CONCEPTO 4212 DE 2020

(agosto 5)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto:

Radicado CREG E-2020-007971-Corte Constitucional, D-13541 Radicado CREG E-2020-008458-Ministerio de Minas y Energía Expediente CREG 2018-0148

Respetado señor:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, recibió el Auto D-13541 en el radicado del asunto, en el cual se plantean cuatro ejes temáticos relacionados con la demanda del ciudadano XXXXX contra el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019. La CREG procede a dar respuesta a las preguntas recibidas y que corresponden a sus competencias.

Conforme a lo previsto en las leyes 142 y 143 de 1994, es función de la CREG regular la prestación de los servicios públicos domiciliarios de energía y gas para asegurar su prestación en condiciones de calidad, confiabilidad y eficiencia. Para el efecto, se debe promover la competencia en las actividades donde esta sea posible y regular los monopolios para que sus operaciones sean eficientes.

Adicionalmente, La Ley 1715 de 2014 Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional, asignó a la Comisión unas funciones específicas en relación con la autogeneración y generación distribuida, en lo referente a la venta de excedentes y condiciones de conexión al sistema.

PRIMER EJE TEMÁTICO: alcance, estructura y contenido de los contratos “de compra de energía” de fuentes no convencionales de energía renovables (FNCER)

¿Cuál es el significado y alcance que, de acuerdo con la ley, la reglamentación o la regulación concordante tienen los siguientes términos de la disposición acusada: (i) “contratos a largo plazo”, (ii) contratos “asignados” y (iii) “mecanismos de mercado que la regulación establezca”?

Los términos (i), (ii) y (iii) se explican a continuación en el contexto de la regulación general que emite la CREG en el desarrollo de las funciones legales atribuidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y de lo que entendemos de la política pública sectorial a cargo del Ministerio de Minas y Energía.

(i) Contratos a largo plazo en la regulación del sector de energía eléctrica

Desde el ámbito regulatorio del sector de energía eléctrica que se encuentra dentro del alcance de las funciones de la CREG, y en el contexto del tema planteado por la C.C., la CREG definió los contratos de largo plazo en la Resolución CREG 024 de 1995 como “aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo.” A diferencia de los contratos de la bolsa de energía, que se celebran y ejecutan en el día a través del ASIC^[1]con las reglas que define la regulación, los contratos de largo se celebran directamente entre comprador y vendedor cuando se destinan para atender la demanda no regulada, y mediante convocatorias que se deben publicar y gestionar en el SICEP (sistema electrónico) que administra el ASIC cuando se destinan a atender la demanda regulada.

Concretamente, quienes participan en este mercado son: (1) los agentes comercializadores de energía, encargados de gestionar las compras de energía destinadas a atender la demanda que atienden, mitigando los riesgos de fluctuaciones de precios de la energía que puede haber en el corto plazo; y, (2) los agentes generadores de energía, que en el ámbito del mercado mayorista ofrecen energía como contraprestación de un flujo de dinero que les permite el desarrollo y la operación de sus proyectos de generación.

Los contratos a los que se hace referencia son suscritos por comercializadores y generadores. Generalmente, las compras son realizadas por los comercializadores. Las ventas las hacen tanto generadores (como se mencionó antes) o comercializadores (como parte de su gestión del portafolio de energía para atender la demanda regulada). La proporción de la demanda regulada que no se encuentre cubierta mediante contratos se liquida en la bolsa de energía. La bolsa es el mecanismo de corto plazo, y los contratos que se transan allí son contratos de duración diaria.

Los plazos de los contratos se pueden caracterizar para efectos del análisis del mercado, en función de las tendencias y los comportamientos de los agentes y sus decisiones de contratación de cobertura financiera.

Durante el desarrollo regulatorio que hizo la CREG a partir de las decisiones de política pública del Ministerio de Minas y Energía con respecto a la denominada Subasta de Contratos de Largo Plazo, este término fue empleado por la Comisión para referirse a los productos financieros transados en dicha subasta. Estos contratos, de acuerdo con el diseño elaborado por el Ministerio de Minas y Energía en la Resolución MME 40591 de 2019, fueron suscritos entre oferentes y demandantes por un plazo de 15 años.

(ii) Contratos asignados en el mercado mayorista de energía eléctrica

La asignación de contratos en el contexto de la Subasta de Contratos de Largo Plazo que llevó a cabo el Ministerio de Minas y Energía se refiere al proceso mediante el cual, a través de un mecanismo de subasta, se realiza el calce entre participantes que presentaron ofertas de compra y participantes que presentaron ofertas de venta. El proceso estricto de asignación fue diseñado por el Ministerio de Minas y Energía y ejecutado por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.

