FACULTAD DE INGENIERIA CIVIL ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA ...

FACULTAD DE INGENIERIA CIVIL

ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA LEY 1715 DE 2014 EN LA

VIABILIDAD DE PROYECTOS DE FUENTES NO

CONVENCIONALES DE ENERGÍA RENOVABLE EN COLOMBIA

PROYECTO DE GRADO

MAESTRÍA EN INGENIERÍA CIVIL

INGENIERÍA Y GERENCIA DE LA CONSTRUCCIÓN

PRESENTA

LAURA LUCÍA ALDANA RODRÍGUEZ

ASESOR:

ANGÉLICA OSPINA

BOGOTÁ D.C.

Diciembre de 2015

Página 3

TABLA DE CONTENIDO

Resumen ................................................................................................................................ 11

Objetivos ................................................................................................................................. 13

Introducción ............................................................................................................................ 15

Definiciones y acrónimos ........................................................................................................ 17

1. Estado actual de la implementación de energías renovables ...................................... 19

1.1. Contexto mundial .................................................................................................... 19

1.1.1. China ............................................................................................................... 25

1.1.2. Alemania ......................................................................................................... 30

1.1.3. España ............................................................................................................ 35

1.1.4. Estados unidos ................................................................................................ 44

1.1.5. Brasil ............................................................................................................... 48

1.1.6. Chile ................................................................................................................ 52

1.2. Contexto nacional ................................................................................................... .59

2. Metodología del estudio .............................................................................................. 65

3. Marco normativo .......................................................................................................... 67

3.1. Ley 697 de 2001 ...................................................................................................... 67

3.2. Estatuto tributario art. 428 y ley 788 de 2002 .......................................................... 67

3.3. Resolución 0186 de 2012 ........................................................................................ 67

3.4. Resolución 563 de 2012 .......................................................................................... 69

3.5. Ley 1715 de 2014 .................................................................................................... 71

3.5.1. Definiciones ..................................................................................................... 71

3.5.2. Competencias administrativas ......................................................................... 72

3.5.3. Mecanismos de promoción .............................................................................. 74

3.5.4. Creación del FENOGE..................................................................................... 76

3.5.5. Incentivos a la inversión ................................................................................... 76

3.6. Lineamientos de política de la ley 1715 de 2014 ..................................................... 78

3.6.1. Decreto 2469 de 2014 .................................................................................... 78

3.6.2. Decreto 2492 de 2014 ..................................................................................... 79

3.6.3. Resolución 281 de 2014 .................................................................................. 79

3.6.4. Resolución 024 de 2015 .................................................................................. 79

3.6.5. Decreto 2143 de 2015 ..................................................................................... 81

4. Legislación colombiana frente a los marcos normativos internacionales ..................... 83

5. Legislación colombiana actual frente al marco regulatorio anterior .............................. 87

6. Impacto de la ley en el mercado colombiano ............................................................... 89

6.1. Descripción de la encuesta ...................................................................................... 89

6.2. Resultados y análisis ............................................................................................... 90

7. Evaluación financiera de proyectos de fncer ............................................................. 105

7.1. Proyecto Sector Industrial...................................................................................... 107

7.2. Proyecto Residencial ............................................................................................. 113

7.3. Proyecto Sector Comercial – Centro comercial ..................................................... 120

7.4. Proyecto Sector Comercial – Centro comercial II .................................................. 127

7.5. Proyecto Sector Comercial – Edificio de oficinas ................................................... 132

8. Conclusiones y recomendaciones ............................................................................. 139

9. Futuras líneas de investigación ................................................................................. 143

10. Bibliografía ................................................................................................................ 145

11. Anexos ...................................................................................................................... 147

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Países con mayor participación en el consumo energético mundial……………… 19

Tabla 2. Países con mayor participación en la generación de energía hidroeléctrica…….. 21

Tabla 3. Países con mayor participación en el consumo de energías renovables en el

mundo………………………………………………………………………………………………. 22

Tabla 4. Principales instrumentos regulatorios para el incentivo de las energías

renovables en el mundo………………………………………………………………………….. 23

Tabla 5. Participación de las fuentes de energía en la producción y consumo de energía

en China en 1978, 1996 y 2013…………………………………………………………………. 25

Tabla 6. Normas del sector de las energías renovables en China………………………….. 28

Tabla 7. Participación de las fuentes de energía en la producción y consumo de energía

en Alemania en 1990 y 2012……………………………………………………………………. 31

Tabla 8. Normas del sector de las energías renovables en Alemania……………………… 33

Tabla 9. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en España

en 1990 y 2012……………………………………………………………………………………. 36

Tabla 10. Participación de las fuentes de energía en la potencia instalada y en la

generación de electricidad de España en el año 2012. ……………………………………… 38

Tabla 11. Potencia instalada (GW) en los escenarios planteados por Greenpeace………. 39

Página 5

Tabla 12. Inversiones a realizar en los escenarios planteados por Greenpeace………….. 39

Tabla 13. Normas del sector de las energías renovables en España………………………. 40

Tabla 14. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en EEUU

en 1990 y 2012……………………………………………………………………………………. 45

Tabla 15. Normas del sector de las energías renovables en Estados Unidos……………... 47

Tabla 16. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Brasil

en 1990 y 2012……………………………………………………………………………………. 49

Tabla 17. Normas del sector de las energías renovables en Brasil…………………………. 51

Tabla 18. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Chile

en 1990 y 2012……………………………………………………………………………………. 53

Tabla 19. Normas del sector de las energías renovables en Chile…………………………. 58

Tabla 20. Radiación solar en las diferentes regiones de Colombia…………………………. 61

Tabla 21. Metas de participación de las FNCER establecidas por el PROURE…………… 68

Tabla 22. Competencias administrativas del Gobierno y su reglamentación

correspondiente…………………………………………………………………………………… 73

Tabla 23. Mecanismos de promoción de las FNCER establecidos en la Ley 1715 de

2014………………………………………………………………………………………………… 75

Tabla 24. Mecanismos de promoción contexto internacional y colombiano.………………. 83

Tabla 25. Información dada por encuestados sobre proyectos de FNCER realizados en

el país………………………………………………………………………………………………. 103

Tabla 26. Costos de un proyecto de energía eólica para el sector industrial.…………....... 107

Tabla 27. Tasas del proyecto de energía eólica para el sector industrial…………………... 108

Tabla 28. Estructura de financiación del proyecto de energía eólica para el sector

industrial……………………………………………………………………………………………. 108

Tabla 29. Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para el sector

industrial……………………………………………………………………………………………. 109

Tabla 30. Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía eólica para el sector

industrial……………………………………………………………………………………………. 110

Tabla 31. Flujo de caja del proyecto para el sector industrial sin aplicación de los

beneficios de la ley………………………………………………………………………………... 110

Tabla 32. Flujo de caja del proyecto para el sector industrial con aplicación de los

beneficios de la ley……………………………………………………………………………….. 111

Tabla 33. Flujos de caja comparativos…………………………………………………………. 111

Tabla 34. Valor Presente Neto de los Escenarios…………………………………………….. 112

Tabla 35. Indicadores del proyecto de energía eólica para el sector industrial respecto a

línea base………………………………………………………………………………………….. 112

Tabla 36. Análisis de sensibilidad de los IBE frente a la tarifa de venta de los excedentes 113

Tabla 37. Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para el sector residencial.. 114

Tabla 38. Tasas del proyecto residencial de energía solar fotovoltaica……………………. 114

Tabla 39. Estructura de financiación del proyecto residencial de energía solar

fotovoltaica…………………………………………………………………………………………. 115

Tabla 40. Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto residencial……. 116

Tabla 41. Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía solar fotovoltaica para el

sector residencial………………………………………………………………………………….. 116

Tabla 42. Flujo de caja del proyecto residencial sin aplicación de los beneficios de la ley. 117

Tabla 43. Flujo de caja del proyecto residencial con aplicación de los beneficios de la ley 117



Tabla 46. Indicadores del proyecto para el sector residencial respecto a línea base…….. 119


Tabla 48. Costos de un proyecto de energía eólica para un centro comercial…………….. 120

Tabla 49. Tasas del proyecto de energía eólica para un centro comercial………………… 121

Tabla 50. Estructura de financiación del proyecto de energía eólica para un centro

comercial…………………………………………………………………………………………… 121

Tabla 51. Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un centro

comercial…………………………………………………………………………………………… 122

Tabla 52. Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía eólica para un centro

comercial…………………………………………………………………………………………… 122

Tabla 53. Flujo de caja del proyecto para un centro comercial sin la aplicación de los


Tabla 54. Flujo de caja del proyecto para un centro comercial con la aplicación de los




Tabla 57. Indicadores del proyecto para un centro comercial respecto a línea base……... 125


Tabla 59. Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para un centro comercial.. 126

Tabla 60. Tasas del proyecto de energía solar fotovoltaica para un centro comercial……. 127

Página 7

Tabla 61. Estructura de financiación del proyecto de energía solar fotovoltaica para un

centro comercial…………………………………………………………………………………… 127

Tabla 62. Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un centro

comercial…………………………………………………………………………………………… 128

Tabla 63. Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía solar fotovoltaica para un

centro comercial…………………………………………………………………………………… 128

Tabla 64. Flujo de caja del proyecto para un centro comercial sin la aplicación de los


Tabla 65. Flujo de caja del proyecto para un centro comercial con la aplicación de los






Tabla 70. Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para un edificio de

oficinas……………………………………………………………………………………………… 132

Tabla 71. Tasas del proyecto de energía solar fotovoltaica para un edificio de oficinas…. 133

Tabla 72. Estructura de financiación del proyecto de energía solar fotovoltaica para un

edificio de oficinas………………………………………………………………………………… 133

Tabla 73. Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un edificio

de oficinas………………………………………………………………………………………….. 134

Tabla 74. Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía solar PV para un edificio de

oficinas……………………………………………………………………………………………… 134

Tabla 75. Flujo de caja del proyecto para un edificio de oficinas sin la aplicación de los


Tabla 76. Flujo de caja del proyecto para un edificio de oficinas con la aplicación de los






LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Crecimiento en la producción de energía por fuente.. .............................................. 11

Figura 2. Consumo de energía por fuente (Año 2010).. .......................................................... 12

Figura 3. Tendencias de crecimiento en el consumo energético mundial por fuente.. ............. 20

Figura 4. Tendencia de consumo de energías renovables por región.. ................................... 20

Figura 5. Fuentes de generación de electricidad.. ................................................................... 21

Figura 6. Aumento en la producción y el consumo de energía entre 1978 y 2012 en

China.. .................................................................................................................................... 25

Figura 7. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en China en

1978, 1996 y 2013.. ................................................................................................................ 26

Figura 8. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Alemania.. ......................................... 30

Figura 9. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Alemania

en 1990 y 2012. ...................................................................................................................... 31

Figura 10. Producción de electricidad por fuente de energía a través del tiempo (kWh). . ...... 32

Figura 11. Producción de energía entre 1970 y 2012 en España.. .......................................... 35

Figura 12. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en España

en 1990 y 2012. ...................................................................................................................... 36

Figura 13. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Estados Unidos.. ............................. 44

Figura 14. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Estados

Unidos en 1990 y 2012. .......................................................................................................... 45

Figura 15. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Brasil. .............................................. 48

Figura 16. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Brasil

en 1990 y 2012. ...................................................................................................................... 49

Figura 17. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Chile. ............................................... 53

Figura 18. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Chile en

1990 y 2012. ........................................................................................................................... 54

Figura 19. Capacidad de ERNC agregada anualmente entre el año 2010 y el año 2014 en

Chile. ...................................................................................................................................... 55

Figura 20. Capacidad instalada de energías renovables al 31 de diciembre de 2014.. ........... 55

Figura 21. Proyectos en Evaluación Ambiental discriminados por Tecnología en Chile. ......... 56

Figura 22. Potencial disponible de energías renovables en las diferentes regiones de

Chile.. ..................................................................................................................................... 57

Figura 23. Participación de las fuentes de energía en la producción y exportación de

energía primaria en el 2013 en Colombia. .............................................................................. 59

Página 9

Figura 24. Participación de energía por sector y por fuente en Colombia en el año 2013.. ..... 60

Figura 25. Distribución de la población encuestada según su rol. ........................................... 90

Figura 26. Distribución de los encuestados según su conocimiento del borrador del

decreto.................................................................................................................................... 90

Figura 27. Respuestas de los encuestados sobre la rentabilidad de los proyectos sin

incentivos. ............................................................................................................................... 93

Figura 28. Respuestas de los encuestados sobre la rentabilidad de los proyectos sin la

venta de excedentes de energía. ............................................................................................ 93

Figura 29. Respuestas generales sobre la bondad económica de los incentivos. ................... 96

Figura 30. Respuestas de los promotores sobre la bondad económica de los incentivos. ...... 96

Figura 31. Respuestas de los proveedores sobre la bondad económica de los incentivos. .... 97

Figura 32. Respuestas de los constructores sobre la bondad económica de los incentivos. ... 97

Figura 33. Respuestas de los usuarios sobre la bondad económica de los incentivos. ........... 97

Figura 34. Clasificación de los incentivos en función de su bondad. ....................................... 99

Figura 35. Clasificación de los incentivos en función de su bondad de acuerdo con

promotores. ............................................................................................................................ 99


proveedores. ......................................................................................................................... 100


constructores. ....................................................................................................................... 100


usuarios. ............................................................................................................................... 100

Figura 39. Perfiles de consumo y generación en el sector industrial a lo largo del día. ......... 109

Figura 40. Perfiles de consumo y generación en el sector residencial a lo largo del día. ...... 115

Figura 41. Perfiles de consumo y generación en un centro comercial a lo largo del día. ....... 121

Figura 42. Perfiles de consumo y generación en un centro comercial a lo largo del día. ....... 127

Figura 43. Perfiles de consumo y generación en edificio de oficinas a lo largo del día. ......... 133

LISTA DE ANEXOS

Anexo 1. Comentarios a la reglamentación de los incentivos de la Ley 1715 de 2014……. 147

Anexo 2. Comentarios sobre las barreras de la legislación actual a las FNCER…………... 150

Anexo 3. Comentarios sobre la rentabilidad de los proyectos sin incentivos y excedentes

de energía…………...…………...…………...…………...…………...…………...…………...... 153

Anexo 4. Comentarios sobre la bondad económica de los incentivos de la Ley 1715 de

2014…………...…………...…………...…………...…………...…………...…………............... 155

Anexo 5. Comentarios sobre la clasificación de la bondad económica de los incentivos…. 157

Anexo 6. Comentarios sobre los incentivos o mecanismos faltantes en la legislación

actual…………...…………...…………...…………...…………...…………...………….............. 158

Anexo 7. Comentarios sobre el beneficio de los incentivos para actores diferentes a los

usuarios…………...…………...…………...…………...…………...…………...………….......... 160

Anexo 8. Flujo de caja Proyecto Sector Industrial con Energía Eólica…………...…………. 161

Anexo 9. Flujo de caja Proyecto Sector Residencial con Energía Solar Fotovoltaica.…….. 163

Anexo 10. Flujo de caja Proyecto Centro Comercial con Energía Eólica……………..…….. 165

Anexo 11. Flujo de caja Proyecto Centro Comercial con Energía Solar Fotovoltaica....…... 167

Anexo 12. Flujo de caja Proyecto Edificio de Oficinas con Energía Solar Fotovoltaica.…... 169

Página 11

RESUMEN

En los últimos años, la energía consumida en el mundo ha provenido principalmente de

los combustibles fósiles, según la información más reciente del Banco Mundial, el

petróleo, el carbón y el gas natural representan más del 80% de las fuentes de energía.

Debido a los desarrollos industriales y tecnológicos y al crecimiento económico de las

últimas décadas, la producción de energía a partir de las diferentes fuentes de energía ha

aumentado y se proyecta que continúe en esta dinámica como se observa en la Figura 1.

Figura 1. Crecimiento en la producción de energía por fuente. Fuente: OECD/IEA World Energy

Outlook 2004.

Debido a la importancia que han tomado los modelos de desarrollo sostenible,

recientemente ha aumentado la participación de las fuentes de energía renovable en la

matriz energética mundial, destacándose entre ellas la biomasa y los aprovechamientos

hidroeléctricos. En una proporción mucho menor se encuentran las fuentes de energía

originadas en el sol, el viento y los mares. En la Figura 2 se observa la participación que

tuvo cada fuente de energía en el consumo global en el año 2010.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1970 2000 2030

TJ

Petroleo Carbón Gas Natural Nuclear Hidroelectricidad Biomasa y otros

Figura 2. Consumo de energía por fuente (Año 2010). Fuente: OECD/IEA World Energy Outlook

2004.

Dada esta situación, se ha hecho necesaria la elaboración de leyes y normas que

permitan regular e incentivar la producción y el consumo de energía proveniente de estas

fuentes. Países como Alemania, España, Estados Unidos, China y Suiza han sido

pioneros en el desarrollo de tecnologías y políticas ambientales y energéticas que han

generado contextos favorables para la implementación de proyectos basados en energías

renovables. En Colombia, el Ministerio de Minas y Energía sancionó la Ley 1715 del 13 de

mayo de 2014 por medio de la cual se regula la integración de la energías renovables no

convencionales al sistema energético nacional; esta ley contiene disposiciones que

suponen beneficios financieros, tributarios y contables para los proyectos basados en

estas fuentes de energía.

Combustibles fósiles

Nuclear

Biomasa

Mareomotriz

Hidroelectricidad

Etanol

Biodisel

Eólica

Solar fotovoltaica

Solar CSP

Página 13

OBJETIVOS

Objetivo general

Determinar el impacto de la Ley 1715 de 2014 en la viabilidad de la implementación de

proyectos con energías renovables en Colombia.

Objetivos específicos

Determinar la viabilidad financiera de proyectos basado en energías no

convencionales a la luz de las disposiciones establecidas por la Ley 1715 de 2014.

Identificar el impacto de las disposiciones y beneficios de la Ley 1715 de 2014 en el

sector de las energías renovables en Colombia.

Identificar las barreras existentes en la actualidad para el desarrollo de proyectos

basado en energías no convencionales y que no han sido subsanadas por la ley.

Identificar elementos de marcos normativos internacionales que pueden

implementarse en el país como herramienta de promoción de las energías renovables.

Página 15

INTRODUCCION

En el año 2014, el Ministerio de Minas y Energía suscribió la ley 1715 de 2014 mediante

la cual se reguló la integración de las energías renovables no convencionales al sistema

energético nacional, incentivando así la inversión, la investigación y el desarrollo del

sector. Esta ley incluye entre sus disposiciones: i) la autorización a los autogeneradores a

pequeña y gran escala a entregar sus excedentes a la red de distribución y/o transporte;

ii) la autorización del uso de sistemas de medición bidireccional y mecanismos

simplificados de conexión y entrega de excedentes a los autogeneradores a pequeña

escala y iii) la venta de energía por parte de generadores distribuidos, entre otros.

Adicionalmente, promueve el desarrollo de proyectos basados en energías no

convencionales mediante incentivos tributarios, arancelarios y contables. Estas

disposiciones benefician en términos prácticos y financieros el desarrollo de este tipo de

proyectos, que hasta el momento, no habían contado con el ambiente regulatorio propicio

para su implementación.

La Ley 1715 de 2014 constituye un gran avance en materia de sostenibilidad en el país,

pues no solo promueve el uso eficiente de los recursos y la protección del medio

ambiente, sino que también constituye una alternativa de solución e integración para las

poblaciones que actualmente no gozan del servicio de energía eléctrica. Por esta razón,

es de gran relevancia cuantificar sus beneficios en términos económicos e identificar sus

restricciones y dificultades para conocer su efecto real sobre la implementación de

proyectos basados en fuentes de energía no convencionales, y con base en ello, proponer

elementos y acciones que permitan mejorar el contexto regulatorio actual.

Página 17

DEFINICIONES Y ACRÓNIMOS

Definiciones

Balance neto o Net metering / Net billing: Es un mecanismo que permite inyectar los

excedentes de energía a la red para hacer uso de estos en otro momento. Así, la empresa

de energía proporciona la electricidad cuando la demanda sea superior a la producción

del sistema de autoconsumo y descuenta de la factura los excedentes vertidos. En el

esquema de Net metering el costo de la energía inyectada y demandada es el mismo, en

el esquema de Net billing el costo de la energía inyectada a a red difiere del costo de la

energía demandada de la red.

Cogeneración: Es la producción simultánea de calor útil y electricidad a partir de un

mismo combustible o fuente de energía.

Combustibles fósiles: Son las fuentes de energía no renovables que incluyen el petróleo,

el carbón y el gas natural.

Energía: La energía es la capacidad de los cuerpos para realizar un trabajo y producir

cambios en ellos mismos o en otros cuerpos. Existen diferentes tipos de energía tales

como la energía mecánica, eléctrica, térmica, química, entre otras.

Energía eléctrica o Electricidad: Es una forma de energía producida por una diferencia de

potencial entre dos puntos estableciéndose una corriente eléctrica entre ambos. A lo largo

de este trabajo se hará referencia constantemente a los términos energía y electricidad,

por lo cual resulta importante señalar su diferencia: La energía no es electricidad, sin

embargo, la electricidad es una forma de energía. La energía requerida para mover un

carro o calentar una caldera es energía primaria pero no es energía eléctrica, mientras

que aquella demandada por los electrodomésticos sí es energía eléctrica.

Energías renovables: Es aquella energía que se obtiene de fuentes naturales virtualmente

inagotables bien sea por su cantidad de energía o por su capacidad de regenerarse

naturalmente. En el contexto colombiano se denominan fuentes no convencionales de

energía renovable o FNCER. En algunos contextos internacionales son denominadas

ERNC. Se consideran FNCER/ERNC la biomasa, los pequeños aprovechamientos

hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y los mares.

Feed-in tariff: Es un instrumento normativo que impulsa el desarrollo de las energías

renovables no convencionales mediante el establecimiento de una tarifa especial por

unidad de energía eléctrica inyectada a la red, brindando al generador claridad sobre el

precio mínimo que le será pagado por concepto de electricidad.

Matriz energética: Combinación de las diferentes fuentes de energía que cubren el

suministro energético de un país.

Acrónimos

CREG: Comisión reguladora de energía y gas

ERNC: Energías renovables no convencionales

FNCER: Fuentes no convencionales de energía renovable

MADS: Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

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1. ESTADO ACTUAL DE LA IMPLEMENTACIÓN DE ENERGÍAS

RENOVABLES

1.1. CONTEXTO MUNDIAL

El consumo energético mundial ha aumentado con el paso de los años impulsado por el

crecimiento socioeconómico de los países y el incremento de la población mundial. En la

actualidad, China y Estados Unidos son los países que mayor cantidad de energía

primaria consumen, abarcando juntos aproximadamente el 40% del consumo mundial. La

Tabla 1 presenta el listado de países con mayor participación en el consumo de energía

en el mundo.

Tabla 1

Países con mayor participación en el consumo energético mundial

País Participación

China 23,0%

Estados Unidos 17,8%

Rusia 5,3%

India 4,9%

Japón 3,5%

Canadá 2,6%

Alemania 2,4%

Brasil 2,3%

Nota: Cifras tomadas de BP Statistical Review of World Energy, Junio de 2015.

Hasta el Siglo XX, la sociedad se encontraba enfocada en la generación de energía

abundante y confiable, sin preocuparse por los efectos ambientales de la producción a

gran escala. Sin embargo, en las últimas décadas se han identificado los impactos

negativos que tiene sobre el medio ambiente la explotación de fuentes fósiles, razón por

la cual desde hace algunos años se han desarrollado tecnologías para la producción de

energía a partir de recursos como el sol, el viento, el calor de la tierra, los mares y la

biomasa. Dada su abundancia en cada uno de los lugares del planeta, dichos recursos

cuentan con un enorme potencial energético para su aprovechamiento a costos bajos en

relación al beneficio. La Figura 3 presenta las tendencias de crecimiento de consumo de

las diferentes fuentes de energía desde la década de 1990 en el mundo.

