El Mercado de energías renovables

El mercado
de energías renovables
en Colombia
Diciembre 2016
Este estudio ha sido realizado por
Jaime Arévalo Ozcoidi, bajo la supervisión de la
Oficina Económica y Comercial
de la Embajada de España en Bogotá

EL MERCADO DE ENERGÍAS RENOVABLES EN COLOMBIA
2222
de la Embajada de España
en BBBBogotáogotáogotáogotá
ÍNDICE
1. RESUMEN EJECUTIVO 4
2. DEFINICIÓN DEL SECTOR 8
1. Glosario de términos y acrónimos 9
3. OFERTA – ANÁLISIS DE COMPETIDORES 10
1. Metas en materia de FNCE 13
2. Realidad de las FNCER en Colombia 14
4. DEMANDA 15
1. Demanda por tipo de fuente energética 18
5. PRECIOS 31
6. PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL 33
7. CANALES DE DISTRIBUCIÓN 35
1. Introducción 35
2. Estructura del Mercado Energético Mayorista (MEM) 35
2.1. Estructura institucional del MEM 36
2.2. Características generales del Mercado Energético Mayorista 38
2.3. Cargo por confiabilidad 38
2.4. Transacciones en el MEM 40
8. ACCESO AL MERCADO-BARRERAS 43
1. Introducción 43
2. Beneficios Fiscales y Aduaneros 43
2.1. Introducción 43
2.2. Resumen Incentivos Tributarios y Aduaneros 44
2.3. Requisitos técnicos y comerciales 46
2.4. Barreras de entrada - comerciales y técnicas 50
3. Legislación comparada 53
3.1. Perú 53
3.2. México 54
3.3. España 59
9. PERSPECTIVAS DEL SECTOR 63

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1. Proyecciones sobre la evolución del mercado, crecimiento, madurez y diversificación del
mismo 63
2. Perspectivas legislativas 64
2.1. General. Incentivos fiscales 64
2.2. Autogeneración 65
2.3. Productores independientes 66
3. Líneas de financiación 66
3.1. Autogeneración 66
3.2. Productores independientes 66
10. OPORTUNIDADES 68
1. Nichos de oportunidad para empresas españolas dadas las perspectivas legislativas 68
1.1. La voluntad declarada de la Administración 68
1.2. Los nichos de oportunidad en el estado actual de desarrollo legislativo 68
11. INFORMACIÓN PRÁCTICA 69
1. Cómo hacer negocios en Colombia 69
1.1. Ventajas del mercado colombiano 69
1.2. Relaciones comerciales entre España y Colombia 69
1.3. Ventajas y dificultades del mercado a la hora de hacer negocios 70
1.4. Consejos útiles a la hora de hacer negocios 70
2. Asociaciones y organismos 71
3. Direcciones de interés 72
4. Datos de contacto 72
NOTA: Este estudio de mercado se ha realizado en colaboración con Leyva Ontier (apartado 8 de
acceso al mercado - barreras) y Philippi Prietocarrizosa, Ferrero DU & Uría (apartado 9 de pers-
pectivas del sector).

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1. RESUMEN EJECUTIVO
Para entender el mercado de renovables es necesario conocer como está compuesta la canastacanastacanastacanasta
energética colombianaenergética colombianaenergética colombianaenergética colombiana: Dos terceras partes de la capacidad instalada en el país proviene de ge-
neración hidráulica, mientras que el otro tercio proviene prácticamente de centrales térmicas. Es
obvio, por tanto, afirmar que el país tiene una gran dependencia al recurso hídrico, el cual escasea
en ciertas épocas como cuando ocurre el fenómeno anual de El Niño (Enero-Marzo), en el cual se
dan grandes sequías. Los últimos años, el efecto de dicho fenómeno se han potenciado hasta tal
punto, que el país planteó la solución de racionar la energía, haciendo apaganoes generales en
ciertos momentos del día.
Fuente: Upme1
y Xm2
Debido a esto, ha surgido la necesidad de diversificar la canasta energética colombiana, para di-
versificar riesgos de abastecimiento en épocas de escasez de agua, y asegurar así el suministro
de energía. Esto se refleja en la creación de la Ley 1715Ley 1715Ley 1715Ley 1715, la cual promueve el uso de las Energías
1 Unidad de Planeación Minero Energética – UPME : entidad adscrita al Ministerio de Energía y Minas, y encarga-
da de la planeación de la política energética a futuro del país.
2 Xm: Operador del mercado y parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

5555
Renovables o como se denominan en Colombia, Fuentes No Convencionales de Energía Renova-
ble. Dicha ley presenta incentivos fiscales a toda inversión que tenga como objetivo la realización
de un proyecto de Energía Renovable, con el fin de hacer ésta más rentable, animando así a que
se invierta más en este ámbito.
Las metas en materia de Fuentes No Convencionales de Energía Renovablmetas en materia de Fuentes No Convencionales de Energía Renovablmetas en materia de Fuentes No Convencionales de Energía Renovablmetas en materia de Fuentes No Convencionales de Energía Renovableeee vienen estableci-
das por el Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015----2030203020302030, el cual fue elaborado
por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), entidad adscrita al Ministerio de Minas y
Energía (MME), y encargada de definir la mayor parte de la política energética nacional.
En este plan, se definen 12 posibles escenarios energéticos nacionales, teniendo en cuenta múlti-
ples variables que pueden darse de aquí a 15 años. De estos 12 escenarios, los 8 más probables
vienen reflejados en el siguiente gráfico:
Fuente: UPME
No obstante, tampoco existen razones de fuerza mayor para promover con urgencia su uso, da-
do que el país cuenta con una canasta energética relativamente limpia, y Colombia tiene recursos
fósiles propios como carbón, gas y petróleo, los cuales junto con el agua, hacen que el país tenga
capacidad de generación suficiente para abastecer la
demanda nacional en el corto plazo (aproximadamen-
te los 5 próximos años). Sin embargo, como ya se ha
dicho, debido a la alta dependencia del recurso hídri-
co, el Gobierno trata de diversificar la canasta, y debi-
do al gran éxito de las FNCER en otros países, todo
apunta a que se les va a dar un gran protagonismo.
Además, la demanda energética no ha dejado de cre-
cer en los últimos años (ver gráfico), siendo el creci-
miento del año 2015 del orden del 4,2%.

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La demanda energética en Colombiademanda energética en Colombiademanda energética en Colombiademanda energética en Colombia se puede clasificar en dos grupos en función del área geo-
gráfica: uno es el Sistema Interconectado Nacional (SIN), el cual se trata de un sistema compues-
to por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red
de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y
los usuarios. Cabe decir que son prácticamente dos mercados diferentes el de la costa Caribe (
55% usuarios estrato 13
) lo cual genera un mayor número de impagos) y el del resto del país
(30% de usuarios estrato 1). El otro grupo lo forman las Zonas No Interconectadas (ZNI), que son
los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado
Nacional.
Estudios de la UPME, reflejan que Colombia tiene mucho potencial para las FNCER, sobre todo
para la energía solar fotovoltaica, la eólica y la de biomasa. Los indicadores respectivos son: una
irradiación solar promedio de 194 W/m2 o en términos de energía 4.5 kWh/m2 y día (con máximos
de hasta 6 en las zonas de la zona de La Guajira), vientos localizados en la zona de la Guajira y
Costa del Caribe del orden de 9 m/s (a 80 m de altura), y potenciales energéticos del orden de
450.000 TJ por año en residuos de biomasa. Además, a finales de este año debería salir la licita-
ción para incrementar la capacidad de transmisión de la línea que conecta la zona de La Guajira al
Sistema Interconectado Nacional (cosa que había sido una gran limitación hasta el momento), lo
cual abre las puertas a nuevos grandes proyectos de generación en esta zona.
Según análisis la UPME, la Administración ha identificadola Administración ha identificadola Administración ha identificadola Administración ha identificado cinco nichos de mercadonichos de mercadonichos de mercadonichos de mercado a desarro-
llarse:
(i) El desarrollo de proyectos eólicos en zonas de alto potencial, como La Guajira,
(ii) El desarrollo masivo de sistemas distribuidos de autogeneración solar fotovoltaica a pe-
queña y mediana escala, igualmente en la Guajira,
(iii)El desarrollo de proyectos de cogeneración a partir del aprovechamiento de la biomasa
con fines energéticos,
(iv)El desarrollo de proyectos geotérmicos en zonas de alto potencial como el área del macizo
volcánico del Ruiz, y
(v) El despliegue de proyectos con FNCER a través de esquemas híbridos de generación
como solución energética en zonas no interconectadas.
Al margen de las manifestaciones de voluntad de la Administración colombianaAl margen de las manifestaciones de voluntad de la Administración colombianaAl margen de las manifestaciones de voluntad de la Administración colombianaAl margen de las manifestaciones de voluntad de la Administración colombiana, y a la espera
de los cambios normativos que permitan un mayor desarrollo del mercado de las FNCE, podría
pensarse que, bajo la normatividad vigente, las oportunidades de negocio más claras que se pre-
sentan para las empresas españolas son las siguientes:
(i) autogeneración, teniendo en cuenta especialmente que, de momento, no parecen haber
límites al dimensionamiento de los proyecto; y
(ii) en relación con los productores independientes distintos de los autogeneradores, las
oportunidades de negocio parecen encontrarse en aquellos proyectos a los que no les
afecten las carencias antes apuntadas (remuneración y prioridad de despacho), como
podrían ser, esencialmente, los contratos bilaterales de venta de electricidad a grandes
consumidores o a distribuidores.
3 Estratificación socio-económica: consiste en la clasificación de los inmuebles residenciales que deben recibir servi-
cios públicos.