(iii) Mecanismos de mercado que la regulación establezca

La función de regulación del servicio público domiciliario de energía eléctrica tiene el alcance de diseñar e implementar reglas y procedimientos del mercado de energía. Entre ellas se encuentran las necesarias para que los agentes transen la energía. Actualmente, en el mercado de energía mayorista hay dos mecanismos en funcionamiento para que los agentes compren y vendan energía: los contratos bilaterales y la bolsa de energía. Por otra parte, está el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, que permite a las plantas de generación financiar sus proyectos a partir de un servicio que prestan de Confiabilidad, que corresponde al compromiso de entrega de energía durante períodos de escasez, a través de una negociación centralizada con el sistema.

Desde el punto de vista teórico, los mecanismos de mercado pueden tomar distintas formas. Su diseño depende de las características de la oferta y de la demanda que debe interactuar en ese mercado y del objetivo que se pretende alcanzar a través del mecanismo.

Cuando se trata de un mercado en competencia, es decir, de un mercado en el cual múltiples agentes pueden comprar y múltiples agentes pueden vender, las reglas para las transacciones pueden establecer un “mecanismo de mercado”. El término “mecanismo” hace referencia a las condiciones operativas, institucionales y técnicas que deben implementarse para que interactúen los participantes del mercado. Dichas condiciones son explícitas y conocidas por los participantes, y su diseño responde generalmente a un objetivo de optimización en la asignación de los recursos.

En este sentido, una subasta es un mecanismo de mercado, al igual que una plataforma de negociación continua, como la bolsa de energía. En ambos casos, las asignaciones (eficientes) de precios y cantidades resultan de la interacción entre oferentes y demandantes. Para que esto ocurra, los mecanismos de subasta se caracterizan por emplear contratos estandarizados y garantizar la anonimidad de las partes durante la negociación. Esto se hace con el fin de lograr que dichas negociaciones sean objetivas y no sean susceptibles de manipulación unilateral o coordinada por uno o más participantes.

En contraste, en ausencia de competencia en alguna de las puntas de un mercado (monopolio o monopsonio), la interacción entre la oferta y la demanda puede resultar en asignaciones ineficientes, dada su posibilidad de fijar un precio distinto al que resultaría en condiciones de competencia. En estos casos, un “mecanismo de mercado” puede no ser el diseño adecuado para la interacción entre oferta y demanda.

¿Cuál es la finalidad que persigue la norma acusada al disponer que la regulación establecerá (i) las modalidades y (ii) el plazo de los contratos que se suscriban para cumplir con la obligación de compra de energía allí prevista?

La finalidad de la norma está planteada en los actos administrativos que regularon el mecanismo de mercado al que se hace referencia, y es del ámbito de la política pública establecida por el Ministerio de Minas y Energía.

La disposición acusada establece que los comercializadores del mercado de energía mayorista (MEM) deberán cumplir su obligación de compra “a través [sic] de contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la regulación establezca”.

¿Esto implica que la CREG u otra autoridad competente fijará los precios y, por tanto, los comercializadores y los generadores de FNCER no podrán pactarlos libremente? En caso afirmativo, ¿qué justifica que el precio de la energía deba ser fijado por la citada autoridad y no pueda pactarse de manera libre por los comercializadores y los generadores de FNCER? En caso negativo, ¿cuáles son los mecanismos de mercado a partir de los cuales serán asignados los contratos? y ¿cuál será el procedimiento específico para tal fin?

Tomando en consideración la anterior respuesta con respecto a lo que significan los “mecanismos de mercado”, reiteramos que la implementación de un mecanismo de mercado precisamente implica que no habrá una fijación de precios por parte del regulador u otra autoridad. Al tratarse de un mercado en competencia, en el cual hay múltiples vendedores (generadores de FNCER) y múltiples compradores (agentes comercializadores), un mecanismo de subasta, por ejemplo, permite que sea la rivalidad entre los intereses de la oferta (que querría vender al precio más alto posible) y los intereses de la demanda (que querría comprar el precio más bajo posible) la que resulte en asignaciones eficientes de precios y cantidades para los participantes.

En este sentido, estrictamente un comprador y un vendedor, dentro de un mecanismo de mercado, no pueden fijar bilateralmente el precio, puesto que, por definición, es un mecanismo que no permite que los participantes manipulen las asignaciones. Consecuentemente, los precios resultan de la negociación anónima (y objetiva) entre oferentes y demandantes.

En esa medida, dentro de sus competencias, el regulador puede establecer las condiciones para que los mecanismos de mercado cumplan los objetivos de asignación de cantidades y precios eficientes. Tal y como lo hace hoy la CREG al regular las condiciones de las convocatorias en que se realizan los contratos bilaterales, la operación de la bolsa de energía y la forma como se trasladan los precios resultantes a los usuarios. El mecanismo de mercado por medio del cual se asignaron los contratos con generadores FNCER fue el diseñado e implementado por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Resolución MME 40590 de 2019, y la CREG estableció como trasladar los precios resultantes una vez verificó que el mecanismo de mercado arrojó precios y cantidades eficientes.