Figura 3. Tendencias de crecimiento en el consumo energético mundial por fuente. Cifras en

millones de toneladas equivalentes. Fuente: Tomada de BP Statistical Review of World Energy,

Junio de 2015.

La Figura 4 muestra la tendencia de

consumo de energías renovables por

región en los últimos 25 años (sin incluir

la energía hidroeléctrica).

Según se observa en la figura, en la

década de 1990 Norteamérica generaba

más del 50% de energía renovable del

mundo. Sin embargo, como resultado de

años de esfuerzo en la implementación

de estas tecnologías, actualmente

Europa se posiciona como el continente

con mayor producción de energías

renovables, seguido por Asia con China

y la India liderando el sector.

Figura 4. Tendencia de consumo de energías

renovables por región. Cifras en Millones de

Toneladas Equivalentes. Fuentes: BP Statistical

Review of World Energy, Junio de 2015.

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Para el año 2014, el 87% de la energía consumida en el mundo tuvo su origen en el

petróleo, el carbón y el gas natural. Apenas el 7% fue generado a partir de centrales

hidroeléctricas, el 4% a partir de energía nuclear y solamente un 2% a partir de otras

energías renovables, tal como se aprecia en la Figura 5.

Figura 5. Fuentes de generación de electricidad. Fuente: Cifras tomadas de BP Statistical Review

of World Energy, Junio de 2015.

Después de las fuentes fósiles, las centrales hidroeléctricas constituyen la mayor fuente

de energía. China lidera la producción de energía hidroeléctrica, seguida por Canadá y

Brasil. La Tabla 2 presenta la participación de los países con mayor producción de

energía hidroeléctrica en el mundo en el año 2014.

Tabla 2

Países con mayor participación en la generación de energía hidroeléctrica


China 27,4%

Canadá 9,8%

Brasil 9,5%

Estados Unidos 6,7%

Rusia 4,5%


En cuanto a las demás energías renovables (sin incluir la nuclear), Estados Unidos, China

y Alemania consumen más del 45% de la energía producida a nivel mundial. La Tabla 3

presenta la participación de los países que tuvieron el mayor consumo de energías

renovables en el mundo en el año 2014.

Tabla 3

Países con mayor participación en el consumo de energías renovables en el mundo


Estados Unidos 20,5%

China 16,7%

Alemania 10,0%

España 5,1%

Brasil 4,9%

Italia 4,7%

Reino Unido 4,2%


Anualmente las fuentes convencionales de energía reciben subsidios cercanos a los 300

millones de dólares, lo que produce distorsión en el mercado al reducir artificialmente el

precio de la energía. Esta situación hace notoria la falta de leyes a nivel mundial que

apoyen política y financieramente las fuentes de energía renovables que se encuentran

en desventaja respecto al mercado del petróleo y la electricidad. Este apoyo puede darse

a través de incentivos y tarifas fijadas en horizontes de tiempo no menores a 20 años y

mediante la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles y a la energía nuclear.

Al respecto, la organización no gubernamental (ONG) Greenpeace plantea una serie de

acciones para incluir los cambios que deben hacerse en las políticas energéticas con el fin

de fomentar el cambio hacia las energías renovables. Algunas de estas acciones son las

siguientes:

1. Retirar progresivamente los subsidios a los combustibles fósiles y a la energía

nuclear.

2. Establecer objetivos de cumplimiento obligatorio para las fuentes renovables de

energía.

3. Proveer de beneficios definidos y estables a los inversionistas.

4. Dar acceso a la red, garantizado y prioritario, a los generadores de energía que usen

fuentes renovables.

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5. Elaborar una normativa estricta de eficiencia para el consumo energético de los

equipos electrodomésticos, edificios y vehículos.

6. Crear estrategias de transporte sostenible para reducir el uso del automóvil, promover

el transporte colectivo y la movilidad no motorizada.

Los países europeos han tomado la delantera en el desarrollo de marcos normativos

enfocados en favorecer las energías renovables, mientras que los países en desarrollo no

cuentan con la estabilidad política ni los recursos para hacerlo. En el caso particular de

Latinoamérica, este tema no constituye una prioridad para la legislación. En la Tabla 4 se

describen los principales mecanismos e instrumentos propuestos por algunos países para

incentivar la generación de energías renovables.

Tabla 4

Principales instrumentos regulatorios para el incentivo de las energías renovables en el mundo

Mecanismo Descripción

Objetivos

nacionales

Determinación de metas nacionales de generación de energía o

electricidad a partir de fuentes renovables.

Feed-in tariff Tarifa especial establecida por unidad de energía eléctrica

inyectada a la red. Usualmente incorpora un subsidio dado por el

Gobierno que se traspasa al consumidor con el fin de que la

distribuidora reciba una tarifa superior a la pagada por el

consumidor.

Subsidio a la

inversión inicial

Subsidio directo sobre el equipamiento o la inversión total en

sistemas de generación de energía renovable.

Deducción sobre

el impuesto de

renta

Deducción sobre el impuesto de renta equivalente a una parte o a la

totalidad de la inversión realizada en sistemas de generación de

energía renovable.


Incentivo a la

adquisición de

electricidad verde

Incentivo dado al consumidor final que se traduce en la disminución

del pago de la tarifa en función de la cantidad de electricidad

adquirida.

Balance neto (Net

metering)

Introducción del balance neto como sistema de compensación entre

la energía eléctrica demandada a la red y la vertida a la misma.

Obligatoriedad de

adquisición

Se obliga a los agentes comercializadores de energía eléctrica a

adquirir una porción determinada de electricidad proveniente de

fuentes renovables.

Acciones

voluntarias de

bancos

comerciales

Concesión preferencial de hipotecas para constructores que

instalen sistemas de generación de energía renovable y préstamos

para la instalación de dichos sistemas.

Parámetros de

desempeño

Establecimiento de parámetros mínimos de desempeño para

edificaciones (existentes o nuevas) en términos de consumo de

electricidad proveniente de fuentes renovables.

Acuerdos y

licitaciones

Establecer mecanismos de licitación o acuerdos entre empresas

para la generación, distribución y comercialización de energía

producida a partir de fuentes renovables.

Apoyo al

desarrollo

industrial

Apoyo a empresas involucradas en el proceso de desarrollo e

implementación de tecnologías basadas en energías renovables.

A continuación se revisará el estado actual de la implementación y regulación de las

energías renovables en algunos de los países líderes a nivel mundial y en el contexto

latinoamericano.

Página 25

1.1.1. CHINA

Producción y consumo de energía

La producción y demanda de energía ha aumentado considerablemente en razón al gran

crecimiento económico de China durante los últimos años. La Figura 6 presenta el

crecimiento de la producción y consumo de energía entre los años 1978 y 2012.

Figura 6. Aumento en la producción y el consumo de energía entre 1978 y 2012 en China. Fuente:

China Statistical Yearbook 2013.

En China el sector industrial demanda cerca del 70% de la energía total producida, el

sector residencial el 11% y el del transporte el 9%.

Matriz energética

De acuerdo con la información de China Statistical Yearbook, para el año 2013 el 66% de

la energía primaria consumida en el país tuvo su origen en el carbón. Las otras fuentes

fósiles ocuparon el 24,2% y las energías renovables el 9,8%. La Tabla 5 y la presenta el

porcentaje de participación de las principales fuentes de energía en la producción y

consumo de energía primaria en China en los años 1978, 1996 y 2013.

Tabla 5

Participación de las fuentes de energía en la producción y consumo de energía en China en 1978,

1996 y 2013

Fuente Producción Consumo

1978 1996 2013 1978 1996 2013

Carbón 70,3% 75,0% 75,6% 70,7% 73,5% 66,0%


1978 1996 2013 1978 1996 2013

Petróleo 23,7% 16,9% 8,9% 22,7% 18,7% 18,4%

Gas Natural 2,9% 2,0% 4,6% 3,2% 1,8% 5,8%

Energías renovables 3,1% 6,1% 10,9% 3,4% 6,0% 9,8%

Nota: Cifras tomadas de China Statistical Yearbook

La Figura 7 presenta gráficamente la información de la tabla anterior.

Figura 7. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en China en 1978,

1996 y 2013. Nota: Cifras tomadas de China Statistical Yearbook.

Como se puede observar en la figura, China tiene una gran dependencia energética en el

carbón. Aunque la participación de las energías renovables se ha triplicado pasando del

3% al 10% en los últimos 35 años, las fuentes fósiles continúan dominando la matriz

energética y seguirán siendo las principales fuentes de energía por los próximos años.

Desarrollo de las energías renovables

China ocupa el tercer puesto entre los países con mayores reservas de carbón en el

mundo. Con el ritmo actual de crecimiento, se calcula que estas reservas se acabarán en

38 años. El Plan Quincenal actualmente vigente establece como objetivo que el 11,3% de

la energía consumida en 2015 provenga de fuentes renovables y llegue al 15% en el

2020.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1978 1996 2013

Producción de Energía

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1978 1996 2013

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Carbón

Gas natural

Petróleo

Página 27

Para ello, en el 2010 China invirtió 354 millardos de RMB en energías renovables,

convirtiéndose en el mayor inversor del mundo es estas tecnologías. Según el Plan

Quincenal, para estos 15 años se contempla una inversión total de 5 billones de RMB.

Entre los mayores desafíos que enfrenta el país está la localización de los recursos pues

estos se encuentran concentrados principalmente en las zonas más pobres y de menos

demanda. Por este motivo, se está construyendo una red de ultra alto voltaje que permita

transportar la energía hacia los centros de mayor demanda.

Para el año 2012, la capacidad instalada de energía eólica era cercana a los 75 GW y su

meta para el año 2020 es alcanzar los 180 GW. China es el país con mayor capacidad

instalada en energía eólica onshore y el tercero en energía eólica offshore. Uno de los

principales retos que enfrenta este tipo de energía es que alrededor del 20% de los

aerogeneradores instalados no se encuentran conectados a la red.

En cuanto a la energía solar, China cuenta con un potencial cinco veces mayor en

comparación con la energía eólica, pese a lo cual la capacidad instalada es apenas de 7

GW en energía solar fotovoltaica y 14 MW en energía termosolar. Los objetivos

planteados en el Plan Quincenal pretenden alcanzar 1 GW de capacidad instalada en

energía termosolar para el año 2015 y 3 GW para el 2020.

Desde el año 2008, China es el principal fabricante mundial de paneles solares y exporta

cerca del 98% de su producción total. Sin embargo y debido a la crisis que enfrentan sus

principales clientes, el Gobierno ha buscado aumentar la producción dirigida al mercado

local.

Adicionalmente, dada la disminución del precio de los paneles solares en los últimos

años, China espera pasar de un modelo que otorga subvenciones por capacidad instalada

a otro que lo haga por rendimiento de los paneles.

En cuanto a la energía proveniente de la biomasa, China cuenta con una capacidad

instalada cercana a los 8GW. Según los objetivos del Plan Quincenal, para el 2015 se

espera lograr alcanzar una capacidad instalada de 13 GW y para el 2020 de 30 GW.

Además, recientemente el Gobierno incrementó de 2,5 a 3 veces los subsidios ofrecidos

para esta tecnología.

Cabe resaltar que la carencia de tierras para la plantación de cultivos energéticos y la

preocupación por garantizar la seguridad alimentaria son unas de las principales

restricciones para el aumento en la producción de biocombustibles.

Marco Normativo

La Tabla 6 presenta las normas y leyes más representativas para la regulación del sector

de las energías renovables en China.

Tabla 6

Normas del sector de las energías renovables en China

Año Ley Objetivo

2003 Programa de

Concesiones para

parques eólicos

Buscaba combinar incentivos y regulaciones para

garantizar máximos beneficios a los participantes en el

negocio eólico. Se basa en lo siguiente:

Impulsar la competencia entre las empresas

mediante la reducción del precio del kWh.

Facilitar la creación de grandes parques eólicos

mediante el diseño de políticas energéticas por parte

de autoridades centrales, creando economías de

escala y reduciendo el costo de acceso a la red

eléctrica.

Favorecer el asentamiento de empresas extranjeras.

Posibilitar la participación de capital extranjero en la

financiación de los parques eólicos.

2005 Ley de energías

renovables

Busca promover las energías renovables mediante 4

mecanismos:

Establecer objetivos nacionales.

Obligar a la conexión y compra de las energías

renovables.

Establecer un sistema feed-in tariff.

Desarrollar mecanismos para compartir el costo de

producción de la energía renovable.

Página 29

Año Ley Objetivo

Art. 7, 8: Establece como meta que el 10% de la energía

consumida en el 2010 proviniera de energías renovables

y esta alcanzara el 15% en el 2020.

Art. 14, 29: Las empresas de distribución deben conectar

a la red eléctrica todas las instalaciones de energía

generada a partir de fuentes renovables y deben

comprar toda la energía originada en dichas fuentes.

Art. 20: Busca compensar a las empresas eléctricas por

sobrecostos en la compra de energía renovable a partir

de tasas pagadas por los consumidores.

Art. 20, 21, 22: Las empresas de provincias que generan

menos energía renovable deben pagar tasas a empresas

de las provincias donde existe mayor generación.

Art. 24, 25: Establece un fondo destinado a

investigación, programas para el medio rural, proyectos

autónomos en zonas aisladas, exploración y evaluación

de recursos naturales, entre otros.

2009 Feed-in tariff - Sector

eólico

Las zonas con menos recursos reciben tarifas más altas,

mientras que las de más recursos cuentan con una tarifa

más baja.

2009 Política para mejorar

la valoración de la

energía (eólica)

conectada a la red

Divide el país en cuatro zonas para determinar el precio

de compra de la energía generada en parques eólicos

conectados a la red.

2010 Resolución para

creación de áreas

para energía

fotovoltaica

El Ministerio de Finanzas definió 13 áreas para el

desarrollo de la energía fotovoltaica. La mayoría se

localiza cerca de los grandes centros de producción de

equipamiento para energías renovables.

Año Ley Objetivo

2009 Programa

demostrativo Sol

Dorado

Ofrece subsidios para el desarrollo de proyectos

fotovoltaicos con el objetivo de instalar más de 500 MW

en periodo de 2 a 3 años. El subsidio ofrecido era del

50% de la inversión (en sistemas de generación,

transmisión y distribución) para proyectos conectados a

la red y 70% en caso de plantas ubicadas en zonas no

conectadas.

2013 Mercado de derechos

de emisiones de

carbono

Se fijó el objetivo de reducir en un 6,68% las emisiones

de CO2 por unidad de PIB para el 2015.

1.1.2. ALEMANIA


Contrario a la tendencia mundial, la producción y el consumo energético en Alemania ha

disminuido. No obstante, es preciso señalar que esta caída ha estado relacionada con

temperaturas relativamente suaves que han disminuido los requerimientos de energía

para calefacción. La Figura 8 presenta las tendencias recientes de producción y consumo

de energía entre los años 1970 y 2012.

Figura 8. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Alemania. Fuente: Banco Interamericano de

Desarrollo.

En Alemania los sectores industrial y residencial representan cerca del 50% de la

demanda energética, seguidos por el sector del transporte con un 25%.

Página 31

Matriz energética

De acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo, para el año 2012, el 79,7% de la

energía primaria consumida en el país tuvo su origen en fuentes fósiles, el 8,35% en

plantas de energía nuclear y el 11,95% en energías renovables.

La Tabla 7 presenta el porcentaje de participación de las principales fuentes de energía

en la producción y consumo de energía primaria en Alemania en los años 1990 y 2012.

Tabla 7

Participación de las fuentes de energía en la producción y consumo de energía en Alemania en

1990 y 2012


1990 2012 1990 2012

Petróleo 7,28% 2,74% 17,21% 31,73%

Gas natural 2,54% 7,75% 29,47% 22,32%

Carbón 65,39% 38,56% 38,96% 25,65%

Nuclear 21,41% 21,02% 12,40% 8,35%

Biocombustibles 2,57% 22,51% 1,49% 9,00%

Hidroeléctrica 0,80% 1,49% 0,47% 0,59%

Solar/Eólica 0,01% 5,85% 0,00% 2,32%

Geotérmica 0,00% 0,08% 0,00% 0,03%



Figura 9. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Alemania en 1990

y 2012.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Nuclear

Carbón

Gas natural

Petróleo

En términos de producción, el carbón tiene la mayor participación en la matriz energética,

pero esta ha disminuido un 40% en las últimas dos décadas mientras que las energías

renovables han multiplicado su participación entre 9 y 10 veces. En términos de consumo,

el petróleo ocupa el primer lugar, esto como consecuencia de la importación de crudo

para satisfacer las necesidades energéticas del país. Las fuentes fósiles han pasado de

ocupar el 86% de la demanda energética en el año 1990 al 80% en el año 2012, mientras

que las fuentes renovables han pasado del 2% al 12% en este mismo periodo.


En el año 2011, poco después de la catástrofe nuclear de Fukushima, Alemania tomó la

decisión de abandonar gradualmente su producción de energía nuclear y eliminarla del

todo para el año 2022. Hasta el año 2010, esta fuente de energía generaba cerca del 20%

de la energía producida en el país. Como resultado de esta política y de la entrada de los

beneficios feed-in tariff, se impulsó fuertemente el crecimiento de las energías renovables.

De acuerdo con los objetivos de Alemania y fijando como línea base las emisiones del

año 1990, se espera que en el año 2020 las emisiones de dióxido de carbono en el país

se reduzcan en un 40%. Para ello, el Gobierno ha establecido incentivos, subvenciones y

financiación a empresas que desarrollen tecnologías de captura y almacenamiento de

carbono.

Como se puede observar en la

Figura 10, los mayores progresos

vistos en el país se han

producido en energía solar

fotovoltaica y tecnologías de

biogás, cuya implementación

aumentó el 61% y 33%

respectivamente entre los años

2000 y 2013. Por su parte, la

capacidad instalada de energía

eólica creció en un 14%.

Figura 10. Producción de electricidad por fuente de

energía a través del tiempo (kWh). Fuente: AGEE-

Stat and AGEB.

Página 33

El primer parque eólico alemán inició su funcionamiento en el año 1987. Allí se instalaron

32 aerogeneradores cuya potencia variaba entre los 10 kW y 25 kW. Años después, en

abril de 2010, fue puesto en funcionamiento Alpha Ventus, el primer parque eólico marino

del país. Su generación anual es de 267 GWh, suficiente para abastecer 70.000 hogares.

En cuanto a la energía solar, en el año 1990 se llevó a cabo el programa de los mil

tejados gracias al cual cerca de 2550 tejados fueron equipados con instalaciones

fotovoltaicas, alcanzando una potencia de 6 MW. En el año 2011 inició el funcionamiento

del parque solar más grande de Alemania, ubicado en una antigua mina de extracción de

lignito y con una superficie total de 150 hectáreas. El parque cuenta con una potencia total

de 70 MW.

Marco Normativo


de las energías renovables en Alemania.

Tabla 8

Normas del sector de las energías renovables en Alemania

Año Ley Objetivo

1991 Ley de

Energías

Renovables

Exige a las grandes compañías eléctricas comprar energía

generada con procesos de conversión renovables y establece las

tarifas que deben pagar.

2000 EEG 2000 –

Ley de

energías

renovables

Obliga al operador del sistema a conectar a la red eléctrica las

plantas de generación de energía renovable asumiendo los

costos y a comprar toda esta energía pagando un feed-in tariff

(FIT).

Incluye tarifas elevadas para la energía fotovoltaica.

Incluye tecnologías como la energía geotérmica.

Declara la prioridad de la electricidad generada a partir de

fuentes de energía renovables y su posibilidad de conectarse

a la red.

Busca aumentar la participación de las energías renovables

en la generación de electricidad a 35% en el 2020, al 50% en

Año Ley Objetivo

el 2030, al 65% en el 2040 y al 80% en el 2050. Así mismo,

estableció como meta que para el 2020 el 18% de la energía

primaria debería generarse a partir de fuentes renovables.

Esta ley ha sido usada como modelo por más de 60 países

para la estructuración de regímenes de fomento de las

energías renovables.

2004 EEG 2004 Se realiza una modificación a la ley de energías renovables y se

incluyen bonos por uso de recursos renovables y utilización del

calor.


incluyen bonos por uso de estiércol, reducción de emisiones de

CO2 y uso de tecnologías innovadoras.

2010 Plan

Energético

Integral

Establece los objetivos estratégicos y acciones de política

energética y climática buscando la transformación del sistema

energético de Alemania para el año 2050.


incluyen nuevos requisitos en materia de eficiencia y ecología.

2014 EEG 2.0 Esta reforma se realizó debido a los altos costos de las energías

renovables:

Define que solo se le pagará a los proyectos solares

fotovoltaicos y eólicos más pequeños y más eficientes. Así, a

partir del 2015 no se subsidiarán plantas de capacidad mayor

a 500 kW, a partir del 2016 solo se subsidiarán plantas

menores a 250 kW y a partir del 2017 solo aquellas de

capacidad menor a 100 kW.

Sustituye las feed-in tariff por licitaciones.

Elimina la obligación de los operadores de comprar toda la

energía generada por medio de fuentes renovables y los

productores de esta energía asumirán el riesgo de

comercialización.

Página 35

Año Ley Objetivo

Esta reforma plantea como objetivo que la proporción de

electricidad generada a partir de energías renovables ascienda al

40%-45% para el año 2025.

1.1.3. ESPAÑA


En la década de 1980 se presentó un incremento considerable en la producción

energética de España, llegando a ser en el año 1990 un poco más del doble que la

generada en el año 1980, tal como se observa en la Figura 11.

Figura 11. Producción de energía entre 1970 y 2012 en España. Fuente: Banco Interamericano de

Desarrollo.

El sector del transporte es el mayor consumidor de energía en España, demandando

aproximadamente el 30% de la energía total consumida, seguido de cerca por los

sectores industrial y residencial, cuya demanda representa alrededor del 25% y 20% del

consumo total de energía.

Matriz energética



plantas de energía nuclear y el 11,89% en energías renovables. La Tabla 9 presenta el

porcentaje de participación de las principales fuentes de energía en la producción de

energía primaria en España en los años 1990 y 2012.

Tabla 9

Participación de las fuentes de energía en la producción energética en España en 1990 y 2012


1990 2012 1990 2012

Petróleo 3,31% 0,45% 55,61% 45,21%

Gas natural 3,74% 0,15% 5,00% 20,73%

Carbón 33,95% 7,32% 18,91% 10,33%

Nuclear 40,86% 48,10% 14,19% 11,84%


Hidroeléctrica 6,33% 5,23% 2,20% 1,29%

Solar/Eólica 0,00% 20,02% 0,00% 4,93%

Geotérmica 0,01% 0,06% 0,00% 0,01%



Figura 12. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en España en 1990

y 2012.

En términos de producción, la energía nuclear tiene la mayor participación en la matriz

energética y esta ha aumentado un 20% en los últimos años, mientras que el carbón ha

disminuido en un 80% dicha participación. En términos de consumo y como consecuencia

de las grandes importaciones del recurso, el petróleo lidera el porcentaje de aporte a la

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Nuclear

Carbón

Gas natural

Petróleo

Página 37

demanda de energía ocupando el 45%. Las fuentes fósiles han pasado de ocupar el 80%

de la demanda energética en el año 1990 al 76% en el año 2012, mientras que las fuentes

renovables han pasado del 6% al 12% en este mismo periodo.


Durante la década del 2000, motivados por los cambios en la reglamentación que

beneficiaban y retribuían la producción de energía eléctrica mediante fuentes renovables,

se realizaron miles de inversiones en generación de energía, especialmente fotovoltaica.

Gracias a este régimen, se alcanzó una potencia de energía diez veces superior al

objetivo nacional fijado y España se convirtió en uno de los líderes mundiales en este

campo, así mismo, las empresas iniciaron un proceso de exportación de su tecnología al

mundo.

