La CREG establece que los excedentes de energía de AGPE con fuentes no convencionales renovables se reconocen mediante crédito de energía y valoración horaria conforme a la Resolución CREG 174 de 2021. Para que el comercializador pague estos excedentes, debe formalizarse el contrato previo según la Resolución CREG 135 de 2021. El comercializador que atiende el consumo del usuario aplica la permuta por energía importada hasta el consumo mensual; los excedentes sobre esos valores se pagan al precio horario de bolsa. Los saldos a favor pueden usarse para facturas futuras o pagarse en plazos definidos (mensual o semestralmente). Si la energía se vende a otro comercializador, no hay obligación de compra ni traslado en tarifa.

El ministro de Minas y Energía viajará la próxima semana a Bruselas, Bélgica, para dialogar con más de 170 empresas del sector energético de la Unión Europea. Además, se busca remover obstáculos en el licenciamiento ambiental para proyectos menores a 100 MW, facilitando así inversiones.

El proceso de remuneración de excedentes para autogeneradores a pequeña escala (AGPE) con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) se regula principalmente por la Resolución CREG 174 de 2021. El usuario interesado debe informar al comercializador su intención de ser AGPE durante el proceso preliminar de conexión y suscribir un acuerdo especial antes de iniciar operaciones, para que los excedentes sean remunerados. Los excedentes acumulados menores o iguales a la energía importada se permutan como crédito de energía, mientras que los excedentes que superen esta cantidad se liquidan al precio horario de bolsa. El comercializador cobra ciertos costos asociados según la capacidad instalada del AGPE. El comercializador está obligado a recibir los excedentes del AGPE que utiliza FNCER, y la regulación establece diferentes modalidades de venta según el tipo de usuario y capacidad. Así, se garantiza la correcta remuneración y comercialización de la energía excedente generada.

El marco normativo establece que, según la Constitución y la Ley 56 de 1981, los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía para servicios públicos tienen la connotación legal de utilidad pública e interés social. El Estado garantiza la prestación eficiente de estos servicios, protegiendo la propiedad privada, aunque el interés público puede prevalecer mediante declaratoria formal (DUPIS). El Decreto 1073 de 2015 regula el trámite para emitir el acto administrativo que califica zonas afectadas como de utilidad pública, permitiendo limitar derechos de propiedad para la ejecución de proyectos. Además, la Ley 142 de 1994 y otras normas confieren prerrogativas a quienes prestan servicios públicos, garantizando licencias y permisos sin obviar el ordenamiento jurídico.

EPM pretendió cobrar a la convocada (Distrito Especial de Ciencia, Tecnología e Innovación de Medellín) por los servicios prestados en los meses de noviembre y diciembre de 2023 y enero de 2024, y que permitían, según EPM, corroborar con exactitud las actividades y cantidades de energía realmente consumidas y prestadas. Para la Sala, no se aportó documento alguno que diera cuenta de la aplicación de las metodologías o componentes fijados en la Resolución CREG 101013 de 2022 -en línea con los expuesto en los respectivos contratos interadministrativos marco- para calcular el valor de los servicios cobrados por la convocante. Bajo ese escenario, para el Consejo de Estado, no resulta viable aprobar el acuerdo de conciliación suscrito por las partes, en tanto carece de sustento probatorio que permita verificar con precisión y suficiencia el real consumo y el cálculo del precio cobrado a través de las facturas emitidas por Empresas Públicas de Medellín, lo cual no se puede suplir con la aceptación que de las mismas hizo la entidad convocada en el trámite conciliatorio. En ese sentido, para la Sala no hay certeza de que, bajo los términos pactados, aquél no resulte lesivo para el patrimonio público.