Es importante señalar que, desde el año 1995, año de inicio de operaciones de la Bolsa de Energía, los precios de los contratos de energía se negocian en forma bilateral, y los precios y las cantidades se pactan libremente entre las partes. Por tanto, la CREG no establece ningún tipo de precios para estos contratos.

SEGUNDO EJE TEMÁTICO: estructura, barreras de entrada y agentes del ME

1. Estructura y caracterización del MEM. Precise la estructura y caracterización del MEM y, en particular, responda a los siguientes interrogantes:

(i) ¿Cuáles son las principales empresas generadoras de energía eléctrica en Colombia? (ii) ¿Cuál es la fuente de generación de estas empresas, y cuál es su porcentaje de participación en el MEM?

De acuerdo con la información disponible en la página web del operador del mercado (XXXXX S.A. E.S.P.), en las Tablas 1 y 2 se presenta el listado de las 8 empresas de generación de energía eléctrica más grandes, dentro del total de empresas que se encuentran registradas u operando en el MEM. Para los años 2018 y 2020, hay las 57 y 60 empresas registradas, respectivamente. Para cada una de estas empresas se presenta la capacidad instalada de generación de energía (en megavatios -MW- de electricidad), junto con la capacidad correspondiente según tipo de tecnología (cogeneración, eólica, hidráulica, solar y térmica).

Se observa que cada una de las tres primeras empresas generadoras de energía eléctrica, en 2018 y 2020, tienen una capacidad instalada que es más de tres veces superior al de cualquier otra empresa registrada.

Tabla 1. Listado de empresas y capacidad instalada por tecnología de generación de energía eléctrica - 2018

Fuente: Portal BI página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

2018 (Megavatios)
#	Agente	Cogeneración	Eólica	Hidráulica	Solar	Térmica	Total
1	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	3,116	0	408	3,524
2	XXXXX E.S.P.	0	18	3,042	0	424	3,484
3	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	2,725	0	279	3,004
4	XXXXXS.A. E.S.P.	32	0	1,056	10	2	1,100
5	XXXXX & CIA. S.C.A. E.S.P.	0	0	1,020	0	0	1,020
6	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	0	0	918	918
7	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	0	0	723	723
8	XXXXX S.A E.S.P.	0	0	0	0	610	610
Más otras 49 empresas	109	0	878	0	1,958	2,945
Total	141	18	11,837	10	5,322	17,328[2]

Tabla 2. Listado de empresas y capacidad instalada por tecnología de generación de energía eléctrica - 2020

Fuente: Portal BI página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

2020 (Megavatios)
#	Agente	Cogeneración	Eólica	Hidráulica	Solar	Térmica	Total
1	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	3,120	0	419	3,539
2	XXXXX E.S.P.	0	18	3,043	0	414	3,476
3	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	2,725	0	279	3,004
4	XXXXX S.A. E.S.P.	32	0	1,116	28	189	1,365
5	XXXXX & CIA. S.C.A. E.S.P.	0	0	1,020	0	0	1,020
6	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	0	0	911	911
7	XXXXX S.A. E.S.P.	0	0	0	0	727	727
8	XXXXX S.A.S. E.S.P.	0	0	0	0	610	610
Más otras 52 empresas		109	0	914	0	1,805	2,829
Total	141	18	11,938	28	5,354	17,479[3]

Al calcular la capacidad porcentual de cada empresa como proporción de la capacidad total instalada del parque de generación del MEM (y desagregando por tecnología), se identifica que las tres empresas generadoras de mayor capacidad concentran su tecnología en capacidad de generación de energía hidráulica, tal y como se presentan en las tablas 3 y 4 para 2018 y 2020, respectivamente.

Tabla 3. Listado de empresas y porcentaje de capacidad instalada por tecnología 2018

Fuente: Portal BI página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

2018 (%)
#	Agente	Cogeneración	Eólica	Hidráulica	Solar	Térmica	Total
1	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	17.98%	0.00%	2.35%	20.34%
2	XXXXX E.S.P.	0.00%	0.11%	17.55%	0.00%	2.45%	20.11%
3	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	15.73%	0.00%	1.61%	17.34%
4	XXXXXS.A. E.S.P.	0.18%	0.00%	6.10%	0.06%	0.01%	6.35%
5	XXXXX & CIA. S.C.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	5.88%	0.00%	0.00%	5.88%
6	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	5.30%	5.30%
7	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	4.17%	4.17%
8	XXXXX S.A E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	3.52%	3.52%
Más otras 49 empresas	0.63%	0.00%	5.07%	0.00%	11.30%	17.00%
Total	0.81%	0.11%	68.31%	0.06%	30.71%	100.00%[4]

Tabla 4. Listado de empresas y porcentaje de capacidad instalada por tecnología 2020