Sin embargo, tras la crisis económica que inició en el año 2008, el Gobierno español

aprobó en el año 2010 recortes a la retribución de las tecnologías fotovoltaica, eólica y

termosolar al establecer un número máximo de horas de producción retribuidas al año

mucho menor a las horas reales de producción anual. Desde el año 2012 las instalaciones

han dejado de recibir retribuciones por parte del sistema eléctrico y se crearon impuestos

a la generación de electricidad. A pesar de estas medidas, el déficit del sistema eléctrico

superó los 4.000 millones de euros. Estas nuevas reformas ponen en peligro el

cumplimiento del objetivo del 20% de participación de las energías renovables en la

energía primaria consumida, que al año 2012 alcanzaba el 11,89%.

En términos de producción de electricidad, en el año 2012 se alcanzaron 32 GW de

potencia instalada en fuentes renovables (el 30,1% de la potencia eléctrica instalada en el

país) y la producción alcanzó los 69.500 GWh (el 23,8% de la generación eléctrica del

país). La Tabla 10 presenta la participación de las energías renovables y no renovables

en la potencia instalada y la generación eléctrica en el año 2012.

Tabla 10

Participación de las fuentes de energía en la potencia instalada y en la generación de electricidad

de España en el año 2012.

Potencia instalada Generación eléctrica

GW % GWh %

Energía renovable 32,3 30,1 69.457 23,8

Energía no renovable 74,8 69,9 222.354 76,2

Total 107,1 100,0 291.811 100,0%

Fuente: Red Eléctrica de España (REE)

La energía eólica ocupa el segundo lugar en potencia instalada después del gas natural y

el tercero en producción eléctrica después de la energía nuclear y el carbón,

posicionándose como principal fuente de energía renovable. Luego de esta se encuentra

la energía solar, sin embargo, tiene apenas un 4,2% de participación en la potencia

instalada y un 2,8% en generación eléctrica.

La suma total del valor de los bienes y servicios producidos por el sector de energías

renovables es de cerca de 14.000 millones de euros de los cuales el 40% procede de la

energía eólica y el 30% de la energía fotovoltaica.

La organización no gubernamental (ONG) ambientalista Greenpeace ha planteado tres

escenarios técnicos con el fin de desarrollar modelos energéticos que integren el

desarrollo de las energías renovables a largo plazo (años 2030 y 2050):

Escenario 1 – Continuidad: Refleja la situación en el 2030 si se continúa con las

tendencias actuales que representan un compromiso limitado con la reducción de

emisiones.

Escenario 2 – Transición lineal: El proceso de incorporación de la tecnología es lineal

en el tiempo.

Escenario 3 – Transición responsable: Acelera la incorporación de la tecnología en los

primeros años del escenario.

Página 39

En la Tabla 11 se presenta la potencia instalada para las fuentes de energías

convencionales y renovables de acuerdo con estos escenarios.

Tabla 11

Potencia instalada (GW) en los escenarios planteados por Greenpeace.

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Energías Convencionales 101,5 47,2 7,8

Eólica 48,5 68,1 82,1

Termosolar 13,1 44,8 67,9

Hidroeléctrica 16,0 17,5 18,6

Fotovoltaica 18,8 25,6 30,6

Olas - 2,4 4,1

Biomasa 2,7 2,7 2,7

Geotérmica 0,0 0,4 0,8

TOTAL 200,6 208,7 214,6

Energía renovable 99,1 161,5 206,8

Energía no renovable 101,5 47,2 7,8

Fuente: Greenpeace

Así mismo, se cuantificaron las inversiones a realizar en cada uno de los escenarios como

se muestra en la Tabla 12. Por supuesto, estas inversiones son mayores entre más

exigente sea el escenario, razón por la cual el Escenario 3, en el cual se acelera la

incorporación de las tecnologías, requiere una inversión es 3,6 veces mayor a la

necesaria en el Escenario 1 y 1,4 veces mayor a la del Escenario 2.

Tabla 12

Inversiones a realizar en los escenarios planteados por Greenpeace.


Millones

de €

% Millones

de €

% Millones

de €

%

Maquinaria y

equipos mecánicos

40.394 49,7 92.463 45,5 130.388 44,5

Fabricación de

maquinaria y

material eléctrico

16.262 20,0 41.519 20,4 60.007 20,5


Millones

de €

% Millones

de €

% Millones

de €

%

Construcción 11.385 14,0 31.395 15,4 46.704 15,9

Otros 13.183 16,3 37.916 18,7 55.926 19,1

Total 81.224 100 203.293 100 293.025 100

Fuente: Greenpeace

El avance hacia un modelo energético apoyado en su mayoría en fuentes renovables

(escenarios 2 y 3) requiere una gran inversión pero implica importantes beneficios

asociados a: i) impacto económico y creación de empleo ii) posicionamiento de los

sectores industriales relacionados con el sector de las energías renovables, iii) reducción

del grado de dependencia energética, iv) reducción de las importaciones energéticas y v)

reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Marco Normativo


de las energías renovables en España.

Tabla 13

Normas del sector de las energías renovables en España

Año Ley Objetivo

1980 Ley 82 de 1980 Fue la primera ley que reguló los beneficios para nuevas

instalaciones de producción de energía hidroeléctrica.

1994 Real Decreto

2366 de 1994

Regula la energía eléctrica de régimen especial, dentro del

cual incluye instalaciones, plantas de cogeneración, plantas de

calor residual y centrales hidráulicas cuya potencia sea menor

o igual a 100 MW.

Obliga a las empresas distribuidoras a adquirir el excedente de

energía de estas instalaciones siempre que sea técnicamente

viable.

Se fija el precio de venta de la energía en función de las tarifas

Página 41

Año Ley Objetivo

eléctricas, la potencia instalada y el tipo de instalación.

1997 Ley 54 de 1997 Distingue la producción en régimen ordinario de la producción

en régimen especial e identifica un marco económico de

retribución para cada modelo de generación de electricidad.

1998 Real Decreto

2818 de 1998

Determina que las primas del régimen especial deben ser

actualizadas anualmente y revisadas cada 4 años.

Fue derogado por el Real Decreto 436/2004.

1999 Plan de

Fomento de la

Energías

Renovables

(PFER)

Señala objetivos de crecimiento de cada tecnología renovable

con el fin de alcanzar mediante estas energías una cobertura

de mínimo el 12% de la energía primaria consumida en España

para el año 2010.

2002 El Real Decreto

841/2002

Permite la contratación entre generadores en régimen especial

y comercializadores, recibiendo la prima correspondiente por la

energía vendida.

2004 El Real Decreto

436/2004

Derogó el Real Decreto 2818 de 1998.

Desarrolla la Ley del Sector Eléctrico y establece el esquema

legal y económico para el régimen especial. Da al titular de la

inversión dos alternativas para la remuneración de la energía

eléctrica generada: i) Vender la electricidad a la empresa

distribuidora a tarifa regulada en función de la potencia y

antigüedad de la instalación o ii) Vender la electricidad

libremente al mercado recibiendo el precio de mercado más un

incentivo por su participación en el mismo más una prima.

Año Ley Objetivo

2005-

2010

Plan de

Energías

Renovables

(PER)

Sustituyó al PFER pues sus resultados fueron ineficientes. Se

mantuvo el compromiso de alcanzar el 12% de participación de

las energías renovables en la energía primaria consumida en el

2010. Por su parte, se incorporaron dos nuevos objetivos:

29,4% de la generación eléctrica debía provenir de fuentes

renovables y 5,75% de la energía destinada al transporte debía

generarse a partir de biocarburantes para el año 2010.

2006 Real Decreto

314/2006

Aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE) y establece

la obligatoriedad de incorporar instalaciones solares térmicas y

paneles fotovoltaicos en ciertas edificaciones.

2007 Real Decreto

661/2007

Derogó el Real Decreto 2818 de 1998. Reguló la producción de

energía eléctrica en el régimen especial y mantuvo el esquema

del Real Decreto derogado en cuanto a las alternativas para la

remuneración de la energía eléctrica generada. Entre las

variaciones que incorpora esta la eliminación del incentivo a

participar en el mercado.

Establece feed-in tariffs para las energías renovables

diferentes a la fotovoltaica.

2008 Real Decreto

1578/2008

Establece feed-in tariffs para las instalaciones fotovoltaicas.

2011 Plan de

Energías

Renovables

PER 2011-2020

Propone que las energías renovables representen un 20,8%

del consumo final bruto de energía en el año 2020. Este valor

equivale al 39% del consumo eléctrico total.

2012 Real Decreto-

ley 1/2012

En razón a la crisis económica que atraviesa el país, suspende

los incentivos económicos para los proyectos de instalación de

nuevas plantas de producción eléctrica en el régimen especial.

La decisión fue justificada en que ya se habían alcanzado los

objetivos establecidos de potencia instalada.

Página 43

Año Ley Objetivo

2012 Ley 15/2012 Con el fin de recaudar recursos para reducir el déficit eléctrico

se crean impuestos a la generación, a la incorporación de la

energía al sistema eléctrico y al uso de aguas continentales

para aprovechamientos hidroeléctricos.

2013 Real Decreto-

ley 2/2013

Modifica el Real Decreto 661/2007, eliminando las primas por

venta de la energía al mercado.

2013 Real Decreto-

ley 9/2013

Elimina el régimen especial de modo que todas las

instalaciones empiezan a regirse por la misma normativa. El

nuevo régimen se basa en la percepción de los ingresos

derivados de la participación en el mercado más una

retribución adicional en caso de que el proyecto no alcance

una rentabilidad razonable y que consiste en: i) un término por

unidad de potencia instalada (€/MW) para cubrir el costo de

inversión de la instalación que no pueda ser recuperado por la

venta de energía o ii) un término a la operación (€/MWh) para

cubrir la diferencia entre el costo de explotación y los ingresos

por la participación en el mercado de dicha instalación.

2013 Ley 24/2013 El Gobierno podrá establecer un régimen retributivo específico

para fomentar la producción de energías renovables,

cogeneración y residuos cuando exista una obligación de

cumplimiento de objetivos energéticos o cuando su

introducción suponga una reducción en los costos energéticos

y en la dependencia energética del exterior. Para el cálculo de

dicha retribución se considerarán los ingresos estándar por la

venta de la energía valorada al precio de mercado, los costos

estándar de explotación y el valor estándar de la inversión

inicial.

2014 Real Decreto

413/2014

Regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir

de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

1.1.4. ESTADOS UNIDOS


La producción energética en Estados Unidos ha aumentado de forma moderada en las

últimas décadas. Como se observa en la Figura 13, actualmente se produce un 15% más

de energía que hacia el año 1970.

Figura 13. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Estados Unidos. Fuente: Banco

Interamericano de Desarrollo.

De acuerdo con la figura, el sector del transporte es el mayor consumidor de energía en

Estados Unidos, demandando más del 30% de la energía total consumida, seguido por

los sectores industrial y residencial, cada uno de los cuales representa cerca del 15% del

consumo total.

Matriz energética

De acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo, para el año 2012 el 84,63% de la




en la producción de energía primaria en Estados Unidos en los años 1990 y 2012.

Página 45

Tabla 14

Participación de las fuentes de energía en la producción energética en EEUU en 1990 y 2012


1990 2012 1990 2012

Petróleo 26,17% 22,55% 39,69% 39,08%

Gas natural 25,30% 30,93% 22,92% 26,49%

Carbón 32,82% 27,43% 24,20% 19,05%

Nuclear 9,65% 11,56% 8,10% 9,31%


Hidroeléctrica 1,42% 1,33% 1,19% 1,07%

Solar/Eólica 0,02% 0,81% 0,02% 0,65%

Geotérmica 0,85% 0,48% 0,72% 0,39%



Figura 14. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Estados Unidos

en 1990 y 2012.

La matriz energética de EEUU no ha sufrido cambios considerables en la últimas

décadas. En términos de producción, la matriz energética es liderado por el gas natural, el

carbón y el petróleo. En términos de consumo, el petróleo registra la mayor participación.

Las fuentes fósiles han pasado de ocupar el 87% de la demanda energética en el año

1990 al 84% en el año 2012, mientras que las fuentes renovables han pasado del 5% al

6% en este mismo periodo.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

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80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Nuclear

Carbón

Gas natural

Petróleo


Para el año 2013, la mayor potencia instalada correspondía a la energía hidráulica con 79

GW. El mayor crecimiento en este sector se produjo entre los años 1950 y 1980. En los

últimos años se han instalado pocas plantas y la capacidad de los proyectos en fase de

planeación se encuentra aproximadamente entre los 12 GW y 16 GW.

En segundo lugar se encuentra la energía eólica, con una capacidad instalada de 61 GW.

Luego y en menor proporción se encuentra la energía solar CSP y PV (12,8 GW) y los

biocombustibles (5,2 GW).

La energía solar fotovoltaica ha sido utilizada a lo largo de los Estados Unidos incluso en

zonas con recurso solar limitado. La mayor cantidad de plantas de energía solar CSP

fueron instaladas entre los años 1984 y 1991 en California y después del año 2010. En el

año 2014 el país contaba con una capacidad instalada cercana a 1 GW.

El biogás ha aumentado importancia y hay cerca de 240 digestores anaeróbicos en

granjas que abastecen la electricidad de cerca de 70.000 hogares. Esta tecnología tiene

el potencial de aumentar a 11.000 sistemas instalados que podrían abastecer 3 millones

de hogares.

Cabe resaltar que en el sector del transporte, que representa cerca del 43% del consumo

energético estadounidense, se ha implementado el uso de vehículos eléctricos y

biocombustibles.

Según cifras del Institute for Energy Research (IER), para el año 2014 alrededor del 9,8%

de toda la energía primaria consumida en Estados Unidos tuvo su origen en fuentes

renovables, lo cual equivale al 13,2% de la electricidad total producida.

Si bien a nivel nacional esta puede ser considerada una cifra pequeña, Estados Unidos es

el mayor productor de energías renovables en el mundo. De acuerdo con las estadísticas

oficiales del Gobierno de Estados Unidos sobre energía, este país fue el responsable del

22% de la producción de energías renovables en el mundo (incluyendo la energía

hidroeléctrica), cifra cercana a la suministrada por BP Global que indica que esta

participación es del 20,5% (sin incluir la energía hidroeléctrica).

Página 47

Marco Normativo


de las energías renovables en Estados Unidos.

Tabla 15

Normas del sector de las energías renovables en Estados Unidos

Año Ley Objetivo

2005 Ley de política

energética

Proporciona incentivos en impuestos y otras garantías:

Autoriza garantías de préstamos para tecnologías

innovadoras que no generen gases invernadero.

Incrementa al triple la cantidad de biocombustibles que

debe mezclarse en la gasolina comercializada en el país.

Autoriza subsidios para productores de energías no

convencionales.

Busca incrementar el carbón como fuente de energía y

autoriza inversiones en iniciativas de carbón limpio.

Añade fuentes de energía oceánicas.

2007 Ley de

Independencia

y Seguridad

Energética

Fija metas para el uso de fuentes renovables.

2008 Ley de

Estabilización

Económica de

Urgencia

Autoriza una extensión de rebajas fiscales para particulares y

empresas, en sectores como la energía solar y las renovables.

2009 Ley Americana

de Energía

Limpia y

Seguridad

Establece para el año 2020 un objetivo de reducción del 17%

con respecto a las emisiones de gases de efecto invernadero

de 2005.

1.1.5. BRASIL


La producción energética de Brasil ha tenido un ascenso vertiginoso en las últimas

décadas. Como se observa en la Figura 15, la producción actual de energía ha

aumentado en un 500% respecto al año 1970.

Figura 15. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Brasil. Fuente: Banco Interamericano de

Desarrollo.

De acuerdo con la figura, el sector industrial es el mayor consumidor de energía en Brasil,

demandando alrededor del 35% de la energía total consumida, seguido de cerca por el

sector del transporte, cuya demanda representa aproximadamente el 30% del consumo

total.

Matriz energética

De acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo, para el año 2012 el 73,02% de la




en la producción de energía primaria en Brasil en los años 1990 y 2012.

Página 49

Tabla 16

Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Brasil en 1990 y 2012


1990 2012 1990 2012

Petróleo 63,38% 53,98% 54,64% 43,16%

Gas natural 12,45% 18,34% 15,38% 24,88%

Carbón 3,66% 6,74% 4,56% 4,98%

Nuclear 0,53% 0,79% 0,65% 1,03%


Hidroeléctrica 5,38% 6,30% 6,64% 8,21%

Solar/Eólica 0,00% 0,16% 0,00% 0,21%

Geotérmica 0,83% 0,80% 1,02% 1,04%



Figura 16. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Brasil en 1990 y

2012.

En términos de producción y consumo, el petróleo tiene la mayor participación en la matriz

energética de Brasil, siendo, sin embargo, mayor en la producción, pues Brasil es un país

exportador del recurso. A pesar de que la producción de energías renovables se ha

incrementado drásticamente en los últimos años, su porcentaje de participación ha

aumentado muy levemente, esto se debe a que su crecimiento no ha sido mayor al de

otras fuentes de energía.

0%

10%

20%

30%

40%

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Año 1990 Año 2012


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100%

Año 1990 Año 2012

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Nuclear

Carbón

Gas natural

Petróleo


En el año 2002, en el marco del Programa de Incentivo a las Fuentes de Energías

Alternativas (PROINFA) se contrataron 144 proyectos para la generación de 3300 MW.

Este programa garantizó una tarifa fija por electricidad generada y el acceso a la red

nacional por 20 años.

Desde el año 2009, las subastas (licitaciones públicas) de energía eléctrica se han

constituido como uno de los mecanismos de apoyo a las fuentes de energía renovables.

Estos esquemas fueron destinados a incrementar la seguridad energética del país

mediante acuerdos a largo plazo (20 años) de compra de energía eólica realizados entre

productores y empresas de servicios públicos. Las dos primeras subastas realizadas en

2009 y 2010 permitieron concretar la construcción de 71 y 70 proyectos de parques

eólicos con una capacidad de 1806 MW y 2048 MW respectivamente. Estas subastas han

permitido contratar más de 6.000 MW de capacidad eólica.

Para el año 2013, la mayor fuente de energía eléctrica fue la hidroeléctrica que generó

más de 390.000 GWh. Si bien la generación de electricidad es bastante alta, no

representa más del 30% del potencial hidroeléctrico del país, estimado en más de 243

GW. Se espera que para el 2035 se duplique la capacidad hidroeléctrica instalada.

La energía hidroeléctrica ofrece una gran confiabilidad a sus usuarios, hecho que ha

potenciado el crecimiento de la energía eólica. La combinación de estas dos fuentes ha

sido la base de la explotación del potencial eólico del país, que se estima alcanza los 300

GW. El programa PROINFA permitió incorporar 1.300 MW de capacidad instalada para el

año 2005 y en el 2012 la energía eólica suministró el 2% de la electricidad consumida en

el país. Para el año 2013, Brasil se situó como el mayor productor de energía eólica en

Latinoamérica, con una capacidad instalada de 2.200 MW. Otros 7.000 MW se

encuentran en desarrollo y se espera entren en operación para el año 2016. Cabe resaltar

que entre el 2009 y el 2013 el crecimiento de la capacidad instalada fue del 38% anual.

En el periodo 2006-2013, la inversión realizada en energías limpias en Brasil fue de

96.000 millones de dólares, cerca del 75% de las inversiones de Latinoamérica

destinadas a tal fin. Alrededor del 70% de dicha inversión se enfocó en energía eólica, lo

Página 51

cual es atribuible en gran medida a la política energética brasilera que ofrece seguridad a

los inversionistas y que tiene al país a la espera de convertirse en fabricante de turbinas

completamente nacionales y en el principal ensamblador de Latinoamérica.

Entre los principales incentivos creados por el Gobierno para fomentar el desarrollo de las

energías renovables se encuentra: i) la diferenciación de tarifas para producción de

energía a partir de fuentes de energía renovables, ii) programas de investigación y

desarrollo de tecnologías, iii) legislación e incentivos para balance neto y iv) beneficios a

industrias y empresas que utilicen energías renovables y balance neto.

Marco Normativo



Tabla 17

Normas del sector de las energías renovables en Brasil

Año Ley Objetivo

2002 Programa

PROINFA

Programa de Incentivo a las Fuentes de Energías Alternativas:

Estableció incentivos para el desarrollo de las energías

renovables aumentando la participación de la energía de la

biomasa, las pequeñas centrales hidroeléctricas y la

energía eólica.

Establece feed-in tariffs.

2009 Subastas

(licitaciones

públicas)

Constituyeron mecanismos de apoyo a las fuentes de energía

renovables mediante acuerdos de compra de energía eólica

realizados entre productores y empresas de servicios públicos

por un término de 20 años.

Año Ley Objetivo

2011 Proyecto P&D

estratégico No.

13/2011

Consiste en la realización de acuerdos técnicos y comerciales

para la incorporación de proyectos de energía solar fotovoltaica

a la matriz energética brasilera. En el marco de este programa,

fueron seleccionados 17 proyectos para la generación de 23,6

MW para su instalación en diferentes regiones antes del 2015.

2011 Plan Brasil

Mayor

Busca orientar políticas de desarrollo industrial para mejorar la

competitividad del país en lo concerniente a la cadena de

suministro de energía principalmente solar y eólica.

2012 Resolución 481

de 2012

Incrementa al 80% el descuento en la tasa de uso del sistema

de transmisión y distribución para proyectos de energía solar

con capacidad inferior a 30 MW que entren en operación antes

del 31 de diciembre de 2017, aplicable durante los 10 primeros

años de operación, luego de los cuales el descuento será del

50%.

2012 Resolución 482

de 2012

Fomenta la generación distribuida por microgeneradores (hasta

100 kW) y minigeneradores (entre 100 kW y 1000 kW) para el

consumo propio. Crea y regula el sistema de compensación o

balance neto entre la energía generada y consumida por el

agente conectado al sistema de distribución.

1.1.6. CHILE


La producción energética de Chile se ha incrementado en las últimas décadas. Para el

año 2012 se generaba casi el 250% de la energía producida en el año 1970. Como se

observa en la Figura 17, solamente en el año 2012 el incremento en la producción

energética fue similar al presentado entre los años 1990 y 2010.

Página 53

Figura 17. Producción de energía entre 1970 y 2012 en Chile. Fuente: Banco Interamericano de

Desarrollo.

De acuerdo con la figura, el sector industrial es el mayor consumidor de energía en Chile,

demandando alrededor del 35% de la energía total consumida, seguido de cerca por el

sector del transporte y el sector residencial, cuya demanda representa aproximadamente

el 30% y 25% del consumo total, respectivamente.

Matriz energética





en la producción de energía primaria en Chile en los años 1990 y 2012.

Tabla 18

Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Chile en 1990 y 2012


1990 2012 1990 2012

Petróleo 14,56% 4,18% 46,08% 30,18%

Gas natural 17,72% 7,98% 9,56% 13,89%

Carbón 18,35% 2,28% 17,75% 19,96%

Nuclear 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%


Hidroeléctrica 9,49% 13,31% 5,12% 5,59%


1990 2012 1990 2012

Solar/Eólica 0,00% 0,38% 0,00% 0,16%

Geotérmica 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%



Figura 18. Participación de las fuentes de energía en la producción energética en Chile en 1990 y

2012.

En términos de producción, las energías renovables lideran la participación en la matriz

energética y han crecido cerca de un 70% de las últimas dos décadas. En términos de

consumo y como consecuencia de la importación del recurso, el petróleo tiene una

participación alta. Las fuentes fósiles han pasado de ocupar el 73% en el año 1990 al 64%

en el año 2012 mientras que las fuentes renovables han pasado del 27% al 36% en este

mismo periodo.


Entre los años 2010 y 2013 la potencia de ERNC instalada había tenido un aumento anual

moderado. Sin embargo, en el año 2014 se presentó un crecimiento en la capacidad

instalada 4 veces mayor al de los años anteriores, alcanzando un incremento de 982 MW

contra los 244 MW que fueron instalados en el 2013. La Figura 19 presenta la capacidad

de ERNC agregada anualmente entre el año 2010 y el año 2014 en Chile.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Año 1990 Año 2012

Consumo de Energía

Energíasrenovables

Carbón

Gas natural

Petróleo

Página 55

Figura 19. Capacidad de ERNC agregada anualmente entre el año 2010 y el año 2014 en Chile.

