional de Planeación, (2019). Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2018 – 2022: Pacto por Colombia, Pacto por la equidad, p. 469.

[2] El artículo 2 de la Resolución CREG 131 de 1998 estableció los siguientes límites de potencia o energía mensuales para que un usuario pueda contratar el suministro de energía en el mercado competitivo: “A partir del 1 de enero del 2000, 0.1 MW o 55 MWh”. En términos prácticos incluyen los hogares y algunos usuarios del sector comercial, principalmente.

[3] El artículo 5 de la Ley 1715 de 2014 incorpora la siguiente definición: “Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Son aquellos recursos de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la UPME.”

[4] Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (s.f.). Alternatives to Traditional Regulation: Report prepared by Mr. Glen Hepburn, who worked for the OECD Regulatory Policy Division, p. 10.  

[5] Artículo 45 la Ley 99 de 1993, modificado por el artículo 222 de la Ley 1450 de 2011 y por el artículo 24 de la Ley 1930 de 2018

[6] Ministerio de Minas y Energía (2019). Memoria Justificativa del Proyecto de Resolución “Por la cual se reglamenta el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019”, p. 1.

[7] Mensualmente XM S.A. E.S.P. publica las estadísticas de registr​o de contratos de largo plazo mensual, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011, donde se ve esta tendencia.

Ver publicación original en Sociedad Colombiana de Ingenieros – Revista Anales – Edición

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