Fuente: Portal BI página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

2020 (%)
#	Agente	Cogeneración	Eólica	Hidráulica	Solar	Térmica	Total
1	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	17.85%	0.00%	2.40%	20.24%
2	XXXXX E.S.P.	0.00%	0.11%	17.41%	0.00%	2.37%	19.88%
3	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	15.59%	0.00%	1.60%	17.19%
4	XXXXX S.A. E.S.P.	0.18%	0.00%	6.38%	0.16%	1.08%	7.81%
5	XXXXX & CIA. S.C.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	5.83%	0.00%	0.00%	5.83%
6	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	5.21%	5.21%
7	XXXXX S.A. E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	4.16%	4.16%
8	XXXXX S.A.S. E.S.P.	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%	3.49%	3.49%
Más otras 52 empresas	0.63%	0.00%	5.23%	0.00%	10.33%	16.18%
Total	0.81%	0.11%	68.30%	0.16%	30.63%	100.00%[5]

Cabe resaltar que, en la Resolución CREG 060 de 2007 se define otra manera de calcular la participación de los agentes en el MEM, por medio de la energía firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, de las plantas propias o de las que representa un agente generador. Entendiéndose la ENFICC como la máxima capacidad de energía que puede producir una planta de generación en un día cuando esta se encuentra en su condición más crítica. Por ejemplo: para plantas hidráulicas, dicha condición es cuando se presenta la hidrología más baja o seca de toda su historia; para plantas solares, es cuando se presenta la radiación solar más baja de su historia; y, para plantas eólicas, es cuando se presenta la velocidad de viento más baja de su historia. Por otro lado, las plantas térmicas no presentan dicha condición, ya que su generación siempre dependerá del abastecimiento de combustible, y por tanto, su ENFICC se determina en función de la posibilidad de suministro en firme de dichos insumos.

Sin embargo, la metodología definida en la Resolución CREG 060 de 2007 arroja resultados similares al cálculo de participación que se acabó de presentar en las tablas anteriores, que corresponde al porcentaje de participación de un agente generador en el MEM según la capacidad instalada de las plantas de generación propias o que representa dicho agente.

 (iii) Antes de la entrada en vigencia de la disposición acusada, de acuerdo con la cantidad de oferentes/generadores y el poder de mercado de cada uno ellos ¿cuál era la estructura económica del MEM, en la actividad de generación: monopolio, ¿oligopolio o existía igualdad de condiciones y poder de mercado entre los oferentes?

De acuerdo con lo presentado en la Tabla 4, la capacidad instalada de la actividad de generación se caracteriza por una relativa concentración entre las tres (3) empresas más grandes, que acumulan el 57,31% de la capacidad instalada total en el sistema eléctrico. No se trata de un mercado monopólico, puesto que hay 60 agentes generadores registrados en 2020. Para determinar si se trata en la práctica de un mercado oligopólico, es decir, un mercado en el cual unas pocas empresas concentran la mayor parte de la capacidad instalada del sistema eléctrico, se puede emplear, entre otras medidas, el Índice de Herfindahl-Hirschman (HHI).

El HHI permite determinar el nivel de concentración, como una aproximación a la identificación de un mercado que opera en condición de oligopolio. Empleando la información reportada en la tabla anterior para 8 empresas del mercado con mayor capacidad instalada^[6],el HHI se calcula: (i) elevando la participación de cada agente al cuadrado; y luego, (ii) sumando los resultados de los agentes del mercado. El resultado es un número entre 0 y 10.000, y su nivel es comúnmente interpretado así:

- Valores del HHI por debajo de 1.500 caracterizan mercados competitivos

- Valores del HHI entre 1.500 y 2.500 caracterizan mercados con concentración moderada.

- Valores del HHI por encima de 2.500 caracterizan mercados altamente concentrados.

Los rangos descritos corresponden a interpretaciones usadas frecuentemente, pero no existe un consenso absoluto sobre dichos rangos. En ocasiones se utiliza el rango hasta HHI=1.800 o 2.000 para definir mercados competitivos.

En el ejercicio realizado con la información de 2020 para las 8 empresas con mayor capacidad instalada de generación, el HHI es 1.782. En consecuencia, si se toman los valores de referencia más estrictos se puede hablar de un mercado moderadamente concentrado. Si se toma un valor menos estricto, por ejemplo, HHI<1.800 para determinar el nivel de concentración, se podría incluso afirmar que se trata de un mercado competitivo. En resumen, es posible afirmar que el mercado de generación opera en niveles aceptables de competencia.

El HHI con la información de 2018 para las mismas 8 empresas con mayor capacidad instalada de generación es de 1.816, es decir, es un nivel de HHI aproximadamente 2% superior al de 2020. Esto implica que las condiciones de concentración del mercado han mejorado ligeramente entre 2018 y 2020.

2. Barreras de entrada al MEM. (i) ¿Genera la disposición acusada una barrera de entrada al mercado del segmento del 8-10% del MEM para las empresas generadores de energía de fuentes convencionales? En caso afirmativo, (ii) ¿Qué tipo de barreras de entrada genera?

