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Este memorando refleja la legislación vigente en Colombia a la fecha de elaboración
del mismo y está destinado a suministrar una información general y básica sobre la Ley
Colombiana. No pretende constituir o servir como sustituto o reemplazo de asesoría legal
específica respecto a cualquier asunto específico o particular. Tal asesoría legal debe ser
obtenida mediante la consulta directa a servicios legales especializados. Para tal efecto les
sugerimos contactar a alguna de las firmas que se encuentran el Directorio de Servicios al
Inversionista que aparece en la página web de ProColombia
www.procolombia.co

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CAPÍTULO 9
MERCADO
DE ENERGÍA

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MERCADO DE
ENERGÍA
9.1. Mercado eléctrico colombiano
9.1.1. La energía eléctrica como
servicio público
El régimen de prestación del servicio
público de energía eléctrica en Colombia
se encuentra desarrollado de manera
general en la Constitución Política y las
Leyes 142 y 143 de 1994.
La generación, distribución, transmisión
y comercialización de energía eléctrica
son servicios públicos domiciliarios o
actividades complementarias del servicio
público domiciliario de energía eléctrica
y por tanto, el régimen jurídico aplicable
en su totalidad es este régimen especial.
Uno de los pilares fundamentales del
esquema de prestación de los servicios
públicos es la libertad de empresa. Los
agentes públicos, privados o mixtos
(capital público y privado) tienen derecho
de organizar y operar empresas cuyo
objeto sea la prestación de un servicio
público o una de sus actividades
complementarias. Por su parte, la Ley
142 de 1994 en su artículo 15.1. incorpora
la figura jurídica de “Empresa de Servicios
Públicos” (E.S.P.) como habilitador para
la prestación de servicios públicos en el
territorio nacional.
Las E.S.P. pueden ser Oficiales, Mixtas o
Privadas dependiendo de la participación
de origen privado o estatal en su capital
social, pero tienen como similitud la de
desarrollar su actividad en competencia
(en la medida que cada actividad
específica lo permita) y contratar bajo
las disposiciones del derecho privado.
La constitución de una E.S.P. o la
modificación de una sociedad existente
para que sea una E.S.P. no requieren
autorización previa de autoridad alguna y
en ese sentido, el proceso de constitución
o modificación a E.S.P. habrá de seguir
el proceso de cualquier otro tipo de
sociedad mercantil.
9.1.2. Institucionalidad del sector
El sector eléctrico está conformado
principalmente por las siguientes
autoridades:

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9.1.2.1. Ministerio de Minas y Energía
(MME)
Entre sus funciones, con relación a las
empresas de servicios públicos, están las
siguientes:
i. Establecer los requisitos
técnicos que deben cumplir las
empresas.
ii. Elaborar máximo cada cinco
años un plan de expansión de la
cobertura del servicio público
que debe tutelar el Ministerio.
iii. Identificar el monto de los
subsidios que debería dar
la Nación para el respectivo
servicio público.
iv. Recoger información sobre las
nuevas tecnologías y sistemas
de administración en el sector.
v. Impulsar bajo la dirección del
presidente de la República, y en
coordinación con el Ministerio
de Relaciones Exteriores, las
negociaciones internacionales
relacionadas con el servicio
público pertinente.
vi. Desarrollar y mantener
un sistema adecuado de
información sectorial, para el
uso de las autoridades y del
público en general.
9.1.2.2. Unidad de Planeación Minero-
Energética (UPME)
Organizada como Unidad Administrativa
Especial adscrita al Ministerio de Minas
y Energía, tiene entre sus funciones
establecerlosrequerimientosenergéticos
de la población y los agentes económicos
del país, con base en proyecciones
de demanda que tomen en cuenta la
evolución más probable de las variables
demográficas y económicas y de precios
de los recursos energéticos, emitir los
certificados de incentivos tributarios
conforme a la Ley 1715 de 2014 y sus
modificaciones, y elaborar el Plan
EnergéticoNacionalyelPlandeExpansión
del Sector Eléctrico, en concordancia con
el Plan Nacional de Desarrollo, entre
otras funciones.
9.1.2.3. Comisión de Regulación de
Energía y Gas (CREG)
Organizada como Unidad Administrativa
Especial del Ministerio de Minas y
Energía e integrada por el ministro de
Minas y Energía, quien la preside, el
ministro de Hacienda y Crédito Público,
el director del Departamento Nacional
de Planeación (DNP), cinco expertos
en asuntos energéticos de dedicación
exclusiva (nombrados por el presidente
de la República para períodos de cuatro
años) y el superintendente de Servicios
Públicos Domiciliarios, con voz, pero sin
voto.
9.1.2.4. Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios (SSPD)
Organismo de carácter técnico,
adscrito al Departamento Nacional
de Planeación (DNP), con personería
jurídica, autonomía administrativa y
patrimonial. Desempeña funciones
específicas de control y vigilancia con
independencia de las Comisiones de
Servicios y con la inmediata colaboración
de los superintendentes delegados. El
superintendente y sus delegados son
de libre nombramiento y remoción del
presidente de la República.
9.1.2.5. Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales (ASIC)
Dependencia encargada del registro de
los contratos de energía a largo plazo,
de la liquidación, facturación, cobro y
pago del valor de los actos o contratos

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de energía en la bolsa por generadores y
comercializadores, del mantenimiento de
los sistemas de información y programas
de computación requeridos y del
cumplimiento de las tareas necesarias
para el funcionamiento adecuado del
Sistema de Intercambios Comerciales.
9.1.2.6. Liquidador y Administrador de
Cuentas
Entidad encargada de liquidar y facturar
los cargos de uso de las redes del
Sistema Interconectado Nacional (SIN),
de determinar el ingreso regulado a los
transportadores y de administrar las
cuentas que por concepto del uso de
las redes se causen a los agentes del
mercado mayorista, de acuerdo con la
regulación vigente.
9.1.2.7. Centro Nacional de Despacho
(CND)
Es la dependencia encargada de la
planeación, supervisión y control de la
operación integrada de los recursos de
generación, interconexión y transmisión
del Sistema Interconectado Nacional
(SIN). Está igualmente encargado de dar
las instrucciones a los centros regionales
de despacho para coordinar las
maniobras de las instalaciones con el fin
de tener una operación segura, confiable
y ceñida al reglamento de operación y a
todos los acuerdos del Consejo Nacional
de Operación.
9.1.2.8. Consejo Nacional de Operación
(CNO)
Organismo que tiene como función
principal acordar los aspectos técnicos
para garantizar que la operación
integrada del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) sea segura, confiable y
económica y ser el órgano ejecutor del
reglamento de operación. Las decisiones
del Consejo Nacional de Operación
pueden ser recurridas ante la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG).
9.1.3. Cadena productiva de la
energía eléctrica
La cadena de suministro de energía está
compuesta por las siguientes actividades,
a saber:
9.1.3.1. Generación
La generación compone el primer eslabón
de la cadena de suministro de energía
por medio del cual se transforman las
fuentes de energía; en Colombia, la
más común es la generación de energía
hidráulica y también se evidencia la
utilización de energía térmica (gas, carbón
y combustible líquidos). Actualmente, y
a partir de los mecanismos de inversión
utilizados, estímulos, incentivos y
beneficios tributarios, las fuentes no
convencionales han tenido un avance
tecnológico e informático, el cual permite
la entrada de nuevos proyectos y obras
encaminadas a generar con fuentes no
convencionales de energía renovable,
como la fotovoltaica y la eólica.
Adicionalmente, no se encuentran
barreras de entrada para los agentes en
los que puede variar su calidad, es decir,
existen generadores, autogeneradores
o cogeneradores, permitiendo así la
libre competencia para todos aquellos
entes públicos, mixtos o privados que
deseen entrar al mercado. Por otro
lado, tienen la oportunidad de disponer
los precios a ofertar ya que si bien se
encuentran regulados por la CREG, no
hay un impedimento para la negociación
y colocación del costo del servicio de
generación de energía; sin embargo,
existen sistemas estándar para poder
establecer las mediciones monetarias.