Fuente: CIFES, SEA, CDEC, CNE, Enero 2015.

En el año 2014 fueron desarrollados una gran cantidad de nuevos proyectos basados en

energía solar y eólica que alcanzaron una potencia de 396 MW y 505 MW,

respectivamente. Al finalizar el año 2014, la capacidad instalada en Chile ascendió a

2.097 MW. La

Figura 20 presenta la distribución de la potencia instalada entre las diferentes fuentes.

Figura 20. Capacidad instalada de energías renovables al 31 de diciembre de 2014. Fuente: CIFES, CDEC, Enero de 2015.

0

200

400

600

800

1000

2010 2011 2012 2013 2014

SOLAR

HIDRO

EOLICA

BIOMASA

BIOGAS

0

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800

1000

Solar-PV Hidro Eolica Biomasa Biogas

Po

ten

cia

inst

alad

a (U

S$/M

Wh

)

0

200

400

600

800

1000

Solar-PV Hidro Eolica Biomasa Biogas

Po

ten

cia

inst

alad

a (U

S$/M

Wh

)

De acuerdo con la figura, la energía eólica lideró la participación en las ERNC con 836

MW de potencia, seguida por la energía proveniente de la biomasa, la solar fotovoltaica y

las pequeñas centrales hidroeléctricas. En último lugar se encuentra el biogás, con 42

MW de potencia instalada:

Para el 31 de Diciembre de 2014 el Servicio de Estudios Ambientales tenía aprobada la

construcción de 14.725 MW y se encontraba evaluando proyectos de 6.849 MW de

potencia. El 90% de esta potencia corresponde a proyectos basados en energía solar y

eólica, tal como se observa en la Figura 21.

Figura 21. Proyectos en Evaluación Ambiental discriminados por Tecnología en Chile. Fuente:

CIFES, SEIA. Enero 2015.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Bioenergía Eólica Geotérmica Hidráulica Solar-CSP Solar-PV

Po

ten

cia

(MW

)

Aprobado

Calificacion

Página 57

Chile existen áreas con

condiciones privilegiadas

para el desarrollo de

energías renovables y su

gran potencial es bastante

mayor al crecimiento de la

demanda de electricidad

proyectado para las

próximas décadas.

En la zona norte del país

existe un mayor potencial

para el aprovechamiento de

la energía solar (CSP y PV)

mientras que la zona sur del

país permite en mayor

medida el aprovechamiento

de la energía eólica y las

pequeñas centrales

hidroeléctricas. La Figura 22

presenta el potencial

disponible de energías

renovables en las diferentes

regiones del país.

Figura 22. Potencial disponible de energías renovables en las

diferentes regiones de Chile. Fuente: Ministerio de Energía de

Chile, 2014.

Marco Normativo



Tabla 19

Normas del sector de las energías renovables en Chile

Año Ley Objetivo

2004 Ley Eléctrica Esta ley ha sido objeto de enmiendas enfocadas en la creación de incentivos para los proyectos con fuentes de energía renovable (eólica, geotérmica, de la biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas) de hasta 40 MW.

2004 Ley Corta I y Ley Corta II

Su objetivo era eliminar las barreras a las fuentes de energía renovable y favorecer a los pequeños proyectos de hasta 9 MW mediante la liberación de los pagos por transmisión en las líneas eléctricas de propiedad nacional.

2008 Ley No. 20.257 - Ley de Energías Renovables no Convencionales (ERNC)

Obliga a las generadoras de más de 200 MW de capacidad a generar mediante ERNC un porcentaje establecido cada año. Este valor es del 5% desde el 2010 hasta el 2014, y se incrementará anualmente un 0,5% después del 2015 hasta alcanzar 10% en el 2024. Las multas por no cumplimiento son de 27 USD por cada MW de déficit.

2012 Ley No. 20.571 Regula el pago de las tarifas eléctricas a generadores residenciales por medio del esquema del balance neto.

2013 Ley No. 20.698 Establece que en el año 2025 el 20% de la energía comercializada debe provenir de ERNC e introduce mecanismos de licitación.

Página 59

1.2. CONTEXTO NACIONAL

De acuerdo con datos del Banco Interamericano de Desarrollo, en el año 2013 el 93% de

la explotación y producción energética en Colombia provenía del carbón, crudo y gas

natural. Del 7% restante la energía hidroeléctrica cuenta con la mayor participación

seguida por la biomasa. Por su parte, las fuentes de energía solares y eólicas ocupan

apenas el 0,06% de la energía del país. Cabe resaltar que solo el 24% de la explotación

primaria proveniente de fuentes de combustibles fósiles es usada o consumida al interior

del país, mientras que el otro 76% se exporta. Así, el 78% de la energía primaria

producida para consumo nacional tiene su base en las fuentes de origen fósil y el 22% en

fuentes renovables.

La Figura 23 presenta la participación de las fuentes de energía en la producción nacional

y su distribución para uso interno y exportación en el año 2013.

Figura 23. Participación de las fuentes de energía en la producción y exportación de energía

primaria en el 2013 en Colombia. Cifras tomadas del Banco Interamericano de Desarrollo.

La mayor parte de la energía producida a partir de combustibles fósiles es destinada a los

sectores del transporte y la industria. Por su parte, la energía hidroeléctrica, solar, eólica y

de la biomasa se destinan en su mayoría para la producción de electricidad que abastece

principalmente a los sectores residencial, industrial y comercial.

La Figura 24 presenta la participación de las fuentes de energía en la producción nacional

de energía consumida y exportada en el año 2013.

0

200

400

600

800

1000

1200

CA

RB

ÓN

CR

UD

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GA

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R

me

bp

d/d

ía

Exportación

Uso interno

CARBÓN 44%

CRUDO 42%

GAS NATURAL 8%

HIDRO 3%

BIOMASA 3%

SOLAR 0%

Figura 24. Participación de energía por sector y por fuente en Colombia en el año 2013. Cifras

tomadas del Banco Interamericano de Desarrollo.

Desarrollo

En los últimos 30 años, el país ha identificado la importancia de la implementación de

políticas para favorecer el desarrollo de las FNCER. Durante este tiempo, se reconocen

cuatro periodos diferentes:

Identificación y promoción de programas dirigidos al sector rural y zonas aisladas

como alternativa más económica a la extensión de las redes.

Transición – reestructuración del Estado: Dentro del marco de la nueva constitución se

creó la UPME, la CREG, la Ley de Servicios Públicos y la Ley Eléctrica. Se reasignan

las funciones referentes a las FNCE y se fijan nuevos objetivos.

Reestructuración del sector eléctrico: Se busca mejorar la eficiencia en la prestación

del servicio, incrementar la cobertura del servicio y brindar soluciones en las zonas no

interconectadas.

Resurgimiento del interés en las políticas de FNCE: El uso de FNCE se eleva a

categoría de interés público mediante la Ley 697 de 2001. Sin embargo, los avances

han sido menores y solo hasta la expedición de la Ley 1715 de 2014 se creó un marco

regulatorio más robusto para las FNCE.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Transporte Industria Residencial Comercial

me

bp

d/d

ía ELECTRICIDAD

BIOMASA

GAS NATURAL

DERIVADOS DEL PETRÓLEO

CARBÓN

Página 61

Metas

El Ministerio de Minas y Energía estableció en el 2010 el Plan de acción indicativo 2010-

2015 del Programa de uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energía

no convencionales –PROURE– (Resolución MME 18-0919 de 2010), mediante el cual

determinaba que la meta de la participación de las energías renovables en el sistema

interconectado nacional debía ser del 3,5% para el 2015 y se esperaba que esta

aumentara al 6,5% para el año 2020.

Potencial y recursos

Gracias a su localización geográfica, Colombia cuenta con una gran variedad de recursos

naturales aprovechables para la generación de energías renovables. El estado de

implementación de tecnologías basadas en fuentes de energía renovable se describe a

continuación:

Energía solar

La radiación solar que recibe el país varía muy poco durante todo el año a lo largo del

territorio colombiano. Las regiones con mayor potencial son: La Costa Atlántica, Arauca,

parte del Vichada, valles del Río Cauca y del Río Magdalena y San Andrés y Providencia.

Los valores de radiación de las diferentes regiones de Colombia se presentan en la Tabla

20.

Tabla 20

Radiación solar en las diferentes regiones de Colombia

Región kWh/m2/año

Guajira 6,0

Costa Atlántica 5,0

Orinoquía 4,5

Amazonía 4,2

Andina 4,5

Costa Pacífica 3,5

Fuente: Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia. UPME - BID, 2015

Actualmente se estima que la potencia instalada en el país en sistemas fotovoltaicos se

encuentra alrededor de los 9MW y se estima un crecimiento de 300kWp/año. Cerca de la

mitad de esta energía se utiliza en sistemas aislados rurales y la otra mitad se destina a

equipos de comunicaciones. Por su parte, existen aproximadamente 110.000m2 de

colectores instalados para el aprovechamiento de la energía térmica, lo que equivale a

77MW; sin embargo, la instalación de estos sistemas tuvo su auge en los años 80 y 90,

pero fue desplazada y reemplazada por los sistemas de bajo costo alimentados por gas

natural.

Energía eólica

El mayor potencial eólico del país se concentra en La Guajira y en algunas zonas de la

Costa Atlántica. La potencia instalada identificada es de 19,5 MW y corresponde al

proyecto Jepirachi financiado por el Programa de investigaciones para el desarrollo de la

energía eólica en Colombia de COLCIENCIAS. Existen algunos otros aerogeneradores en

el país, pero su capacidad no ha sido determinada.

Energía de la biomasa

La alta cantidad de biomasa disponible otorga al país un potencial suficiente para

satisfacer la demanda energética a partir de productos derivados tales como

biocombustibles, biodiesel, bioaceites, biogás, entre otros. De acuerdo con estudios y

cifras de la UPME, los residuos agrícolas e industriales cuentan con un potencial

energético de 331.64 PJ/año, los residuos pecuarios tienen un potencial de 117.55 PJ/año

y los residuos sólidos urbanos de 12 ciudades principales alcanzan un potencial de 192

TJ/año. La capacidad instalada para el año 2008 en sistemas de energía cuya fuente es la

biomasa (principalmente bagazo de caña) era de 26,9 MW.

Pequeñas centrales hidroeléctricas

Colombia es considerada el cuarto país en el mundo con mayor capacidad hidráulica.

Según inventario de Intercolombia S.A. –ISA-, en proyectos grandes el país tiene un

potencial de 93.085 MW del cual ha sido instalado apenas el 8%. Por su parte, según el

Plan Energético Nacional, en pequeñas centrales hidroeléctricas se ha estimado un

potencial de 25.000 MW de los cuales se ha instalado solamente el 0,9%.

Página 63

Energía geotérmica

Según estudios del IPSE y la Organización Latinoamericana de Energía se identificaron

tres áreas con un alto potencial geotérmico: Volcán Azufral (Nariño), Complejo volcánico

Chiles - Cerro Negro (Nariño) y Paipa (Boyacá). Adicionalmente, se encuentra en estudio

de prefactibilidad la construcción y operación de una central geotérmica con capacidad de

50 MW en el área del Macizo Volcánico del Ruiz (Tolima). Sin embargo, este tipo de

energía no se ha utilizado en el país y su potencial energético no ha sido evaluado.

Energía de los mares

De acuerdo con un estudio de la Escuela Naval de Cadetes Almirante Padilla en 20031, la

Región del Pacífico tiene el mayor potencial de energía mareomoetriz, pues cuenta con

mareas superiores a los 3 metros. Sin embargo, las velocidades de las corrientes de

marea no son suficientes para la generación de electricidad, por lo cual se han planteado

modificaciones a los canales de entrada que permitirían alcanzar las velocidades

necesarias para generar entre 70 y 100 MW. En cuanto a la energía undimotriz, aquella

proveniente de las olas, el máximo potencial en Colombia es inferior al mínimo requerido

para la generación de electricidad. Por su parte, en la Isla de San Andrés existen

condiciones para el aprovechamiento del gradiente geotérmico cuyo potencial permitiría

abastecer las necesidades de la isla.

A pesar del potencial descrito anteriormente, en la actualidad Colombia no cuenta con

proyectos para el aprovechamiento de la energía del mar.

1 Torres, R. (2003). Estudio del potencial en Colombia para el aprovechamiento de la energía no

convencional de los océanos. Escuela Naval de Cadetes Almirante Padilla. Cartagena

Página 65

2. METODOLOGÍA DEL ESTUDIO

En el presente estudio se busca alcanzar los objetivos propuestos haciendo uso de la

metodología descrita a continuación:

Recopilar las leyes, resoluciones y decretos relevantes en el marco regulatorio actual

de las energías renovables en Colombia identificando sus principales beneficios,

incentivos económicos, mecanismos y disposiciones.

Comparar los mecanismos y beneficios implementados en la legislación nacional y

aquellos implementados en los marcos normativos internacionales.

Realizar un análisis financiero de distintos proyectos (individuales, comerciales e

industriales) con y sin la aplicación de los incentivos económicos propuestos por la

Ley 1715 de 2014. Se analizará la diferencia entre los resultados.

Elaborar y aplicar una encuesta a diferentes actores del sector de las energías

renovables en Colombia con el fin de conocer su percepción sobre las disposiciones

de la ley y las barreras para el acceso a los incentivos. Se analizarán cuantitativa y

cualitativamente las respuestas de los encuestados.

Con base en los pasos anteriores se propondrán elementos para complementar las

disposiciones de la legislación actual y se harán recomendaciones respecto a los

procesos para el acceso a los beneficios contenidos en esta.

Página 67

3. MARCO NORMATIVO

3.1. LEY 697 DE 2001

Su objetivo era fomentar el uso racional y eficiente de la energía y promover la utilización de

energías alternativas. Esta ley declaró el Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE) como

un asunto de interés social y público y definió las fuentes no convencionales de energía

como aquellas “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”.

En este ley se delegó al Ministerio de Minas y Energía como la entidad responsable de

promover, organizar, asegurar el desarrollo y el seguimiento de los programas de URE y

creó el Programa de Uso Racional y eficiente de la energía (PROURE) con el fin de aplicar

gradualmente programas para el cumplimiento de niveles mínimos de eficiencia energética

por parte de la cadena energética.

Adicionalmente contempló estímulos para la investigación a través de COLCIENCIAS, para

la educación a través del ICETEX y creó distinciones para aquellos que se destacaran a nivel

nacional en aplicación del URE.

3.2. ESTATUTO TRIBUTARIO ART. 428 Y LEY 788 DE 2002

La Ley 788 de 2002 en su artículo 95 adiciona el siguiente literal al artículo 428 del Estatuto

Tributario que enuncia las importaciones que no causan impuesto:

La importación de maquinaria y equipos destinados al desarrollo de proyectos o actividades

que sean exportadores de certificados de reducción de emisiones de carbono y que

contribuyan a reducir la emisión de los gases efecto invernadero y por lo tanto al desarrollo

sostenible".

3.3. RESOLUCIÓN 0186 DE 2012

Fue expedida por el MADS el 22 de Febrero de 2012 con el fin de adoptar metas

ambientales y reglamentar las solicitudes para optar por la exclusión o deducción prevista en

el literal j) del artículo 6° del Decreto 2532 de 2001, y el literal e) del artículo 4° del Decreto

3172 de 2003 que establecen que serán beneficiarios de exclusión de IVA y deducción de

renta por inversiones en control y mejoramiento del medio ambiente, los bienes, elementos,

equipos y maquinaria destinados a proyectos, programas o actividades de reducción en el

consumo de energía y/o eficiencia energética, siempre y cuando correspondan a la

implementación o logro de metas ambientales para el desarrollo de las estrategias, planes y

programas nacionales de producción más limpia, ahorro y eficiencia energética establecidos

por el Ministerio de Minas y Energía. Esta resolución establece como metas de participación

de las Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE) las propuestas por el Plan de Acción

Indicativo 2010-2015 PROURE:

Tabla 21

Metas de participación de las FNCER establecidas por el PROURE

Participación de las FNCE en el Sistema Interconectado Nacional

2015 3,50%

2020 6,50%

Participación de las FNCE en las Zonas No Interconectadas

2015 20%

2020 30%

Así mismo indica que las solicitudes de exclusión de IVA y deducción de renta deben

enmarcarse dentro de las siguientes líneas de acción del PROURE:

• Caracterizar el potencial de energía solar y de energía geotérmica con el fin de promover el

desarrollo de soluciones energéticas.

• Implementar un programa de medición y registro de vientos en los sitios identificados con

un potencial alto con el fin de estimar la energía aprovechable.

• Caracterizar los potenciales de energía de los mares con mayor detalle en las zonas

previamente identificadas.

• Caracterizar los potenciales de pequeñas caídas de agua que puedan producir menos de

10 MW en el inventario de potenciales de FNCE.

• Desarrollar proyectos demostrativos considerando variables técnicas, económicas, de

mercado, ambientales y sociales.

Página 69

Adicionalmente, se establece que dichas solicitudes pueden enmarcarse en proyectos de

generación y autogeneración de energía a partir de FNCE, incluyendo aquellos que se

encuentren en zonas del Sistema Interconectado Nacional

3.4. RESOLUCIÓN 563 DE 2012

Establece el siguiente procedimiento para evaluar y conceptuar sobre las solicitudes que se

presenten ante el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible con miras a obtener la

exclusión del impuestos sobre las ventas IVA y/o deducción:

Diligenciar y allegar a la UPME el formulario correspondiente al subprograma y línea de

acción al que se desea aplicar e incluir los soportes tales como certificados de importación

(cuando aplique), cálculos de mejoramiento de eficiencia u optimización del consumo de

energía, catálogos y la referencia a las normas nacionales o internacionales con las cuales

cumplen los elementos, equipos y maquinaria frente a requisitos de calidad, seguridad y

desempeño energético.

Para el caso de los proyectos demostrativos de fuentes no convencionales de energía se

debe diligenciar el siguiente formulario:

La UPME designará a un Comité evaluador para que realice el estudio de la solicitud de

acuerdo con lo indicado en la Resolución número 186 de 2012. Su aceptación o rechazo se

informará en diez (10) días hábiles.

Página 71

3.5. LEY 1715 DE 2014

El 13 de mayo de 2014, el Ministerio de Minas y Energía suscribió la ley 1715 de 2014 con el

fin de promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional.

Para ello, se definen instrumentos tributarios, contables y arancelarios para incentivar la

inversión y se establecen los criterios, principios y demás bases legales que permitan

establecer estrategias nacionales y orientar las políticas públicas que garanticen el

cumplimiento de la ley.

A continuación se presenta un resumen de los aspectos de mayor relevancia de la Ley 1715

de 2014 en relación con el acceso a los beneficios financieros para los proyectos basados en

fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

3.5.1. DEFINICIONES

Las definiciones contenidas la ley de mayor relevancia para el presente proyecto son las

siguientes:

Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que

producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades. En el

evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a partir de tal actividad, estos

podrán entregarse a la red, en los términos que establezca la Comisión de Regulación de

Energía y Gas (CREG) para tal fin.

Autogeneración a gran escala: Autogeneración cuya potencia máxima supera el límite

establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).

Autogeneración a pequeña escala: Autogeneración cuya potencia máxima no supera el

límite establecido por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).

Contador Bidireccional: Contador que acumula la diferencia entre los pulsos recibidos por

sus entradas de cuenta ascendente y cuenta descendente.

Excedente de energía: La energía sobrante una vez cubiertas las necesidades de consumo

propias, producto de una actividad de autogeneración o cogeneración.

Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): Se consideran FNCER la

biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, la geotérmica, la solar y

los mares. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCER según lo determine la

UPME.

Generación Distribuida (GD): Es la producción de energía eléctrica, cerca de los centros de

consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La capacidad de la

generación distribuida se definirá en función de la capacidad del sistema en donde se va a

conectar, según los términos del código de conexión y las demás disposiciones que la CREG

defina para tal fin.

Sistema energético nacional (SIN): Conjunto de fuentes energéticas, infraestructura,

agentes productores, transportadores, distribuidores, comercializadores y consumidores que

dan lugar a la explotación, transformación, transporte, distribución, comercialización y

consumo de energía en sus diferentes formas, entendidas como energía eléctrica,

combustibles líquidos, sólidos o gaseosos, u otra.

Zonas No Interconectadas (ZNI): Se entiende por Zonas No Interconectadas a los

municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado

Nacional (SIN).

3.5.2. COMPETENCIAS ADMINISTRATIVAS

En la Tabla 22 se presentan las competencias administrativas delegadas a las diferentes

entidades del Gobierno por la Ley 1715 de 2014 y las reglamentaciones expedidas en

cumplimiento de dichas competencias, cuyo contenido es relevante para la aplicación de los

beneficios de la ley:

Página 73

Tabla 22

Competencias administrativas del Gobierno y su reglamentación correspondiente

Competencia Administrativa Reglamentación Asociada

Ministerio de Minas y Energía (MME)

Expedir los lineamientos de política

energética de la ley.

Decreto No. 2492 de 2014

Por el cual se adoptan disposiciones en

materia de implementación de mecanismos

de respuesta de la demanda

Decreto No. 2469 de 2014

Por el cual se establecen los lineamientos

de política energética en materia de entrega

de excedentes de autogeneración

Establecer los reglamentos técnicos que

rigen la generación con las diferentes

FNCE.

Expedir la normatividad necesaria para

implementar sistemas de etiquetado e

información al consumidor.

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

Establecer los procedimientos para la

conexión, operación, respaldo y

comercialización de energía de la

autogeneración distribuida.

Resolución No. 024 de 2015 por la cual se

regula la actividad de autogeneración a gran

escala en el sistema interconectado nacional

(SIN) y se dictan otras disposiciones.

Establecer los mecanismos regulatorios

para incentivar la respuesta de la

demanda y la mejora de la eficiencia

energética

Competencia Administrativa Reglamentación Asociada

Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME)

Definir y mantener actualizado el listado y

descripción de las fuentes de generación

que se consideran ENC.

Definir el límite máximo de potencia de la

Autogeneración a Pequeña Escala.

Resolución 281 de 2015 por la cual se

define el límite máximo de potencia de la

autogeneración a pequeña escala.

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS)

Establecer el procedimiento y los

requisitos para la expedición de la

certificación de beneficios ambientales

Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)

Establecer un ciclo de evaluación rápido

para proyectos

Corporaciones Autónomas Regionales

Establecer un ciclo de evaluación rápido

para proyectos y permisos, autorizaciones

o concesiones de su competencia

3.5.3. MECANISMOS DE PROMOCION

La Tabla 23 presenta los mecanismos de promoción de las fuentes de energía no

convencionales incorporados por la Ley 1715 de 2014.

Página 75

Tabla 23

Mecanismos de promoción de las FNCER establecidos en la Ley 1715 de 2014


Entrega de excedentes Se autoriza a los autogeneradores a pequeña y gran

escala a entregar sus excedentes a la red una vez la

CREG expida la regulación correspondiente -Este

mecanismo se encuentra reglamentado por el

Decreto 2469 de 2014 expedido por el MME-.

Los excedentes que entreguen a la red por parte de

los autogeneradores a pequeña escala se

reconocerán, mediante un esquema de medición

bidireccional, como créditos de energía, según las

normas que la CREG defina para tal fin.

Sistemas de medición

bidireccional y mecanismos

simplificados de conexión y

entrega de excedentes a los

autogeneradores a pequeña

escala.

Los autogeneradores a pequeña escala podrán usar

medidores bidireccionales de bajo costo para la

liquidación de sus consumos y entregas a la red.

Venta de energía por parte de

generadores distribuidos.

La energía generada por generadores distribuidos se

remunerará teniendo en cuenta los beneficios que

esta trae al sistema de distribución donde se conecta:

pérdidas evitadas, vida útil de los activos de

distribución, soporte de energía reactiva, etc.

Venta de créditos de energía (por

parte de los autogeneradores)

Los autogeneradores a quienes les sean reconocidos

los créditos de energía podrán negociar dichos

créditos y los derechos inherentes a los mismos con

terceros naturales o jurídicos.