Desde el punto de vista económico, la asignación de una cuota de mercado a cierto tipo de tecnología es considerada una limitación para que otros tipos de tecnología puedan ofrecer sus productos en el mercado. En este caso, la asignación de un segmento del 8-10% del mercado mayorista de energía a un tipo de generación en función de una característica (que la fuente utilizada para generar energía eléctrica debe ser “renovable no convencional”) se puede clasificar como una barrera de mercado.

Es fundamental considerar que la restricción impuesta hace referencia a un tipo de tecnología y no a un tipo de agente. Es decir, la obligación a la que hace referencia la pregunta no está impuesta sobre los agentes del mercado (en este caso los agentes generadores), sino sobre la tecnología con la cual ofrecen energía al mercado. Esta distinción es relevante en la medida en que los agentes del mercado de energía que realizan la actividad de generación pueden contar con un portafolio de plantas de distintas tecnologías.

En términos de competencia en el mercado de generación, la norma cuestionada establece una restricción para que ciertos tipos de tecnologías (las plantas con fuentes convencionales) compitan en el 100% del mercado. Efectivamente, esto limita la participación de ese tipo de plantas (existentes y potenciales) al 90% del mercado de energía. Aunque en el corto plazo es posible asumir que, dadas las inflexibilidades de los recursos empleados para la generación, los agentes que tengan plantas convencionales existentes en el mercado seguirán ofreciendo energía con estas plantas, la restricción genera incentivos para que, en el largo plazo: (i) entren menos plantas nuevas de generación de fuentes convencionales de las que entrarían sin la medida; (ii) los generadores con plantas de fuentes convencionales existentes en el mercado opten por sacar dichas plantas del mercado; y (iii) los agentes generadores (actuales y nuevos) inviertan en plantas de tecnologías no convencionales. En consecuencia, el número de plantas convencionales puede disminuir, siendo reemplazado por plantas no convencionales.

Sin embargo, puesto que el número de plantas no es igual al número de participantes en la actividad generación (un agente puede tener más de una planta), no es posible anticipar con certeza los efectos sobre la competencia (que está asociada al número de agentes y no necesariamente al número de plantas).

Ahora bien, puesto que la entrada de tecnologías renovables no convencionales para la generación de energía responde también a objetivos ambientales, la Comisión considera que la decisión y priorización entre una preferencia por un tipo de tecnología en el mercado y los objetivos ambientales es del ámbito de la política pública y, por ende, le corresponde al Ministerio de Minas y Energía.

(iii) ¿Cuáles son las barreras de entrada –en particular, económicas– a las que las empresas generadoras de energía de fuentes convencionales se enfrentarán para generar energía de fuentes no convencionales renovables (FNCER)?

Como se explicó en la respuesta anterior, la cuota de mercado asignada no es una restricción para los agentes, sino para las tecnologías de generación. En este contexto, las restricciones para que un agente invierta en una planta de generación no convencional depende de las condiciones de la empresa, entendidas como la capacidad financiera y técnica de la empresa, al igual que el direccionamiento estratégico al interior de dicha empresa. Desde el punto de vista de la regulación y en el marco de la medida, no existen restricciones económicas para los agentes generadores que actualmente emplean en sus plantas fuentes convencionales, para generar energía con plantas que utilizan fuentes no convencionales de energía renovables. Es importante recordar que, conforme lo establecido en la Ley 142 de 1994, no existen permisos previos por parte de las autoridades de regulación, que sean exigibles para el desarrollo de proyectos de generación en el país.

(iv) ¿Cuánto tiempo tardarán las empresas generadoras de energía de fuentes convencionales en realizar proyectos de generación de energía de fuentes no convencionales renovables que les permitan competir por el segmento de mercado (8%-10%) al que se refiere la disposición acusada?

En la medida en que las empresas generadoras de energía existentes decidieran invertir en proyectos de generación con fuentes no convencionales renovables, los tiempos de ejecución de dichos proyectos dependerían del tamaño del proyecto (a mayor capacidad instalada, mayor tiempo) y de los procesos necesarios que deben surtir esos proyectos ante las autoridades nacionales y regionales en términos de permisos y licencias, principalmente ambientales y de uso de suelo. Cabe mencionar que la decisión de las empresas de generación convencional de incorporar en sus portafolios generación con FNCER es una decisión de carácter privado, que les corresponde tomar a ellas en forma autónoma.

En cuanto a los tiempos descritos, es importante resaltar que, más allá del conocimiento del sector que puedan tener las empresas existentes, todos los procesos para la instalación de un nuevo proyecto de generación son iguales, tanto para las empresas existentes como para las nuevas. En este sentido, no hay una ventaja en términos de trámites para un tipo de proyecto versus otro, ni diferencias entre tipos de empresas para el trámite de permisos o licencias.