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9.1.3.2. Transmisión
Dando continuidad al procedimiento o
cadena de suministro, el segundo paso
o eslabón de la cadena de prestación del
servicio de energía es la transmisión; esta
actividad se entiende como el transporte
o conducción de la energía eléctrica que
proviene de las centrales de generación.
En Colombia encontramos este proceso
por medio del Sistema de Transmisión
Nacional (STN), el cual es regulado por la
CREG. Dicha actividad hace parte de un
monopolio natural, el cual es admitido en
la legislación colombiana. La expansión
de este sistema se hace por medio de
convocatorias públicas administradas
por la UPME y los ingresos del eslabón
se dan por medio del cargo por uso de
las redes de transmisión que se paga a
través de la tarifa por todos los usuarios
(regulados y no regulados) conectados al
Sistema Interconectado Nacional (SIN),
de acuerdo con lo definido por la CREG.
El Sistema de Transmisión Nacional (STN)
está comprendido por las subestaciones,
torres de tensión y los cables que se
requieren para realizar el transporte de la
energía eléctrica teniendo en cuenta los
respectivos niveles de voltaje que tienen
un orden de los 220kV y 500kV.
9.1.3.3. Distribución
El tercer punto o eslabón de la cadena de
suministro corresponde a la distribución
de la energía, la cual es distribuida
desde los centros de consumo hasta su
destinatario que es el consumidor final. El
tamaño de estas instalaciones es menor
que las encontradas en el Sistema de
Transmisión Nacional (STN), toda vez
que hacen parte de las líneas regionales
las cuales se denominan Sistemas de
Transmisión Regional (STR) y Sistemas
de Distribución Local (SDL). Este eslabón
también se considera como un monopolio
natural, pues los usuarios no pueden
decidir o elegir el agente individual de
transporte o distribución para la atención
de la demanda de energía adquirida.
9.1.3.4. Comercialización
La actividad de comercialización se
encuentra en el cuarto nivel de la cadena
de suministro y hace parte de un sistema
de compra y venta de energía eléctrica
mediado por el mercado mayorista
(contratos de largo plazo y transacciones
en la Bolsa de energía) o la venta del
producto con destino a las operaciones
que se desarrollen en el mismo mercado
a los usuarios finales.
En este sentido, se entiende que
los usuarios finales (regulados y no
regulados) tienen una relación con el
distribuidor, quien es el encargado de
responder por la calidad y disponibilidad
de la red conectada al servicio. Por otro
lado, los usuarios tienen relación con el
comercializador, quien se encargará de
realizar la medida, facturación y cobro del
servicio a los usuarios.
Es importante mencionar que la Ley 1955
de 2019, por medio de la cual se expide
el Plan Nacional de Desarrollo 2018-
2022 “Pacto por Colombia, Pacto por la
Equidad” determinó en su artículo 290 la
obligación por parte de la CREG de expedir
regulación que permita garantizar la
prestación eficiente del servicio público,
de promover la competencia, evitar
los abusos de posición dominante y
garantizar los derechos de los usuarios,
dentro de la regulación sobre servicios
de gas combustible, energía eléctrica y
alumbrado público.
Igualmente, hay que señalar que
el mercado de energía cuenta con

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un Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales (ASIC) de la
compañía XM, quien es el encargado de:
i. Registrar las fronteras, es
decir, los sistemas de medida
de consumo de energía, su
ubicación y su representante.
ii. Registrar los contratos
suscritos entre los agentes.
iii. Liquidar y facturar los
intercambios de energía
resultantes entre los
agentes generadores y
comercializadoresdelmercado,
que venden y compran en la
bolsa de energía.
iv. Recaudar el dinero producto de
las transacciones en bolsa y las
Transacciones Internacionales
de Electricidad.
v. Liquidar, recaudar y distribuir
los dineros provenientes de los
cargos por uso de los sistemas
de transmisión nacional y
regional entre los agentes
transmisores y distribuidores
propietarios de dichas redes.
Esta actividad la realiza XM
a través del Liquidador y
Administrador de Cuentas
por Uso de los Sistemas
de Transmisión Nacional y
Regional (LAC).
Finalmente, el Sistema de Intercambios
Comerciales (SIC), es el conjunto de
reglas y procedimientos establecidos en
el reglamento de operación que permiten
definir las obligaciones y acreencias de
los generadores, los comercializadores y
los transportadores por concepto de los
actos o contratos de energía en la bolsa
conforme al despacho central.
El SIC incluye el proceso de liquidación del
valor de los intercambios, la preparación
y actualización del estado de cuenta
de cada generador, transportador y
comercializador que participa en la Bolsa
de Energía, la facturación, pago y recaudo
del valor de las transacciones realizadas
en la misma bolsa.
Todos los agentes (generadores y
comercializadores) están obligados a
registrarse como agentes ante el mercado
y a otorgar unas garantías o ajustarlas
en caso de que sea necesario. Estas
garantías tienen como finalidad asegurar
el cumplimiento de las obligaciones
que surjan a cargo de los agentes del
Mercado de Energía Mayorista (MEM),
correspondientes a transacciones de
energía en la bolsa, reconciliaciones,
servicios complementarios, cargos por
uso del Sistema de Transmisión Nacional,
servicios y, en general, por cualquier
concepto facturado por XM en su calidad
de ASIC y LAC. Adicionalmente, también
se contemplan las garantías para cubrir
los cargos por uso del STR y SDL.
9.1.4. La tarifa de energía eléctrica
Para determinar las fórmulas tarifarias
para la prestación del servicio de energía
eléctrica, la Ley 142 de 1994 establece
que se aplicarán las normas sobre
régimen tarifario de las empresas de
servicios públicos previstas en esta ley,
las normas del Código de Procedimiento
Administrativo y de lo Contencioso
Administrativo (CPACA), y las siguientes
reglas especiales:
i. La coordinación ejecutiva
de la CREG impulsará
toda la actuación para su
determinación.
ii. Si la actuación se inicia de
oficio, la CREG debe disponer
de estudios suficientes para
definir la fórmula de que se
trate; si se inicia por petición
de una empresa de servicios
públicos, el solicitante debe
acompañar tales estudios.

