Derecho Energético
Representación en temas regulatorios y en procesos administrativos ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
- Asistencia legal en transacciones relacionadas con la financiación de proyectos de infraestructura, ofertas internacionales de adquisición, liquidación de proyectos de infraestructura y la negociación de concesiones y reversiones con el Estado.
- Representación de clientes en fusiones y adquisiciones o “joint ventures” en el sector.
- Representación de clientes en procesos de selección de contratistas y otros procesos licitatorios adelantados por entidades estatales, incluyendo estructuración de proyectos, preparación de licitaciones y “due diligence”.
- Asistencia en la negociación y celebración de contratos de suministro.
- Asistencia legal relacionada con regulaciones tarifarias.
- Asesoría en aspectos regulatorios de la Comisión de Regulación y Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía.
Sector minero y derecho minero
- Asesoría en procesos administrativos ante la Agencia Nacional Minera, oficinas regionales y el Ministerio de Minas y Energía.
- Asistencia al cliente durante las rondas de adjudicación.
- Asistencia legal para las cesiones de títulos mineros.
- Redacción, celebración y negociación de contratos relacionados con el sector.
- Asesoría legal en transacciones para la financiación de proyectos de infraestructura, ofertas internacionales de adquisición, liquidación de proyectos de infraestructura y la negociación de concesiones y reversiones con el Estado.
- Representación de clientes en fusiones y adquisiciones o “joint ventures” en el sector.
- Representación en procesos de selección de contratistas y otros procesos licitatorios adelantados por el Estado colombiano, incluyendo estructuración de proyectos, preparación de licitaciones y “due diligence”.
- Asistencia en la negociación y celebración de contratos de suministro y transporte.
- Consultas previas.
- Procesos de restitución de tierras en proyectos mineros.
- Asesoría en manejo de tierras (servidumbres, traspaso de derechos de posesión, entre otros).
- Asesoría en aspectos regulatorios del Ministerio de Minas y Energía.

Contratos por Diferencia (CFD): una oportunidad para el sector energético
Por Gabriela Mancero para El Colegio de Abogados de Minas Petróleos & Energía
En el contexto colombiano, los Contratos por Diferencia (CFD) pueden ser una herramienta clave para incentivar la inversión en energías renovables y estabilizar los precios de la electricidad.
Regulación de los CFD en Colombia
En materia financiera, el Contrato por Diferencia (CFD) es un contrato de derivados financieros. Puede celebrarse sobre una serie de productos diferentes. Los mayores mercados de productos financieros CFD son los swaps de divisas y de tipos de interés. En los contratos de derivados no se negocia el bien real, en términos financieros: el subyacente. La transacción es puramente financiera. En los contratos CFD, se establece un acuerdo entre dos partes para intercambiar pagos en función del precio de un subyacente.
El Banco de la República de Colombia es la autoridad reguladora en materia cambiaria. Como tal, se encarga de supervisar el mercado transfronterizo colombiano de derivados y el mercado local de derivados relacionados con operaciones de divisas. Los CFD se definen generalmente como productos derivados que permiten a los inversores tomar una posición sobre los cambios de valor de un activo subyacente.
En Colombia, los CFD son contratos atípicos, no regulados por la ley. No obstante esta naturaleza, el Banco de la República ha clasificado los CFD por interpretación como derivados financieros. Las inversiones pueden realizarse tanto con agentes locales como extranjeros habilitados como los denominados agentes extranjeros autorizados o Dealers o Market-Makers «online» según lo permite la regulación local.
Los agentes del exterior autorizados para realizar operaciones de derivados con residentes colombianos son aquellas entidades no domiciliadas que hayan realizado dichas operaciones en el año inmediatamente anterior por un valor nominal superior a USD 1.000.000.000. A pesar de dicho requisito, los residentes colombianos y no una entidad gubernamental en Colombia, son los responsables de la adecuada evaluación del cumplimiento de este requisito por parte de los agentes del exterior.
En los contratos de derivados no se negocia el bien real, en términos financieros: el subyacente. La transacción es puramente financiera.
En Colombia los CFD pueden ser utilizados para proporcionar precios estables a largo plazo para los productores de energía renovable, protegiéndolos de la volatilidad del mercado eléctrico. Estos contratos permiten a los productores vender su energía a un precio fijo acordado, mientras que el Estado o una entidad reguladora asume el riesgo de las fluctuaciones del mercado. Son los movimientos del precio del subyacente los que desencadenan los pagos entre las partes del contrato sin que el bien real cambie de manos, es decir, sin entrega física ni transferencia de la propiedad de la electricidad. Estas operaciones se realizan con margen, lo que implica la entrega periódica de dinero al agente para que pueda seguir negociando. Los CFD también pueden utilizarse para proteger a los consumidores de los altos precios de la electricidad.