De hecho, en la subasta de contratos de largo plazo del MEM hubo proyectos asignados a generadores que hoy en día participan con plantas de fuentes convencionales, es decir, no existe una restricción a la participación a nivel de “agentes”, puesto que los agentes existentes también pueden competir por el segmento asignado a las fuentes no convencionales.

(v) ¿Cuáles son las barreras de entrada al MEM a las que las empresas generadoras de FNCER se enfrentan en la actualidad?

En la actualidad, no existe una norma que limite la entrada de generación por tipo de fuente utilizada. Sin embargo, en la práctica, la CREG entiende que las características de la generación con fuentes renovables no convencionales incluyen:

- Una menor predictibilidad de la capacidad de generación en el tiempo (menor certeza de qué tanta energía puede generar efectivamente una planta el día siguiente, o el mes siguiente, o el año siguiente, por ejemplo).

- Ciertos niveles de intermitencia durante los periodos de generación, asociados, por ejemplo, a fluctuaciones en las condiciones del tiempo (mayor o menor nubosidad o radiación solar) a nivel local.

Sin embargo, la Comisión expidió la regulación técnica y comercial que permite que estas tecnologías se adapten a los requerimientos del mercado mayorista para su participación en el despacho de generación (Resolución CREG 060-2019). En esa medida, se les garantiza que su criterio de participación en la generación sea, como para las demás tecnologías, por mérito de precio. No se cuenta aún con información de precios de oferta de este tipo de tecnología, pues la participación en el mercado es mínima a través de plantas menores, que solo son tomadoras de precio. Las primeras plantas que deben ofertar precios aún se encuentran en período de pruebas.

Tradicionalmente, los comercializadores de energía valoran la predictibilidad y la continuidad en el suministro de energía a la hora de pactar los precios de sus contratos, porque precisamente están buscando cobertura con respecto a la variación de los precios de bolsa. Esta valoración podría implicar que se prefieran, en general, fuentes distintas a las FNCER. Sin embargo, los agentes son libres en diseñar sus contratos de manera que reflejen estas condiciones, si valoran que los cambios tecnológicos podrían complementar su portafolio de compra, obteniendo contratos de energía a precios altamente competitivos y teniendo en cuenta las características del recurso de generación disponible.

Ahora, por el lado de la expansión del parque de generación, se ha utilizado, como uno de los mecanismos regulatorios para dar viabilidad a los proyectos, las subastas de obligaciones de energía firme del Cargo por Confiabilidad, en el cual, las FNCER cuentan con poca energía firme a comprometer, por la naturaleza variable del recurso que utilizan para generar. Se destaca que, en la última subasta del Cargo por Confiabilidad realizada en febrero de 2019, fueron adjudicados con obligaciones de energía firme ocho (8) proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable, y debe tenerse en cuenta que, ni en esta ni en subastas anteriores, se han planteado condiciones diferenciales para la participación de ninguna tecnología. Ahora bien, la diferencia en la energía firme que pueden ofrecer estas tecnologías frente a las convencionales, puede traducirse en un ingreso que no les genere el flujo de recursos financieros suficientes para viabilizar las inversiones requeridas. Su opción es firmar contratos de largo plazo, a varios años, que les permita generar un flujo cierto de ingresos para viabilizar el proyecto. Dado que el mercado de contratos financieros entre agentes, tradicionalmente no tiene este tipo de productos, la creación de un mecanismo de mercado con esta visión es una solución. En ese sentido, la subasta de contratos de largo plazo del ministerio permite que dichas inversiones se financien.

3. Caracterización de la oferta de energía de fuentes no convencionales renovables en Colombia. (i) Los generadores de energía de fuentes no convencionales renovables ¿se encuentran en una misma posición fáctica y jurídica para competir en igualdad de condiciones con los generadores de energía de fuentes convencionales en el MEM? En caso negativo, ¿cuáles son las diferencias fácticas o jurídicas entre estos dos tipos de generadores?

En la práctica, las diferencias que enfrentan en el mercado los proyectos de plantas que generen con fuentes no convencionales se han resuelto a través de la regulación, como se explicó antes, tanto en los aspectos técnicos como en los aspectos comerciales. En consecuencia, jurídica y fácticamente todas las tecnologías pueden participar en el mercado en igualdad de condiciones.

En el Mercado de Energía Mayorista (MEM) existen tres (3) tipos de mercados en los cuales compiten los agentes generadores con plantas de generación:

- Contratos bilaterales. Corresponden a la contratación entre agentes generadores y comercializadores para atender la demanda de usuarios regulados y no regulados. En el caso de usuarios regulados, son contratos que se hacen después de haber adelantado un proceso de convocatoria pública, donde el comercializador define la duración y demás condiciones del contrato. En la actualidad, típicamente estos contratos tienen una duración de 2 años.