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Las fórmulas tarifarias tendrán una
vigencia de cinco años, salvo que
antes haya acuerdo entre la empresa
de servicios públicos y la CREG para
modificarlas o prorrogarlas por un
periodo igual. Vencido el periodo de
vigencia de las fórmulas tarifarias,
continuarán rigiendo mientras la CREG
no fije las nuevas.
Excepcionalmente,estasfórmulaspodrán
modificarse en cualquier tiempo, de oficio
o a petición de parte, cuando sea evidente
que se cometieron graves errores en
su cálculo, se lesionan injustamente los
intereses de los usuarios o de la empresa;
o que ha habido razones de caso fortuito
o fuerza mayor que comprometen en
forma grave la capacidad financiera de
la empresa para continuar prestando
el servicio en las condiciones tarifarias
previstas.
Esta disposición fue complementada por
el parágrafo 1 del artículo 290 de la Ley
1955 de 2019, que estableció a pesar de
lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley
142 de 1994, la facultad de la CREG de
modificar las fórmulas tarifarias durante
su vigencia cuando ello sea estrictamente
necesario y motivado en la inclusión de
nuevosagentes,actividadesotecnologías,
cumpliendo con los criterios establecidos
en dicho artículo para la implementación
de la regulación. Lo anterior, sumado
a que, de acuerdo con el artículo en
mención, las competencias establecidas
en este artículo podrán ser asumidas
por el Presidente de la República o por
el Ministerio de Minas y Energía según a
quien corresponda la función delegada
en la CREG.
9.1.5. El Sistema Interconectado
Nacional (SIN) y las Zonas No
Interconectadas (ZNI)
9.1.5.1. SIN
Conforme a nuestro ordenamiento
jurídico, el SIN es el sistema compuesto
por las plantas y equipos de generación, la
red de interconexión, las redes regionales
einterregionalesdetransmisión,lasredes
de distribución, y las cargas eléctricas de
los usuarios conectados entre sí.
9.1.5.2. ZNI
Según lo establece la Ley 855 de 2003,
las Zonas No Interconectadas (ZNI) en
Colombia, son aquellas zonas del país,
tales como municipios, corregimientos,
localidades y caseríos no conectadas
al Sistema Interconectado Nacional
(SIN), y por lo tanto, deben obtener
energía eléctrica a través de sistemas
independientes.
La prestación del servicio de energía
eléctrica en las ZNI debe garantizar la
continuidad, calidad y seguridad del
suministro, y el costo del servicio debe
ser justo y equitativo para los usuarios.
La CREG es responsable por emitir la
regulación que garantice la prestación del
servicio de energía eléctrica en las ZNI.
La normatividad establece una serie
de estímulos para la inversión en
proyectos de generación de energía
eléctrica en ZNI, con el fin de fomentar
la expansión de la cobertura eléctrica
y mejorar las condiciones de vida de
las comunidades que habitan en ellas.
Entre estos beneficios la reglamentación

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dispone la posibilidad de acceder a
créditos y recursos, entre estos, aquellos
recaudados a través del Fondo de Apoyo
Financiero para la Energización de las
Zonas No Interconectadas (FAZNI).
9.2. Fuentes No Convencionales de
Energía (FNCE)
9.2.1. Marco normativo
Paraprecisarelalcancedelaregulaciónde
las Fuentes No convencionales de Energía
Renovables (FNCER) dentro del sistema
energético actual, es necesario tener en
cuenta los propósitos y objetivos de las
siguientes leyes, decretos y resoluciones:
• Ley 1715 del 13 de mayo de 2014:
Por medio de la cual se regula la
integración de las energías renovables
no convencionales al Sistema
Energético Nacional.
• Decreto 2469 del 2 de diciembre
de 2014: Por el cual se establecen los
lineamientos de política energética en
materia de entrega de excedentes de
autogeneración.
• Decreto 2492 del 3 de diciembre
de 2014: Por el cual se adoptan
disposiciones en materia de
implementación de mecanismos de
respuesta de la demanda.
• Decreto 1623 del 11 de agosto
de 2015: Por el cual se modifica y
adiciona el Decreto 1073 de 2015, en
lo que respecta al establecimiento de
los lineamientos de política para la
expansión de la cobertura del servicio
de energía eléctrica en el Sistema
Interconectado Nacional (SIN) y en las
Zonas No Interconectadas (ZNI).
• Decreto 2143 del 4 de noviembre de
2015: Por el cual se adiciona el Decreto
Único Reglamentario del Sector
Administrativo de Minas y Energía,
1073 de 2015, en lo relacionado con
la definición de los lineamientos
para la aplicación de los incentivos
establecidos en el Capítulo III de la Ley
1715 de 2014.
• Resolución Ministerio de Ambiente
y Desarrollo sostenible 1312 del
11 de agosto de 2016: Por la cual se
adoptan los términos de referencia
para la elaboración del Estudio de
Impacto Ambiental – EIA, requerido
para el trámite de la licencia ambiental
de proyectos de uso de fuentes de
energía eólica continental y se toman
otras determinaciones.
• Resolución UPME 319 de 2022: Por la
cual se establecen los requisitos y el
procedimiento para la evaluación de
las solicitudes de evaluación y emisión
de los certificados que permitan
acceder a los incentivos tributarios de
la Ley 1715 de 2014.
• Ley 1955 del 25 de mayo de 2019:
Por el cual se expide el Plan Nacional
de Desarrollo 2018 – 2022. “Pacto por
Colombia, pacto por equidad”.
• Ley 2099 de 2021: Por medio de la
cual se dictan disposiciones para la
transición energética, la dinamización
del mercado energético, la
reactivación económica del país y se
dictan otras disposiciones.
9.2.2. Principales hitos para el
desarrollo de proyectos de generación
FNCER en Colombia
9.2.2.1. En materia predial
Asegurar los terrenos donde se ubicará
tanto el proyecto como la línea de
evacuación de la energía requiere por
parte del promotor del proyecto el
despliegue de múltiples actividades
con el propósito de evaluar la viabilidad
técnica y jurídica de los predios, así como
también la negociación de su uso por
parte de los propietarios, o dado el caso,
el uso de las distintas figuras jurídicas con
las que cuenta el promotor en virtud del
tipo de actividad que realiza.