Se citan algunos ejemplos a nivel internacional, del uso exitoso de CFD en energías renovables:
1. El Reino Unido ha sido pionero en la implementación de CFD para energías renovables. En la última ronda de subastas en 2017, dos proyectos de energía eólica marina se adjudicaron en la modalidad de contratos CFD a 57,50 libras/MWh (64,10 €/MWh), lo que representó una reducción del 50% en los costes de los contratos adjudicados 30 meses antes.
2. La Comisión Europea ha propuesto una reforma del mercado eléctrico que incluye la implementación de CFD bidireccionales para nuevos proyectos de electricidad renovable y centrales nucleares. Estos contratos permiten que, si los precios de mercado caen por debajo de un umbral acordado, el Estado compense al productor y si los precios superan ese umbral, el Estado capture los ingresos excedentes.
3. En España los CFD se utilizan como parte de las subastas de renovables para asegurar precios estables a largo plazo para los productores de energía renovable. Estos contratos son asignados mediante subastas competitivas, donde los productores ofrecen el precio más bajo al que están dispuestos a vender su energía. Estos ejemplos muestran cómo los CFD se consideran cada vez más el método preferido para incentivar la inversión en proyectos con bajas emisiones de carbono y en nuevas tecnologías, lo que llevó a que un modelo del tipo CFD bidireccional sea el mecanismo de mercado recomendado para los contratos que se suscriban en la Ronda Colombia Eólica Costa Afuera liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH.
Al diseñar los CFD, los reguladores suelen perseguir dos objetivos generales: primero incentivar la inversión en renovables de acuerdo con los objetivos políticos de sus planes de desarrollo, y segundo, integrar las renovables en los mercados energéticos con la menor distorsión posible. Al mismo tiempo, el desarrollo del sistema energético debe seguir los principios de seguridad de suministro y minimización de costos. Los Contratos por Diferencia pueden desempeñar un papel crucial en la transición energética de Colombia, proporcionando estabilidad de precios y fomentando la inversión en energías renovables. Con un marco legal adecuado y procedimientos transparentes, los CFD pueden ayudar a Colombia a alcanzar sus objetivos de sostenibilidad y seguridad energética.

Diversificación de la matriz energética en Colombia: un avance hacia la sostenibilidad
Por Mauricio Torres
Acorde con una publicación reciente en la plataforma X del Dr. Adrián Correa, Director de la Unidad Minero Energética (UPME), a julio de 2024, Colombia cuenta con una capacidad instalada de 1,820 GW de energía renovable (solar y eólica) conectados a la red. De estos, 1,273 GW están en operación y 547 MW en pruebas. Estos recursos aportan al país 10,461 GWh de energía al día, representando el 5.72% de participación en el mercado.
Estas cifras demuestran la diversificación de la matriz energética de generación eléctrica en Colombia, la cual busca reducir la dependencia de recursos tradicionales como las grandes hidroeléctricas y las térmicas a carbón y gas, para pasar a recursos de bajas emisiones en su producción de energía.
Este cambio ha sido impulsado en parte por los incentivos fiscales a las inversiones en fuentes no convencionales de energía a partir de la Ley 1715 de 2014, la cual contempla:
- Un 50% del valor de la inversión como descuento en el impuesto sobre la renta aplicable durante un periodo de 15 años.
- Exclusión del IVA y de los aranceles de importación.
- Depreciación acelerada de los activos.
Además, los fuertes compromisos asumidos por Colombia a nivel internacional en reducción de emisiones, consagrados en la Ley 2169 del 22 de diciembre de 2021, han sido fundamentales. Esta norma establece metas nacionales de mitigación mediante las cuales se busca:
- Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 51% o 169.4 MTonCO2e para 2030 según el escenario de referencia.
- Alcanzar la carbono neutralidad para 2050.
Recientemente, el Gobierno colombiano ha mostrado especial interés en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y azul, geotermia y energía eólica marina, como se detalla a continuación:
Hidrógeno Verde y Azul
En agosto de 2022 se estableció el Decreto 1476 de Fomento de la Innovación, Investigación, Producción, Almacenamiento, Distribución y Uso del Hidrógeno. Este decreto permite que los proyectos de hidrógeno verde utilicen electricidad de la red si está respaldada por un contrato bilateral de suministro y certificados de energía renovable emitidos por un tercero bajo estándares internacionales reconocidos. Los proyectos de hidrógeno azul deben contar con un sistema de captura y almacenamiento de carbono (CCUS).