- Bolsa de energía. Corresponde a las ventas diarias en bolsa de energía que hacen los agentes generadores, la cual se concreta en la medida que sean despachados por mérito, es decir, que sean lo más económicos para atender la demanda. El precio al cual se remunera es el precio de bolsa, que corresponde a la oferta de la última planta despachada para atender la demanda. La combinación entre lo contratado en bilaterales y lo adquirido en bolsa que hace un agente busca encontrar cobertura financiera a la alta volatilidad de los precios de bolsa.

- Cargo por confiabilidad. Corresponde al mercado en donde los agentes se comprometen a cumplir con Obligaciones de Energía Firme (OEF) a cambio de una remuneración fija denominada Cargo por Confiabilidad y una parte variable igual al precio bolsa acotado al precio de escasez, cuando el precio de bolsa supera dicho umbral. Con este mecanismo se asegura la expansión de la generación, de tal forma que se cuente con el suministro confiable de la energía para el corto, mediano y largo plazo, razón por la cual, se asignan OEF hasta por veinte (20) años a las plantas nuevas mediante un mecanismo de subasta, asegurándoles un ingreso constante. Para participar en este mercado se requiere que las plantas tengan energía firme^[7].

Para financiar el desarrollo de los proyectos de generación, los agentes evalúan los ingresos posibles que obtendrían por participar en los anteriores mercados.

Respecto a cada una de las tecnologías, convencionales y no convencionales, encontramos las siguientes características técnicas y económicas para participar en las alternativas de mercado que se tienen en el sector eléctrico. No se hace referencia a aspectos ambientales, tales como emisiones, por cuanto no es competencia de la CREG.

Tecnologías convencionales

Respecto a la posición de los agentes con diferentes tecnologías convencionales para participar en dichos mercados, los resumimos en las siguientes ilustraciones:

Ilustración 1. Tiene los precios promedio ofertados en la bolsa de energía (precio de corto plazo, en función de sus costos variables y de la percepción del riesgo del generador) por las tecnologías convencionales para el año 2019. Además, se incluyen los precios de los contratos de suministro de energía para usuarios regulados (UR) y usuarios no regulados (UNR). Esto con el fin de mostrar la competitividad de estas tecnologías en las ventas en contratos y la bolsa de energía. Es importante anotar que, al tratarse de cobertura de riesgo de precios (contratos financieros), los agentes generadores no tienen acotada su participación en la venta en contratos, ni se diferencia la oferta en contratos por tipo de tecnologías.

Fuente: Portal BI, XXXXX S.A. E.S.P., elaboración CREG

Ilustración 1. Precios ofertados promedio por tecnologías convencionales 2019

Ilustración 2. Muestra respecto a la capacidad, cuanto es la energía firme que tiene plantas para las tecnologías convencionales en el año 2019. Lo anterior, con el fin de mostrar la posibilidad de ingresos constantes que tendrían dichas tecnologías en el mercado del Cargo por Confiabilidad.

Fuente: Portal BI, XXXXX S.A. E.S.P., elaboración CREG

Ilustración 2. Relación % (Energía Firme / Capacidad)

De acuerdo con las anteriores ilustraciones podemos resumir lo siguiente:

- Las plantas hidroeléctricas y las plantas térmicas a carbón, en función de sus costos variables de generación, pueden tener un portafolio balanceado de ingresos en los tres mercados: contratos, bolsa y cargo por confiabilidad. De esta forma pueden financiar sus inversiones y obtener rentabilidad.

- Las plantas térmicas a gas tienen pocas posibilidades de vender contratos, y venden en la bolsa cuando las plantas hidroeléctricas disminuyen su disponibilidad (capacidad) por falta de aportes, como pasa en la estación de verano. En lo que respecta al Cargo por Confiabilidad, tienen una capacidad firme relevante para este mercado, por lo que este mercado se constituye en un ingreso importante para financiar sus inversiones.

- Las plantas térmicas con combustibles líquidos (ACPM, mezcla, Jet-A1) por sus altos costos variables de generación, usualmente no venden contratos, y venden su energía en bolsa cuando se tiene una disminución significativa en los aportes, tal como pasa en un verano intenso ante la presencia del fenómeno climático denominado “El Niño”. En lo que respecta al Cargo por Confiabilidad, tienen una capacidad firme relevante para este mercado, por lo que este mercado se constituye en un ingreso importante para financiar sus inversiones.

Tecnologías no convencionales

En cuanto a las fuentes no convencionales renovables, aunque en la actualidad su participación en el mercado colombiano es muy baja, dado que solo se cuenta con dos (2) plantas pequeñas menores a 20 MW, que no ofertan precio, se sabe lo siguiente:

- Los costos variables son bajos, dado que no tienen que comprar combustibles para su operación. En ese sentido, se espera que tengan precios de oferta del orden de las plantas hidráulicas. En ese sentido, se espera que sean competitivos en los contratos y en la bolsa de energía.