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Como actividades a realizar por parte del
promotor para el óptimo aseguramiento
de los terrenos, se resalta las siguientes:
La elaboración de un Estudio de Títulos,
determinación de área útil del predio
eliminando construcciones, restricciones,
servidumbres, y suscripción de contratos
de uso del suelo. Según modalidades
empleadas en Colombia y constitución de
servidumbres de energía eléctrica, entre
otros.
9.2.2.2. En materia ambiental
La licencia ambiental es el mecanismo
por medio del cual la autoridad ambiental
competente aprueba la ejecución de
las obras, proyectos o actividades que
puedan producir un deterioro grave de
los recursos naturales renovables, así
como al medio ambiente o introducir
modificaciones considerables al paisaje.
En el sector eléctrico, la Autoridad
Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)
es competente para el otorgamiento de
licencia ambiental para: (i) Construcción
y operación de centrales generadoras de
energía eléctrica con capacidad instalada
igual o superior a 100 MW; (ii) Proyectos de
exploración y uso de fuentes de energía
alternativa virtualmente contaminantes
con capacidad instalada superior o igual
a 100 MW; (iii) Tendido de líneas de
transmisión en el STN, compuesto por
líneas y correspondientes subestaciones
con tensiones iguales o superiores a
220kv y; (iv) Proyectos de generación de
energía nuclear.
Por su parte, las Corporaciones
Autónomas Regionales (CARs) son
competentes para el otorgamiento de
licencia ambiental en los siguientes casos:
(i) Construcción y operación de centrales
generadoras de energía eléctrica con
capacidad mayor o igual a 10 MW y
menor de 100 MW; (ii) Tendido de líneas
de transmisión en el STN, compuesto por
líneas y correspondientes subestaciones
con tensiones entre 50kv y menores a
a 220kv; (iii) Construcción y operación
de centrales generadoras de energía a
partir del recurso hídrico con capacidad
menor a 100 MW excepto pequeñas
hidroeléctricas que operan en las ZNI con
capacidad menor a 10MW y; (iv) Proyectos
deexploraciónyusodefuentesdeenergía
alternativa virtualmente contaminantes
con capacidad instalada igual o mayor a
10 MW y menor de 100 MW. Para mayor
información sobre la licencia ambiental
y asuntos ambientales, le invitamos a
consultar el capítulo 8.
9.2.2.3. Conexión al Sistema
Interconectado Nacional (SIN)
La CREG publicó la Resolución 075
de 2021, por la cual se definen las
disposiciones y procedimientos para la
asignación de capacidad de transporte
en el SIN. Esta resolución aplica a
quienes estén interesados en conectarse
como generadores, cogeneradores,
autogeneradores o usuarios finales al
SIN. También aplica a los transportadores
responsables de los activos relacionados
con la conexión al SIN de los interesados
arriba mencionados, y a los agentes
comercializadores en lo relacionado con
las funciones propias de esa actividad.
Proyectos Clase 1: Para la determinación
del procedimiento a realizar por los
promotores para su conexión al SIN, la
norma difiere entre proyectos clase 11
que corresponden a los proyectos de
conexión de usuarios finales al STN o STR,
y proyectos de conexión de generación,
1
Proyecto clase 1: proyectos de conexión de usuarios finales al STN o STR, y proyectos de conexión de generación,
cogeneración o autogeneración al SIN diferentes a los proyectos que se encuentren bajo el alcance de la Resolución
CREG 030 de 2018, o aquella que la modifique, adicione o sustituya. También se considerarán como proyectos clase 1
las modificaciones que se soliciten a las capacidades ya asignadas.

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cogeneración o autogeneración al
SIN diferentes a los proyectos que
se encuentren bajo el alcance de la
Resolución CREG 174 de 2021 y sus
modificaciones.
El interesado en solicitar asignación de
capacidad de transporte para proyectos
clase 1 deberá inscribirse en la Ventanilla
Única antes de realizar cualquier trámite.
La UPME, será la responsable de recibir y
resolver las solicitudes de asignación de
capacidad de transporte en el SIN de los
proyectos clase 1.
Para la solicitud, el interesado deberá
realizar un estudio de conexión y de
disponibilidad de espacio físico, en el que
se analicen diferentes alternativas para
conectarse al SIN, entre otros requisitos.
La asignación de capacidad de transporte
de los proyectos clase 1 se llevará a cabo
anualmente, y aquel que resulte con
asignación de capacidad, deberá otorgar
una garantía para reserva de capacidad
de diez (10) USD por el número de kW
de la capacidad de transporte asignada,
así como también suscribir el contrato
de conexión y cumplir con las demás
obligaciones de la norma, como la entrega
de la Curva S ante la UPME.
Proyectos Clase 2: Por otra parte, son
proyectos clase 22
los proyectos de
conexión, o de modificación de condiciones
de la conexión, de usuarios finales en los
SDL. El operador de red (OR) del mercado
de comercialización al que pertenecen
los activos para los que se solicita la
asignación de capacidad de transporte,
será el responsable de recibir y aprobar las
solicitudes de los proyectos clase 2.
LosORdeberándisponerdeunsistemade
información digital en el que se encuentre
toda la información necesaria para la
asignación de capacidad de transporte
a los proyectos clase 2. El interesado en
la conexión de un proyecto clase 2 podrá
solicitar la asignación de capacidad de
transporte directamente, a través de
un comercializador, o a través de un
tercero. Para la asignación de capacidad
de transporte a un proyecto clase 2 podrá
requerirse para aprobación la entrega
de un estudio y/o diseño del proyecto,
dependiendo de sus características.
9.2.2.4. Venta de energía
La Ley 143 de 1994 estableció en
Colombia dos tipos de mercados en el
sistema eléctrico:
i. Mercado No Regulado (MNR):
en donde las transacciones
de electricidad entre los
agentes (comercializadores -
generadores) y entre estos y
los usuarios no regulados son
libres y remuneradas mediante
los precios que acuerden las
partes.
ii. Mercado Regulado (MR): donde
las ventas de electricidad
a usuarios finales son
remuneradas, sin excepción,
por medio de tarifas sujetas a
regulación.
Para ser considerado un usuario
no regulado y poder acceder al
mercado liberalizado y competitivo se
establecieron unos límites de potencia
y de energía mensual, así como la
obligación de contar con equipos de
telemedición horaria. Actualmente, se
considera usuario no regulado aquel
que tenga una demanda mensual de 0,1
MW (potencia) o 55 MWh (energía).
3
Este a su vez es el mercado de grandes bloques de energía.