Geotermia
Para el desarrollo de esta tecnología, en 2022 se establecieron varios instrumentos normativos:
- Decreto 1318 de 2022 para el desarrollo de actividades orientadas a la generación de energía eléctrica a través de energía geotérmica.
- Resolución 561 de 2022 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, que estableció los términos de referencia TdR-019 para proyectos de exploración de energía geotérmica cuya capacidad instalada sea igual o superior a 10 MW.
- Resolución 40302 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía, que establece los requisitos para el Registro Geotérmico y los Permisos de Exploración y Explotación del Recurso Geotérmico.
Eólica Marina
En octubre de 2023, se lanzó la primera ronda para la asignación de Permisos de Ocupación Temporal sobre zonas marítimas con la publicación de los pliegos de condiciones. El plazo para presentar los documentos de calificación para participar se amplió hasta el 27 de septiembre de 2024. Una vez seleccionadas las empresas que participarán, se presentará la solicitud de designación del área de interés con fecha límite del 20 de diciembre de 2024. La asignación de las áreas está prevista para agosto de 2025 y la entrega del permiso de ocupación temporal (8 años) en diciembre de 2025. El adjudicatario deberá realizar los estudios pertinentes sobre el área y tramitar la respectiva licencia ambiental para que se le otorgue la concesión para la construcción, operación y mantenimiento del parque eólico por 30 años, prorrogables por 15 años más.
El avance en la diversificación de la matriz energética de Colombia es un paso significativo hacia la sostenibilidad y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Los incentivos fiscales y los compromisos internacionales han sido claves para impulsar este cambio. La apuesta por tecnologías emergentes como el hidrógeno verde y azul, la geotermia y la energía eólica marina, demuestra el compromiso del país con un futuro energético más limpio y sostenible.

Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG Laudo Arbitral- Resolución 501 001 del 20 Enero de 2023
COMENTARIO
En uso de las facultades arbitrales otorgadas mediante el literal (p) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y reglamentadas por la Resolución CREG 067 de 1998. La CREG definió el conflicto que se presentó entre la empresa CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. – CHEC como Operador de Red y el INGENIO RISARALDA -IRISA en su calidad de Cogenerador, por la interpretación del contrato de conexión 045-13 con sus modificaciones y adiciones, respecto de la aplicación de la excepción prevista en el capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018 en el cobro de transporte de energía reactiva, la cual establece:
“Se exceptúa de pago del costo de transporte de energía reactiva a las plantas generadoras, las cuales están obligadas a participar en el control de tensión por medio de la generación o absorción de potencia reactiva”
La controversia de las partes se suscita en que, para el Operador de Red, IRISA absorbe o inyecta energía reactiva no requerida por este, diferente de su obligación como generador de prestar servicios de control de gestión, por lo que debe ser responsable del pago por transporte de energía reactiva; mientras que IRISA considera que al ser generador de energía se encuentra exento de este pago y que cuando inyecta energía a la red tiene activado su sistema de Regulación Automática de Voltaje (AVR) por lo que ejecuta el control de tensión en el punto de conexión.
Teniendo en cuenta lo anterior, la CREG entra a fijar la correcta interpretación del contrato de conexión en cuanto al cobro de transporte de energía reactiva y establecer si IRISA controla o la tensión de conformidad con la regulación vigente
Al respecto, frente al control de tensión de las plantas de generación, la regulación establece en el numeral 5.7 del Código de Operación (Resolución CREG 025 de 1995) y el numeral 4.5.6.3 del anexo general del reglamento de distribución de energía eléctrica (Resolución CREG 070 de 1998), que todas las plantas conectadas al Sistema Interconectado Nacional – SIN están obligadas a participar de forma coordinada con el Centro de Control del OR, en el control de tensión de la red eléctrica por medio de la generación o absorción de potencia reactiva de acuerdo con la curva de capacidad declarada.
Frente al contrato de conexión y sus modificaciones, en este no se no se detalló las condiciones para la operación del AVR en las unidades de generación, más allá que este debe usarse en la absorción o la inyección de energía reactiva por instrucciones de CHEC cuando se presenten condiciones operativas especiales o de contingencia. Por lo que se entiende que su configuración y operación quedo a cargo de IRISA
Por lo tanto, La CREG encuentra que la interpretación del contrato de conexión suscrito entre CHEC e IRISA respecto del cobro de energía reactiva es que éste procede en el caso de que la generación o absorción de energía reactiva se realice con propósitos distintos al de control de la tensión o por operación incorrecta del sistema, lo cual no se evidenció en ninguna de las pruebas aportadas, siempre que el generador se encontrase en funcionamiento. Adicionalmente se prueba que CHEC no fijo previamente ninguna condición operativa para el funcionamiento del AVR de IRISA. Por esta razón, cualquier configuración del AVR que cumpla los parámetros regulatorios, hace entender que hay acuerdo entre CHEC e IRISA para evitar el cobro de energía reactiva.