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Las barreras de entrada al mercado energético colombianobarreras de entrada al mercado energético colombianobarreras de entrada al mercado energético colombianobarreras de entrada al mercado energético colombiano son principalmente siete:
1. Incentivos a fuentes convencionales
2. Financiación.
3. Capital humano.
4. Falta de infraestructura en lugares de ubicación de los recursos.
5. Política del Cargo por confiabilidad (sistema mediante el cual se remunera la disponibilidad
de energía firme para asegurar la confiabilidad del suministre energético), que favorece a la
energía térmica frente a las renovables.
6. Pruebas de disponibilidad.
7. Posición dominante del mercado.
Éstas vienen definidas en detalle en el capítulo 8 del presente documento. En este capítulo vienen
también detallados los requerimientos técnicos necesarios para desarrollar un proyecto de
FNCER, así como una comparación con las legislaciones de España, Perú y México.
En cuanto a la estructura del Mercado Energético Mayorista colombianoestructura del Mercado Energético Mayorista colombianoestructura del Mercado Energético Mayorista colombianoestructura del Mercado Energético Mayorista colombiano, éste se resume en el
siguiente esquema:
Fuente: Xm
Como último apunte, la superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios está constituida por
la empresa Xm, operadora del mercado.
El precio final de la energía en Colombiaprecio final de la energía en Colombiaprecio final de la energía en Colombiaprecio final de la energía en Colombia, el Kilovatio-hora (Kwh), se descompone por medio de
la siguiente ponderación en cuanto a costes:
Generación: supone un 35% del precio final. El precio de generación varía en función del
tipo de generación.
Transmisión: conforma el 15% del precio final del Kwh.
Distribución: es aproximadamente el 35% del precio final de venta de energía.
Comercialización: supone el 15%.
Como conclusiónconclusiónconclusiónconclusión, y teniendo en cuenta todo lo expuesto anteriormente, Colombia tiene un gran
potencial para desarrollar las Energías Renovables, y claramente éstas van a tomar un papel muy
importante en el plan energético colombiano. Lo que no queda claro es si esto va a suceder en el
corto o en el medio plazo. No obstante, creemos conveniente ir posicionándose en el mercado,
para estar preparado para cuando esto suceda.

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2. DEFINICIÓN DEL SECTOR
El presente documento no va a entrar a estudiar el negocio de importación de bienes de equipo
necesarios en las FNCER, como lo pueden ser paneles solares, molinos, colectores solares, turbi-
nas, etc. Entendemos que debido a tratarse de productos altamente sofisticados, será la propia
empresa desarrolladora del respectivo proyecto la que se encargue de obtener del fabricante con
el que esté acostumbrada a trabajar, los bienes de equipo pertinentes.
Por lo tanto, el objeto de este estudio será el de definir el funcionamiento del mercado energético
colombiano, en lo que a proyectos de generación con energías renovables se refiere.
Fuentes Convencionales de energíaFuentes Convencionales de energíaFuentes Convencionales de energíaFuentes Convencionales de energía: Son aquellos recursos de energía que son utilizados de
forma intensiva y ampliamente comercializados en el país.
Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE)Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE)Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE)Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE):::: aquellos recursos de energía disponibles a ni-
vel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son uti-
lizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía
nuclear o atómica y las fuentes no convencionales de energía renovable.
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER):Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER):Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER):Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Se consideran FNCER la bioma-
sa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la solar, la geotérmica y los mares.
El presenteEl presenteEl presenteEl presente estudio de mercadoestudio de mercadoestudio de mercadoestudio de mercado, se centra en el, se centra en el, se centra en el, se centra en el análisisanálisisanálisisanálisis del sector de las FNCER.del sector de las FNCER.del sector de las FNCER.del sector de las FNCER.

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1.1.1.1. GLOSARIO DE TÉRMINOS Y ACRÓNIMOS
Para el buen entendimiento del presente estudio, se procede a dar la definición de distintos térmi-
nos, tal y como aparecen en la Resolución 056 de 1994 y la Resolución 183 de 2009 de la CREG.
MercadoMercadoMercadoMercado:::: Está compuesto por los usuarios que se clasifican en regulados y no regulados, y los
agentes.
UsuarioUsuarioUsuarioUsuario ReguladoReguladoReguladoRegulado:::: Persona natural o jurídica cuyas compras de electricidad están sujetas a tari-
fas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Aquí está la mayoría de usua-
rios comerciales, oficiales y los residenciales clasificados por estratos socioeconómicos, y algu-
nos industriales.
UsuarioUsuarioUsuarioUsuario NNNNo reguladoo reguladoo reguladoo regulado:::: Persona natural o jurídica que realiza una demanda de energía mensual
superior a 55 MWh o 0.1 MW de potencia. Ellos pueden negociar libremente los costos de las ac-
tividades relacionadas con la generación y comercialización de energía. En este nivel de consumo
están industriales y comerciales que son grandes consumidores.
Agentes del mercadoAgentes del mercadoAgentes del mercadoAgentes del mercado: estos son generadores, transportadores, distribuidores, comercializadores
y administradores.
Estratificación sociEstratificación sociEstratificación sociEstratificación socioooo----económica:económica:económica:económica: consiste en la clasificación de los inmuebles residenciales que
deben recibir servicios públicos. Se realiza principalmente para cobrar de manera diferencial (por
estratos) los servicios públicos domiciliarios permitiendo asignar subsidios y cobrar contribucio-
nes.
MEMMEMMEMMEM: Mercado Energético Mayorista
MMEMMEMMEMME: Ministerio de Energía y Minas
UPMEUPMEUPMEUPME: Unidad de Planeación Minero Energética
CREGCREGCREGCREG: Comisión Reguladora de Energía y Gas
IPSEIPSEIPSEIPSE: Instituto
SINSINSINSIN:::: Sistema Interconectado Nacional
ZNIZNIZNIZNI:::: Zonas No Interconectadas

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3. OFERTA – ANÁLISIS DE COMPETIDORES
A día de hoy, la penetración de las FNCER en el mercado energético colombiano es bastante re-
ducida (cabe decir, que las grandes presas para la obtención de energía hidroeléctrica no se con-
sideran FNCER debido a su impacto medioambiental, sólo serán considerados dentro de este
grupo los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos). Esto se debe a que Colombia ha venido
apostando en las últimas décadas por sistemas de generación hidroeléctricos, dado que es un
país en el que el índice de precipitaciones es muy alto, y cuenta con cadenas montañosas que
cruzan el país de norte a sur. La capacidad hidroeléctrica conforma dos tercios del total de la ca-
pacidad instalada en el país. De aquí que sea lógico afirmar que el país tiene una gran dependen-
cia por este recurso.
No obstante, en los últimos años, se han dado sequías importantes debido al fenómeno natural
llamado El Niño. Estas sequías han llevado al país al borde de la crisis energética, viéndose obli-
gados a la elaboración de planes de contingencias basados en apagones generales del país.
Esta crítica situación, es lo que ha provocado un cambio en la mentalidad de los reguladores
energéticos colombianos, planteando el nuevo objetivo de diversificar la canasta energética del
país, consiguiendo así, a su vez, diversificar el riesgo de suministro energético.
La situación actual del sector energético colombiano, viene reflejada en la siguiente imagen:

11111111
Fuente: UPME y Xm
Por todo lo anterior, y al ser el mercado de las FNCER un mercado tan virgen, no existe una ofer-
ta destacable dentro de éste, ni tampoco, por tanto, competidores. Sí los hay, en cambio, en
cuanto ampliamos el punto de mira a otras fuentes de energía, De hecho, en este caso, la compe-
tencia es muy fuerte debido a la alta competitividad por bajos precios de otras fuentes de energía
como la hidráulica y la térmica de carbón o gas.
Actualmente, la empresa energética a nivel de renovables más potente en el país es Empresas
Públicas de Medellín (EPM), la cual opera toda la cadena de valor en servicios de energía, gas y
aguas. Un grupo muy fuerte en cuanto a generación y distribución de energía eléctrica es el grupo
Enel, cuyas empresas pertenecientes Emgesa y Codensa, se encargan de la generación, y de la
distribución y comercialización, respectivamente. Este es el grupo al que pertenece también la
empresa española Endesa. Por último, otra empresa generadora remarcable en el país es Celsia,
la cual participa a su vez en los negocios de transmisión y distribución, por medio de la empresa
Energía del Pacífico S.A (EPSA).
Por otro lado, hay diversas empresas energéticas en vía de comenzar proyectos de generación en
el país. Así se puede ver en el siguiente gráfico en el que se expone el registro de proyectos de
generación en Colombia.

12121212
Fuente: UPME
También existen proyectos de autogeneración a pequeña escala, generalmente localizados en zo-
nas no interconectadas (ZNI) a la red nacional, que sirven para abastecer pequeños poblados o
viviendas aisladas. Estas zonas, se concentran en las regiones del Chocó, Amazonas o el desierto
de La Guajira Por el momento, estos pequeños autogeneradores se abastecen principalmente
mediante generadores diésel.
Esto es así, por dos principales razones:
1) La costumbre existente de uso del diésel, dado que hace años no existían otras fuentes de
energía como la renovable, lo cual ocasiona que sea difícil abrir la mente de estas perso-
nas a nuevas tecnologías desconocidas para ellos.
2) El desembolso que significa una nueva inversión en un sistema renovable.
Más adelante se hablará más en detalle de las zonas no interconectadas (ZNI).
Debido a todo lo expuesto anteriormente, y al ya mencionado deseo de los reguladores del sec-
tor de diversificar la canasta energética del país, se han procedido a publicar nuevos reglamentos
y leyes que incentivan la inversión en proyectos de FNCER (estos incentivos serán comentados
más adelante).

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1.1.1.1. METAS EN MATERIA DE FNCE
Según el Plan de acción indicativo de uso racional y eficiente de la energía y demás formas de
energía no convencionales (PROURE) del Ministerio de Minas y Energía, se pretende conseguir
para 2015 una participación del 3,5% de las fuentes no convencionales de energía en la capaci-
dad instalada del país. Para el año 2020, se pretende que esta cifra aumente al 6,5%.
En el Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015-2029, la UPME plantea 12 posibles
escenarios para el mix energético de dentro de 15 años. Los 8 escenarios más probables, se ven
reflejados en el siguiente gráfico:
Fuente:UPME
Por otro lado, en cuanto a las Zonas No Interconectadas (ZNI), las metas establecidas por el Mi-
nisterio de Minas y Energía, son del 20% para 2015 y 30% para 2020.
Según cifras del Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas, a finales del año
2014 existían 167MW de capacidad instalada en estas ZNI, de los cuales 151MW estaban dispo-
nibles,distribuidos en aproximadamente 1269 plantas de generación.