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En Colombia, el generador comercializa
la energía eléctrica producida por su
unidad de generación conectada al
Sistema Interconectado Nacional (SIN) en
el Mercado de Energía Mayorista (MEM)3
,
principalmente de las siguientes formas:
i. Mediante ofertas diarias de energía
en la bolsa o mercado “Spot”:
El suministro físico de energía eléctrica se
garantiza en el corto plazo, a través del
despacho centralizado de las unidades
de generación. En este despacho se
determina la cantidad de energía que
deben producir las unidades conectadas
al SIN para satisfacer toda la demanda del
país. Diariamente, cada generador remite
una oferta de precio y cantidad para todas
las horas del día siguiente. El ASIC ordena
las ofertas de menor a mayor precio hasta
que se cubra la demanda identificada. La
última oferta de generación necesaria
para cubrir la última porción de demanda
determina el precio de bolsa de toda la
energía generada y consumida. Este
proceso se realiza para todas las horas
del día.
Es importante aclarar que para
participar en el mercado “Spot”, la
unidad de generación debe someterse al
despacho centralizado. Esto determina
sustancialmente cómo las diferentes
plantas pueden comercializar la energía
que producen, es decir, si lo hacen
conforme lo anteriormente explicado o si
tienen reglas especiales. Las pantas que
obligatoriamente deben participar en el
despacho centralizado son todas aquellas
con una capacidad efectiva mayor a
20MW a las cuales se les aplicarán todas
las obligaciones del despacho. Existe la
posibilidad de que aquellas plantas entre
1MW y 20MW puedan participar en el
despacho central voluntariamente, caso
en el cual se les aplicarán todas las reglas
del despacho centralizado.
Por su parte, las plantas menores que
no participen en este despacho, pueden
comercializar su energía producida
conforme a las siguientes reglas:
• Si se trata de un generador
distribuido, deberá tener
en cuenta la regulación
establecida en la Resolución
CREG 174 de 2021.
• Si se trata de una planta con
una capacidad efectiva mayor
a 1MW y menor de 20MW,
pueden someterse al despacho
central voluntariamente y en
caso que no quisieran hacerlo,
puedencomercializarlaenergía
producida: i) ofreciéndola
a un comercializador que
atienda mercado regulado
participando en las
convocatorias que abran estas
empresas o a ii) generadores
o comercializadores mediante
condiciones pactadas
libremente siempre y cuando
seaparalaatencióndeusuarios
no regulados.
ii. Mediante contratos de largo plazo
de energía:
Estos contratos de largo plazo pueden
celebrarse para la atención del Mercado
No Regulado o del Mercado Regulado.
Los primeros serán producto de una
negociación más o menos libre con
otro agente del mercado (generador o
comercializador) o directamente con
un usuario no regulado. Los segundos
son producto de mecanismos regulados
(como se explicará más adelante), es
decir no habría plena libertad en la
determinación del negocio sobre todo
porque media la atención de usuarios
regulados.

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iii. Confiabilidad del sistema
También existe posibilidad de remunerar
esta actividad con la prestación de
servicios que no son propios de la
comercialización sino servicios más
asociados a la confiabilidad del sistema.
Por ejemplo a través de los servicios de
regulación, generación de seguridad
o participación en las subastas de
asignación de obligaciones de energía en
firme (OEF) del cargo por confiabilidad
(CxC) de la Resolución CREG 071 de 2006.
iv. Convocatorias Públicas
Otro de los mecanismos es el definido
por la CREG, mediante la Resolución
CREG 130 de 2019, que estableció las
Convocatorias públicas a través del
Sistema Centralizado de Convocatorias
Públicas (SICEP) y definió el procedimiento
que debe adelantar un comercializador
en la celebración de contratos de energía
destinados al mercado regulado.
9.2.2.5. Registro en la UPME
En relación con el registro de proyectos
de generación, se define como un
mecanismo voluntario e informativo
con el que cuenta la UPME para facilitar
el cumplimiento de la Ley 143 de 1994.
Se utiliza para conocer las diferentes
iniciativas de proyectos de generación del
país, por lo que se constituye en insumo
fundamental para la formulación del Plan
Indicativo de Expansión de Generación.
Con la entrada en vigencia de la
Resolución UPME 0520 del 09 de octubre
de 2007, modificada por las Resoluciones
UPME 0638 de 2007 y 0143 de 2016, se
formalizó el procedimiento de registro.
El proceso se divide en tres fases las
cuales están determinadas por el
estado de avance del proyecto: la Fase 1
corresponde a la etapa de pre-factibilidad
del proyecto, la Fase 2 hace referencia a
la etapa de factibilidad del proyecto y la
Fase 3 hace referencia a que el proyecto ya
debe tener diseños definitivos, así como
el cronograma de ejecución. Una vez se
cumpla el plazo de vigencia del certificado
de registro, sin que se hubiesen realizado
los respectivos trámites de renovación,
se considera que el registro del proyecto
se encuentra vencido y es retirado de la
lista de proyectos inscritos, sin embargo,
la información del proyecto continuará
en el archivo de la UPME.
9.2.2.6. Operación comercial
La Operación Comercial se refiere al
momento en que la planta de generación
ha cumplido a satisfacción todos los
requisitos necesarios para iniciar la
generación de energía en el Mercado de
Energía Mayorista (MEM).
Mediante Acuerdo CNO 1612 de 2022
(que es actualizado con periodicidad
por el CNO), se aprobó la actualización
del Procedimiento para la puesta en
operación de proyectos de transmisión
que incluyan activos de uso del Sistema
de Transmisión Nacional (STN), del
Sistema de Transmisión Regional (STR),
de usuarios conectados directamente al
STN, al STR y de recursos de generación.
La norma establece los siguientes
requisitos generales para la entrada en
operación de recursos de generación:
i. Registro del proyecto ante
el CND e Información
básica (Información técnica
preliminar, Modelos
Preliminares, Diagramas
unifilares, Ajuste y
coordinación de protecciones).
ii. Reunión de inicio y
coordinación actividades para
la incorporación del proyecto
al SIN.

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iii. Comunicación en la que se
informe al CND el medio
mediante el cual se realizará la
supervisión.
iv. Comunicación en la cual se
informe el agente generador
que representará el proyecto
de generación. En caso de
que se trate de un agente
generador nuevo, se deberá
registrar previamente como
agente generador ante el
Sistema de Intercambios
Comerciales (ASIC).
v. Registrar las fronteras
comerciales ante el ASIC.
vi. Entregar diligenciado el Anexo
3, donde se listan las señales de
SOE que debe tener disponible
un proyecto y el Anexo 4, donde
se listan las señales de SCADA.
vii. Realización de todas las
pruebas descritas en la norma
para la puesta en operación
y la expedición de los
correspondientes certificados.
viii. Coordinar con el CND la fecha
y hora de entrada en operación
y la Declaración en operación
comercial.
9.2.3. Subastas renovables (MCLPE o
CLPE)
El Gobierno Nacional, con el ánimo de
impulsar Mecanismos de Contratación
a Largo Plazo de Energía (MCPE)
complementarios a los instrumentos
existentes en el sistema eléctrico
colombiano, está facultado para
estructurar dichos procedimientos e
incluirlos en las posibilidades en que
un Comercializador y un Generador
puedan pactar Contratos de Largo Plazo
de Energía (CLPE) y que estos puedan
ser incluidos en la fórmula tarifara del
usuario regulado.
A modo de ejemplo, el Ministerio de
Minas y Energía expidió el Decreto 570 de
2018 sobre los lineamientos de política
pública para la contratación a largo
plazo de proyectos de generación. Este
decreto sirvió de fundamento jurídico
para la creación de la subasta de largo
plazo de energía para FNCER a través
de las Resoluciones 40590 y 40591 de
2019 del Ministerio de Minas y Energía e
implementada por la UPME.
La última subasta de largo plazo de
energía para FNCER fue la CLPE 03 de
2021, en la cual se asignaron contratos de
largo plazo de suministro de energía a 9
empresas generadoras con 11 proyectos
de generación con una capacidad de
796.3 MW, los cuales firmaron contratos
con 7 comercializadores de la subasta
y 46 comercializadores del mecanismo
complementario, con un precio promedio
ponderado de 135.85 COP/kWh.
9.2.4. Cargo por Confiabilidad
Mediante Resolución CREG 071 de
2006, se adoptó la metodología para la
remuneración del Cargo por Confiabilidad
en el Mercado Mayorista de Energía, en
la cual se estableció que, con el fin de
garantizar la confiabilidad del servicio de
energía eléctrica en el SIN, se definirá una
Demanda Objetivo que debe cubrirse
mediante Obligaciones de Energía Firme
(OEF).
Se entiende por Cargo por Confiabilidad
la remuneración que se paga a un agente
generador por la disponibilidad de activos
de generación con las características y
parámetros declarados para el cálculo de
la ENFICC4
, que garantiza el cumplimiento
de la Obligación de Energía Firme que
le fue asignada en una Subasta para la
Asignación de Obligaciones de Energía
Firme o en el mecanismo que haga sus
4
ENFICC: máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones
de baja hidrología, en un periodo de un año.