Programas de divulgación

masiva y focalizada

La UPME realizará programas de divulgación sobre

los requisitos, procedimientos y beneficios de la

implementación de soluciones de autogeneración a

pequeña escala e investigaciones sobre los posibles

nichos en donde sea más probable que se

implementen de manera viable dichas soluciones.

3.5.4. CREACIÓN DEL FENOGE

La Ley 1715 de 2014 crea el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de

la Energía (FENOGE) para financiar programas basados en fuentes de energía no

convencionales y de gestión eficiente de la energía. Dicho Fondo será reglamentado por el

Ministerio de Minas y Energía y administrado por una fiducia seleccionada por Ministerio de

Minas y Energía.

Los recursos del Fondo permitirán financiar parcial o totalmente, proyectos de

autogeneración a pequeña escala dirigidos al sector residencial de estratos 1, 2 y 3, así

como programas de eficiencia energética mediante la promoción de buenas prácticas,

equipos para tal fin, disposición de equipos sustituidos, adecuación de instalaciones internas

y remodelaciones arquitectónicas. También se contempla la financiación de estudios,

auditorías energéticas y costos de administración e interventoría de los programas y/o

proyectos.

3.5.5. INCENTIVOS A LA INVERSIÓN

TRIBUTARIOS

Disminución en la Declaración de Renta

Los obligados a declarar renta tendrán derecho a reducir anualmente de su renta, por los 5

años siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el cincuenta por ciento

(50%) del valor total de la inversión realizada.

Página 77

El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta

líquida del contribuyente determinada antes de restar el valor de la inversión.

Exención del IVA

Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen a la

preinversión e inversión, para la producción y utilización de energía a partir de las fuentes no

convencionales, así como para la medición y evaluación de los potenciales recursos estarán

excluidos de IVA.

Exención del pago de los Derechos Arancelarios

Los titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE 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 de proyectos

con dichas fuentes siempre y cuando estos no sean producidos por la industria nacional y su

único medio de adquisición esté sujeto a la importación de los mismos.

CONTABLES

Régimen de Depreciación Acelerada

La actividad de generación a partir de FNCE, gozará del régimen 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, 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 veinte por ciento

(20%) 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 en este artículo,

excepto en los casos en que la ley autorice porcentajes globales mayores.

PROCEDIMIENTOS PARA LA OBTENCIÓN DE BENEFICIOS

Se requiere obtener la certificación de beneficio ambiental por el Ministerio de Ambiente y

Desarrollo Sostenible para acceder al beneficio de la disminución en la declaración de renta.

Los equipos, elementos, maquinaria y servicios a exonerar del impuesto del IVA deben ser

certificados por el Ministerio de Medio Ambiente con base en una lista expedida por la

UPME.

La exención del pago de los Derechos Arancelarios debe solicitarse a la DIAN mínimo 15

días hábiles antes de la importación de la maquinaria, equipos, materiales e insumos, de

conformidad con la documentación del proyecto avalada en la certificación emitida por el

Ministerio de Minas y Energía.

3.6. LINEAMIENTOS DE POLÍTICA DE LA LEY 1715 DE 2014

En el marco de las competencias administrativas establecidas por la Ley 1715 de 2014, la

CREG, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo y la UPME

han expedido decretos y resoluciones para reglamentar y definir mecanismos, lineamientos,

actividades y otros aspectos referentes a la generación de energía basada en FNCER.

3.6.1. DECRETO 2469 DE 2014 - MME

Establece los lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de

autogeneración. A continuación se describen los principales lineamientos:

La regulación para la entrega de excedentes de los autogeneradores será la misma

aplicable a una planta de generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad

de energía que entrega a la red.

Los autogeneradores a gran escala deberán suscribir un contrato con el operador de red

o transportador al cual se conecten diseñado por estos últimos.

El autogenerador de energía eléctrica deberá cumplir cada uno de los siguientes

parámetros:

I. La energía eléctrica producida se entrega para su propio consumo, sin necesidad

de utilizar activos de uso del Sistema de Transmisión Nacional y/o sistemas de

distribución.

II. El excedente de energía puede ser superior en cualquier porcentaje al valor de su

consumo propio.

Página 79

III. El autogenerador deberá someterse a las regulaciones establecidas por la CREG

para la entrega de los excedentes de energía a la red, por lo que deberá ser

representado ante el mercado por un agente comercializador o generador.

IV. Los activos de generación pueden ser de propiedad de la persona natural o jurídica

o de terceros y la operación de dichos activos puede ser desarrollada por la misma

persona natural o jurídica o por terceros.

3.6.2. DECRETO 2492 DE 2014 - MME

Señala lineamientos en materia de implementación de mecanismos de respuesta de la

demanda. A continuación se describen los principales:

La CREG incluirá tarifas horarias y/o canasta de tarifas de forma tal que permitan incentivar

económicamente el uso más eficiente de la infraestructura y la reducción de costos de

prestación del servicio. Estas aplicarán a los usuarios que cuenten con el equipo de medida

necesario para su implementación.

La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios puedan ofertar

reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista y su remuneración

deberá cumplir el criterio de eficiencia económica.

Se modifica el artículo 3° del Decreto 388 de 2007 y se establece que el MME conformará

Áreas de distribución (ADD) para los cuales definirá Cargos por Uso únicos por Nivel de

Tensión de suministro y hora del día.

3.6.3. RESOLUCIÓN 281 DE 2014 - UPME

Define que el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala será de un

(1) MW y corresponderá a la capacidad instalada del sistema de generación del

autogenerador.

3.6.4. RESOLUCIÓN 024 DE 2015 - CREG

Regula la actividad de autogeneración a gran escala en el sistema interconectado nacional:

Disposiciones generales: Se considera autogenerador quien produce energía para su

consumo propio sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. Este podrá utilizar

dichos activos para la entrega de excedentes y para su uso de respaldo.

Condiciones de conexión y medida: El contrato de conexión entre transmisor/distribuidor y

autogenerador será de libre acuerdo entre las partes. Si el operador de red no cumple con

las condiciones establecidas en las resoluciones CREG 025 de 1994, 070 de 1998, 106 de

2006 y 156 de 2011 se considerará como una práctica restrictiva de la competencia. El

autogenerador debe instalar un equipo de medición con capacidad para efectuar telemedida

para determinar la energía demandada y entregada cada hora. El agente representante

deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011.

Condiciones de respaldo y suministro de energía: El operador de red deberá prestar un

servicio de respaldo al autogenerador y los precios de dicho servicio se definirán en el

contrato de conexión. Se entenderá que un autogenerador usa el servicio de respaldo

cuando utiliza la red para consumo en cualquier hora.

En condiciones de escasez, la energía que consuma del SIN un autogenerador y que sea

superior a su línea base de consumo, será liquidada al comercializador que atiende la

demanda al precio de la bolsa. Este a su vez podrá trasladar el costo al autogenerador.

Condiciones para los autogeneradores a gran escala que entregan excedentes: El

autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes deberá ser representado por

un generador en el mercado mayorista. Se aplicarán las condiciones establecidas para

plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW.

Esta, deberá ser declarada al Centro Nacional de Despacho por el agente representante y

corresponderá a la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera de

generación y será igual o inferior a la establecida en el contrato de conexión. El

autogenerador deberá pagar los costos establecidos para los generadores en la Resolución

CREG 024 de 1995 y en el código de redes, Resolución CREG 025 de 1995.

El autogenerador que pueda garantizar energía firme adicional a la que requiere para

respaldar su propia demanda, podrá acceder al pago del cargo por confiabilidad según lo

establecido en la resolución CREG 071 de 2006.

Página 81

3.6.5. DECRETO 2143 DE 2015 - MME

Su finalidad es establecer los lineamientos de política en materia de la aplicación de los

incentivos a la inversión en proyectos de fuentes no convencionales de energía y gestión

eficiente de la energía contemplados en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014.

Beneficio de la reducción al impuesto de renta

Los contribuyentes declarantes que cuenten con la certificación de beneficio ambiental

expedida por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible tendrán derecho a deducir el

cincuenta por ciento (50%) del valor de dichas inversiones en los siguientes términos:

El valor máximo a deducir en un período de cinco (5) años a partir del año de la

inversión, será del cincuenta por ciento (50%) del valor de dichas inversiones y en ningún

caso podrá ser superior al cincuenta por ciento (50%) de la renta líquida del

contribuyente del período gravable antes de tomar la deducción.

El señalado beneficio no podrá aplicarse de manera concurrente con el beneficio de

depreciación acelerada.

Todos aquellos inversionistas interesados deberán registrar dichos proyectos ante la

UPME, entidad que definirá el procedimiento de registro y emitirá concepto técnico a las

nuevas inversiones en proyectos de FNCE o gestión eficiente de la energía. Una vez el

proyecto sea registrado y obtenga el concepto técnico favorable por parte de la UPME, la

información será incorporada al sistema y quedará disponible para que el Ministerio de

Ambiente y Desarrollo Sostenible pueda adelantar lo necesario para la certificación del

beneficio tributario.

La certificación del beneficio tributario que expida el Ministerio de Ambiente y Desarrollo

Sostenible será suficiente para soportar el beneficio de deducción especial en renta

durante los respectivos años gravables.

Beneficio de la exención del IVA

El inversionista interesado en la obtención del incentivo deberá adjuntar a la solicitud de

registro de su proyecto ante la UPME la relación de los bienes y servicios que serán objeto

del beneficio, de acuerdo a los procedimientos que se establezcan para tal fin.

La lista de estos bienes o servicios será autorizada por la UPME en consideración a la

información suministrada, y esta entidad expedirá la lista de bienes y servicios aprobados

para el proyecto, con destino al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Esta

autoridad certificará en cada caso los bienes y servicios que reciben el beneficio. Este

certificado será suficiente prueba para soportar ante el proveedor nacional o en la

declaración de importación ante la DIAN, que la adquisición de bienes o servicios nacionales

o la importación de los bienes o servicios estará excluida del IVA.

Beneficio de la exención del pago de los derechos arancelarios

Obtenido el registro y el concepto técnico favorable por parte de la UPME, el inversionista

deberá presentar ante la Ventanilla Única de Comercio Exterior - VUCE la solicitud de

licencia previa, direccionándola para visto bueno de la UPME y anexando tal concepto, para

la aprobación del beneficio de exención arancelaria.

El Comité de Importaciones del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo decidirá la

aprobación de la solicitud de licencia previa y de la exención arancelaria de importación, de

conformidad con lo establecido por la normatividad vigente.

Beneficio de depreciación acelerada

Los inversionistas que hayan obtenido el concepto técnico favorable como soporte, de

acuerdo con la reglamentación establecida para tal fin, podrán aplicar al incentivo de

depreciación fiscal acelerada hasta una tasa global anual del 20%.

El inversionista podrá así mismo modificar el porcentaje de la depreciación, previa

comunicación enviada a la Administración de Impuestos y Aduanas Nacionales, antes de la

presentación de la declaración de renta y complementarios.

Procedimientos

Una vez entre este decreto en vigencia, la UPME y el MADS contarán con tres (3) meses

para definir los procedimientos y requerimientos para las solicitudes de registro y concepto

técnico de nuevas inversiones y para otorgar la certificación a las nuevas inversiones,

respectivamente. Dichas solicitudes serán decididas por la UPME y por el MADS, según

corresponda, en un plazo de máximo noventa (45) días calendario.

Página 83

4. LEGISLACIÓN COLOMBIANA FRENTE A LOS MARCOS NORMATIVOS

INTERNACIONALES

A partir de la revisión de los marcos normativos de los países líderes en el desarrollo de

energías renovables y teniendo en cuenta los instrumentos identificados en el contexto

nacional, se realizó un análisis de los principales mecanismos utilizados para la promoción

de las energías renovables y su implementación en los países consultados. Esta información

se presenta en la Tabla 24.

Tabla 24

Mecanismos de promoción contexto internacional y colombiano.

Mecanismos de

promoción China Alemania España

Estados

Unidos Brasil Chile Colombia

Objetivos de uso de

energías renovables X X X X X X

Objetivos de reducción

de emisiones de CO2 X X

Obligar a las empresas

del sector eléctrico a

generar, conectar y/o

comprar ERNC.

X X X X

Feed-in tariffs X X X X X

Incentivos económicos X X X X X

Subsidio a la inversión X

Creación de fondos para

investigación. X X

Obligatoriedad de

incorporación de

FNCER en edificaciones

nuevas

X

Facilidad de acceso a

préstamos para

inversión

X

Mecanismos de

promoción China Alemania España

Estados

Unidos Brasil Chile Colombia

Atracción de inversión

extranjera X

Licitaciones públicas X X

Promoción del

desarrollo industrial X

Balance neto X X X X X

Mecanismos implementados en cada país.

Mecanismos implementados pero no vigentes en la actualidad.

Como se puede observar, los incentivos utilizados en la mayoría de los países consultados

son:

Establecer objetivos de implementación de energías renovables.

Obligar a las empresas generadoras, distribuidoras y comercializadoras a la generación,

conexión y/o compra de energía renovable.

Feed-in tariffs.

Incentivos económicos.

Balance neto.

De estos mecanismos, actualmente la legislación colombiana contempla tres: i) los objetivos

de implementación de energías renovables indicados por el PROURE y establecidos en la

Resolución 0186 de 2012, ii) los incentivos económicos definidos en la Ley 788 de 2002, en

la Resolución 563 de 2012 y en la Ley 1715 de 2014 y iii) el balance neto contemplado en la

Ley 1715 de 2014. Sin embargo, la normatividad actual no ha regulado el sistema tarifario de

las FNCER ni ha exigido a las empresas generadoras, distribuidoras y comercializadoras la

generación, conexión y/o compra de energía renovable.

En cuanto a los mecanismos menos utilizados, tres de ellos sobresalen por el impacto que

su implementación podría causar en el sector de la construcción sostenible en Colombia:

Página 85

Obligatoriedad de incorporación de FNCER en edificaciones nuevas: Si bien en la

actualidad existe la preocupación por alcanzar mayores niveles de eficiencia y ahorro

energético en las edificaciones, estas no contemplan la incorporación de FNCER para

suministrar alguna fracción de la demanda energética de las edificaciones.

Facilidad de acceso a préstamos para inversión: Su incorporación permitiría atraer capital

y brindar confianza y seguridad a los inversionistas.

Promoción del desarrollo industrial: El desarrollo de proyectos de FNCER en Colombia

depende de la importación de maquinaria, equipos y sistemas provenientes de otros

países, pues el país no cuenta con un nivel suficiente de desarrollo tecnológico que

permita a las industrias nacionales ser parte de la cadena de producción y suministro de

equipos e instalaciones para estos proyectos, lo cual repercute negativamente en la

competitividad del país en la materia. Sin embargo, impulsar el desarrollo de industrias

nacionales dedicadas a la fabricación de equipos para sistemas de FNCER supone un

reto bastante ambicioso y tal vez poco realista, pues implica inversiones de cientos de

miles de millones y se requieren nichos de mercado que garanticen la demanda. Con

base en lo anterior, es necesario diseñar alternativas enfocadas por ejemplo, en

producción industrial a menor escala o fabricación de insumos que puedan ser

producidos con menores inversiones, entre otros.

Página 87

5. LEGISLACIÓN COLOMBIANA ACTUAL FRENTE AL MARCO

REGULATORIO ANTERIOR

Como se mencionó en el Capítulo 3, antes de la Ley 1715 de 2014 se expidió en el marco

regulatorio colombiano la Ley 697 de 2001 que buscaba promover el uso racional y eficiente

de la energía incluyendo las fuentes no convencionales de energía y contemplaba para ello

la aplicación de estímulos para la investigación y la educación así como el reconocimiento

público.

Adicionalmente, la Ley 788 de 2002, la Resolución 0186 de 2012 y la Resolución 563 del

mismo año incorporaron incentivos económicos tales como:

Exclusión del IVA y deducción de renta a los equipos y bienes destinados a proyectos

que correspondan a la implementación de metas ambientales de producción más limpia,

ahorro y eficiencia energética

Exención del pago de aranceles a maquinaria y equipos destinados al desarrollo de

proyectos que sean exportadores de certificados de reducción de emisiones de carbono.

De acuerdo con la Resolución 0186 de 2012 las solicitudes para optar por estos beneficios

debían enmarcarse dentro de dos líneas de acción:

Caracterización de potencial de energía solar, energía geotérmica, energía de los

mares y pequeñas caídas de agua y medición y registro de vientos.

Desarrollo de proyectos demostrativos considerando variables técnicas, económicas,

de mercado, ambientales y sociales.

Bastantes proyectos de medición y caracterización del potencial energético de las FNCER

fueron beneficiados por lo dispuesto en la resolución. Sin embargo, pocos proyectos para la

implementación de estas tecnologías pudieron acogerse a los incentivos, pues se estipulaba

que debían enmarcarse dentro de “proyectos demostrativos”. La Resolución 563 de 2012

expedida por la UPME definía el término proyectos demostrativos como:

“Proyectos demostrativos de FNCE: Proyectos de generación de electricidad

basados en tecnologías de FNCE que después de pasar la etapa piloto, se

consideran promisorios, es decir, que permiten evaluar y demostrar su viabilidad

técnica, económica, social y ambiental, en condiciones reales específicas, con miras a

su posterior replicación por parte de otros interesados.”

La dificultad radicó entonces en cómo enmarcar un proyecto de implementación de energías

renovables dentro del término “proyecto demostrativo”. En pocos casos se lograron

demostrar los aspectos contenidos en la definición, afectando negativamente el interés del

sector por acogerse a los beneficios de la resolución, pues la solicitud de aplicación de los

beneficios se había tornado en un problema jurídico por la interpretación de un término que

incluso no era claro para las entidades encargadas de otorgar la certificación y quienes, en

aras de blindarse ante las posibles consecuencias legales derivadas de una decisión tomada

a partir de una definición ambigua, debieron imponer barreras y filtros a las solicitudes.

La regulación actual, a diferencia de la mencionada Ley 697 de 2001, se enfoca

directamente en la promoción de las energías renovables e incorpora para ello la venta de

excedentes de energía a la red y otros incentivos tributarios y contables no contemplados

anteriormente, tales como la reducción en la renta y la depreciación acelerada. Estos

mecanismos constituyen atractivos reales para el desarrollo de los proyectos de FNCER

pues se traducen en beneficios económicos tangibles para los inversionistas.

Adicionalmente no contempla el término “proyecto demostrativo” y sus incentivos son

aplicables a todas las inversiones en FNCER, pues fueron diseñados con el fin de beneficiar

económicamente a los proyectos y titulares de este tipo de inversiones.

Página 89

6. IMPACTO DE LA LEY EN EL MERCADO COLOMBIANO

Con el fin de conocer la percepción sobre los efectos de la Ley 1715 de 2014 en el sector de

las energías renovables se realizó un sondeo de mercado a diferentes actores del sector de

la construcción sostenible. A continuación se presentan los resultados y su análisis.

6.1. DESCRIPCIÓN DE LA ENCUESTA

La encuesta tiene como objetivo identificar la opinión del sector respecto a los incentivos

económicos propuestos por la Ley 1715 de 2014 mediante el análisis de los siguientes

aspectos:

i. Conocimiento de la reglamentación de los incentivos.

ii. Identificación de las barreras a la aplicación de los incentivos.

iii. Percepción de la rentabilidad de los proyectos sin la aplicación de incentivos.

iv. Evaluación de la bondad financiera de los incentivos.

v. Identificación de los mecanismos o instrumentos aún faltantes en la reglamentación

actual.

La encuesta fue difundida a través de Internet entre miembros y contactos del Consejo

Colombiano de Construcción Sostenible y fue dirigida a profesionales del sector de la

construcción sostenible. Veintiún (21) personas accedieron a contestar la encuesta, sin

embargo, dos (2) de estas personas no respondieron la totalidad de las preguntas.

Cabe resaltar que entre las personas que respondieron la encuesta se destacan cargos

como Director Ejecutivo (3), Gerente Comercial (2), Coordinador de Proyectos (2) y Director

de Departamento (4).

6.2. RESULTADOS Y ANÁLISIS

A continuación se presentan las preguntas realizadas y el análisis de resultados.

PREGUNTA No. 1

Seleccione su rol o el de su empresa.

La Figura 25 presente la distribución de la población encuestada según su rol.

Figura 25. Distribución de la población encuestada según su rol.

El 48% de los encuestados son constructores, el 29% son proveedores o distribuidores de

tecnología, el 9% promotores y el 14% usuarios finales.

PREGUNTA No. 2

¿Conoce usted el borrador de Decreto circulado por el Ministerio de Minas y Energía

“Por el cual se establecen los lineamientos de política en materia de la aplicación de

los incentivos a la inversión en proyectos de fuentes no convencionales de energía y

gestión eficiente de la energía contemplados en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014”?

La Figura 26 presenta las respuestas generales (izquierda) y discriminadas por rol (derecha).

Figura 26. Distribución de los encuestados según su conocimiento del borrador del decreto.

0 2 4 6 8 10 12

Promotor

Proveedor/Distribuidor de tecnología

Constructor

Usuario final / Inversionista

Sí71%

No19%

NR10%

Promotor Proveedor Constructor Usuario

No responde 0 0 2 0

No 0 2 2 0

Sí 2 4 6 3

0123456789

10

Página 91

Si la respuesta es SÍ, ¿Cuál es su opinión al respecto?. ¿Cuáles serían las mayores

barreras para acceder a los incentivos una vez los mecanismos y procedimientos

hayan sido dispuestos?

Las respuestas de los encuestados de acuerdo con su rol y su conocimiento del borrador del

decreto mencionado se presentan en el Anexo 1.

Análisis de los resultados

Antes de abordar los resultados de esta pregunta, es importante aclarar que el documento

que en el momento de realizar la encuesta se encontraba en fase de borrador, ya fue

expedido oficialmente y se trata del Decreto 2143 de 2015.

Los cuatro grupos encuestados coincidieron en su preocupación por el tiempo y cantidad de

trámites a realizar para acceder a los beneficios económicos señalados en la ley, así como

en la falta de claridad y regulación de los procesos que se deben llevar a cabo con este fin.

Si bien el decreto en mención tiene como objetivo establecer los lineamientos de política

para la aplicación de los incentivos, no define los procedimientos y requerimientos para las

solicitudes de registro tendientes a obtener el concepto técnico y certificación, labor que

queda en manos de la UPME y el MADS.

Una de las mayores barreras expresadas por los inversionistas se encuentra relacionada con

los intereses particulares de grupos que hacen parte del sector eléctrico y que dificultan la

incorporación de nuevas tecnologías y sistemas que alteran el modelo actual de negocio.

PREGUNTA No. 3

¿Cuáles son las mayores barreras en el mercado, en la regulación y en la legislación

actual para el desarrollo de proyectos de energías renovables?

Las respuestas de los encuestados de acuerdo con su rol se presentan en el Anexo 2.


Todos los grupos coinciden en la dificultad que representa entregar y vender los excedentes

de energía ya que este mecanismo no se encuentra competamente reglamentado. Por este

motivo es necesario recurrir a soluciones como la instalación de baterías que encarecen los

proyectos y afectan su rentabilidad. Así mismo, varios de los encuestados se muestran

preocupados por los intereses particulares de los empresarios (generadores, transmisores,

distribuidores y comercializadores) que buscan mantener su monopolio sobre la generación

de energía, evitando las iniciativas de masificar la generación distribuida y oponiéndose a la

entrada de nuevos actores. Adicionalmente, los altos costos de inversión se destacan entre

las barreras expuestas por los diferentes actores.

Por otra parte, los constructores agregan la falta de conciencia frente al uso adecuado y

sostenible de los recursos, hecho que afecta el interés de los clientes por este tipo de

proyectos. Este grupo también hace referencia a la falta de claridad en los incentivos y a la

necesidad de implementar otros beneficios.

