La regulación energética colombiana, liderada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), establece sanciones económicas cuando existen desviaciones significativas entre la energía programada y la realmente inyectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Estas normas, detalladas en la Resolución CREG 108 de 1997 (y sus modificaciones), son especialmente relevantes para proyectos de fuentes no convencionales y variables, cuyos recursos dependen de factores meteorológicos impredecibles. Así, cuando las desviaciones superan 15%, se generan multas calculadas según la diferencia entre el precio ofertado inicialmente por el generador y el precio real del mercado mayorista, multiplicado por la energía desviada.
En procesos de compraventa de este tipo de proyectos, compradores y vendedores deben negociar estratégicamente la asignación contractual de estos riesgos.
Desde la perspectiva del comprador, existen tres estrategias clave:
Primero, establecer condiciones precedentes que exijan resolver sanciones pendientes derivadas de desviaciones históricas antes del cierre. Esto implica una debida diligencia profunda que incluya revisión de informes operativos, liquidaciones del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y comunicaciones con la Creg.
Segundo, incorporar cláusulas específicas donde el vendedor declare y garantice que el proyecto opera dentro de los márgenes regulatorios permitidos (i.e., desviaciones menores a 15%) y que no existen investigaciones o sanciones en curso.
Finalmente, negociar cláusulas robustas de indemnidad que cubran al comprador frente a sanciones derivadas de desviaciones ocurridas antes del cierre. Este mecanismo es crucial, pues multas como la impuesta a Enel Colombia en 2023 por $4.700 millones suelen materializarse meses después de las auditorías regulatorias.
Desde la perspectiva del vendedor, también es posible protegerse frente a estos riesgos:
Primero, limitando contractualmente el monto máximo indemnizable a un porcentaje específico del precio total o excluyendo indemnizaciones por sanciones menores a cierto valor predefinido. Esto es especialmente relevante dado que desviaciones moderadas (8-10%) son comunes en plantas solares debido a fluctuaciones naturales.
Segundo, reduciendo el periodo durante el cual las declaraciones y garantías permanecen vigentes (usualmente entre 12 y 24 meses), alineándolo con los plazos máximos establecidos por la CREG para imponer sanciones.
Adicionalmente, existen herramientas regulatorias útiles para gestionar estos riesgos. Por ejemplo, la Resolución Creg 239 de 2015 permite agrupar proyectos no despachados centralmente según su frecuencia histórica de desviaciones. Esta clasificación puede reducir hasta en 20% las multas aplicables si se mantiene una frecuencia máxima permitida (hasta 25 días al mes).
En un mercado donde más de 58% de nuevos proyectos corresponden a generación no convencional, estructurar contratos con asignación clara y dinámica del riesgo será determinante para el éxito transaccional. Mientras los compradores exigirán condiciones precedentes estrictas e indemnidades amplias para protegerse frente a riesgos regulatorios heredados, los vendedores deberán apoyarse en estudios técnicos sólidos y garantías específicas para equilibrar adecuadamente estas negociaciones.
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