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veces. Esta energía está asociada a la
Capacidad de Generación de Respaldo de
que trata el artículo 23 de la Ley 143 de
1994 y es la que puede comprometerse
para garantizar a los usuarios la
confiabilidad en la prestación del servicio
de energía eléctrica bajo condiciones
críticas, entendido esto último como
aquellasituaciónquepresentaelMercado
Mayorista de Energía cuando el precio de
bolsa es mayor al Precio de Escasez.
En el artículo 18 de la resolución
mencionada, se estableció que la
CREG fijará, mediante Resolución, la
oportunidad en que el ASIC debe llevar
a cabo la Subasta o el mecanismo de
asignación que haga sus veces; así como
el cronograma de las actividades que
deben ejecutarse.
Así, mediante Resolución CREG 101 024 de
2022 se definen los procedimientos para
las subastas del Cargo por Confiabilidad
en el Mercado Mayorista de Energía. La
plataforma a través del cual se presenta,
declara e intercambia documentación con
el Administrador de la subasta es a través
del Sistema Unificado de Información
para los Procesos de Asignación de OEF
del Cargo por Confiabilidad (SUICC),
aún en diseño y estructuración para las
futuras subastas.
Los proyectos participantes de la subasta
tendrán la siguiente clasificación:
• Plantas y/o unidades nuevas.
• Plantas y/o unidades
especiales.
• Plantas y/o unidades existentes
con obras.
• Plantas y/o unidades
existentes.
• Plantas o unidades de
generación con períodos de
construcción superiores al
Período de Planeación, cuando
corresponda.
Entre los requisitos para participar,
se encuentra que el interesado esté
constituido como Empresa de Servicios
Públicos Domiciliarios (E.S.P) y cumplir
con todas las disposiciones establecidas
en esta resolución, así como las
establecidas en las Resoluciones CREG
071 de 2006 y 061 de 2007 que sean
aplicables. Por último, se resalta que el
periodo de vigencia de la OEF asignada
varía de acuerdo con el tipo de planta que
participa en la subasta.
9.2.5. Incentivos tributarios a las
FNCER
Con el objeto de promover la
incorporación de generación de energía
con Fuentes No Convencionales de
Energías Renovables (FNCER), existen
en Colombia una serie de incentivos y
beneficios tributarios implementados a
partir de la ley 1715 de 2014 – modificada
por la Ley 2099 de 2021-, de tal forma
que la producción de energía renovable
tenga un mayor alcance y así estimular
y promocionar el desarrollo sostenible
en el país.
Con fundamento en lo anterior, el
ordenamiento jurídico colombiano
identifica cuatro (4) importantes
beneficios tributarios para la generación
de energía para FNCER que son: (a)
Deducción especial para determinar el
impuesto sobre la renta, (b) Exclusión
de bienes y servicios del IVA, (c)
Exención de gravámenes arancelarios y
(d) Depreciación acelerada.
En términos generales, pueden acceder a
estos incentivos las personas naturales o
jurídicas que realicen inversiones directas
en actividades tales como investigación

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y desarrollo tecnológico en el ámbito de
la producción de energía con FNCE y de
la Gestión Eficiente de la Energía (GEE),
incluyendo la medición inteligente, o
formulación e investigación preliminar,
estudios técnicos, financieros, jurídicos,
económicos y ambientales definitivos,
adquisición de equipos, elementos,
maquinaria, y montaje y puesta en
operación.
La UPME incluyó en la Resolución UPME
319 de 2022 el listado de bienes y servicios
requeridos para la producción de energía
de FNCE y para la medición y evaluación
de los potenciales recursos, según los
criterios técnicos que haya entre estos
bienes y servicios y las FNCE.
9.2.5.1. Beneficio en el Impuesto de
renta
Su aplicación se configura por medio
de los contribuyentes que declaren el
impuesto y que, en el desarrollo de sus
actividades, realicen nuevas erogaciones
en materia de investigación, desarrollo e
inversión para poder producir y utilizar
energía generada por FNCE y la Gestión
Eficiente de la Energía (GEE).
Elbeneficioqueseobtieneeslaposibilidad
de deducir hasta el 50% del valor de las
inversiones del proyecto por un periodo
no mayor de 15 años, que se cuentan a
partir del año gravable siguiente al que
haya entrado en operación la inversión.
9.2.5.2. Beneficio de IVA
La normativa establece que estarán
excluidos del IVA los bienes y servicios,
nacionales o importados, que se destinen
a la preinversión e inversión, para la
producción y utilización de energía a partir
de las FCNER, así como para la medición y
evaluación de los potenciales recursos, y
para adelantar las acciones y medidas de
gestión eficiente de la energía.
9.2.5.3. Beneficio arancelario
Las personas naturales o jurídicas que
a partir de la vigencia de la Ley 1715 de
2014 sean titulares de nuevas inversiones
en nuevos proyectos de FNCE y medición
y evaluación de los potenciales recursos
o acciones y medidas de eficiencia
energética, gozarán de exención del
pago de los Derechos Arancelarios de
Importación de maquinaria, equipos,
materiales e insumos destinados
exclusivamente para labores de
preinversión y de inversión que no sean
producidos por la industria nacional y su
único medio de adquisición esté sujeto a
la importación de los mismos.
9.2.5.4. Beneficio de Depreciación
acelerada
La depreciación acelerada será aplicable
a las maquinaras, equipos y obras civiles
necesarias para la preinversión, inversión
y operación de la generación con FNCE y
medición y evaluación de los potenciales
recursos o acciones y medidas de
eficiencia energética, que sean adquiridos
y/o construidos, exclusivamente para ese
fin, a partir de la vigencia de la presente
ley. Para estos efectos, la tasa anual de
depreciación será no mayor de 33.3%
como tasa global anual. La tasa podrá
ser variada anualmente por el titular del
proyecto, previa comunicación a la DIAN,
sin exceder el límite señalado.
9.3. Autogeneración de energía
9.3.1. Marco legal y regulatorio
• Ley 1715 de 2014: Por medio de
la cual se regula la integración
de las energías renovables
no convencionales al Sistema
Energético Nacional.
• Ley 1955 de 2019: Por el cual
se expide el Plan Nacional de
Desarrollo 2018-2022. Pacto