14141414
2.2.2.2. REALIDAD DE LAS FNCER EN COLOMBIA
Dado que Colombia cuenta con una canasta energética relativamente limpia en comparación con
otros países que usan más combustibles fósiles, que cuenta con capacidad de generación sufi-
ciente para abastecer la demanda nacional en el corto plazo (al menos los próximos 5 años) y que
no existe una dependencia en energéticos importados, podría decirse que el país no tiene razones
de fuerza mayor para impulsar las energías de fuentes alternativas, como ocurre en otros países
en los que existe la necesidad de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, o de reducir
la dependencia de energéticos importados, o de abastecer el incremento interno de la demanda
energética con recursos nacionales.
Además, Colombia cuenta con recursos fósiles propios como carbón, gas y petróleo, que hacen
que no exista una necesidad inminente de utilizar Fuentes No Convencionales de Energía.
Los puntos expuestos anteriormente, explican por qué Colombia no ha buscado con decisión im-
plementar las energías renovables en la canasta energética hasta el momento. No obstante, ac-
tualmente las tendencias de reducción de costos y de minimización de riesgos asociadas a las
Energías Renovables (con más importancia esta segunda tendencia para Colombia, debido a las
ya mencionadas crisis energéticas provocadas por las sequías como efecto del fenómeno natural
de El Niño), junto con las experiencias exitosas de otros países y proyectos pioneros en el país en
materia de energías renovables, han provocado que Colombia adopte una estrategia y plan ener-
gético para la implementación y desarrollo de las energías renovables.

15151515
4. DEMANDA
Las altas temperaturas que se dieron en el tercer y cuarto trimestre, tuvieron gran impacto en la
demanda energética colombiana del año 2015. Dichas temperaturas fueron causa del efecto del
fenómeno de El Niño. Esto pudo observarse en el crecimiento anual del consumo energético del
mercado regulado, el cual llegó a un 5,5%, mientras que el mercado regulado únicamente creció
en un 1,7%.
La demanda energética colombiana creció un 4,2% en el año 2015, con un consumo de
66174GWh.Realizando una clasificación por días de la semana, los días que obtuvieron un mayor
crecimiento fueron los días laborales con el 4,2%. Por detrás de ellos, los domingos con un 4,1%
de crecimiento, y los últimos los sábados con un 3,8%.
Fuente: Elaboración propia con datos de XM

16161616
Fuente: xm
El bajo crecimiento de la demanda de energía del mercado no regulado durante el año 2015, fue
causa de la frenada en el crecimiento de la industria manufacturera y de la contracción del con-
sumo de energía para la actividad de explotación de minas y canteras, ocasionado esencialmente
por la crisis petrolera a nivel mundial.
Por otro lado, aunque su influencia es baja en el comportamiento de la demanda de energía del
mercado no regulado, es bueno resaltar el alto crecimiento de la actividad Electricidad, gas de
ciudad y agua que alcanzó un 22,7%. Este aumento se debió principalmente a la necesidad de
bombear agua en consecuencia del efecto del fenómeno de El Niño, lo cual derivó en un gran
gasto energético.
Se puede clasificar la demanda energética nacional en dos grandes áreas geográficas en función
de sus características:
a) El Sistema Interconectado Nacional (SIN)
“Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos
de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las
redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143
de 1994”. (Resolución 056 de 1994 de la CREG)
Cabe hacer especial mención a las particularidades del mercado de la Costa: mientras en el pro-
medio nacional los usuarios de estrato 1 son cerca del 30 %, en el mercado de la Costa represen-
tan cerca del 55 %, lo cual habla de las condiciones socioeconómicas complejas del territorio. Es-
to genera que en la costa se dé un número mucho mayor de impagos, e incluso problemas de se-
guridad a la hora de ir a reclamarlos.
La estructura del mercado mayorista en el SIN se verá más adelante, en el punto 4 de este docu-
mento.

17171717
b) Las Zonas No Interconectadas (ZNI)
Según definición de la CREG, las zonas no interconectadas (ZNI) son los municipios, corregimien-
tos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado Nacional (artículo 1 de la Ley
855 de 2003). Por ejemplo, el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, Leticia en
el Amazonas, Capurganá en el Chocó, Puerto Carreño en el Vichada y Mitú en el Vaupés.
Las empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica localizadas en las ZNI pueden
desarrollar, en forma integrada, las actividades de generación, distribución y comercialización (ar-
tículo 74 de la Ley 143 de 1994).
La Resolución CREG – 091 de 2007, expone el sistema tarifario aplicable a las ZNI, teniendo en
cuenta los costos de las distintas actividades de generación, distribución y comercialización de la
energía.
En estas zonas, la generación de energía se basa principalmente en el uso de generadores diésel.
A continuación, se puede observar un mapa geográfico del país, en el que se muestran estos nú-
cleos de generación diésel. Como bien se puede ver, éstas se concentran en las zonas no inter-
conectadas, como lo son el pacífico (Oeste del país), el amazonas (Sur-Sureste) y el desierto de
La Guajira (Noreste).
Generación Diésel en ZNI. Fuente: IPSE
Los costos asociados al transporte y consumo del diésel, hacen que en estas zonas resulten
competitivas soluciones de FNCER, como por ejemplo sistemas solares fotovoltaicos, pequeños
aerogeneradores, sistemas de aprovechamiento energético de la biomasa, o pequeñas soluciones
hidroeléctricas.
Por lo tanto, las zonas no interconectadas pueden considerarse un nicho de oportunidad para las
fuentes no convencionales de energía renovable. Además, el hacer llegar energía de forma cons-
tante a estas zonas que actualmente no disponen de ella, es una de las prioridades del Gobierno.

18181818
1.1.1.1. DEMANDA POR TIPO DE FUENTE ENERGÉTICA
Colombia nunca se ha caracterizado por ser un desarrollador de tecnologías. De hecho, la mayo-
ría de la tecnología ha sido introducida en el país por medio de inversión extranjera. Sin embargo,
debido a la experiencia con varios proyectos, ha conseguido reunir experiencia en términos de
energía solar fotovoltaica y térmica, así como del aprovechamiento energético de la biomasa. En
eólica no se tiene tanta experiencia en el país, aunque sí se han desarrollado al menos un par de
proyectos.
No obstante lo anterior, Colombia cuenta con recursos idóneos para el desarrollo de las FNCER.
Estos los son, por ejemplo, una irradiación solar promedio de 194 W/m2
, vientos localizados en la
costa del caribe del orden de 9 m/s, y un potencial energético del orden de 450.000TJ/año en re-
siduos de biomasa. Estos datos anteriores, son indicadores muy atractivos para el desarrollo de
estas tecnologías en el país. Además, la tendencia descendente de los costos de estas tecnolo-
gías, y la gran dependencia de la canasta energética colombiana por el recurso hídrico (cuando ha
habido importantes sequías en ciertas épocas del año), hace que sea aún más atrayente la inver-
sión en ellas.
Si a todo lo anterior le sumamos las expectativas de crecimiento en el costo de los combustibles
fósiles, el objetivo de la Ley 1715 de promover el desarrollo sostenible con bajos índices de car-
bono, se puede entender fácilmente que la política energética del país apueste necesariamente
por el uso y desarrollo de las tecnologías de fuentes no convencionales de energía renovable.
A continuación se presentan los panoramas actuales de cada una de las cuatro tecnologías que
dan lugar a los nichos de oportunidad expuestos anteriormente, junto con el contexto del quinto
nicho correspondiente a la integración de algunas de estas tecnologías para la provisión de servi-
cios energéticos en el caso de las ZNI.
2.1 Situación actual de la Energía eólica en Colombia según la UPME
Tal y como dice la UPME en su estudio “Integración de las energías renovables no convenciona-
les en Colombia”:
Países latinoamericanos como Perú, Panamá, Chile, México, y Brasil cuentan hoy con capacida-
des eólicas instaladas o cerca de ser comisionadas (a 2014) de 148 MW, 220 MW, 836 MW, 2,3
GW, y 5,9 GW, respectivamente, mientras que Colombia cuenta con 19,5 MW conectados al SIN
(capacidad que no ha incrementado desde su instalación en el año 2003). Si bien el recurso eólico
en Colombia no se caracteriza por ser uno de los mejores en términos generales (figura 2.1), el
disponible en ciertas regiones localizadas como son ante todo el departamento de La Guajira y
gran parte la región Caribe, al igual parte de los departamentos de Santander y Norte de Santan-
der, zonas específicas de Risaralda y Tolima, el Valle del Cauca, el Huila y Boyacá cuentan con
recursos aprovechables, que en el caso específico de La Guajira son considerados como de los
mejores de Sur América. En este departamento se concentran los mayores regímenes de vientos

19191919
alisios que recibe el país durante todo el año con velocidades promedio cercanas a los 9 m/s (a
80 m de altura), y dirección prevalente este-oeste (Huertas, et al, 2007) los cuales se estiman re-
presentan un potencial energético que se puede traducir en una capacidad instalable del orden de
18 GW eléctricos (Pérez, et al, 2002), es decir, casi 1,2 veces la capacidad de generación instala-
da en el SIN a diciembre de 2014 (15.465 MW). Entre tanto, si se suma el resto de la costa Caribe
que presenta velocidades un poco menores a las de La Guajira con zonas costeras igualmente
atractivas, bajo supuestos de viabilidad técnica realizados por Huertas y Pinilla (2007), el potencial
de toda la región Caribe colombiana ascendería a una capacidad instalada de 20 GW mientras
que los potenciales para otras regiones del país corresponderían a los números presentados en la
tabla 2.1.
Potenciales para diferentes regiones del país
En vista de este considerable potencial, las grandes compañías generadoras en Colombia, al igual
que otras compañías menores y firmas extranjeras, cuentan hoy en día con estaciones y proyec-
tos de medición concentradas en la región de la Costa Norte y respectivamente en La Guajira, con
miras a eventualmente desarrollar allí proyectos de generación eólica, en el corto y mediano pla-
zo.
Sin embargo, la ausencia de proyectos eólicos hoy en día más allá del parque eólico de Jepirachi
(19,5 MW de capacidad nominal) responde a la existencia de barreras que impiden o complican la
viabilidad de estos proyectos por factores como son, en el caso de La Guajira, la falta de la infra-
estructura eléctrica necesaria para desalojar la energía producida hacia el interior del país, la
complejidad de los procesos de negociación con las comunidades que habitan la región y, en
términos generales, la ausencia de un marco normativo y regulatorio que viabilice la participación
de este tipo de energía de carácter variable en el mercado eléctrico nacional y que valore el apor-
te que esta le haría al sistema en términos de complementariedad hídrica.
A continuación se muestran mapas de viento de la UPME:

20202020
Velocidad media del viento a 10 m de altura. Fuente IDEAM

21212121
Velocidad máxima del viento a 10 m de altura. Fuente: IDEAM

22222222
Dirección de procedencia del viento anual. Fuente IDEAM

23232323
Dirección de procedencia del viento anual. Fuente IDEAM

24242424
2.2 Situación actual de la Energía solar Fotovoltaica en Colombia según la UPME
les en Colombia”:
Como se presentó anteriormente, y como lo indican tanto diversas fuentes como los precios
reales evidenciados en el mercado internacional, los costos de producción y los precios de la tec-
nología solar FV han decrecido de manera considerable en los últimos 10 años y más drástica-
mente en los últimos 4 años.
Entre tanto, para el caso de Colombia, las fuentes disponibles de información de recurso solar in-
dican que el país cuenta con una irradiación promedio de 4,5 kWh/m2/d (UPME, IDEAM, 2005), la
cual supera el promedio mundial de 3,9 kWh/m2/d, y está muy por encima del promedio recibido
en Alemania (3,0 kWh/m2/d) (ArticSun, SF) país que hace mayor uso de la energía solar FV a nivel
mundial, con aprox. 36 GW de capacidad instalada a 2013 (REN21, 2014). Como muestra la figura
2.2, si bien recursos como los de regiones como África, el Medio Oriente o Australia superan, en
términos generales, el recurso disponible en Sur América, este representa buenos niveles de irra-
diación solar, ante todo en comparación con los países nórdicos, y en el caso de Colombia y los
países ecuatoriales, se cuenta con la ventaja de tener un buen recurso promedio a lo largo del año
al no experimentar el fenómeno de las estaciones.
De acuerdo con el Atlas de radiación solar de la UPME, regiones particulares del país como son
La Guajira, una buena parte de la Costa Atlántica y otras regiones específicas en los departamen-
tos de Arauca, Casanare, Vichada y Meta, entre otros, presentan niveles de radiación por encima
del promedio nacional que pueden llegar al orden de los 6,0 kWh/m2/d, recurso comparable con
algunas de las regiones con mejor recurso en el mundo como es el caso del desierto de Atacama
en Chile o los estados de Arizona y Nuevo México en Estados
Unidos (NREL, 2008). Por otro lado, regiones como la Costa Pacífica reciben niveles por debajo
del promedio, los cuales sin embargo siguen estando, por ejemplo, por encima de los niveles
anuales promedio recibidos en Alemania. La tabla 2.2 presenta los valores de irradiación prome-
dio para diferentes regiones del país, en tanto que en el Anexo 2 se presenta el cálculo de algunos
potenciales para la instalación de sistemas solar FV en ciudades específicas del país.
Valores de irradiación promedio para diferentes regiones del país.
De estimaciones realizadas por CorpoEma (2010), al año 2010 en Colombia debían existir alrede-
dor de 9 MWp de capacidad solar fotovoltaica instalada, correspondientes a sistemas privados,
aplicaciones profesionales y soluciones en Zonas no interconectadas (se asume que conformados
en su mayor parte por sistemas de baja capacidad, inferior al orden de 10 kWp).

25252525
Adicionalmente, de los últimos años se tiene información de la instalación de un buen número de
sistemas de capacidades superiores a los 10 kWp (algunos del orden de varios cientos de kWp)
tanto en ZNI como en los sectores comercial e industrial. Actualmente, a través del nuevo Sistema
de gestión de información y conocimiento en FNCER de la UPME, se está realizando la gestión
necesaria para inventariar este tipo de proyectos a través de su registro voluntario por parte de los
desarrolladores, instaladores y usuarios interesados en compartir tal información con el público
general.
Irradiación media diario anual. Fuente: IDEAM

26262626
Horas de Brillo solar medio diario anual. Fuente: IDEAM

27272727
Horas de Brillo solar medio diario anual. Fuente: IDEAM

28282828
2.3 Situación actual de la Energía de la biomasa en Colombia según la UPME
les en Colombia”:
En Colombia, de aproximadamente 62.200 GWh de electricidad producidos en el SIN en 2013,
804 GWh, equivalentes al 1,3% de tal generación, correspondieron al uso de biomasa o, más
exactamente, al uso energético de bagazo de la caña de azúcar. Entre tanto, el uso de la biomasa
para la producción de calor en la industria, especialmente representado por el uso de bagazo, al-
go de leña, carbón vegetal y otros residuos (como los de la palma de aceite y el arroz, utilizados
generalmente para producción exclusiva de calor), representa aproximadamente un 11% del total
de energía final utilizada por tal sector de consumo.
Por otra parte, la participación de los biocombustibles en la canasta energética nacional contribu-
ye según cifras de 2012 con aproximadamente un 4,8% del consumo final de energía en el sector
transporte11 y a 2013 con un 7,04% en el caso del transporte carretero (esto es, excluyendo el
transporte aéreo, fluvial, marítimo y ferroviario).
Potencial asociado
Sin embargo, más allá del uso energético de la biomasa que ya se realiza en Colombia, el poten-
cial para lograr un mayor aprovechamiento de residuos agropecuarios es considerable. Las tablas
2.3, 2.4, 2.5 y 2.6 muestran los potenciales representados en los residuos de 8 productos agríco-
las, residuos porcinos, bovinos y avícolas, y otras fuentes de biomasa. Entre tanto, el potencial
para desarrollar cultivos energéticos más allá de la porción de aquellos existentes en el caso de la
palma de aceite y la caña de azúcar que son utilizados para la producción de biocombustibles, es
igualmente considerable en tanto que se visualiza la disponibilidad de tierras con vocación agríco-
la, teniéndose cerca de 15 millones de hectáreas con tal vocación que hoy en día no son destina-
das a esa actividad productiva , al tiempo que se enfrentan necesidades y oportunidades para el
desarrollo rural que cobran especial importancia ante un eventual escenario de postconflicto. Es
así como esquemas integrales de manejo de residuos de biomasa (ej. residuos del arroz, café, ca-
cao, banano, y otros cultivos) que integren el aprovechamiento energético, sumado al eventual
desarrollo de tierras productivas con objeto de cultivos energéticos (como cultivos dendroenergé-
ticos u otros) han de jugar un papel importante en el crecimiento y modernización del sector agro-
pecuario nacional y en el desarrollo del campo como tal.

29292929
Potenciales energéticos de residuos agrícolas
Potenciales energéticos de residuos pecuarios
Potenciales energéticos de otros residuos
Potenciales energéticos de fuentes de metano

30303030
De allí que sea considerado como necesario construir en los próximos años una política integral
para el uso y desarrollo de la biomasa, que contemple como uno de sus pilares de promoción el
del aprovechamiento energético, en lo que podría llamarse una política de bioenergía. Para lo an-
terior, se puede tener en cuenta la experiencia de países como Suecia, Brasil y la India, que son
pioneros en el aprovechamiento energético de la biomasa. De igual forma, con una visión de largo
plazo, Colombia puede considerar la estructuración, en un horizonte de muy largo plazo, de una
economía que se transforme de la actual dependencia en el petróleo (no solo en el aspecto ener-
gético sino igualmente en el consumo de derivados de este recurso como materias primas) hacia
una economía que pueda migrar tal dependencia a otros recursos energéticos de origen renova-
ble entre los que la biomasa sería el sustituto directo del petróleo. Para considerar cómo ir avan-
zando en esa dirección se pueden mirar los ejemplos de los planes esbozados por la Comunidad
Europea para los próximos 10 años en materia de inversiones en bioenergía (IEA, 2014a), y los
primeros pasos que están tomando países como Estados Unidos y Brasil en el desarrollo de bio-
rrefinerías, partiendo de la base de las plantasde biocombustibles hoy en día existentes en esos
países (US DOE, 2014b).

31313131
5. PRECIOS
En este apartado nos vamos a centrar en el precio de la energía en el país.
El precio final del Kilovatio-hora (Kwh) en Colombia, se descompone por medio de la siguiente
ponderación:
Generación: supone un 35% del precio final. El precio de generación varía en función del
tipo de generación.
Transmisión: conforma el 15% del precio final del Kwh.
Distribución: es aproximadamente el 35% del precio final de venta de energía.
Comercialización: supone el 15%.
Debido a la alta dependencia del agua en la canasta energética colombiana, la parte del precio
correspondiente a la generación varía ampliamente en función de si llueve o no. Por tanto, el pre-
cio varía en función de las precipitaciones, de un precio aproximado de 60 pesos por kwh cuando
llueve, a uno de 1000 pesos por kwh cuando no.
A parte de lo expuesto anteriormente, las tarifas de la energía eléctrica también varían en función
de los estratos:
Según define el departamento administrativo nacional de estadística, la estratificación socio-
económica consiste en la clasificación de los inmuebles residenciales que deben recibir servicios
públicos. Se realiza principalmente para cobrar de manera diferencial (por estratos) los servicios
públicos domiciliarios permitiendo asignar subsidios y cobrar contribuciones.
De este modo, y con un fin social, quienes mayor capacidad económica tienen ayudan a que los
que no tienen tanta capacidad puedan pagar la energía, pagando un extra en sus tarifas a modo
de subsidio para los estratos bajos. Sin embargo, para la estratificación socio-económica no se
toman en cuenta los ingresos por persona, sino por el lugar en el que se encuentra situado el in-
mueble (lo cual hace que se den injusticias) y las normas relativas a la estratificación ordenan que
se deben estratificar los inmuebles residenciales y no los hogares.
La Resolución CREG 079 de 1997 establece las tarifas del servicio público domiciliario de energía
eléctrica.

32323232
TARIFA = VALOR
Tarifa estratos 1, 2, 3Tarifa estratos 1, 2, 3Tarifa estratos 1, 2, 3Tarifa estratos 1, 2, 3 = Consumo - Subsidio
TTTTarifa estratos 4 y Oficialarifa estratos 4 y Oficialarifa estratos 4 y Oficialarifa estratos 4 y Oficial = Consumo
Tarifa estratos 5, 6, iTarifa estratos 5, 6, iTarifa estratos 5, 6, iTarifa estratos 5, 6, i = Consumo + Contribución
Fuente: Elaboración propia
Los estratos 1, 2 y 3 cuentan en sus tarifas con el subsidio comentado anteriormente, mientras
que los estratos 5 y 6 incurren con este subsidio con el pago de un extra en sus tarifas.
Por tanto, la tarifa se cobra al usuario según su estrato o caracterización socioeconómica (indus-
trial o comercial), y se obtiene de restar al costo unitario un subsidio determinado y asignado por
el Ministerio de Minas y Energía.
Existe también un cargo de conexión, referido a los costos asociados a la acometida y al medidor
del consumo energético. Solo se cobra una vez, y el momento del pago es cuando se realiza la
conexión del servicio.
Por último, también hay un cargo mínimo por disponibilidad del servicio, que se cobra solamente
si se da el caso de que lo que tenga que abonar el usuario por su consumo energético, más el
cargo fijo que esté vigente, da una cantidad inferior a este cargo mínimo.

