Por: Camilo Benavides Medina – Abogado Estudio Legal Hernández
Con ocasión de la expedición de la Ley 1715 de 2014 por medio del cual el Congreso de la República expidió el marco legislativo que regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional y observando los grandes esfuerzos que ha adelantado el Ministerio de Minas, la Unidad de Planeación Minero Energética y la Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas para contar con un marco regulatorio que promueva el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético, observamos con gran preocupación la iniciativa legislativa que cursa en la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes[1] la cual busca imponer la obligación del pago de las conocidas “Transferencias del Sector Eléctrico” a cargo de la Generación con fuentes de energía eólica y solar.
La Ley 99 de 1993 nace como materialización de compromisos internacionales suscritos por Colombia en materia Ambiental. Dicha norma crea el Ministerio de Ambiente y ordena el conocido Sistema Nacional Ambiental -SINA- con las entidades que lo conforman distribuyendo funciones y competencias junto con asignaciones de recursos.
Se crea en el artículo 45 las “Transferencias del Sector Eléctrico”, las cuales se configuran como rentas en favor de entidades del SINA y Entes Territoriales (Corporaciones Autónomas Regionales, Distritos y Municipios) y a cargo de empresas generadoras de energía eléctrica con unas características específicas. La última modificación del mencionado artículo la realiza la Ley 1930 de 2018, teniendo actualmente las siguientes características:
- Debe mediar la actividad de Generación de energía eléctrica en la modalidad Hídrica o Térmica para que se entienda configurada la obligación de pago de las mencionadas transferencias.
- La potencia nominal instalada debe superar los 10.000 Kilovatios.
- La transferencia corresponde a un porcentaje (%) sobre las ventas brutas de energía por generación propia.
- Para el caso de la generación Hidroeléctrica corresponde al 6% mientras que en el caso de la generación Térmica corresponde al 4%.
- El cálculo se realizará de acuerdo con el precio de venta en Bloque, denominado tarifa de venta en bloque establecida por la Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas – CREG.
El proyecto de Ley 129/2018C buscaría modificar el artículo 45 de la mencionada Ley 99 para adicionar parques de generación de energía eólica o solar en donde la transferencia correspondería al 6% sobre las ventas brutas de energía por generación propia, es decir, iguala la generación Eólica y Solas a la generación Hidroeléctrica que como bien es conocido, esta última técnicamente es mucho más rentable.
Adicionalmente encontramos una obligación desproporcionada a cargo exclusivamente de la generación Eólica: “Las empresas generadoras de energía eólica, destinaran sin perjuicio de la compensación que trata el numeral 4 de la presente Ley, los kilovatios necesarios para suministrar energía a los corregimientos y/o comunidades aledañas a donde se ejecuta el proyecto”.
La exposición de motivos del Proyecto de Ley sustenta la modificación del artículo en la compensación de los municipios y departamentos en donde se van a desarrollar proyectos de energía Eólica (sin sustentar porque también se está añadiendo la generación solar): “En ese sentido, entendemos este proyecto de ley como una compensación al Municipio de Uribia dentro de los frutos que se recogen al obtener beneficios producto de sus vientos”.
Es indispensable tener en cuenta que la actual matriz de generación eléctrica del mercado Colombiano demanda la diversificación de las fuentes diferentes a la generación Hidroeléctrica por el riesgo que implica situaciones de baja hidrología o problemas en entrada en operación de grandes proyectos como es el caso de Hidroituango en Antioquia.
Por ejemplo el Plan de Expansión de referencia de Generación Transmisión 2017 – 2019 de la Unidad de Planeación Minero Energética[2] se dijo lo siguiente:
“Entre los aspectos importantes se encuentran, los avances tecnológicos y reducción de costos en las nuevas tecnologías, junto con la Ley 1715 de 2014 y sus incentivos para la incorporación de fuentes renovables no convencionales, lo cual representa un gran reto, debido a que aún se requieren ajustes regulatorios y técnicos para mejoramiento de las condiciones de mercado para las fuentes intermitentes o de alta variabilidad. Por ejemplo, servicios secundarios que consideren la complementariedad (o la sinergia económica en la coordinación entre recursos renovables, incluyendo los no renovables), hacia el futuro los ajustes deben continuar involucrando aspectos como la flexibilidad y el almacenamiento, para llevar a buen término las señales que la UPME aporta para el largo plazo”.
Iniciativas como la analizada va en contravía de los impulsos que requiere el mercado eléctrico Colombiano, pues no se pueden igualar estas nuevas formas de generar energía eléctrica con los métodos convencionales y por el contrario de impulsar a que la iniciativa privada vea atractivo invertir en proyectos que impulsen las FNCER.
A modo informativo para el caso de las transferencias La CREG mediante resolución 10 de 2018 del 22 de enero, fija la Tarifa de Venta en Bloque de energía eléctrica para efectos de la liquidación de las transferencias establecidas en el artículo 45 de la Ley 99 de 1993.
Se toma como parámetro para la determinación de la tarifa la siguiente lógica: El valor o tarifa de la energía en Bloque (TVB) se determina descontándoles al valor de los contratos de largo plazo que tienen precio definido, los valores CERE (Cargo por Confiabilidad), FAZNI (Fondo de apoyo financiero para la Energización de Zonas no Interconectadas), TSE (Transferencias del Sector Eléctrico), AGC (regulación secundaria de frecuencia) Y ∆I (Costos de plantas térmicas que se requieren para atender la demanda y que no se cubren el precio marginal del sistema). Con esto se asegura que la tarifa corresponda sólo al concepto energía.
Con lo anterior la Resolución impone la obligación a XM[3] para que dentro de los 5 días siguientes a la fecha de facturación publique en su página web i) el precio promedio ponderado por las cantidades de energía comprada en todos los contratos de largo plazo despachados (PPC) exceptuando los contratos con precios determinables de acuerdo a una fórmula expresados en COP/Kwh y: ii) los Costos Variables Agregados en el SIN (CERE, FAZNI, TSE, AGC y ∆I), esta actividad se realiza de forma mensualizada.
En esencia y para ser claros, el valor mensualizado en ($/kWh) corresponde al valor promedio de contrato menos los costos variables agregados:
Valor mensual ($/kWh): PPC mesual – CVA mensual.
Para la determinación de la TVB ya de forma anual se estructura el siguiente procedimiento teniendo en cuenta la información mensualizada reportada por XM en su página web:
- La TVB para el año se calculará dentro de los últimos siete (7) días del mes de diciembre del año, con la mejor información publicada por XM al momento de hacer el cálculo, los cuales incluyen ajustes a la facturación mensual.
La TVB en $/kWh se determinará como el promedio de doce (12) meses comprendidos entre julio a junio del año inmediatamente anterior de los PPC descontándole los CVA.
[1] Tomado de: Congreso de la República, Cámara de Representantes: httpss://www.camara.gov.co/transferencias (8 de diciembre de 2018).
[2]Tomado de: Unidad de Planeación Minero Energética: httpss://www1.upme.gov.co/Documents/Energia%20Electrica/Plan_GT_2017_2031_PREL.pdf
[3] Sociedad encargada de la operación del Sistema Interconectado Nacional y de la administración del Sistema de Intercambios Comerciales.
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Camilo Andrés Benavides
Derecho Corporativo y Comercial ELH
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