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por Colombia, Pacto por la
Equidad.
• Ley 2099 de 2021: Por medio de
la cual se dictan disposiciones
para la transición energética,
la dinamización del mercado
energético, la reactivación
económica del país y se dictan
otras disposiciones.
• Decreto 2469 de 2014: Por
el cual se establecen los
lineamientos de política
energética en materia de
entrega de excedentes de
autogeneración.
• Decreto 348 de 2017: Por el
cual se adiciona el Decreto
número 1073 de 2015, en lo que
respecta al establecimiento de
los lineamientos de política
pública en materia de gestión
eficiente de la energía y
entrega de excedentes de
autogeneración a pequeña
escala.
• Resolución UPME 281 de 2015:
Por la cual se define el límite
máximo de potencia de la
autogeneración a pequeña
escala.
• Resolución CREG 15 de 2018:
Por la cual se establece
la metodología para la
remuneración de la actividad
de distribución de energía
eléctrica en el Sistema
Interconectado Nacional.
Por la cual se regula la actividad
de autogeneración en las zonas
no interconectadas y se dictan
algunas disposiciones sobre la
generación distribuida en las
zonas no interconectadas.
Fórmula de traslado en el
componente de compras de
energía al usuario regulado de
los precios de los contratos del
mecanismo complementario
del que trata la Resolución
número 40725 de 2019 del
Ministerio de Minas y Energía.
Por la cual se regulan las
actividades de autogeneración
a pequeña escala y de
generación distribuida en
el Sistema Interconectado
Nacional.
9.3.2. Conceptos de Gran escala y
Pequeña escala
La Resolución CREG 174 de 2021
define al Autogenerador a gran escala
(AGGE) como aquel Autogenerador con
capacidad instalada o nominal superior
al límite definido en el artículo primero
de la Resolución UPME 281 de 2015, o
aquella que la modifique o sustituya. A su
vez, define al Autogenerador a pequeña
escala (AGPE) como aquel con capacidad
instalada o nominal igual o inferior al
límite definido en el artículo primero de la
Resolución UPME 281 de 2015 o aquella
que la modifique o sustituya.
La Resolución UPME 281 de 2015, “Por
la cual se define el límite máximo de
potencia de la autogeneración a pequeña
escala”, define como el límite máximo de
potencia de la autogeneración a pequeña
escala de un (1) MW, y corresponderá a
la capacidad instalada del sistema de
generación del autogenerador.
9.3.3. Conexión
Para el caso de la actividad de
autogeneración, la Resolución CREG 174
de 2021 establece como requisitos para
la conexión y operación los siguientes:
Para que los autogeneradores realicen la
solicituddeconexión,sedeberádiligenciar

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un formato de conexión simplificado y
en el caso de los autogeneradores con
capacidad instalada o nominal mayor a
100 kW y con potencia máxima declarada
menora5MW,realizarademásunestudio
de conexión simplificado. El estudio de
conexión simplificado no aplica para
los autogeneradores sin entrega de
excedentes.
Los OR deben garantizar que el orden
en que se llenan las redes producto de
la asignación de capacidad es en el de
llegada o registro de los proyectos. La
vigencia de la aprobación de la conexión
tiene las siguientes reglas:
i. La fecha de notificación de la
aprobación de la conexión será
considerada como la fecha
de inicio de la vigencia de la
aprobación.
ii. La fecha de entrada en
operación sugerida por el
interesado es tentativa.
iii. La vigencia de la aprobación
es de seis (6) meses. En todo
caso, el autogenerador podrá
solicitar, sin costo, un plazo
adicional de tres (3) meses
de vigencia para realizar la
conexión.
iv. Transcurrido el período de
vigenciaaprobadooprorrogado
sin que el autogenerador se
haya conectado, se deberá
iniciar un nuevo trámite y el
Operador de Red liberará la
capacidad asignada.
v. Para los autogeneradores con
potencia máxima declarada
mayor a 1 MW y menor a 5 MW,
la vigencia de la aprobación
solo podrá prorrogarse una
única vez.
Por otra parte, los contratos de conexión
entre el autogenerador y el Operador
de Red serán necesarios sólo en caso
de que por solicitud del autogenerador
los activos de conexión los suministre o
instale el OR o en caso de que se tenga
que aumentar la capacidad de la red. El
plazo para la firma del contrato entre
las partes es de quince (15) días hábiles,
contados a partir de la fecha de inicio de
vigencia de aprobación de la conexión.
9.3.4. Servicio de respaldo
Este servicio de respaldo, de acuerdo
a lo establecido en el Decreto 2469 de
2014 y el Decreto 348 de 2017, debe
ser contratado de manera obligatoria
por los autogeneradores con sistemas
que superen una capacidad instalada
mayor o igual a 100 kW; esto es que
los autogeneradores que no tienen un
sistema de autogeneración que supere
los 100kW no tienen la obligación de
suscribir un contrato de respaldo de
disponibilidad de capacidad de red.
A través de este contrato, se
busca principalmente remunerar:
(a) la inversión asociada con la
infraestructura requerida para la
conexión del autogenerador, y (b) los
costos de Administración, Operación
y Mantenimiento (AOM) a cargo del
operador de red.
Genera una remuneración a favor
del Operador de Red, lo cual será
acordado libremente entre las partes,
de conformidad con una metodología
definida en la regulación.

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9.3.5. Entrega de excedentes de
autogeneración
Se entiende como excedente de energía
la cantidad de energía sobrante o
excedente puede ser superior en
cualquier porcentaje al valor de su
consumo propio. A partir de la entrada
en vigencia de la Ley 1715 de 2014,
se permite la entrega de excedentes
por parte de los autogeneradores,
estableciendo la regulación reglas
diferentes para la entrega y
remuneración de dichas excedentes
según se trate de un AGPE o un AGGE.
Este último, para entregar excedentes
a la red deberá estar representado
por un agente generador debidamente
registrado en el Mercado de Energía
Mayorista (MEM).
9.4. Algunos de los principales
contratos del mercado
9.4.1. Suministro de energía
Se refiere a los contratos que suscriben
los agentes participantes en el MEM
con el fin de comprar y vender energía
entre agentes y a través de estos, el
suministro a los usuarios finales. Para
el registro de estos contratos ante
el ASIC por parte de los agentes del
MEM, deben definirse entre las partes
al menos el precio, las cantidades y
la fecha de inicio del suministro. Los
comercializadores pueden celebrar
contratos de suministro directamente
con los usuarios no regulados, con las
condiciones comerciales que de común
acuerdo definan las partes.
9.4.2. Contrato de Conexión
El contrato de conexión es el que debe
suscribir cualquier usuario interesado en
conectarse al SIN. Los usuarios pueden
ser un generador, un gran consumidor o
un distribuidor local con un transportador
del STN.
La Resolución CREG 075 de 2021 establece
la obligación por parte del interesado con
capacidad de transporte asignada de
suscribir un contrato de conexión, con
algunas diferencias dependiendo de la
clasificación que tenga el proyecto (clase
1 o 2).
Para los proyectos clase 1 de acuerdo con
la clasificación que realiza la norma, el
transportador responsable de los activos
del sistema a donde se conectará el
proyecto clase 1 y el interesado deberán
suscribir un contrato de conexión que
cumpla con los requisitos establecidos
en el Código de Conexión y los requisitos
definidos en la regulación.
Para suscribir el contrato, las partes
tendrán un plazo de cuatro (4) meses,
contados a partir de la fecha de emisión
del concepto de conexión, y podrán incluir
las garantías y los demás compromisos
que acuerden entre ellas. Si transcurre
el plazo anterior y subsisten diferencias
entre las partes que no permitan llegar
a un acuerdo para firmar el contrato
de conexión, se deberá recurrir a un
mecanismo de solución de diferencias, y
las partes quedan obligadas a aceptar y
cumplir con las conclusiones del mismo.
Adicionalmente,laspartesdeberánenviar
sendos informes a la Superintendencia
de Servicios Públicos Domiciliarios
(SSPD) donde se entreguen las razones
justificadas por las cuales no se suscribió
el contrato. Con la información recibida,
la SSPD decidirá si hay lugar a iniciar una
investigación a alguna de las partes de la
negociación del contrato.
Para el caso de los proyectos clase 2, el
operador de red deberá suscribir un
contrato de conexión con el interesado,
el cual se regirá en lo que aplique por lo