33333333
6. PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL
El hecho de tener el mismo idioma y una cultura muy parecida, hace que las relaciones entre em-
presas españolas y colombianas sean muy buenas. Gracias a estas dos importantes similitudes
entre países, las empresas colombianas generalmente sienten mayor confianza a la hora de hacer
negocios, con una empresa española que con otra de otro país con la cual no comparta idioma
y/o cultura.
Comparándonos con otros países de habla hispana y que también puedan tener ciertas similitu-
des culturales con Colombia, tenemos una clara ventaja competitiva. Ésta consiste en que el pro-
ducto español, es percibido como un producto de valor añadido. En especial, se valora su nivel
tecnológico, el servicio postventa y la cercanía cultural.
Tal y como se comentó en el Colombian Energy Summit 2016, las entidades colombianas han es-
tudiado a fondo el caso español en materia de energías renovables, para tomarlo como referencia
en la implantación de este tipo de energía en el país.
Vale la pena mencionar que las empresas españolas son mucho mejor recibidas por parte de las
colombianas cuando adoptan una posición de igualdad respecto a estas últimas. Para ello, es de
vital importancia la presencia en el país, bien con una filial o sucursal, bien con un socio comer-
cial.
La experiencia que hemos tenido este año en la Oficina Comercial de Colombia ha sido muy posi-
tiva en cuanto a energías renovables se refiere, dado que hemos dado apoyo y asesoramiento a
varias empresas españolas del sector que han decidido poner como objetivo Colombia en su plan
estratégico. Éstas han realizado a lo largo del año viajes comerciales con agendas de reuniones,
en las cuales se han sentado a hablar con las principales entidades planeadoras y reguladores del
mercado. Los resultados de estos viajes han sido tan positivos, que en el momento varias de ellas
se encuentran en proceso de implantación en el país.
En cuanto a empresas españolas ya implantadas en Colombia, actualmente hay únicamente una,
la cual se dedica a desarrollar soluciones de autogeneración en zonas aisladas que no se encuen-
tran conectadas al SIN. No obstante, como ya se ha mencionado en el párrafo anterior,

34343434
Es importante también, que despachos de abogados como Uría Menéndez y Ontier, se encuen-
tran actualmente implantados en el país, y se han especializado en materia de energías renova-
bles.

35353535
7. CANALES DE DISTRIBUCIÓN
1.1.1.1. INTRODUCCIÓN
En este apartado, vamos a centrarnos en la distribución de la energía eléctrica, dado que no tiene
sentido hablar de canales de distribución para bienes de equipo tan especializados como lo son
los usados en las energías renovables. Además, debido a que todavía no existen grandes proyec-
tos de FNCER, consideramos que la distribución de estos bienes de equipo se realizará bajo de-
manda, y será el propio desarrollador del proyecto el encargado de abastecerse de ellos.
2.2.2.2. ESTRUCTURA DEL MERCADO ENERGÉTICO MAYORISTA (MEM)
La estructura del MEM consiste en un esquema que proporciona la señal de largo plazo que pro-
mueve la expansión del parque de generación de Colombia y que asegura tanto que haya dispo-
nibilidad de recursos de generación para abastecer la demanda en situación es de escasez de
energía, como que dicho abastecimiento se realice a un precio eficiente en el mercado.
La ley de Servicios Públicos Domiciliarios define el modelo de mercados en competencia para
prestar servicios domiciliarios en Colombia, sometidos a la regulación, control y vigilancia por par-
te del Estado.
En el caso concreto del servicio de energía eléctrica, la ley 143 de 1994 define el esquema aplica-
ble a las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléc-
trica.
Para mayor información sobre la normatividad aplicable a este nuevo esquema regulatorio: Reso-
lución CREG-071 de 2006

36363636
2.1.2.1.2.1.2.1. Estructura institucional del MEMEstructura institucional del MEMEstructura institucional del MEMEstructura institucional del MEM
La estructura instiucional del mercado no ha sufrido cambio alguno desde el año 1994 en el que
se introdujo el modelo de competencia anteriormente mencionado. Dicho modelo clasifica la par-
ticipación del estado en el mercado en tres distintos grupos de acción.
1. La definición de la política energética
2. La regulación
3. La vigilancia y el control.
De la primera tarea se encarga el Ministerio de Minas y Energía (MME). Gran parte de la política
energética es desarrollada por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). Esta unidad
se encuentra adscrita al Ministerio de Minas y Energía. Entre sus funciones están las de establecer
los requerimientos energéticos, definir el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sec-
tor eléctrico, siempre en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) es la encargada de la tarea regulatoria, y se
encuentra integrada por ocho miembros:
El Ministro de Minas y Energía. Éste es quien la preside.
El Ministro de Hacienda y Crédito Público.
El Director del Departamento Nacional de Planeación.
Cinco expertos en asuntos energéticos nombrados por el Presidente de la República para
periodos de cuatro años.
De la vigilancia y control de la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encarga la Su-
perintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. El Presidente de la República nombra al su-
perintendente.
Además de las anteriores entidades, el Ministerio de Energía y Minas cuenta para su correcto fun-
cionamiento con un ente central denominado Administrador del Sistema de Intercambios Comer-
ciales (ASIC). Éste se encarga del registro de contratos y la liquidación y la facturación de todas
las transacciones que se efectúen en el mercado.
Por otra parte, el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) se encarga de facturar, cobrar y
distribuir los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN).
El Centro Nacional de Despacho (CND) se encarga de la planeación, supervisión y control de la
generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El CND, junto con el ASIC,
son dependencias de la empresa XM Sociedad Anónima y Empresa de Servicios Públicos, que se
encuentra a su vez regulada por la CREG.
Por último, el grupo de Agentes del mercado está formado por: generadores, transportadores,
distribuidores, comercializadores y administradores.

37373737
Agentes del mercado
Actividad Registrados
Generadores 56
Transmisores 12
Operadores de red 31
Comercializadores 93
Fronteras usuarios regulados 9,67
Fronteras usuarios no regulados 5,546
Fronteras de alumbrado público 393
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Xm
A continuación se muestra, un esquema resumen de la estructura institucional del MEM anterior-
mente descrita:
Fuente: Xm
Antes de continuar, es conveniente aclarar las siguientes dos ddddeeeefinicionesfinicionesfinicionesfiniciones:
Precio de bolsaPrecio de bolsaPrecio de bolsaPrecio de bolsa: Precio de oferta más alto en la hora respectiva, en la Bolsa de Energía, corres-
pondiente a los recursos de generación que no presenten inflexibilidad, requeridos para cubrir la
demanda total en el Despacho Ideal.
Precio de escasezPrecio de escasezPrecio de escasezPrecio de escasez: Este precio, establecido por la Comisión y actualizado mensualmente con
base en la variación de un índice de precios de combustibles , tiene una doble función. Por una
parte indica a partir de qué momento las Obligaciones de Energía Firme son exigidas, y por otra,
es el precio al que será remunerada la energía entregada cuando tales Obligaciones sean requeri-
das.

38383838
2.2.2.2.2.2.2.2. Características generaCaracterísticas generaCaracterísticas generaCaracterísticas generales del Mercado Energético Mayoristales del Mercado Energético Mayoristales del Mercado Energético Mayoristales del Mercado Energético Mayorista
El MEM está formado por un conjunto de sistemas de intercambio gracias a los cuales generado-
res y comercializadores realizan transacciones de compra y venta de energía tanto de corto como
de largo plazo.
Los usuarios conectados al SIN, son representados por los comercializadores. Estos últimos ne-
gocian e intercambian la energía necesaria para abastecer la demanda con los generadores, los
cuales ofertan la energía.
Todo aquel generador cuya planta de generación tenga una capacidad mayor o igual a 20MW y
se encuentre conectada al SIN, está obligado a participar en el mercado energético mayorista.
Las plantas que cumplan esto, serán despachadas centralmente por el Centro Nacional de Des-
pacho. Asimismo, todos los comercializadores cuyos clientes sean usuarios finales conectados al
SIN, están también obligados a realizar sus transacciones de energía a través del mercado ener-
gético mayorista.
Las transacciones en el MEM son las siguientes:
Transacciones horarias en la bolsa de energía.
Contratos bilaterales financieros de energía.
Subastas para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, del Cargo por Confiabili-
dad.
Todo nuevo generador que entre a formar parte del mercado, es libre de desarrollar cualquiera de
estas transacciones o todas ellas, en igualdad de condiciones con los que ya pertenecen al mer-
cado.
Tanto el esquema operativo como las reglas de funcionamiento del mercado y de participación se
han mantenido igual desde la entrada en vigor del Mercado Energético Mayorista. Únicamente se
han añadido modificaciones necesarias para potenciar la competencia y la eficiencia del mercado.
La regulación inicial del mercado en la que se adoptó el sistema de cargo por capacidad, fue en el
año 1996, con un período de vigencia de 10 años. Una vez vencida dicha vigencia, se introdujo en
el mercado el actual Cargo por Confiabilidad sustituyendo al cargo por capacidad.
2.3.2.3.2.3.2.3. Cargo por confiabilidadCargo por confiabilidadCargo por confiabilidadCargo por confiabilidad
Teniendo en cuenta que la canasta energética está compuesta aproximadamente por 2/3 genera-
ción hidráulica y 1/3 plantas de generación térmica, se puede afirmar que el país tiene una clara
dependencia por el recurso hídrico. Debido a esto, en las épocas de sequía se hace indispensable
la disponibilidad de plantas de generación con energía firme de otras fuentes, para poder así
atender la demanda. Si no se hiciese esto, el país se vería obligado en ocasiones a racionar la
energía eléctrica con las inmensas pérdidas económicas que eso significa.

39393939
El principal objetivo del sistema de precios con el que cuenta el MEM es dar una señal económica
a largo plazo, que promueva el crecimiento en la capacidad instalada en el país. Del mismo modo,
estos precios han de ser un reflejo de la situación del país en cuanto a confiabilidad en el suminis-
tro que está dispuesta a pagar la demanda
No obstante, debido a la gran dependencia del recurso hidráulico anteriormente mencionada,
existe una gran volatilidad en los precios de la energía en la bolsa (como se puede ver en la si-
guiente imagen), aún más pronunciada cuando se da el fenómeno natural de El Niño (sequías). Es-
to puede significar en gran riesgo para aquellos generadores que necesitan financiación para sus
Precio de bolsa vs. Precio de contratos. Fuente: CREG
Por todo lo anterior, se hizo necesario implementar un esquema de remuneración que hiciese via-
ble la inversión en generación con distintos recursos, para estabilizar así los ingresos del genera-
dor, y poder cubrir la demanda de manera eficiente incluso en condiciones críticas de agua.
Uno de los componentes esenciales del Cargo por confiabilidad es la existencia de
las Obligaciones de Energía Firme (OEF), que corresponden a un compromiso de los generadores
respaldado por activos de generación capaces de producir energía firme durante condiciones crí-
ticas de abastecimiento. Este nuevo esquema permite asegurar la confiabilidad en el suministro
de energía en el largo plazo a precios eficientes.