Finalmente, para la CREG es claro que IRISA controla la tensión acorde con la regulación, por lo que no se puede discutir que acorde con el capítulo 12 de la Resolución CREG 015 de 2018, está exenta del pago de transporte de energía reactiva como agente generador, entre los que se encuentran los autogeneradores y cogeneradores, al participar en el control de tensión mediante la utilización de un AVR instalado en coordinación con el operador de red, que permite que la tensión en el punto de conexión se mantenga dentro de los límites permitidos en la Resolución CREG 070 de 1998 (+/- 5% respecto al nominal)
Lo que aporta el laudo:
La postura fijada por la CREG en este laudo, aporta en la discusión que se presenta en torno al cobro de energía reactiva a los generadores por parte de los operadores de red y su negativa a aceptar el control automático de tensión de los equipos instalados. Siendo claro para la CREG que la excepción del cobro de energía reactiva aplica para todos los generadores, entre los que incluye a los autogeneradores y cogeneradores.
Siendo claro lo anterior, queda por establecer la forma de coordinación para el control de tensión entre el Operador de Red y el generador el cual debe quedar en las cláusulas del contrato de conexión para evitar este tipo de controversias y no solo regular los casos de contingencias o llamados del operador de red al generador para apoyarlo en el control de tensión en la red.
Imagen tomada de: https://www.ingeniorisaralda.com/es/energia-PG66
Se permite que el porcentaje de la mezcla de biocombustible con combustible fósil varíe temporalmente en todo el territorio nacional
Resolución Número 40180 del 11 de junio de 2021. Ministerio de Minas y Energía
Se permite temporalmente a los agentes de la cadena que no cuenten con la disponibilidad suficiente de alcohol carburante-etanol para realizar la mezcla que dé cumplimiento a lo señalado en el artículo 1° de la Resolución 40100 de 2021, aplicar por cada galón o litro, cualquiera de los siguientes porcentajes de alcohol carburante-etanol: 0 %, 2 % o 4 % en la mezcla con gasolina motor fósil. Lo anterior no aplicará para el combustible a distribuir en los departamentos de Nariño y Cauca.
Se convoca a la subasta de contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica
Resolución Número 40179 del 9 de junio de 2021. Ministerio de Minas y Energía
Se ordena la convocatoria para la tercera subasta de contratación de largo plazo de energía eléctrica. El Subastador implementará el proceso de adjudicación de la tercera subasta de contratación de largo plazo de energía eléctrica de que trata la presente resolución, a más tardar el 31 de octubre de 2021.
Se ajustan unas directrices para dar agilidad al proceso y permitir la elección del subastador más conveniente
Resolución Número 40141 del 7 de mayo de 2021. Ministerio de Minas y Energía
El Ministerio de Minas y Energía podrá implementar el mecanismo al que se refiere resolución o podrá designar a una entidad diferente, o al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) mediante contrato o convenio interadministrativo, el cual actuará como Subastador e implementará y administrará el mecanismo. Para esto, el Subastador deberá, entre otros, publicar los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas de dicho mecanismo considerando los lineamientos aquí establecidos.
Se establecen los objetivos y fines del incentivo a la exploración, producción y formalización y se definen los pasos para su acceso
Resolución Número 40043 del 16 de febrero de 2021. Ministerio de Minas y Energía
Los recursos destinados para incentivar la exploración, producción y formalización de los recursos naturales no renovables tendrán como objetivos y fines los siguientes: 1. Restauración social. 2. Restauración económica. 3. Protección y recuperación ambiental. 4. formalización de la producción minera. Los proyectos de inversión a ser financiados con los recursos del incentivo a la producción deberán estar en concordancia con los planes de desarrollo territoriales vigentes. Los proyectos de inversión relacionados con la formalización de la producción minera deberán estar en concordancia con los lineamientos que para el efecto emita el Ministerio de Minas y Energía.
DIAN adiciona el concepto unificado de procedimiento aduanero para precisar temáticas relacionadas con la cancelación de levante

Derecho Económico -Tomo VI (2010)