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dispuesto en la Resolución CREG 025 de
1995 y deberá suscribirse una vez haya
sido aprobada la factibilidad del servicio.
Adicionalmente, el contrato de conexión
incluirá la remuneración de los activos
construidos por el operador de red para
la conexión del interesado.
9.4.3. Power Purchase Agreement –
PPA (autogeneración de energía)
El Power Purchase Agreement (PPA) o
Contrato de Compra de Energía a Largo
Plazo, es una de las figuras contractuales
más utilizadas para el suministro de
energía con fuentes renovables, lo que se
debe a su versatilidad y adaptación a las
necesidades de los contratantes. Para el
casoconcretodelalegislaciónyregulación
colombiana, debemos diferenciar el
PPA que se emplea para la actividad
de autogeneración (autoconsumo) y el
PPA para la actividad de generación de
energía como servicio público.
En términos generales, los elementos y
características del PPA de autogeneración
son:
i. Bilateral: el contrato es
celebrado, por una parte, entre
un usuario (en adelanta el
“Usuario”) (quien para efecto de
la legislación colombiana será
un autogenerador de energía)
y por otra parte, una empresa
(en adelante la “Empresa”) o
persona natural responsable
por el diseño, el suministro
de equipos, la financiación,
la construcción, el suministro
de energía, la operación y
mantenimiento del sistema de
autogeneración.
ii. La obligación principal del
Usuario es realizar el pago
oportuno de la factura de
energía, mientras que para la
empresa es la de suministrar
la energía en condiciones
de calidad y continuidad de
acuerdo con las condiciones
estipuladas en el PPA.
iii. Unodeloselementosesenciales
es el largo plazo del mismo,
ya que al estarse realizando
la financiación por parte de la
Empresa, se requiere un plazo
que permita el retorno de la
inversión.
iv. El Precio del kWh o el
mecanismo de definición de la
tarifa y su indexador.
v. Algunas cláusulas esenciales a
incluir son:
a. La propiedad de los activos de
autogeneración.
b. La forma de remuneración del
uso de los mismos.
c. La remuneración de la operación
y mantenimiento de la planta de
autogeneración.
d.Laremuneraciónporelsuministro
de la energía y la modalidad del
mismo.
e. El desmonte de la planta de
autogeneración.
f.La disposición o no del terreno
sobre el que se instalarán los activos
de autogeneración.
g. La propiedad y mecanismo
de regulación de excedentes de
energía; entre otras.
vi. Aplicación y trámite de los
incentivos tributarios de la Ley
1715 de 2014.
vii. Garantías y seguros por
constituir por parte del Usuario
y la Empresa.
viii. Eventos de terminación y
penalidades.
Como se observa, bajo una acertada
redacción de las cláusulas de un PPA (esto
variará dependiendo de cada relación en
particular), se pueden cubrir aspectos
tales como la amortización del precio de
los activos de autogeneración, teniendo

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PARA HACER
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NORMA MATERIA
Ley 142 de 1994 Por la cual se establece el régimen de los ser-
vicios públicos domiciliarios y se dictan otras
disposiciones.
Ley 143 de 1994 Por la cual se establece el régimen para la ge-
neración, interconexión, transmisión, distri-
bución y comercialización de electricidad en
el territorio nacional, se conceden unas auto-
rizaciones y se dictan otras disposiciones en
materia energética.
Resolución CREG 024 de 1995 Por la cual se reglamentan los aspectos co-
merciales del mercado mayorista de energía
en el Sistema Interconectado Nacional, que
hacen parte del Reglamento de Operación.
Resolución CREG 025 de 1995 Por la cual se establece el Código de Redes,
como parte del Reglamento de Operación del
Sistema Interconectado Nacional.
Resolución CREG 022 de 2011 Por la cual se modifican e incorporan las
disposiciones establecidas en la Resolución
CREG-051 de 1998, modificada por las Reso-
luciones CREG-004 y CREG-045 de 1999, me-
diante las cuales se aprobaron los principios
generales y los procedimientos para definir el
plan de expansión de referencia del Sistema
de Transmisión Nacional, y se estableció la
metodología para determinar el Ingreso Re-
gulado por concepto del Uso de este Sistema.
Resolución CREG 071 de 2006 Por la cual se adopta la metodología para la
remuneración del Cargo por Confiabilidad en
el Mercado Mayorista de Energía.
Ley 1215 de 2008 Por la cual se adoptan medidas en materia de
cogeneración de energía eléctrica.
Resolución CREG 005 de 2010 Por la cual se determinan los requisitos y con-
diciones técnicas que deben cumplir los pro-
cesos de cogeneración y se regula esta acti-
vidad.
las mismas o mejores condiciones que
estos contratos y todo dependerá de la
redacción de sus cláusulas, la observancia
de lo que pueda establecer la regulación
y la adecuada constitución de garantías,
de conformidad con una debida
identificación de los riesgos asumidos
por la Empresa y el Usuario.
9.5. Marco normativo
El mercado eléctrico colombiano cuenta
conunamplioyextensomarconormativo,
por lo que, sin ser exhaustos, se presenta
a continuación algunas de las principales
normas aplicables en el sector:

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NORMA MATERIA
Ley 1715 de 2014 Por medio de la cual se regula la integración
de las energías renovables no convencionales
al sistema energético nacional.
Resolución CREG 015 de 2018 Por la cual se establece la metodología para la
remuneración de la actividad de distribución
de energía eléctrica en el Sistema Interconec-
tado Nacional.
Ley 2099 de 2021 Por medio de la cual se dictan disposiciones
para la transición energética, la dinamización
del mercado energético, la reactivación eco-
nómica del país y se dictan otras disposicio-
nes.

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