40404040
2.4.2.4.2.4.2.4. Transacciones en el MEMTransacciones en el MEMTransacciones en el MEMTransacciones en el MEM
Existen tres principales transacciones en el MEM: la bolsa de energía, contratos bilaterales, y
subastas de obligación de energía firme.
Bolsa de energía
La red de transmisión del MEM es neutral. Esto significa que no se tienen en cuenta las limitacio-
nes que pueda tener la red de transmisión cuando los generadores participantes en el mercado
ofertan precios de la energía para cada día y realizan su declaración de disponibilidad de genera-
ción por hora.
Se analizan cuáles son las ofertas más económicas, y en base a esto se seleccionan los recursos
que serán despachados para abastecer la demanda energética hora por hora. Ese es el denomi-
nado despacho ideal, ya que como se ha comentado anteriormente, no se tienen en cuenta las li-
mitaciones de la red de transmisión. El despacho real, sin embargo, sí tiene en cuenta dichas limi-
taciones.
Las ofertas que presentan los generadores participantes en el MEM, incluyen costos variables de
generación y costos de oportunidad.
El precio de bolsa será el precio del último recurso utilizado para atender la demanda total de
energía en cada hora. Todos los recursos asignados esa misma hora serán remunerados a este
precio. La parte de la demanda de energía de los comercializadores que no esté cubierta por con-
tratos bilaterales, debe pagarse a este Precio de Bolsa.
El ASIC es el encargado de la liquidación de las obligaciones y acreencias financieras de los parti-
cipantes de la bolsa de energía.
Contratos Bilaterales
“Los contratos bilaterales son compromisos adquiridos por generadores y comercializadores para
vender y comprar energía a precios, cantidades y condiciones contractuales negociadas libre-
mente entre las partes”.(CREG)
El mercado de contratos bilaterales se trata de un mercado financiero. El principal objetivo de es-
tos contratos, es eliminar los riesgos por volatilidad de precios en el mercado de corto plazo. La
entrega física de la energía que figura en el contrato se realiza a través de la bolsa, y lo efectúa el
generador que por parte del generador que firmó el contrato u otro generador, según venga de-
terminado por el despacho ideal.
En cuanto a restricciones, no hay restricción alguna a la energía que un generador o un comercia-
lizador puede comprometer en contratos bilaterales ni al horizonte de tiempo que estos acuerdos
deben cubrir. Únicamente hay un requisito, y es que el contrato ha de especificar la cantidad de
energía que será utilizada en cada hora por el ASIC para su liquidación.
Las compras de energía que realicen comercializadores mediante contratos bilaterales y con des-
tino a Usuarios Regulados (demanda de energía mensual inferior a 55 MWh o 0.1 MW de poten-

41414141
cia), vienen reguladas para garantizar la competencia entre generadores en este tipo de transac-
ciones. Sin embargo, las realizadas con destino a Usuarios No Regulados (demanda de energía
mensual superior a 55 MWh o 0.1 MW de potencia), son negociadas a precios y condiciones pac-
tadas entre las partes.
Subastas de Obligación de Energía Firme
El objetivo de las subastas es la asignación de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) entre ge-
neradores e inversionistas, para garantizar así el suministro de energía firme en el largo plazo y a
precios eficientes.
Obligación de Energía Firme (OEF)Obligación de Energía Firme (OEF)Obligación de Energía Firme (OEF)Obligación de Energía Firme (OEF)
Cuando en alguna hora del día, el precio de bolsa supera al precio de escasez, significa que se
está dando una situación crítica de abastecimiento de la demanda energética, y por tanto, el ge-
nerador al que se le asignó una OEF debe generar, según lo indique el despacho ideal, una canti-
dad diaria determinada de energía.
Las OEF se suministrarán a la demanda mediante transacciones centralizadas a través del ASIC.
Se subastarán y asignarán únicamente entre los agentes que sean seleccionados en la subasta,
que tengan o planeen tener activos de generación con su correspondiente energía firme, a partir
de una fecha fijada.
Según la CREG, la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad es la cantidad máxima de ener-
gía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación durante el periodo de un año de
forma continua, en condiciones extremas.
Un requisito para participar en la subasta, es que el generador o inversionista debe informar a la
CREG de los parámetros de su posterior declaración de energía firme para el cargo por confiabili-
dad para que así el CND pueda verificar dicha declaración.
Existen distintas aproximaciones para el cálculo de la energía firme. No obstante, la CREG esta-
bleció una metodología oficial de cálculo de ésta, en función del tipo de fuente de generación.
Generalidades y etapas de la subastaGeneralidades y etapas de la subastaGeneralidades y etapas de la subastaGeneralidades y etapas de la subasta
Se trata de una subasta dinámica. En este tipo de transacción del mercado energético mayorista
participan activamente generadores e inversionistas. La demanda viene representada por una
función de precio y cantidad de energía, que determina la CREG. La subasta tiene lugar 3 años
antes de requerirse la energía firme subastada en ella.
Se puede clasificar en tres etapas el tiempo que transcurre desde que se anuncia la fecha de la
subasta hasta el final de la vigencia de las obligaciones de energía firme subastadas:
1. Período de Precalificación
2. Período de Planeación
3. Período de Vigencia

42424242
Período de PrecalificaciónPeríodo de PrecalificaciónPeríodo de PrecalificaciónPeríodo de Precalificación:::: inicia una vez la CREG da el anuncio de la fecha en la que se realiza-
rá la subasta, y finaliza el día en el que tiene lugar la subasta. En este período, los generadores o
inversionistas han de envíar la información requerida para participar. Solo los agentes que hayan
cumplido con todos los requisitos podrán ser participantes de la subasta.
Período de planeaciónPeríodo de planeaciónPeríodo de planeaciónPeríodo de planeación: comprendido entre el momento en el que se asignan las obligaciones de
energía firme, y el momento en el que comienzan a requerirse dichas obligaciones. En este perío-
do se permite la construcción de nuevas plantas o unidades de generación.
En aquellos proyectos cuya construcción supera los tres años del período de planeación, la CREG
introdujo un sistema mediante el cual el inversionista o futuro generador puede vender parte de su
energía firme futura, cumpliendo unas condiciones especiales. Esto sirve para subastas que ocu-
rren cinco, seis y siete años antes de comenzar el requerimiento de obligación de energía firme.
La ventaja que da esto al inversionista es que, previa comunicación a la CREG, y una vez conoci-
do el precio de cierre de la subasta, puede vender a ese precio una parte de su energía firme, de
tal forma que el inversionista consigue tener asignada una obligación de energía firme hasta un
máximo de siete años antes de la fecha de inicio del requerimiento de la obligación.
Período de VigenciaPeríodo de VigenciaPeríodo de VigenciaPeríodo de Vigencia: comienza en el momento en el que la obligación de energía firme es exigi-
ble.
En el caso de que en una subasta que ocurre tres años antes del período de vigencia, el inversio-
nista haya vendido parte de su energía firme futura tal y como se ha mencionado en el punto ante-
rior, éste participa con la energía firme que aún no haya vendido, bajo las reglas comunes a todos
los agentes en la puja por la venta de su energía firme restante.
Periodo de precalifi-
cación
Subasta Período de planeación
Período de vigencia
de la OEF
Cumplimiento de requi-
sitos para participar en
la subasta
Subasta de OEF exigi-
bles a partir del año t
Construcción de nuevas plantas o unidades de
generación que se comprometen a entregar su
energía firme a partir de diciembre del año t-1
Las OEF son exigi-
bles durante este
tiempo
x meses antes de la
subasta
Fecha de ejecución de
la subasta
3 años
· 1 año para exis-
tentes
· Hasta 10 años pa-
ra especiales
· Hasta 20 años pa-
ra nuevos
La subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme
se realiza tres años antes de requerirse dicha energía.
Tabla Etapas de la asignación de OEF . Fuente: CREG

43434343
8. ACCESO AL MERCADO-BARRERAS
NOTA: Apartado realizado por Leyva Ontier
1.1.1.1. INTRODUCCIÓN
El Estado colombiano ha reconocido la necesidad de diversificar las fuentes de generación eléc-
trica con las que actualmente cuenta el país. En este momento, el 64% de la generación proviene
de plantas hidroeléctricas y el 26.3% de generación térmica a base de gas natural. En este esce-
nario, el Estado pretende alcanzar una participación de las Fuentes No Convencionales de Ener-
gías Renovables (FNCER), particularmente de tecnologías eólicas, fotovoltaicas y geotérmicas, de
hasta un 10% para el año 2028. Con esa finalidad, se promulgó la Ley 1715 de 2014 la cual esta-
bleció el marco regulatorio, incluyendo beneficios de carácter fiscal a las FNCER.4
2.2.2.2. BENEFICIOS FISCALES Y ADUANEROS
2.1.2.1.2.1.2.1. IntroducciónIntroducciónIntroducciónIntroducción
Con fecha 13 de mayo de 2014, se aprobó en Colombia la Ley 1715 de 2014 que busca, princi-
palmente, incentivar el uso de energía renovable no convencional como medida de protección del
medio ambiente y seguridad del abastecimiento energético, así como crear una serie de incenti-
vos en materia tributaria y arancelaria que estimulen la inversión, investigación y desarrollo en es-
tas nuevas tecnologías.
Las 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 empleadas o son utilizadas de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se con-
sideran FNCER la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotér-
mica, la solar y los mares.”5
4 Plan Energético Nacional de Colombia: Ideario Energético 2050, UPME, 2015, pg. 93-99
5 Ley 1715 de 2014, artículo 5, numeral 17.