El grupo de los promotores manifiesta opiniones similares a las de los constructores al

asegurar que la falta de claridad en cuanto a los beneficios económicos constituye una

barrera al desarrollo de las FNCER. Además de lo anterior, agregan una nueva barrera que

consiste en la falta de definición de una tarifa justa de compra y venta para las energías

renovables.

Los proveedores, por su parte, destacan la dificultad que representa el desconocimiento de

la relación costo-beneficio de los proyectos, la falta de regulación y definición de los

procedimientos para la aplicación de los incentivos y la ausencia de una tarifa de compra y

venta de energía renovable. Agregan tabién al listado de barreras el desconocimiento de las

leyes y beneficios aplicables a este tipo de proyectos y la falta de legislación que exija a los

constructores la incorporación de sistemas de energías renovables en las edificaciones.

El grupo de inversionistas coincide en la preocupación por el lento avance en la regulación,

justificado en la importancia de garantizar la confiabilidad del servicio, lo cual se ha

convertido en el principal argumento de las empresas del sector de la energía para defender

sus intereses. Adicionalmente, se menciona la dificultad que representa el bajo progreso en

el proceso de implementación de los contadores bidireccionales.

Página 93

PREGUNTA No. 4

a. ¿Considera usted que los proyectos de energías renovables son rentables sin la

aplicación de incentivos económicos?

La Figura 27 presenta la opinión de la población encuestada. Al lado izquierdo se presentan

las respuestas generales y al lado derecho se presentan las respuestas discriminadas según

el rol de los encuestados.

Figura 27. Respuestas de los encuestados sobre la rentabilidad de los proyectos sin incentivos.

b. ¿Considera usted que los proyectos de energías renovables son rentables sin la

venta de excedentes de energía?

La Figura 28 presenta la opinión de la población encuestada. Al lado izquierdo se presentan

las respuestas generales y al lado derecho se presentan las respuestas discriminadas según

el rol de los encuestados.

Figura 28. Respuestas de los encuestados sobre la rentabilidad de los proyectos sin la venta de

excedentes de energía.

Sí

35%

No

65%


No 2 3 6 2

Sí 0 3 3 1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Sí

35%

No65%


No 2 2 7 2

Sí 0 4 2 1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Los comentarios de los encuestados acerca del impacto de los incentivos económicos y la

venta de excedentes de energía sobre la rentabilidad de los proyectos se presentan en el

Anexo 3.


El 65% de los encuestados considera que los proyectos con FNCER no son rentables sin la

aplicación de incentivos y sin venta de excedentes de energía.

En particular, los constructores tienen una percepción poco favorable sobre la rentabilidad de

los proyectos con FNCER sin la aplicación de incentivos y sin la posibilidad de vender los

excedentes de energía. Sin embargo, incluso aquellos que consideran que los proyectos sí

son rentables, encuentran un gran beneficio en estos instrumentos pues permitirían reducir

los prolongados tiempos de retorno de la inversión y aumentar los indicadores de bondad

económica de los proyectos. Por su parte, quienes consideran que los proyectos no son

rentables sin estos beneficios, atribuyen esta baja rentabilidad a los altos costos de los

equipos debidos a su gran carga impositiva y arancelaria y a la irregularidad de los ciclos de

consumo, pues sin la venta de excedentes de energía los equipos se diseñan para la

máxima potencia demandada, perdiendo la energía que no se utiliza en las horas de menor

consumo o requiriendo entonces la implementación de baterías costosas de baja vida útil

Los promotores encuestados no consideran rentables los proyectos sin los mecanismos

mencionados y consideran fundamental su aplicación para incentivar el sector.

La posición de los proveedores respecto a la rentabilidad de los proyectos sin la aplicación

de mecanismos es algo más favorable, sin embargo, resaltan la importancia de establecer

una tarifa de compra de dicha energía.

La mayoría de usuarios finales consideran que los proyectos no son rentables dados sus

largos periodos de retorno y altos costos de inversión. Aclaran, sin embargo, que los

instrumentos permiten mejorar estos retornos y que es importante considerar no sólo el

beneficio económico sino también el ambiental.

Página 95

PREGUNTA No. 5

La ley 1715 de 2014 establece los siguientes incentivos económicos:

DISMINUCIÓN EN LA DECLARACIÓN DE RENTA

Los obligados a declarar renta tendrán derecho a reducir anualmente de su renta, por los 5

años siguientes al año gravable en que hayan realizado la inversión, el cincuenta por ciento

(50%) del valor total de la inversión realizada.

El valor a deducir por este concepto, en ningún caso podrá ser superior al 50% de la renta

líquida del contribuyente determinada antes de restar el valor de la inversión.

EXENCIÓN DEL IVA

Los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen a la

preinversión e inversión, para la producción y utilización de energía a partir de las fuentes no

convencionales, así como para la medición y evaluación de los potenciales recursos estarán

excluidos de IVA.

EXENCIÓN DEL PAGO DE LOS DERECHOS ARANCELARIOS

Los titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE 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 de proyectos

con dichas fuentes siempre y cuando estos no sean producidos por la industria nacional y su

único medio de adquisición esté sujeto a la importación de los mismos.

RÉGIMEN DE DEPRECIACIÓN ACELERADA

La actividad de generación a partir de FNCE, gozará del régimen 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, 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 veinte por ciento

(20%) 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 en este artículo,

excepto en los casos en que la ley autorice porcentajes globales mayores.

¿Cree usted que estos beneficios son suficientes para que una persona o empresa

que desempeñe su rol como proveedor, constructor/contratista, promotor o usuario

final decida involucrarse en un proyecto de energías renovables?

La Figura 29 presenta la opinión de la población encuestada.

Figura 29. Respuestas generales sobre la bondad económica de los incentivos.

La Figura 30 presenta la opinión de los PROMOTORES.

Figura 30. Respuestas de los promotores sobre la bondad económica de los incentivos.

Disminución en laDeclaración de Renta

Exención del IVAExención del pago de

ArancelesDepreciación

Acelerada

Tal vez 2 4 5 6

No 0 1 2 1

Sí 18 15 13 13

0

4

8

12

16

20

Tal vez

No

Sí

0

1

2


Exención del IVA Exención del pago deAranceles

Depreciación Acelerada

Tal vez

No

Sí

Página 97

La Figura 31 presenta la opinión de los PROVEEDORES Y DISTRIBUIDORES DE

TECNOLOGÍA.

Figura 31. Respuestas de los proveedores sobre la bondad económica de los incentivos.

La Figura 32 presenta la opinión de los CONSTRUCTORES.

Figura 32. Respuestas de los constructores sobre la bondad económica de los incentivos.

La Figura 33 presenta la opinión de los USUARIOS.

Figura 33. Respuestas de los usuarios sobre la bondad económica de los incentivos.

0

1

2

3

4

5

6




Tal vez

No

Sí

0123456789




Tal vez

No

Sí

0

1

2

3




Tal vez

No

Sí

Los comentarios de la población encuestada acerca de la influencia de los incentivos sobre

la decisión de realizar un proyecto con FNCER se presentan en el Anexo 4.


En general, la población encuestada tiene una percepción muy favorable sobre los incentivos

económicos, principalmente sobre la disminución en la declaración de renta.

Los promotores encuestados consideran que la disminución en la declaración de renta, la

exención del IVA y la depreciación acelerada mejoran de forma importante la rentabilidad de

un proyecto. En cuanto a la exención del pago de aranceles, no hay total certeza sobre su

influencia en la decisión de ejecutar o no un proyecto.

Para el grupo de proveedores, el beneficio de la declaración de renta tiene un impacto

positivo mayor que el de los demás incentivos sobre la decisión de llevar a cabo un proyecto

con FNCER. Los encuestados indican que estos beneficios son útiles para reducir el periodo

de retorno de los proyectos y sus impactos son complementarios. Manifiestan también como

dato de interés, que en el caso de las zonas francas la exención del IVA o del pago de

aranceles no agrega valor, pues dichas zonas ya gozan de estos beneficios.

Por su parte, aunque los constructores encuestados se muestran optimistas frente a las

bondades económicas de la aplicación de los beneficios, algunos de ellos consideran que no

son suficientes si no existe la posibilidad de vender los excedentes de energía. Mientras

tanto, otro segmento de este grupo no se encuentra totalmente convencido de sus

beneficios.

Al respecto, resaltan la ventaja de los incentivos de disminución en la declaración de renta y

depreciación acelerada en la medida en que permiten a las empresas percibir ahorros

económicos tangibles a través de descuentos tributarios, mientras que la exención del IVA y

la exención del pago de aranceles se incorporan en el precio del proyecto sin un punto de

referencia, de modo que el ahorro puede no ser evidente para el inversionista. A pesar de la

ventaja de estos dos incentivos, de acuerdo con indicaciones de la DIAN, su aplicación no

puede hacerse al tiempo, lo cual genera inconformidad en los constructores.

Los usuarios encuestados consideran que los incentivos tienen un impacto positivo decisivo

en el desarrollo de proyectos con FNCER pero, para ello, deben aplicarse en conjunto.

Página 99

PREGUNTA No. 6

Por favor clasifique de 1 a 4 los incentivos, siendo 1 el que menor beneficio representa

para su sector/rol y 4 el que mayor beneficio representa para su sector/rol.

La Figura 34 presenta la opinión de la población encuestada.

Figura 34. Clasificación de los incentivos en función de su bondad.

La Figura 35 presenta la opinión de los PROMOTORES.

Figura 35. Clasificación de los incentivos en función de su bondad de acuerdo con promotores.

0

5

10

15

20




4

3

2

1

0

1

2




4

3

2

1

La Figura 36 presenta la opinión de los PROVEEDORES Y DISTRIBUIDORES DE

TECNOLOGÍA.

Figura 36. Clasificación de los incentivos en función de su bondad de acuerdo con proveedores.

La Figura 37 presenta la opinión de los CONSTRUCTORES.

Figura 37. Clasificación de los incentivos en función de su bondad de acuerdo con constructores.

La Figura 38 presenta la opinión de los USUARIOS.

Figura 38. Clasificación de los incentivos en función de su bondad de acuerdo con usuarios.

0

1

2

3

4

5

6




4

3

2

1

0

1

2

3

4

5

6

7

8




4

3

2

1

0

1

2

3




4

3

2

1

Página 101

Los comentarios de la población encuestada respecto a la clasificación de los incentivos de

acuerdo con su bondad se presentan en el Anexo 5.


La clasificación general de los incentivos por parte de los encuestados resulta ser más

favorable para la disminución en el impuesto de renta y exención del IVA y menos favorable

para la depreciación acelerada.

En particular, los promotores perciben mayor beneficio en la exención del IVA mientras que

los proveedores, constructores e inversionistas se inclinan por la disminución en el impuesto

de renta y en la exención del IVA.

PREGUNTA No. 7

¿Qué incentivos, facilidades o mecanismos hacen falta en la legislación colombiana

actual para abrir camino al mercado de las energías renovables ya sea para

inversionistas, empresas consultoras y constructoras, proveedores de equipos o

usuarios finales?

Las respuestas de la población encuestada se presentan en el Anexo 6.


Todos los grupos coinciden en la necesidad de reglamentar rápidamente la venta de

excedentes de energía, incluyendo el balance neto y la tarifa a pagar por este concepto al

autogenerador.

Varios proveedores concuerdan en la necesidad de imponer de forma obligatoria la

implementación de FNCER en proyectos nuevos y de otorgar subsidios a la inversión.

Adicionalmente, sugieren la implementación de esquemas tarifarios que tengan en cuenta la

respuesta a la demanda y la gestión eficiente de energía, la reducción en costos en licencias

de construcción, la facilitación de trámites y disminución de tiempos de respuesta a las

solicitudes de certificación y la pronta regulación del fondo FENOGE.

Algunos constructores, al igual que los proveedores, manifiestan la necesidad de agilizar,

facilitar y aclarar los trámites para las solicitudes de certificación de los proyectos. Otros de

los mecanismos propuestos por este grupo fueron la contratación de proyectos con FNCER

por parte del estado, el fomento de la investigación en tecnologías y el establecimiento de

tasas preferenciales para créditos de inversión.

Por su parte, los usuarios agregan la importancia de fomentar el uso de vehículos eléctricos

y equipos eléctricos que funcionen con corriente directa y permitan eliminar la necesidad de

inversores DC/AC en los sistemas de FNCER.

PREGUNTA No. 8

La Ley 1715 de 2014 establece que los beneficiarios de los incentivos económicos son

aquellos que “realicen directamente inversiones” o las personas naturales o jurídicas

que “sean titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE”. Si

usualmente la empresa que desarrolla, diseña y/o construye el proyecto basado en

FNCE no es el titular de la inversión y, por lo tanto, no es el beneficiario directo,

¿Cómo cree usted que desde su rol como proveedor, constructor/contratista, o

promotor puede ser beneficiado por la ley 1715 de 2014?

Las respuestas de la población encuestada se presentan en el Anexo 7.


Si bien la Ley 1715 de 2014 establece beneficios para los titulares de nuevas inversiones, de

acuerdo con la opinión de los encuestados, los demás involucrados en la cadena de valor del

sector de las energías renovables pueden beneficiarse del aumento de la dinámica del

mercado, que se traduce en mayores ventas de equipos, servicios y proyectos. Sin embargo,

varios de los encuestados resaltan la necesidad de reglamentar pronto los procesos para

hacer efectiva la aplicación de los incentivos económicos, pues se espera que de esta forma

se mejore la rentabilidad de los proyectos con FNCER y se disminuya su periodo de retorno,

aumentando así la inversión en el sector.

PREGUNTA No. 9

¿Ha participado o conoce información de primera mano sobre algún proyecto de

energía renovable desarrollado en el país? Si la respuesta es SÍ, ¿En qué año fue?

Página 103

¿Qué fuente de energía renovable se utilizó? ¿Cuál fue el retorno aproximado de la

inversión?

La Tabla 25 presenta las respuesta de la población encuestada.

Tabla 25

Información dada por encuestados sobre proyectos de FNCER realizados en el país

Año Fuente Retorno

2014 Solar 13%

2014 Solar 15 años

2015 No aplica 1 año

2012 Solar fotovoltaica 7 años

2015 Solar fotovoltaica 14%

2004 Eólica -

2012 Solar 8%

2012 Iluminación natural -

2015 Solar térmica -

2007-2015 Solar fotovoltaica 11 al 20%

2014 Pequeña Central Hidroeléctrica -



2012 Solar fotovoltaica 10%


Análisis de la información

Examinando la información suministrada por los encuestados acerca de proyectos de

energía renovables ejecutados en el país, se encontró que once (11) de quince (15) han sido

de energía solar y de estos once (11), siete (7) utilizaron energía solar fotovoltaica, uno (1)

energía solar térmica y tres (3) energía solar no especificada. El retorno promedio de las

inversiones ha sido del orden del 15% y su periodo de retorno varía en la mayoría de casos

entre los siete (7) y quince (15) años. Adicionalmente, se identificó que gran parte de los

proyectos se han desarrollado del año 2012 en adelante.

Página 105

7. EVALUACIÓN FINANCIERA DE PROYECTOS DE FNCER

Con el fin de identificar el impacto económico de los incentivos y mecanismos dispuestos en

la Ley 1715 de 2014 sobre los proyectos de FNCER se realizará un análisis financiero para

cinco diferentes tipos de proyecto sin y con los beneficios de la ley. Para ello, se elaborará el

flujo de caja correspondiente a tres escenarios distintos: i) sin la implementación del

proyecto, ii) con la implementación del proyecto sin los beneficios y iii) con la aplicación de

los beneficios. Los flujos de caja resultantes de la implementación del proyecto se

compararán con el escenario en el cual no se ejecuta el proyecto. A partir de estos

resultados se calculará el Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y

Periodo de Retorno de los escenarios que contemplan el proyecto con y sin beneficios. A

continuación se describe la metodología a seguir para la elaboración de los flujos de caja

que se analizarán:

En primer lugar, se identificarán los costos principales de inversión y operación:

Estudios y diseños

Equipos e instalación

Costos de generación

Operación y mantenimiento

Es importante resaltar que a diferencia de un sistema convencional de energía no renovable,

los sistemas más usados de FNCER no tienen costos de generación.

Adicionalmente, se definirán parámetros como la inflación, el costo de oportunidad y la tasa

de interés para cada ejercicio. En todos los casos se asumirá una inflación del 5%, cifra

cercana al promedio del Índice de Precios al Consumidor de los últimos 15 años en el país.

Así mismo, se establecerá una estructura de capital para la financiación de los proyectos que

será utilizada para calcular la inversión inicial y los pagos periódicos anuales por concepto de

deuda.

Posteriormente, se requiere identificar los ingresos y egresos asociados a la operación del

sistema:

Ingresos por venta de excedentes a la red

Egresos por compra de energía a la red.

Para ello, es necesario conocer los perfiles diarios de consumo y generación de energía

típicos para el sector a analizar. Dichos perfiles se presentarán en figuras que deben

interpretarse de la siguiente forma:

Energía total generada por el sistema: Área contenida bajo la curva de Generación.

Energía total demandada: Área contenida bajo la curva de Consumo.

Energía generada consumida: Área contenida bajo la ambas curvas.

Energía generada no consumida o energía excedente que puede venderse a la red: Área

sobre la curva de Consumo y bajo la curva de Generación.

Energía adicional requerida que debe ser comprada a la red: Área bajo la curva de

Consumo y sobre la curva de Generación.

El costo unitario del kWh será tomado de las tarifas de CODENSA para la ciudad de Bogotá

y el mes de diciembre de 2015. Los costos anuales serán calculados como el producto de la

multiplicación del valor diario de electricidad obtenido del perfil, el costo unitario del kWh y la

cantidad de días del año.

Los flujos de caja de los escenarios se elaborarán con base en la siguiente información:

Escenario 1 – Sin proyecto:

Corresponde al costo total de la energía demandada.

Escenario 2 – Con proyecto, sin beneficios:

Los valores de inversión con capital propio y deuda serán calculados de acuerdo con

la estructura de financiación.

El plazo de pago de la deuda es de 5 años y los pagos serán constantes.

El valor de salvamento corresponde al 5% de la inversión y se obtiene en el año 20.

No es posible inyectar energía a la red.

La energía adicional requerida debe ser comprada a la red.

Escenario 3 – Con proyecto, con beneficios:

Es posible vender los excedentes de energía a la red. La tarifa de venta se asumió

como el 50% del valor de la tarifa de compra de la energía a CODENSA.

Página 107

La disminución en la renta y la depreciación acelerada no se pueden aplicar

simultáneamente. Se elige el incentivo de la disminución en la renta dadas las

percepciones favorables de los encuestados sobre su beneficio. Se disminuye la

renta durante los 5 años siguientes a la inversión.

La exención del IVA se aplica a los estudios y a la instalación del sistema.

La exención del pago de aranceles se aplica a los equipos del sistema.

No existe variación en la deuda por concepto de estos descuentos, solo disminuye el

valor de la inversión proveniente de capital propio.

Con base en estos escenarios se calcularán los flujos de caja comparativos que buscan

identificar el menor o mayor costo derivado de la implementación del proyecto con respecto a

la línea base representada por el Escenario 1.

La información que se presentará fue suministrada por profesionales expertos a partir de sus

experiencias y trabajos previos. Así mismo, los flujos de caja no serán detallados, pues

bastantes elementos y por ende costos varían de un proyecto a otro.

7.1. PROYECTO SECTOR INDUSTRIAL

Descripción

Sistema de generación eléctrica a partir de energía eólica con potencia de 450 kW,

compuesto por 3 aerogeneradores de 150 kW cada uno.

Costos

En la Tabla 26 se presentan los principales costos del proyecto, incluyendo los asociados a

IVA y aranceles que serán tenidos en cuenta dentro de los incentivos económicos.

Tabla 26

Costos de un proyecto de energía eólica para el sector industrial

Costos Valor (Millones COP)

Estudios y diseños (IVA incluido) $ 500,00

IVA Estudios y diseños $ 68,97


Instalación del sistema (Impuestos incluidos) $ 3.750,00

IVA $ 517,00

Aranceles $ 750,00

Generación $ -

Operación y Mantenimiento (Anual) $ 350,00

En la Tabla 27 se presentan las tasas utilizadas para la elaboración y descuento de los flujos

de caja.

Tabla 27

Tasas del proyecto de energía eólica para el sector industrial

Tasas

Inflación 5,00%

Costo de oportunidad 17,00%

Tasa de interés (E.A.) 16,00%

En la Tabla 28 se presenta la estructura de financiación del proyecto.

Tabla 28

Estructura de financiación del proyecto de energía eólica para el sector industrial

Estudio y diseños

Capital propio 100%

Instalación del sistema

Deuda 30%

Capital propio 70%

Página 109

La Figura 39 presenta los perfiles de consumo y generación de electricidad a lo largo del día.

Figura 39. Perfiles de consumo y generación en el sector industrial a lo largo del día.

La Tabla 29 presenta los valores de electricidad diarios obtenidos a partir de la figura y su

costo unitario tomado de las tarifas de energía establecidas por CODENSA para el sector

industrial en la ciudad de Bogotá.

Tabla 29

Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para el sector industrial

Valor diario

(kWh)

Costo Unitario

($COP/kWh)

Costo Total

Anual

($Millones COP)

Electricidad total consumida 6.740 $ 512 $ 1.260

Electricidad total generada 5.970

Electricidad entregada/vendida a la red 910 $ 256 $ 85

Electricidad generada consumida 5.060 $ 512 $ 946

Electricidad comprada a la red 1.680 $ 512 $ 314

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

00

:00

02

:00

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:00

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:00

08

:00

10

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12

:00

14

:00

16

:00

18

:00

20

:00

22

:00

00

:00

kW

Hora

Consumo

Generación

Flujo de caja – Escenario 1: Sin proyecto

La Tabla 30 presenta el flujo de caja asociado al costo de tomar la totalidad de energía

requerida de la red entre los años 1 al 3. El flujo de caja completo se presenta en el Anexo 8

del presente documento.

Tabla 30

Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía eólica para el sector industrial

Año 0 1 2 3

Electricidad comprada a la red $ (1.259,57) $ (1.322,55) $ (1.388,68)

Flujo de caja sin proyecto $ - $ (1.259,57) $ (1.322,55) $ (1.388,68)

Flujo de caja – Escenario 2: Con proyecto y sin beneficios

La Tabla 31 presenta el flujo de caja asociado al costo de implementar un sistema de

FNCER sin los incentivos de la Ley 1715 de 2014. El flujo de caja completo se presenta en el

Anexo 8 del presente documento.

Tabla 31

Flujo de caja del proyecto para el sector industrial sin aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Inversión – Capital Propio

Estudios y diseños $ (500,00)

Instalación de sistema $ (2.625,00)

Inversión – Deuda

Valor de la deuda $ 1.125,00 $ 961,41 $ 771,66 $ 551,53

Amortización deuda $ (163,59) $ (189,76) $ (220,12)

Gastos financieros $ (180,00) $ (153,83) $ (123,46)

Valor de salvamento


Mantenimiento anual $ (367,50) $ (385,88) $ (405,17)

Electricidad comprada a la red $ (329,66) $ (346,14) $ (363,45)

Página 111

Año 0 1 2 3

Flujo de caja sin beneficios

de la ley $ (3.125,00) $ (1.040,74) $ (1.075,60) $ (1.112,20)

Flujo de caja – Escenario 3: Con proyecto y con beneficios


FNCER con los beneficios de la Ley 1715 de 2014. El flujo de caja completo se presenta en

el Anexo 8 del presente documento.

Tabla 32

Flujo de caja del proyecto para el sector industrial con aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Ingresos

Electricidad vendida a la red $ 89,28 $ 93,75 $ 98,43

Incentivos económicos

Disminución en la renta $ 100,97 $ 106,02 $ 111,32

Exención del IVA $ 585,97

Exención pago de aranceles $ 750,00

Flujo de caja con beneficios de la

ley $ (1.789,03) $ (850,49) $ (875,83) $ (902,45)

Flujo de caja comparativo

La Tabla 33 presenta el flujo de caja asociado al beneficio de implementar un sistema de

FNCER elaborado a partir la diferencia entre los flujos de caja de los escenarios con y sin

proyecto. El flujo de caja completo se presenta en el Anexo 8 del presente documento.