44444444
2.2.2.2.2.2.2.2. Resumen Incentivos Tributarios y AduanerosResumen Incentivos Tributarios y AduanerosResumen Incentivos Tributarios y AduanerosResumen Incentivos Tributarios y Aduaneros
Los incentivos tributarios previstos en la Ley 1715 de 2014 tienen incidencia en los siguientes im-
puestos:
2.2.1 Impuesto sobre la Renta.
Beneficio por inversión:
(a) Sujetos que tienen derecho a la deducción: personas naturales (físicas) o jurídicas, declarantes
del impuesto sobre la renta.
(b) Clase de inversión: fomento a la investigación, desarrollo en el ámbito de la producción y utili-
zación de energía a partir de fuentes no convencionales de energía (FNCER) y la gestión eficiente
de la energía.
(c) Incentivo: deducción en el impuesto sobre la renta del cincuenta por ciento (50%) del total de
la inversión realizada.
(d) Oportunidad para hacer uso de la deducción: la deducción puede hacerse anualmente, dentro
de los cinco (5) años siguientes al año en que se haya realizado la inversión.
(e) Limitación: el valor a deducir en ningún caso puede ser superior al 50% de la renta líquida de-
terminada por el contribuyente, antes de restar el valor de la inversión.
(f) Requisitos para la obtención de la deducción: la inversión debe obtener la certificación de be-
neficio ambiental por el Ministerio del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, en concordancia
con lo establecido en el artículo 158-2 del Estatuto Tributario.
(g) Activos a los cuales aplica la deducción: Se puede aplicar la deducción sobre aquellas activi-
dades interrelacionadas que se desarrollan de manera coordinada para instalar capacidad de ge-
neración de energía eléctrica a partir de FNCER como investigación y desarrollo tecnológico, for-
mulación e investigación preliminar, estudios técnicos, financieros, económicos y ambientales de-
finitivos, adquisición de equipos, elementos, maquinaria, y montaje y puesta en operación.
(h) Prohibición de utilizar beneficios concurrentes por depreciación y por inversiones que se reali-
cen en fuentes no convencionales de energía renovable: el artículo 128 del E.T permite la deduc-
ción por depreciación respecto de bienes usados en el negocio o actividad productora de renta,
no siendo deducibles aquellas erogaciones que no tengan relación de causalidad con la actividad
productora de renta.
1.2.2.3 Beneficio por venta de energía eléctrica como renta exenta
El artículo 207-2 del Estatuto Tributario otorga a la venta de energía eléctrica el siguiente benefi-
cio:
“Son rentas exentas las generadas por los siguientes conceptos, con los requisitos y controles
que establezca el reglamento:

45454545
1. Venta de energía eléctrica generada con base en los recursos eólicos, biomasa o residuos agrí-
colas, realizada únicamente por las empresas generadoras, por un término de quince (15) años,
siempre que se cumplan los siguientes requisitos:
a) Tramitar, obtener y vender certificados de emisión de bióxido de carbono, de acuerdo con los
términos del Protocolo de Kyoto;
b) Que al menos el cincuenta por ciento (50%) de los recursos obtenidos por la venta de dichos
certificados sean invertidos en obras de beneficio social en la región donde opera el generador.
(…)”
Debemos anotar que según el Decreto 2755 de 2003, que regula el citado artículo, los quince (15)
años se cuentan a partir del 1 de enero de 2003, por lo que los beneficios terminarían el 1 de
enero del año 2018.
2.2.2 Impuesto sobre las Ventas (exclusión)
Para fomentar el uso de la energía procedente de FNCER, se otorga la calidad de excluidos a los
equipos, elementos, maquinaria y servicios, nacionales o importados, que se destinen a la prein-
versión e inversión, producción y utilización de energía a partir de fuentes no convencionales, así
como para la medición y evaluación de los potenciales recursos excluidos del IVA.
2.2.3 Exención de Aranceles
Los titulares de nuevas inversiones en proyectos de FNCER serán objeto de una exención del pa-
go de los derechos arancelarios, respecto de la importación de maquinaria, equipos, materiales, e
insumos, siempre que (i) tengan destinación exclusiva a labores de preinversión e inversión en
proyectos de FNCER, y (ii) no exista producción nacional y que su único medio de adquisición es-
té sujeto a la importación. La exención habrá de solicitarse a la DIAN con quince (15) días hábiles
anteriores a la importación.
Estas exigencias legales, deberán ser reglamentadas por el Gobierno.
2.2.4 Incentivos contables
La norma establece una depreciación acelerada aplicable a la maquinaria, equipo y obras civiles
necesarias para la preinversión, inversión y operación de la generación con FNCER, que sean ad-
quiridos y/o construidos, exclusivamente para ese fin. Para estos efectos, la tasa anual de depre-
ciación no será mayor de veinte por ciento (20%) como tasa global anual. La tasa podrá ser varia-
da anualmente por el titular del proyecto, previa comunicación a la DIAN, sin exceder el límite se-
ñalado, excepto en los casos en que la ley autorice porcentajes globales mayores.
Con independencia de los anteriores, existen otros impuestos de orden territorial (municipal y de-
partamental) que contienen regulaciones específicas para el ejercicio de actividades relacionadas
con recursos naturales renovables. Dependiendo del municipio y departamento, las tarifas y los
beneficios varían.
Para acceder a los beneficios establecidos en la Ley 1715 de 2014, es necesario que el contribu-
yente obtenga la “Certificación de Beneficio Ambiental por Nuevas Inversiones en proyectos de
FNCER” expedida por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Esta certificación debe
ser obtenida mediante la presentación de documentos y demás requisitos establecidos en la Re-
solución 1283 de 2016.

46464646
Finalmente, interesa destacar que el beneficio de la inversión en fuentes no convencionales de
energía renovable no aplica para el Impuesto sobre la Renta para la Equidad CREE, pues al mate-
rializarse la misma mediante una deducción especial, que corresponde a la base gravable del im-
puesto, la misma debe ser expresamente determinada por la ley. En el caso de la Ley 1715/2014,
esta se refirió exclusivamente al Impuesto sobre la Renta y Complementarios, sin hacer alusión
alguna al Impuesto sobre la Renta para la Equidad CREE.
2.3.2.3.2.3.2.3. Requisitos técnicos y comercialesRequisitos técnicos y comercialesRequisitos técnicos y comercialesRequisitos técnicos y comerciales
En el presente capítulo se describirán los requisitos técnicos y normativos, tanto a nivel general
como por tecnología de generación, que un proyecto de generación de energía eléctrica mediante
fuentes renovables debe cumplir en Colombia. Cabe destacar que existe un gran número de de-
cretos, reglamentos, normas y resoluciones referentes a las instalaciones de energías renovables
pero el presente apartado solo se centrará en aquellas en las que se indiquen requisitos técnicos
específicos para estas tecnologías.
2.3.1 Requisitos generales
Adicional al cumplimiento de los permisos, requerimientos ambientales o de planeación municipal,
toda instalación o edificación con propósito de generación eléctrica, independientemente de la
fuente de generación que utilice, deberá cumplir con las siguientes normativas, dado que una
central de generación tiene implícitos los procesos de transmisión, transformación, distribución y
uso final:
- Reglamento Técnico de las Instalaciones Eléctricas (RETIE).
- Reglamento Colombiano de Construcción Sismo Resistente.
- La norma NTC 2050 o en su defecto, la norma internacional IEC 60364.
En caso de que la instalación de generación eléctrica esté enfocada a la autogeneración simple o
autogeneración con vertido de excedentes de producción, deberá a su vez cumplir, entre otras,
con las últimas resoluciones publicadas por el Ministerio de Minas y Energía colombiano:
- Resolución 281 -2015 - norma por la que se regula la autogeneración.
- Resolución 024 – 2015 - norma por la que regula la actividad de autogeneración a gran es-
cala en el sistema interconectado nacional (SIN).
Como primer aspecto o requerimiento técnico en lo que al Sistema Interconectado Nacional (SIN)
se refiere, se establece que aquellos generadores de energía renovable que superen los 20 MW
de capacidad deberán cumplir los requisitos establecidos por la CREG (Comisión Reguladora de
Energía y Gas) para tal efecto, lo que implica que cada proyecto debería construir una conexión
independiente.
Por otra parte cabe señalar que no nos ha sido posible determinar la necesidad o no de instalar
dispositivos de telemedida ni mecanismos contra los huecos de tensión en las instalaciones de
generación pese a que ambos aspectos suelen ser requeridos en normativas de diferentes países
a nivel mundial para instalaciones de generación eléctrica con fuentes renovables.
Reglamento Técnico de las Instalaciones Eléctricas (RETIE) - “Anexo General del RETIE vigente
actualizado a 2015-1”

47474747
Una central de generación, por tener implícitos los procesos de transmisión, transformación, dis-
tribución y uso final, debe cumplir con los requisitos de cada proceso que le sean aplicables. Los
requisitos descritos a continuación son de obligatorio cumplimiento y deben ser tomados como
complementarios de los contenidos en los demás capítulos del Anexo General del RETIE.
Las disposiciones contenidas en dicho reglamento, son de obligatoria aplicación en todo el terri-
torio colombiano y deben ser cumplidas por las instalaciones generadoras que operen en el país:
i. Las edificaciones y estructuras de las centrales de generación deben cumplir el Código
Sismoresistente Colombiano.
ii. Las instalaciones eléctricas para uso final, deben cumplir la NTC 2050 primera actualiza-
ción o la norma internacional IEC 60364, pero no la combinación de las normas.
iii. El edificio de la central de generación eléctrica debe ser independiente de toda construc-
ción no relacionada con el proceso de generación (exceptuando las instalaciones en in-
dustrias que tengan procesos de cogeneración).
iv. Queda prohibido el empleo de materiales combustibles en las proximidades de las canali-
zaciones y de las máquinas o equipos bajo tensión, permitiéndose su utilización siempre y
cuando estén alejados de la parte en tensión o debidamente protegidos (por ejemplo en
instalaciones con plantas diésel).
v. En el centro de control de la planta debe disponerse de un diagrama unifilar de la central
que cubra los sistemas de media y alta tensión y de las líneas de transmisión asociadas
con conexión física directa a la central, el cual debe ir sobre paneles o en pantallas de
computador y cerca de los centros de mando.
vi. Los puente grúas que se tengan para maniobrar los elementos en las centrales deben es-
tar provistos de limitadores de recorrido, tanto en el sentido de traslación como de eleva-
ción y debe señalizarse la altura disponible de elevación y el peso máximo. Además, deben
disponer de un indicador sonoro con el fin de avisar al personal de operación cuando éste
se encuentre en movimiento de translación.
vii. Las compuertas de captación de la central deben tener un sistema de control automático y
además un control manual mecánico para la apertura o cierre, según sea el caso.
viii.viii.viii.viii. En las plantas térmicas que poseen chimeneas de alturas mayores de 25 m, éstas deben
pintarse con los requerimientos de la señalización aeronáutica.
Con respecto a este punto viii y pese a que la norma no lo contempla, podrCon respecto a este punto viii y pese a que la norma no lo contempla, podrCon respecto a este punto viii y pese a que la norma no lo contempla, podrCon respecto a este punto viii y pese a que la norma no lo contempla, podría asumirse queía asumirse queía asumirse queía asumirse que
este requerimiento podría ser aplicable a los aerogeneradores o torres de concentración queeste requerimiento podría ser aplicable a los aerogeneradores o torres de concentración queeste requerimiento podría ser aplicable a los aerogeneradores o torres de concentración queeste requerimiento podría ser aplicable a los aerogeneradores o torres de concentración que
superen la altura especificada.superen la altura especificada.superen la altura especificada.superen la altura especificada.
ix. En las proximidades de partes bajo tensión o de máquinas en movimiento, se prohíbe el
uso de pavimentos excesivamente pulidos y el montaje de escaleras estrechas.
x. Se debe evitar la construcción de depósitos de agua sin confinar en el interior de las cen-
trales en las zonas próximas a las instalaciones de alta tensión, que puedan poner en ries-
go la seguridad de las personas o la instalación.
xi. En los cuartos de baterías en caso de plantas con sistemas de acumulación, no deben
existir vapores de alcohol, amoniaco, ácido acético, clorhídrico, nítrico o residuos volátiles.
Estos cuartos no deben tener comunicación directa con el centro de control, deben ser
secos, bien ventilados y no estar sujetos a vibraciones perjudiciales que puedan originar

48484848
desprendimientos de gases y desgastes prematuros, se debe disponer además de un dis-
positivo para lavado de ojos y manos en caso de emergencia.
xii. Para edificaciones en caverna se deben utilizar transformadores tipo seco para los siste-
mas de servicios auxiliares y en general sistemas de baja tensión.
Los pasillos de gran longitud y en general donde exista la posibilidad de producirse arcos eléctri-
cos, deben tener dos accesos como mínimo. Los cables que vayan por estos pasillos y los pasa-
tapas deben ser de materiales ignífugos o resistentes al fuego.
xiii. La central de generación debe tener un sistema automático de extinción de incendios y un
plan de emergencias. Asimismo, los sistemas de protección contra incendios deben ope-
rar mínimo a las señales de temperatura y humo.
xiv. Todos los circuitos de baja tensión situados en las proximidades de máquinas, aparatos u
otros circuitos de alta tensión, deben ser considerados como pertenecientes a instalacio-
nes de alta tensión, en los casos en que, por falta de protección, se pueda presentar un
contacto entre ellos.
xv. Las canalizaciones eléctricas no se deben instalar en las proximidades de tuberías de cale-
facción, de conducciones de vapor y en general de lugares de temperatura elevada y de
ventilación defectuosa. El cableado debe estar ordenado, amarrado y con sus circuitos
debidamente identificados en todas las canaletas. Los cables deben tener un aislamiento
en material auto extinguible o con materiales ignífugos.
xvi. La iluminación en la central y en las subestaciones debe ser uniforme, evitando en especial
el deslumbramiento en las zonas de lectura de tableros, los valores de iluminancia deben
cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado
Público RETILAP.
xvii. En las centrales que exijan personal operando permanentemente, debe disponerse de un
alumbrado de emergencia que provenga de una fuente diferente al alumbrado normal (ser-
vicios auxiliares comúnmente). Cada lámpara de este sistema debe tener una autonomía
mínima de 60 minutos.
xviii. Todos los lugares de circulación de personas, tales como accesos, salas, pasillos, etc.,
deben estar libres de objetos que puedan dar lugar a accidentes o interrumpan visiblemen-
te la salida en casos de emergencia. Las rutas de evacuación deben estar demarcadas
con avisos y señales de salida que sean luminosas, con pintura fotoluminiscente y con lu-
ces conectadas al circuito de emergencia de la central.
xix. Para evitar los peligros que pudieran originar el incendio de un transformador de más de
100 kVA o un interruptor de gran volumen de aceite, se debe construir un foso o sumidero
en el que se colocarán varias capas de gravilla que servirán como filtro y para ahogar la
combustión.
xx. Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA, ubicados en el interior de la sala
de máquinas deben ser instalados en celdas diseñadas con muros y puertas antiexplosión.
Cada celda debe tener un sistema automático de extinción de incendios y además un sis-
tema de renovación de aire por medio de una unidad de gestión.
xxi. Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA ubicados en la subestaciones
deben ser instalados en espacios protegidos por muros y puertas cortafuegos.
xxii. Las conducciones de gas deben ir siempre alejadas de las canalizaciones eléctricas. Que-
da prohibida la colocación de ambas conducciones en un mismo ducto o banco de duc-

49494949
tos. En áreas que se comuniquen con tuberías donde se presente acumulación de gas me-
tano es obligatorio el uso de equipos a prueba de explosión.
xxiii. Las centrales de generación deben cumplir con los límites de emisiones, de ruido y demás
normas establecidas por las autoridades ambientales.
xxiv. Para unificar responsabilidades y criterios, cuando la central de generación tenga asociada
una subestación, para los efectos de certificación de la conformidad se debe considerar
como un conjunto y tener un solo certificado que incluya todos los componentes.
xxv. Pese a que ya ha sido mencionado, las estructuras asociadas a la central de generación
tales como: presas o diques, estructuras de captación, conducción y descarga de agua,
patios de subestaciones o de almacenamientos, bodegas, y campamentos, deben cumplir
normas técnicas internacionales o de reconocimiento internacional para estas estructuras,
el código de Sismoresistencia Colombiano, las normas ambientales que le apliquen y las
normas y disposiciones de planeación municipal o distrital donde se localice la central.
xxvi. La operación y mantenimiento de la central de generación debe cumplir todos los requeri-
mientos de tipo regulatorio, comercial, ambiental y de planeación municipal o distrital, así
como los permisos y concesiones que le apliquen.
2.3.2 Energía eólica
No existen requerimientos técnicos específicos definidos en el código de redes para la conexión y
operación de parques eólicos interconectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Si bien se cuenta con un Código de redes, como parte del Reglamento de operación del Sistema
interconectado nacional, que hace referencia tanto a plantas hidráulicas como térmicas, no se
cuenta con una normativa técnica, operativa y de calidad específica para la conexión de la gene-
ración eólica al SIN.
2.3.3 Energía solar fotovoltaica
No existe una normatividad (normas técnicas y estándares) establecida para la selección de equi-
pos, la configuración, instalación y conexión al SIN de pequeños o grandes sistemas de genera-
ción con energía solar fotovoltaica.
Al igual que se presenta en el caso de la energía eólica, este tipo de normas, estándares y regla-
mentación específicos a la tecnología particular, se requiere sean adoptados a nivel nacional para
constituir la guía y estándares a ser seguidos por aquellos usuarios y desarrolladores interesados
en implementar este tipo de sistemas, asegurando cumplir con los requisitos necesarios desde un
principio (preferiblemente antes de realizar cualquier inversión).
Cabe señalar que según la RETIE, los paneles solares fotovoltaicos para proveer energía eléctrica
a instalaciones domiciliarias o similares y establecimientos públicos, deben cumplir los requisitos
de una norma técnica internacional o de reconocimiento internacional y demostrarlo mediante
Certificado de Conformidad de Producto expedido por un organismo de certificación acreditado.
La instalación eléctrica y el montaje de los paneles deben hacerse conforme a la Sección 690 de
la NTC 2050, por un profesional competente, quien debe declarar el Cumplimiento del RETIE.
Así mismo, las instalaciones de sistemas integrados en las que es necesaria una parada ordenada
(programada) para lograr una operación segura, deben cumplir los requisitos de la sección 685 de
la NTC 2050.

50505050
Las instalaciones de sistemas fotovoltaicos de generación de energía eléctrica, incluyendo sus re-
guladores de tensión, cargadores e inversores, deben cumplir lo establecido en la sección 690 de
la NTC 2050. En unidades de vivienda o similares no se permite la conexión de sistemas solares a
más de 220 V. Cuando la carga de acumulación en las baterías supere los 1000 A/h, se deben ins-
talar en un cuarto aireado, independiente al lugar donde se alojen los demás equipos del sistema
solar.
2.3.4 Biomasa
La regulación vigente a 2014 exige, entre otras condiciones, para acceder a la figura de cogene-
rador, el cumplimiento de un mínimo Rendimiento eléctrico equivalente -REE- del proceso, el cual
se establece a partir del combustible utilizado. Hoy en día, el valor dispuesto para biomasas o
Combustibles de origen agrícola -COA- diferentes a las biomasas producidas de la caña de azú-
car no puede ser alcanzado por muchos procesos de cogeneración, lo cual les impide acceder a
tal figura.
Particularmente, la existencia de un requisito técnico de mínima eficiencia eléctrica como el REE
para acceder a la figura de cogenerador impide que algunos sistemas de cogeneración, entendi-
dos como aquellos en los que es posible aprovechar procesos de conversión energética para
producir tanto electricidad como calor útil, sean desarrollados en los casos de biomasas diferen-
tes a la caña de azúcar. Dicha regulación pudiera ser reconsiderada por el regulador a fin de evitar
señales equivocadas que promuevan la figura del autogenerador por encima de la del cogenera-
dor, desconociendo el mérito de eficiencia global (no exclusivamente eléctrica) asociado con los
procesos de aprovechamiento simultáneo de calor y electricidad.
2.4.2.4.2.4.2.4. Barreras de entradaBarreras de entradaBarreras de entradaBarreras de entrada ---- comerciales y técnicascomerciales y técnicascomerciales y técnicascomerciales y técnicas
2.4.1 Incentivos a fuentes convencionales
Hasta la entrada en vigor de la Ley 1715 de 2014, no existía en Colombia una política para incen-
tivar la creación de proyectos de energía basados en fuentes no convencionales de energía. Por lo
tanto, para afrontar la creciente demanda a final del siglo XX y prevenir los problemas experimen-
tados por sequías, el Estado incentivó la creación de nuevos proyectos energéticos basados en
fuentes convencionales. Estos incentivos se mantienen a día de hoy, lo que les otorga una ventaja
competitiva en el mercado frente a los proyectos basados en FNCER.6
2.4.2 Financiamiento
El financiamiento de proyectos de FNCER en Colombia se dificulta ante la inexperiencia del país
en este tipo de emprendimientos. Debido a que las instituciones financieras no pueden basar su
análisis de riesgo en experiencias anteriores en el país, las tasas de financiamiento suelen ser más
altas cuando se comparan con el mismo financiamiento que se puede obtener en países con ex-
periencia en FNCER.7
6 Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia, UPME, 2015, pg. 53
7 Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia, UPME, 2015, pg. 54

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