Tabla 33

Flujos de caja comparativos

Año 0 1 2 3

Sin incentivos $ (3.125,00) $ 218,83 $ 246,95 $ 276,48

Año 0 1 2 3

Con incentivos $ (1.789,03) $ 409,08 $ 446,72 $ 486,23

Indicadores de bondad financiera

La Tabla 34 presenta el valor presente neto de los tres escenarios planteados.

Tabla 34

Valor Presente Neto de los Escenarios

Escenario VPN

1: Sin Proyecto $ (9.291,08)

2: Con Proyecto - Sin Beneficios $ (9.361,37)

3: Con Proyecto - Con Beneficios $ (7.015,22)

Como se puede observar, todos los escenarios tienen un VPN negativo. Esto indica que la

implementación del sistema de FNCER no genera ganancias como resultado de la actividad

de producción de energía, sin embargo, puede generar ahorros o sobrecostos respecto al

escenario inicial. Con el fin de cuantificar estos beneficios se calcularon los indicadores de

bondad financiera de los flujos de caja que comparaban los escenarios con proyecto frente al

el escenario sin proyecto. La Tabla 35 presenta los resultados.

Tabla 35

Indicadores del proyecto de energía eólica para el sector industrial respecto a línea base

Escenario TIR VPN Periodo de retorno

Sin beneficios 16,7% $ (70,29) -

Con beneficios 32,7% $ 2.275,87 6

De acuerdo con los resultados, llevar a cabo el proyecto sin la aplicación de incentivos

genera sobrecostos, razón por la cual su VPN es negativo y su TIR menor al costo de

oportunidad del inversionista. Por su parte, ejecutar el proyecto con la aplicación de los

incentivos genera ahorros, por ello su TIR es mayor al costo de oportunidad del inversionista

y su VPN es positivo. Adicionalmente, en el escenario sin incentivos la inversión no retorna

Página 113

dentro del ciclo de vida del proyecto, mientras que en el escenario que sí considera los

beneficios el periodo de retorno es de 6 años. Lo anterior permite inferir que la aplicación de

los descuentos y del mecanismo de venta de excedentes repercute favorablemente sobre la

viabilidad de la ejecución del proyecto.

Además de evaluar el beneficio de la implementación de los incentivos, se requiere evaluar

la sensibilidad de los resultados en función de la tarifa de venta, valor que aún no ha sido

reglamentado. La Tabla 36 presenta los resultados del análisis.

Tabla 36

Análisis de sensibilidad de los IBE frente a la tarifa de venta de los excedentes

Tarifa de venta TIR VPN Periodo de retorno

(Sin venta) 28,2% $ 1.617,29 8

$ 50 29,1% $ 1.745,92 7

$ 100 29,9% $ 1.874,55 7

$ 150 30,8% $ 2.003,18 7

$ 200 31,7% $ 2.131,80 7

$ 250 32,6% $ 2.260,43 6

$ 300 33,4% $ 2.389,06 6

Por supuesto, un aumento en la tarifa representa un aumento en los ingresos del proyecto y

por consiguiente, un incremento en la TIR y el VPN y un periodo de retorno menor. Sin

embargo, para este caso, la TIR varía levemente en función de la tarifa y, aún sin la

posibilidad de vender los excedentes, el proyecto sigue siendo rentable. Esto significa que

los incentivos económicos tienen un mayor peso sobre el flujo de caja y por ende sobre los

resultados del análisis.

7.2. PROYECTO RESIDENCIAL

Descripción

Sistema residencial de generación eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica compuesto

por un módulo de 1,0 kW.

Costos



Tabla 37

Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para el sector residencial




Instalación del sistema (Impuestos incluidos) $ 6,84

IVA $ 0,66

Aranceles $ 2,05

Generación $ -

Operación y Mantenimiento (Cada 5 años) $ 1,00


de caja. Se asume un costo de oportunidad similar al promedio de las 10 tasas de captación

más altas ofrecidas por las entidades financieras colombianas para el mes de Octubre de

2015.

Tabla 38

Tasas del proyecto residencial de energía solar fotovoltaica

Tasas

Inflación 5,00%



En la Tabla 39 se presenta la estructura de financiación del proyecto. Los estudios y diseños

se financiarán por completo con capital propio mientras que la instalación del sistema se

financiará tanto con deuda como con capital propio.

Página 115

Tabla 39

Estructura de financiación del proyecto residencial de energía solar fotovoltaica

Estudio y diseños

Capital propio 100%


Deuda 20%

Capital propio 80%

La Figura 40 presenta los perfiles de consumo y generación de electricidad a lo largo del

día.

Figura 40. Perfiles de consumo y generación en el sector residencial a lo largo del día.



residencial (estrato 4) en la ciudad de Bogotá.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

00

:00

02

:00

04

:00

06

:00

08

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10

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18

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20

:00

22

:00

00

:00

kW

Hora

Consumo

Generación

Tabla 40

Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto residencial

Consumo

diario (kWh)

Costo Unitario

($COP/kWh)

Costo Total

Anual

($Millones COP)

Electricidad total consumida 8,05 $ 427 $ 1,255

Electricidad total generada 4,82

Electricidad entregada/vendida a la red 2,33 $ 214 $ 0,182

Electricidad consumida autogenerada 2,48 $ 427 $ 0,387

Electricidad comprada a la red 5,57 $ 427 $ 0,867

Flujo de caja - Escenario 1: Sin proyecto


requerida de la red entre los años 1 al 3. El flujo de caja completo se presenta en el Anexo 9

del presente documento.

Tabla 41

Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía solar fotovoltaica para el sector residencial

Año 0 1 2 3


Flujo de caja sin proyecto $ - $ (1,25) $ (1,32) $ (1,38)

Flujo de caja - Escenario 2: Con proyecto y sin beneficios




Página 117

Tabla 42

Flujo de caja del proyecto residencial sin aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Inversión – Capital propio


Instalación de sistema $ (5,47)


Valor de la deuda $ 1,37 $ 1,18 $ 0,95 $ 0,68



Valor de salvamento


Mantenimiento cada 5 años


Flujo de caja sin beneficios de la ley $ (5,97) $ (1,30) $ (1,35) $ (1,39)

Flujo de caja - Escenario 3: Con proyecto y con beneficios




Tabla 43

Flujo de caja del proyecto residencial con aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Ingresos por venta de excedentes





Año 0 1 2 3


Flujo de caja con beneficios de la ley $ (3,19) $ (0,96) $ (0,98) $ (1,01)





Tabla 44


Año 0 1 2 3

Sin incentivos $ (5,97) $ (0,05) $ (0,03) $ (0,01)

Con incentivos $ (3,19) $ 0,30 $ 0,34 $ 0,37



Tabla 45


Escenario VPN

1. Sin Proyecto $ (18,84)

2. Con Proyecto - Sin Beneficios $ (23,10)

3. Con Proyecto - Con Beneficios $ (16,74)

Nuevamente se observa que todos los escenarios tienen un VPN negativo. Con el fin de

cuantificar el resultado de la implementación del sistema de FNCER y conocer si se trata de

un ahorro o sobrecosto, se calcularon los indicadores de bondad financiera de los flujos de

caja que comparaban los escenarios con proyecto frente al escenario sin proyecto. La Tabla

46 presenta los resultados.

Página 119

Tabla 46

Indicadores del proyecto para el sector residencial respecto a línea base


Sin beneficios - $ (4,26) -

Con beneficios 12,8% $ 2,09 13







beneficios el periodo de retorno es de 13 años.




Tabla 47


Valor venta TIR VPN Periodo de retorno

Sin venta 5,3% $ (0,78) -

$ 50 7,2% $ (0,11) -

$ 100 9,0% $ 0,56 19

$ 150 10,7% $ 1,24 16

$ 200 12,4% $ 1,91 13

$ 250 14,0% $ 2,58 12

$ 300 15,5% $ 3,25 11

El cambio en los indicadores de bondad económica del proyecto en función de la tarifa de

venta es mucho mayor en este caso. Incluso, de no ser posible la venta de los excedentes, el

proyecto no sería económicamente viable ni siquiera con la aplicación de los incentivos

económicos. Estos resultados son coherentes en la medida en que la disminución en costos

asociada al pago de la renta y a las exenciones en impuestos son bajas en comparación con

el caso del sector industrial, a lo cual se suma que cerca del 50% de la energía generada no

es consumida así debe inyectarse a la red. De este modo, los ingresos por venta de

excedentes tienen un mayor peso en los flujos netos del proyecto.

7.3. PROYECTO SECTOR COMERCIAL – CENTRO COMERCIAL

Descripción

Sistema de generación eléctrica a partir de energía eólica con potencia de 900 kW.

Costos



Tabla 48

Costos de un proyecto de energía eólica para un centro comercial


Estudios y diseños (IVA incluido) $ 1.120,50



IVA $ 892,00

Aranceles $ 1.003,00

Generación $ -



de caja.

Página 121

Tabla 49

Tasas del proyecto de energía eólica para un centro comercial

Tasas

Inflación 5,00%






Tabla 50

Estructura de financiación del proyecto de energía eólica para un centro comercial

Estudio y diseños

Capital propio 100%


Deuda 70%

Capital propio 30%


Figura 41. Perfiles de consumo y generación en un centro comercial a lo largo del día.

0

200

400

600

800

1000

00

:00

02

:00

04

:00

06

:00

08

:00

10

:00

12

:00

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:00

16

:00

18

:00

20

:00

22

:00

00

:00

kW

Hora

Consumo

Generación



comercial en la ciudad de Bogotá.

Tabla 51

Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un centro comercial

Consumo

diario (kWh)

Costo Unitario

($COP/kWh)

Costo Total

Anual

($Millones COP)



Electricidad entregada/vendida a la red 2.724 $ 256 $ 255

Electricidad consumida autogenerada 9.216 $ 512 $ 1.722

Electricidad comprada a la red 3.126 $ 512 $ 584



requerida de la red entre los años 1 al 3. El flujo de caja completo se presenta en el Anexo

10 del presente documento.

Tabla 52

Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía eólica para un centro comercial

Año 0 1 2 3







Página 123

Tabla 53

Flujo de caja del proyecto para un centro comercial sin la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3


Estudios y diseños $ (1.120,50)



Valor de la deuda $ 5.229,00 $ 4.468,65 $ 3.586,65 $ 2.563,00

Amortización deuda $ (760,35) $ (882,00) $ (1.023,12)


Valor de salvamento





de la ley $ (3.361,50) $ (2.945,38) $ (3.012,80) $ (3.083,59)





Tabla 54

Flujo de caja del proyecto para un centro comercial con la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Ingresos




Exención del IVA $ 1.046,55

Año 0 1 2 3

Exención pago de aranceles $ 1.003,00

Flujo de caja con beneficios de

la ley $ (1.311,95) $ (2.451,48) $ (2.494,21) $ (2.539,07)





Tabla 55


Año 0 1 2 3

Sin incentivos $ (3.361,50) $ (638,91) $ (591,01) $ (540,71)

Con incentivos $ (1.311,95) $ (145,01) $ (72,41) $ 3,82



Tabla 56


Escenario VPN

1. Sin Proyecto $ (19.325,54)

2. Con Proyecto - Sin Beneficios $ (19.995,79)

3. Con Proyecto - Con Beneficios $ (14.878,64)


cuantificar el beneficio o el sobrecosto resultante de la implementación del sistema de

FNCER se calcularon los indicadores de bondad financiera de los flujos de caja que

comparaban los escenarios con proyecto frente al escenario sin proyecto. La Tabla 57

presenta los resultados.

Página 125

Tabla 57

Indicadores del proyecto para un centro comercial respecto a línea base


Sin beneficios 13,5% $ (670,25) -

Con beneficios 32,1% $ 4.446,90 8











Tabla 58



Sin venta 23,0% $ 2.207,60 11

$ 50 24,7% $ 2.644,96 10

$ 100 26,4% $ 3.082,33 9

$ 150 28,2% $ 3.519,69 9

$ 200 30,0% $ 3.957,05 8

$ 250 31,8% $ 4.394,42 8

$ 300 33,8% $ 4.831,78 7

Cerca del 22% de la energía producida por los aerogeneradores es entregada e inyectada a

la red, lo cual aumenta la variación de los indicadores económicos del proyecto en función de

la tarifa de venta de los excedentes. No obstante, la posibilidad de entregar la energía a la

red tiene un impacto menor que el de los incentivos económicos sobre la decisión de llevar a

cabo el proyecto, pues dados los montos de la inversión, los descuentos tributarios y

contables tienen un gran efecto sobre el flujo de caja.

7.4. PROYECTO SECTOR COMERCIAL II – CENTRO COMERCIAL

Descripción

Sistema de generación eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica con potencia de 1.100

kW.

Costos

En la Tabla 59 presentan los principales costos del proyecto, incluyendo los asociados a IVA

y aranceles que serán tenidos en cuenta dentro de los incentivos económicos.

Tabla 59

Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para un centro comercial


Estudios y diseños (IVA incluido) $ 1.114,16



IVA $ 887,00

Aranceles $ 997,70

Generación $ -



de caja.

Página 127

Tabla 60

Tasas del proyecto de energía solar fotovoltaica para un centro comercial

Tasas

Inflación 5,00%






Tabla 61

Estructura de financiación del proyecto de energía solar fotovoltaica para un centro comercial

Estudio y diseños

Deuda 100%


Deuda 70%

Capital propio 30%


Figura 42. Perfiles de consumo y generación en un centro comercial a lo largo del día.

0

200

400

600

800

1000

00

:00

02

:00

04

:00

06

:00

08

:00

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:00

12

:00

14

:00

16

:00

18

:00

20

:00

22

:00

00

:00

kW

Hora

Consumo

Generación




Tabla 62

Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un centro comercial

Consumo

diario (kWh)

Costo Unitario

($COP/kWh)

Costo Total

Anual

($Millones COP)




Electricidad consumida autogenerada 5.124 $ 512 $ 958

Electricidad comprada a la red 7.218 $ 512 $ 1.349





Tabla 63

Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía eólica para un centro comercial

Año 0 1 2 3







Página 129

Tabla 64

Flujo de caja del proyecto para un centro comercial sin la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3


Estudios y diseños $ -



Valor de la deuda $ 6.313,55 $ 5.395,50 $ 4.330,56 $ 3.095,23

Amortización deuda $ (918,05) $ (1.064,94) $ (1.235,33)

Gastos financieros $ (1.010,17) $ (863,28) $ (692,89)

Valor de salvamento





de la ley $ (2.228,31) $ (3.407,55) $ (3.481,52) $ (3.559,18)





Tabla 65

Flujo de caja del proyecto para un centro comercial con la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Ingresos




Exención del IVA $ 1.040,68

Año 0 1 2 3



la ley $ (189,93) $ (3.168,51) $ (3.230,53) $ (3.295,65)





Tabla 66


Año 0 1 2 3

Sin incentivos $ (2.228,31) $ (1.101,08) $ (1.059,72) $ (1.016,29)

Con incentivos $ (189,93) $ (862,04) $ (808,73) $ (752,76)



Tabla 67


Escenario VPN

1. Sin Proyecto $ (19.325,54)





FNCER se calcularon los indicadores de bondad financiera de los flujos de caja que



Página 131

Tabla 68



Sin beneficios 10,9% $ (1.744,59) -

Con beneficios 20,0% $ 1.232,03 13











Tabla 69



Sin venta 19,5% $ 1.117,34 14

$ 50 19,6% $ 1.139,74 14

$ 100 19,7% $ 1.162,14 14

$ 150 19,8% $ 1.184,54 14

$ 200 19,9% $ 1.206,94 14

$ 250 20,0% $ 1.229,34 14

$ 300 20,1% $ 1.251,75 13

Apenas el 1% de la energía producida por los aerogeneradores es entregada e inyectada a

la red, lo cual hace casi nula la variación de los indicadores económicos del proyecto en

función de la tarifa de venta de los excedentes. Por esta razón, la posibilidad de entregar la

energía a la red tiene un impacto despreciable frente a la influencia de los incentivos

económicos sobre la decisión de llevar a cabo el proyecto, pues dados los montos de la

inversión, los descuentos tributarios y contables tienen un efecto mucho más marcado sobre

el flujo de caja.

7.5. PROYECTO SECTOR COMERCIAL – EDIFICIO DE OFICINAS

Descripción

Sistema de generación eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica con una potencia de

300 kW.

Costos



Tabla 70

Costos de un proyecto de energía solar fotovoltaica para un edificio de oficinas





IVA $ 242,00

Aranceles $ 272,00

Generación $ -



de caja.

Página 133

Tabla 71

Tasas del proyecto de energía solar fotovoltaica para un edificio de oficinas

Tasas

Inflación 5,00%






Tabla 72

Estructura de financiación del proyecto de energía solar fotovoltaica para un edificio de oficinas

Estudio y diseños

Capital propio 100%


Deuda 50%

Capital propio 50%


Figura 43. Perfiles de consumo y generación en un edificio de oficinas a lo largo del día.

0

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kW

Hora

Consumo

Generación




Tabla 73

Valores de consumo y generación de electricidad del proyecto para un edificio de oficinas

Consumo

diario (kWh)

Costo Unitario

($COP/kWh)

Costo Total

Anual

($Millones COP)

Electricidad total consumida 1.927 $ 512 $ 360



Electricidad consumida autogenerada 1.303 $ 512 $ 244

Electricidad comprada a la red 623 $ 512 $ 117





Tabla 74

Flujo de caja en ausencia del proyecto de energía solar PV para un edificio de oficinas

Año 0 1 2 3


Flujo de caja sin proyecto $ - $ (360,12) $ (378,12) $ (397,03)





Página 135

Tabla 75

Flujo de caja del proyecto para un edificio de oficinas sin la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3





Valor de la deuda $ 1.012,50 $ 865,27 $ 694,49 $ 496,38



Valor de salvamento




FDC sin beneficios de la ley $ (1.215,00) $ (442,16) $ (448,81) $ (455,79)





Tabla 76

Flujo de caja del proyecto para un edificio de oficinas con la aplicación de los beneficios de la ley

Año 0 1 2 3

Ingresos





Año 0 1 2 3



la ley $ (673,07) $ (370,80) $ (373,88) $ (377,11)





Tabla 77


Año 0 1 2 3

Sin incentivos $ (1.215,00) $ (82,04) $ (70,68) $ (58,76)

Con incentivos $ (673,07) $ (10,68) $ 4,25 $ 19,92



Tabla 78


Escenario VPN

1. Sin Proyecto $ (3.017,36)





FNCER, se calcularon los indicadores de bondad financiera de los flujos de caja que



Página 137

Tabla 79



Sin beneficios 12,2% $ (343,43) -

Con beneficios 21,4% $ 520,52 11











Tabla 80



Sin venta 20,1% $ 411,95 12

$ 50 20,3% $ 433,16 12

$ 100 20,6% $ 454,36 12

$ 150 20,8% $ 475,57 12

$ 200 21,1% $ 496,77 11

$ 250 21,4% $ 517,97 11

$ 300 21,6% $ 539,18 11

El cambio en los indicadores de bondad económica del proyecto en función de la tarifa de

venta es muy leve en este proyecto, pues la mayor parte de la energía es consumida así que

la cantidad excedente es muy baja. Adicionalmente, los descuentos tributarios y contables

tienen un peso mucho mayor en el flujo de caja, por lo cual la decisión de llevar a cabo el

proyecto recae principalmente en estos.

Página 139

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La actual necesidad de propender por un desarrollo sostenible que permita hacer un uso

adecuado de los recursos disponibles para el consumo humano y la creciente demanda de

energía por parte de la población mundial, han llevado a los gobiernos a establecer marcos

regulatorios que apoyen política y financieramente los fuentes de energía renovable y

reduzcan su desventaja en término de costos frente a las fuentes fósiles convencionales

subsidiadas.

Algunos países como Estados Unidos, China, Alemania y España han llegado a posicionarse

como líderes en este sector a nivel mundial, así como Brasil y Chile lo han hecho en

Latinoamérica. Estos países han logrado reducir gradualmente la participación de los

combustibles fósiles dentro su matriz energética, aumentando significativamente el aporte de

las fuentes de energías renovables. Su éxito ha sido el resultado de la implementación de

leyes que han buscado fortalecer técnica y económicamente a los actores de la cadena de

producción de energías renovables, exigir a los distribuidores y comercializadores la compra

y venta de FNCER y estimular la inversión en la materia a través de incentivos económicos y

subsidios, entre otros.

La Ley 1715 de 2014 ha representado para el país un gran avance en la regulación de las

energías renovables gracias a la incorporación de incentivos económicos y a la posibilidad

de vender los excedentes de energía a la red, pues antes de su expedición, el marco

regulatorio existente no había permitido a los proyectos de FNCER acogerse a beneficios

contables y tributarios de forma masiva, bien fuera porque no los contemplaba o por la falta

de claridad en las condiciones a cumplir para optar por los incentivos. Cabe resaltar, que aún

se requiere la expedición de actos administrativos adicionales que regulen los

procedimientos para las solicitudes de certificación de los proyectos y para la venta de

excedentes de energía, pues hasta entonces ningún proyecto podrá ser objeto de la

aplicación de los beneficios señalados por la ley.

Adicionalmente, es posible observar que el marco regulatorio actual incorpora mecanismos

implementados en los países líderes del sector. Por un lado, la Ley 1715 de 2014 contempla

instrumentos como los incentivos económicos y la venta de excedentes de energía a la red,

mientras que el Plan de Acción Indicativo PROURE señala los objetivos de implementación

de las FNCER en horizontes de tiempo fijados al 2015 y 2020.

En Colombia, el sector de las energías renovables ha acogido favorablemente la ley. Si bien

sus incentivos económicos recaen sobre los titulares de las inversiones y no sobre los

actores del sector, los beneficios potenciales atraerán clientes e inversionistas aumentando

la dinámica del mercado. Gran parte del sector considera que los incentivos económicos y la

posibilidad de vender de excedentes de energía tendrán un impacto decisivo en la viabilidad

técnica y económica de un proyecto con FNCER, ya que reducen considerablemente su

periodo de retorno y aumentan la rentabilidad del proyecto.

La aplicación de los incentivos tributarios y contables permite alcanzar disminuciones

significativas en los altos costos de inversión que, hasta el momento, han representado la

mayor barrera a la implementación de estos sistemas. De acuerdo con el análisis financiero

realizado, los incentivos mejoran notablemente la rentabilidad, el valor presente neto y

periodo de retorno de las inversiones en FNCER. En algunos casos su aplicación es

suficiente para decidir llevar a cabo un proyecto. Estos descuentos tributarios y contables

favorecen en mayor medida a los inversionistas que pagan impuestos sobre rentas altas,

caso predominante en los sectores industrial y comercial. De acuerdo con la percepción del

mercado, los incentivos que mayor beneficio brindan a los proyectos son la disminución en la

declaración de renta y la exención del IVA.

Por otro lado, la venta de excedentes de energía elimina la necesidad de costosas baterías

para el almacenamiento de la energía no consumida y se traduce en ingresos por la venta de

dicha energía a la red. Su impacto es mayor cuando el titular de la inversión no está obligado

a declarar grandes sumas de dinero o cuando una fracción importante de la energía

autogenerada no es consumida y debe inyectarse a la red. Allí, el beneficio obtenido a partir

de la venta de los excedentes es mayor que el resultante de la aplicación de los incentivos

económicos.

Es importante aclarar que la tarifa a la cual se realiza dicha transacción afecta los resultados

financieros de los proyectos y puede incluso definir su viabilidad. Sin embargo, esta

sensibilidad depende del impacto de este mecanismo en los flujos de caja. Por ejemplo, en

un proyecto residencial, un cambio de COP $100 en la tarifa tiene un impacto del 4% en la

Página 141

rentabilidad, mientras que en un proyecto para el sector industrial cuya potencia e inversión

es mucho mayor, esta misma variación representa un cambio del 1,5% en la rentabilidad.

Dada esta incertidumbre, los diferentes actores del sector manifiestan su preocupación por la

pronta reglamentación de este instrumento y la definición del valor de venta de la energía a

la red.

La principal inquietud del sector respecto a la reglamentación de los incentivos económicos

consiste en la cantidad trámites a realizar, su claridad, su dificultad y el tiempo que tomaría la

evaluación de las solicitudes, aspectos que aún no han sido definidos y se encuentran en

manos de la UPME y el MADS. Dada la experiencia pasada, en la que numerosos proyectos

trataron de acogerse a los beneficios de la Ley 0186 de 2012 pero muy pocos lograron

acceder a ellos, es fundamental que en esta ocasión la reglamentación en la materia sea

clara, que los trámites no sea dispendiosos y que los conceptos técnicos, certificaciones y

respuestas a las solicitudes sean emitidos de forma ágil. De lo contrario, los inversionistas

perderán interés y el sector no avanzará de acuerdo con lo esperado.

En el ámbito general del marco regulatorio actual, tanto proveedores como constructores,

promotores e inversionistas manifiestan su gran preocupación por el avance lento en la

reglamentación de los mecanismos y disposiciones de la ley. Este hecho se atribuye a los

intereses particulares de los grupos y empresas que en la actualidad hacen parte del sector

eléctrico y que buscan dificultar la incorporación de nuevas tecnologías y nuevos actores.

Esto con el fin de conservar el modelo actual del negocio y mantener su monopolio sobre la

generación de energía, escudándose principalmente en la importancia de garantizar la

confiabilidad del servicio.

A pesar de la bondad de los beneficios y disposiciones señaladas en la ley, la legislación aún

no contempla algunos mecanismos ya implementados por otros países y que, de acuerdo

con el sector de las energías renovables en Colombia, tendrían un impacto potencialmente

alto en el desarrollo de este mercado. Entre estos instrumentos se destacan: i) la

obligatoriedad de incorporación de FNCER en edificaciones nuevas, ii) la facilidad de acceso

a préstamos para inversión y establecimiento de tasas preferenciales, iii) la creación de

subsidios a la inversión, iv) la implementación de esquemas tarifarios que tengan en cuenta

la respuesta a la demanda y la gestión eficiente de energía, v) la promoción del desarrollo

industrial, vi) el fomento de los vehículos eléctricos e híbridos y vii) la contratación de

proyectos de FNCER por parte del estado.

Se espera entonces que la legislación colombiana continúe abriendo camino al desarrollo e

implementación de las energías renovables a través de la correcta reglamentación de los

incentivos señalados por la Ley 1715 de 2014, de manera que permita hacer efectivas sus

bondades económicas y favorezca la dinámica del mercado mediante el análisis de nuevas

estrategias. Así mismo, es fundamental que los intereses del sector eléctrico no interfieran y

detengan el progreso alcanzado hasta ahora.

Página 143

9. FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN

Como complemento a la investigación desarrollada en el presente trabajo, se plantea

estudiar la implementación de los mecanismos de promoción de las FNCER propuestos en la

sección de conclusiones:

Obligatoriedad de incorporación de FNCER en edificaciones nuevas.

Facilidad de acceso a préstamos para inversión y establecimiento de tasas

preferenciales.

Creación de subsidios a la inversión.

Implementación de esquemas tarifarios que tengan en cuenta la respuesta a la demanda

y la gestión eficiente de energía.

Promoción del desarrollo industrial.

Fomento de los vehículos eléctricos e híbridos.

Licitaciones públicas

El estudio de cado uno de estos mecanismos debe realizarse como mínimo en dos etapas:

i) Definir el alcance y aplicación de los instrumentos – por ejemplo, cuantificar el porcentaje

de energía que debe generarse con FNCER en edificaciones nuevas, definir el valor de las

tasas preferenciales, determinar el valor de los subsidios, establecer el valor de las tarifas en

horas valle y en horas pico, definir las estrategias, nichos y tamaños del mercado - y

ii) Identificar el impacto potencial de la aplicación del mecanismo en el mercado colombiano.

Página 145

10. BIBLIOGRAFÍA

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Página 147

11. ANEXOS

Anexo 1. Comentarios a la reglamentación de los incentivos de la Ley 1715 de 2014

Rol Sí/No Comentarios/Barreras

Constructor Sí El proceso de inscripción ante la UPME y posterior aprobación del Ministerio de Ambiente

hacen lento, engorroso y poco atractivo el proceso, ya que tomaría demasiado tiempo entre el

planteamiento serio del proyecto y la posibilidad de acceder a los beneficios de ley.

Constructor Sí La apropiación de una tecnología eficiente y económica, la tramitología ante las entidades

estatales.

Constructor Sí Cuando se consultó directamente con la DIAN no se puede tener dos beneficios fiscales

simultáneos por tal razón solo se termina en un beneficio el cual no convence en su totalidad a

los inversionistas.

Constructor Sí No existe claridad sobre cómo serán establecidos los patrones y mecanismos para acceder a

los beneficios.

Constructor Sí En mi opinión existe un teléfono roto de la ley con respecto a las regulaciones de energía

actuales emitidas por la CREG, estas regulaciones no permiten acceder a todos los beneficios

de la Ley 1715. Se entiende que una ley está por encima de una regulación, pero hasta que

estas regulaciones no sean actualizadas, los operadores de red eléctrica no permitirán realizar

las implementaciones.

Constructor Sí Las barreras son de índole diversa, técnicas, comerciales, financieras, reglamentarias.

Constructor No

responde

La institucionalidad de los diferentes entes regulatorios.

Constructor No

responde

En la Ley 1715, el Decreto 2469 y la Resolución de la CREG, falta reglamentar la generación a

escala menor y la operación de los medidores bidireccionales para que realmente sean

aplicables los incentivos en edificios.


Promotor Sí El decreto abre las puertas a las nuevas tecnologías verdes para la generación de la energía,

un paso muy importante para Colombia,

Promotor Sí Es un decreto que permitirá desarrollar tecnologías de energías alternativas si es definida de

una forma clara de implementación. Las principal barrera será, el quien defina si un proyecto

aplica para acceder a los incentivos, es decir quien decide si aplica o no. Este punto es clave.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Sí Es un buen primer paso hacia la regulación de uso de energías renovables en el país.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Sí Las mayores barreras identificadas hasta ahora pueden ser del orden de cómo sería la figura o

el proceso de radicación de proyectos particulares y bienes a ser adquiridos exentos de arancel

e IVA frente a la UPME.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Sí Aún quedan muchos vacíos por resolver.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Sí Las mayores barreras son los procedimientos que están por reglamentar, si para acceder a

estos incentivos vamos a tener que realizar muchos trámites o si después de hacer el trámite, el

tiempo de respuesta es largo.

Usuario final /

Inversionista

Sí Considero que la tecnología relacionada con fuentes no convencionales de energía aún no está

totalmente madurada en el país, aunque algunas fuentes como la solar fotovoltaica ha

avanzado notoriamente en los últimos años. Adicionalmente, el manejo de estos proyectos con

renovables se concentra en las grandes ciudades y considero que sus mayores oportunidades

se encuentran en las zonas no interconectadas, pero se requiere una transferencia tecnológica

y de conocimientos hacia esas zonas y su población.

Otras barreras incluyen el hecho que en el sector eléctrico colombiano aún existen grupos

empresariales que mantienen cierta integración vertical y por tanto tienen intereses particulares

Página 149


en todas las etapas de la cadena de valor del sector eléctrico.

Sumado a esto, y teniendo en cuenta que la confiabilidad es una de las mayores características

que se esperan del suministro eléctrico, cabe mencionar la inercia de las actuales compañías

distribuidoras/comercializadoras de electricidad para mantener el actual modelo de negocio y

evitar "cosas nuevas" que puedan afectar como han manejado el negocio hasta ahora.

Usuario final /

Inversionista

Sí El tiempo que se demoren en establecer los procedimientos y el tiempo que tome la respuesta

a la solicitud por parte de la UPME y el MADS

Usuario final /

Inversionista

Sí Es necesario definir los procedimientos para la solicitud de la certificación pues hasta entonces

los proyectos que se implementen no podrán acogerse a los beneficios.

Los beneficios aún se encuentran en un contexto muy abierto, se requiere definir o acotar las

características que deben cumplir los proyectos que deseen obtener los beneficios.

Anexo 2. Comentarios sobre las barreras de la legislación actual a las FNCER

Rol Barreras

Constructor Su precio y lograr convencer al cliente del costo beneficio que el mismo tendía en un futuro.

Constructor La falta de regulación de la entrega de excedentes de generación a la red.

Constructor El desconocimiento de tecnologías eficientes y probadas en nuestro medio geográfico y cultural, los costos

y el alto tiempo en el retorno de la inversión, el facilismo y falta de compromiso social.

Constructor La regulación actual no permite una venta de energía hacia la red, sin embargo se está tratando de

entregar soluciones de auto generación para no tener que recurrir a la venta de energía.

Constructor Las principales barreras están relacionadas con que las productoras de energía no permiten que cualquier

persona natural, o incluso empresa pueda conectar a red, pues para hacerlo y poder vender debería

convertirse en una comercializadora de energía o ser representada por una. Esto complica mucho cualquier

iniciativa, entonces los que instalen este tipo de energías alternativas solo podría ser viable para uso interno

o con Baterías, lo que castiga la inversión. La devolución del 50% de la inversión no está clara.

Constructor Falta de incentivos del Gobierno. Costo de la energía renovable. Control del mercado.

Constructor El apoyo para que sean más accesibles.

Constructor El monopolio de los generadores y el lobby que han hecho para desviar la intención de masificar la

generación distribuida.

Constructor Los jugadores del sector (generadores, transmisores, distribuidores y comercializadores) tienen protección

normativa que se opone a la entrada de nuevos actores.

Promotor El costo de la infraestructura y claramente la falta de incentivos y beneficios claros para que se opte por

estas tecnologías.

Promotor Que el prestador de servicio público no ponga trabas para conectar el proyecto que va a utilizar energías

alternativas y que la tarifa de venta y compra sea justa para las 2 partes.

Página 151

Rol Barreras

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Inversión Inicial. Desconocimiento Corrupción.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Altos costos de inversión, un mercado que ha sido negativamente afectado por malas prácticas de

ingeniería, la imposibilidad de ser autogenerador (hasta ahora).

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

El desconocimiento sobre la relación entre costos beneficios, retorno de la inversión, el desconocimiento de

las normas legales que aplican, y los beneficios al cumplir la misma.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Que aún no está normalizada la regulación, ni los procedimientos de como adquirir los beneficios tributarios,

también que no es una obligación al sector constructor de realizar proyectos renovables en sus

construcciones.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Manejo final de los incentivos tributarios, precios de compra para grandes generadores, costos de inyección

para los pequeños generadores, entre otros.

Usuario final /

Inversionista

Como mencionaba la tecnología y el mercado para las renovables aún no ha llegado a un estado total de

madurez. Aún se percibe desconocimiento por parte de diferentes actores por ejemplo, constructoras,

diseñadores eléctricos, propietarios.

La regulación del sector eléctrico avanza de forma lenta, escudándose en la importancia de la confiabilidad

del servicio, y esto es aprovechado por las empresas distribuidoras/comercializadoras para alargar los

procesos, tratar de conservar el modelo actual sin generación distribuida y con una demanda pasiva y en

suma creando un ambiente de desconocimiento o agreste hacia la introducción de las renovables.

A nivel de legislación, el avance también ha sido lento y se ha pasado del impulso exclusivo a la

investigación, mecanismos de desarrollo limpio, hasta llegar a la actual ley que abre muchas oportunidades.

Usuario final /

Inversionista

Los intereses del sector de la energía. Ellos no quieren cambios ni competencia en el negocio actual,

Rol Barreras

Usuario final /

Inversionista

Los generadores actuales no quieren perder en su negocio, así que ellos son una barrera. Sería

conveniente conocer su concepto u opinión al respecto.

Los altos costos de inversión y los largos periodos de retorno. Las personas no están dispuestas a pagar

costos tan altos y demorarse aproximadamente 20 años recuperándolos.

La demora en la regulación de la venta de excedentes de energía y el hecho de que no se cuenta con

medidores bidireccionales pues sin ellos la cantidad de energía demandada a la red puede distorsionarse.

Página 153

Anexo 3. Comentarios sobre la rentabilidad de los proyectos sin incentivos y excedentes de energía

Rol a b Comentarios Si/No Si/No

Constructor Sí Sí Podrían reducir su payback y aumentar su TIR en gran medida si se pudiera gozar los

incentivos, además se podría aprovechar al 100% el potencial solar de cada instalación.

en este momento se debe dimensionar atados a una camisa de fuerza que es el consumo

del punto de conexión de la planta solar.

Constructor Sí Sí En los dos casos las inversiones son rentables, pero las tasas de retorno de inversión son

superiores a 10 años, los que le quita mucho atractivo a la inversión. La vida útil de los

paneles puede ser superior a 25 años, por esto las inversiones si son rentables en

cualquier caso. Sin Embargo con los beneficios y el poder entregar los excedentes a la

red, la inversión serías mucho mas atractiva. En estos momentos de crisis energética,

esta podría ser una salida muy interesante para la crisis.

Constructor No No Pueden ser rentables siempre y cuando se combine con otras tecnologías de generación,

no solo renovables, los sistemas renovables actuales son rentables donde no existe

ningún tipo de conexión a redes eléctricas. Un proyecto solo de generación solar por

ejemplo, sin venta de excedentes se vuelve muy costoso por la implementación de las

baterías que llegan a tener casi el mismo costo y su vida útil es mucho más corta

haciendo el proyecto inviable.

Constructor No No No son rentables los proyectos de energías renovables en Colombia sin incentivos, ya

que tenemos una altísima carga arancelaria y de impuestos. La devaluación del peso

frente al dólar hace más lejana la rentabilidad. La venta de excedentes es una estrategia

probada en países desarrollados como alternativa al costoso almacenamiento de energía

en bancos de baterías. Además las baterías tienen un período de uso muy corto y altos

pasivos ambientales en su ciclo de vida.

Constructor No No Los equipos son costosos y los ciclos de consumo de los usuarios son irregulares; los

equipos se deben dimensionar para la máxima potencia demandada. Durante gran parte

del tiempo en el ciclo de consumo se demanda menor potencia que la nominal del equipo,

Rol a b Comentarios Si/No Si/No

quedando capacidad ociosa.

Promotor No No Para incentivar el uso de energías alternativas en un mercado nuevo como Colombia, es

indispensable al inicio tener incentivos económicos.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Sí Sí La aplicación de estrategias de consumo pasivo con por ejemplo: ventilación natural,

iluminación y calefacción permiten ahorros importantes que a mediano y largo plazo

garantizan no solo el retorno de la inversión, sino ahorros importantes en consumos

energéticos e instalación de equipos.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Sí Sí Todo depende de la tarifa que esté pagando el cliente final y las horas y picos de

consumo diarios.

Usuario final /

Inversionista

Sí Sí Los precios de las tecnologías relacionadas con fuentes no convencionales de energía ha

venido bajando y esperamos que con Ley lleguen a un punto maduro estable. Teniendo

esto en cuenta las inversiones en renovables se han hecho atractivas y son rentables,

pero sin la aplicación de incentivos o la venta de excedentes los largos periodos de

retorno desmotivan a posibles inversores. Ahí nace la importancia de los incentivos para

impulsar la introducción de estas tecnologías no convencionales.

Usuario final /

Inversionista

No No Se requieren inversiones altas que se amortizan en periodos de tiempo largos.

Usuario final /

Inversionista

No No Económicamente no son rentables, sin embargo deberían considerarse los beneficios

ambientales. En el caso de la venta de excedentes de energía, no se ha definido una

tarifa y una vez esta se defina, probablemente no va a ser mayor al 50% del valor de la

energía que se compra a la red. El valor en que se defina esta tarifa impactará la

rentabilidad de los proyectos.

Página 155

Anexo 4. Comentarios sobre la bondad económica de los incentivos de la Ley 1715 de 2014

Rol

Dis

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Comentarios

Constructor Sí Tal vez Tal vez Sí La exención de IVA y los derechos arancelarios son impuestos que

se trasladan siempre desde el fabricante-proveedor-usuario final. Así

que este incentivo igual será retroactivo, lo que hará es dejar el

precio de venta de los proyectos de energías renovables más bajo,

esto no necesariamente incentiva al comprador final porque la

percepción es un simple precio y no un punto de comparación. Por

otro lado la depreciación acelerada y la disminución en la renta son

descuentos tangibles en los impuestos de dicha empresa, en X

tiempo en vez de pagar Y dinero vas a pagar Y-Z dinero, algo que si

es muy atractivo para las empresas.

Constructor Sí Sí Sí Tal vez La depreciación acelerada del 20% anual, puede beneficiar al

constructor o inversionista en el primer año, pero cuando se transfiere

la tecnología al usuario (copropiedades de viviendas, oficinas,

comercio y otros) por enajenación de los bienes inmuebles, deja de

ser un estímulo para el promotor, constructor o inversionista.

Constructor Sí Sí Tal vez Sí Estos beneficios son útiles pero no van de la mano, en consultas con

la DIAN solo se pude acceder a uno de los beneficios tributarios

nombrados, es decir si se reduce la declaración de renta no se puede

acelerar la depreciación de los equipos y viceversa.

Constructor Sí Tal vez No Tal vez Aunque sea una ventaja inicial, la exención es solo por una vez.

Sería más efectivo un régimen que permita disminuir los costos

durante la operación.

Rol

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Comentarios

Constructor Sí Sí Sí Sí Solo falta facilitar el proceso de entrega a la red, es decir poder

vender los excedentes.

Constructor Sí Sí Sí Sí Son necesarios pero no suficientes. Es importante para viabilizar los

modelos de inversión poder vender los excedentes de energía.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Sí Sí Sí Sí Todos los beneficios son complementarios. En el caso de zonas

francas la exención de aranceles e IVA no agregan valor.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Sí Tal vez Tal vez Tal vez Simple y llanamente porque en Colombia la costumbre en inversiones

es tener beneficios y retornos a máximo unos 5 años posteriores al

inicio de un proyecto; los beneficios en la categoría "Tal Vez" sirven

para reducir estos periodos de amortización pero no tienen un

impacto tan marcado como la deducción del 50% sobre la renta en el

costo inicial.

Usuario final /

Inversionista

Sí Sí Sí Tal vez Probablemente los incentivos de la declaración de renta y

depreciación acelerada no marquen una gran diferencia para las

inversiones de una persona natural a nivel residencial porque no son

muchos los que deben pagar este impuesto o pagan un valor bajo.

Estos son más aplicables a empresas con mayores utilidades.

Usuario final /

Inversionista

Tal vez Tal vez Tal vez Tal vez Los incentivos mejoran la rentabilidad de un proyecto en la medida en

que se puedan aplicar juntos. Un solo beneficio no marca una gran

diferencia.

Página 157

Anexo 5. Comentarios sobre la clasificación de la bondad económica de los incentivos

Rol

Dis

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Comentarios

Constructor 3 2 1 4 Los beneficios de 3 y 4 se presentan a mediano y largo plazo

en condiciones especiales.

Promotor 4 3 1 2 Mis respuestas son: Renta: 4 IVA: 4 Aranceles: 3 Depreciación:

3

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

2 4 1 3 Exención del IVA, debido a que este valor lo puedo descontar

directamente a los costos del producto que compran nuestros

clientes.

Anexo 6. Comentarios sobre los incentivos o mecanismos faltantes en la legislación actual

Rol Mecanismos

Constructor Facilitar trámites.

Constructor Que el estado sea el primero en hacer proyectos masivos de energía renovable, y castigue en forma

importante la generación de energías convencionales, para generar una cultura de sostenibilidad, que

impulse la investigación y producción de tecnologías autóctonas, ajustadas a nuestro medio.

Constructor Tasas preferenciales en los préstamos para el capital de inversión.

Constructor El control preponderante de los operadores de redes de energía, no incentiva el desarrollo de energías

alternativas. Sería más efectivo si se premiarán los excedentes de energía producidos al interior de los

proyectos.

Constructor Incentivos más fácilmente tramitables.

Constructor Agilidad en trámites, orientación y claridad en las reglas a cumplir.

Constructor Facilitar la venta de los excesos es decir la conexión directa a la red.

Constructor Líneas de créditos blandos y flexibilidad en la comercialización de excedentes.

Promotor Venta de energía a la red para descontar cobro a usuario.

Promotor No estoy seguro si en el decreto se contempla la compra de excedentes de energía, a una tarifa menor de

una comercializador (ej: Codensa).

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Establecer meta de consumo mínimo de energías renovables en nuevas construcciones con incentivos

como subsidios y exención de impuestos.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Aparte de la Ley 1715, un tema de esquemas de tarifa variable para que empiecen a cobrar sentido

esquemas de respuesta a la demanda y gestión inteligente de la energía.

Página 159

Rol Mecanismos

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Reducción de costos en licencias de construcción debido a la implementación de estrategias de consumo

pasivo demostrables.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Que sea de carácter obligatorio la implementación de alguna energía renovable en proyectos nuevos o

empresas grandes, así como barrio subnormales.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Que firmen la ley cuanto antes.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Una ley o regulación que obligue al uso mínimo de ciertas energías renovables en toda nueva construcción

e incentive a un uso mayor de estas con subsidios parciales y exenciones de impuestos.

Proveedor/

Distribuidor de

tecnología

Facilitar los trámites y tiempos de respuesta de la solicitud de acceso a los beneficios de ley, reglamentar la

entrega de excedentes a la red y acelerar el fondo FENOGE.

Usuario final /

Inversionista

Avanzar en la reglamentación y regulación para la generación distribuida (venta de excedentes) y

respuesta de la demanda.

Usuario final /

Inversionista

Exigir a los constructores implementar sistemas de energías renovables para abastecer alguna porción del

consumo y promover los carros y buses eléctricos

Usuario final /

Inversionista

Agilizar la reglamentación de la venta de excedentes de energía.

Promover el uso de equipos eléctricos (electrodomésticos por ejemplo) que funcionen con corriente directa

(DC) lo cual permitiría ahorrar los costos asociados al inversor DC/AC.

Anexo 7. Comentarios sobre el beneficio de los incentivos para actores diferentes a los usuarios

Rol Beneficio

Constructor Los incentivos harán más atractivo el proyecto, potenciando su venta.

Constructor Mediante créditos blandos a constructores o promotores que utilicen tecnologías de energía renovables, y

reducción en costos de licencias de construcción y expedición en tiempos mínimos.

Constructor No hay beneficios directos a la empresa, sin embargo, los incentivos aumentan la dinámica del mercado.

Constructor Pues si los beneficios se reglamentan rápida y correctamente, las ventas de estos equipos se van a

incrementar mucho.

Constructor Ventaja competitiva

Constructor Se abren nuevas líneas de negocio como diseñador, consultor, comercializador de equipos y como

constructor/instalador de soluciones de FNCE.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Porque en mi caso, si bien la empresa puede no ser el titular de la inversión, si participa con un tercero que

con un vehículo legalmente constituido puede transferir el beneficio de manera directa a la empresa.

Proveedor/

Distribuidor

de tecnología

Omitiendo el pago del IVA, que se le carga a nuestros productos.

Usuario final /

Inversionista

Si los incentivos logran atraer clientes, estos van a necesitar servicios y eso va a beneficiar a los jugadores

del negocio.

Página 161

Anexo 8. Flujo de caja Proyecto Sector Industrial con Energía Eólica

Página 163

Anexo 9. Flujo de caja Proyecto Sector Residencial con Energía Solar Fotovoltaica

Página 165

Anexo 10. Flujo de caja Proyecto Centro Comercial con Energía Eólica

Página 167

Anexo 11. Flujo de caja Proyecto Centro Comercial con Energía Solar Fotovoltaica

Página 169

Anexo 12. Flujo de caja Proyecto Edificio de Oficinas con Energía Solar Fotovoltaica

Date post:	05-Dec-2021
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FACULTAD DE INGENIERIA CIVIL ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA ...

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