- La energía firme para participar en el Cargo por Confiabilidad es baja (en proporción a su capacidad total de generación), como se muestra en la información presentada para la subasta del Cargo por Confiabilidad que se adelantó en el año 2019 para plantas que entran a operar en diciembre de 2022. Para estas ocho plantas solares y eólicas, el valor promedio de la capacidad firme es del 10%, que resulta de una energía firme de 3.210.018 kWh-día, para una capacidad total de 1.398 MW. Por tanto, los ingresos por Cargo por Confiabilidad para este tipo de planta serán bajos.

En resumen, podemos decir que las plantas de generación con fuentes no convencionales renovables generalmente sustentan su portafolio de ingresos para financiar sus inversiones en los contratos y las ventas en bolsa, dado que por Cargo por Confiabilidad no obtendrían cantidades relevantes. Por tanto, la posibilidad de financiar dichas tecnologías dependerá, básicamente, de la participación que puedan tener en los mercados de contratos y bolsa.

Desde el punto de vista jurídico, no identificamos diferencias para que cualquier tecnología, convencional y no convencional, participe en los diferentes tipos de mercado que se tienen en el MEM.

(ii) ¿Cuántos generadores de energía de fuentes no convencionales renovables operan actualmente en Colombia y cuál es su posición relativa respecto de la totalidad de la oferta de FNCER?

En la actualidad, tal como se presenta en la matriz energética del 2020, la participación de fuentes no convencionales (eólica y solar) es muy baja, solamente son dos (2) plantas que suman 46 MW de un total en el sistema de generación de 17.822 MW, es decir, solamente representan el 0,26% de la capacidad instalada.

Para finales del año 2022, se espera contar con catorce (14) nuevas plantas de generación eólicas y solares a las cuales se les asignó obligaciones de energía del Cargo por Confiabilidad mediante la subasta de obligaciones de energía firme convocada por la CREG, y la Subasta de Contratos de Largo Plazo realizada por la UPME, ambas durante el 2019. Dichas plantas FNCER suman 2.091 MW, tal como se presenta en la siguiente tabla:

“(iii) ¿Cuáles son los generadores de FNCER que, de acuerdo con las proyecciones e información técnica disponible, posiblemente atenderán la demanda del 8-10% de la demanda de energía, en qué porcentajes, y mediante qué proyectos?”

Los resultados de la Subasta de Contratos de Largo Plazo diseñada por el Ministerio de Minas y Energía, MME, y ejecutada por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, son reportados oficialmente por dichas entidades.

“(iv) ¿Cuánto tiempo tardarán los generadores de fuentes de energías no convencionales renovables en tener la capacidad para atender el 8%-10% de la demanda de energía del MEM?”

Los ejercicios de planeación para la entrada de fuentes de energía no convencionales renovables son del ámbito de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.

4. Medidas existentes para fomentar la generación y uso de energía de fuentes no convencionales renovables.

(i) Además de la obligación de compra de energía dispuesta Expediente D–13541 Página 4 de 5 en la disposición acusada, ¿qué otras medidas existen en el ordenamiento jurídico para fomentar la generación y el uso de energía de fuentes no convencionales renovables y generar una matriz energética diversificada y resiliente?

La Ley 1715 de 2014 reguló la integración de las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional. El artículo 5, numeral 1, de dicha ley, definió el concepto de autogenerador, autorizó la entrega de excedentes de energía a la red y le otorgó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la facultad de reglamentar la forma en que el autogenerador entrega a la red excedentes de energía eléctrica propios de su actividad.

El artículo 6 de la misma ley establece que la Comisión de Regulación de Energía y Gas deberá establecer la regulación para la comercialización de los excedentes de energía conforme a los lineamientos de política que defina el Ministerio de Minas y Energía para tal fin.

El Decreto 2469 de 2014 estableció los lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración a gran escala. El artículo 1 del decreto señala que, al definir la regulación respectiva, la CREG deberá mantener simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista entre los generadores y autogeneradores a gran escala.

La Comisión adoptó la resolución CREG 024 de 2015, donde estableció la regulación para la actividad de autogeneración a gran escala.

Ahora bien, para la autogeneración a pequeña escala, la Ley 1715 de 2014 determinó que los elementos para promover esta actividad deben tener en cuenta la definición de mecanismos simplificados de conexión y la entrega de excedentes, así como, la aceptación de medidores bidireccionales de bajo costo para esta actividad.

La Ley 1715 de 2014 le confirió a la CREG la facultad de definir las normas para la remuneración de los excedentes que generen autogeneradores de pequeña escala, que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, FNCER, los cuales se reconocerán mediante un esquema bidireccional como créditos de energía.

El límite de potencia máximo para que un autogenerador sea considerado como de pequeña escala, definido en la Resolución UPME 281 de 2015, es igual a 1 MW.

El Ministerio de Minas y Energía, mediante el Decreto 348 de 2017, estableció los lineamientos de política frente a las condiciones simplificadas para la autogeneración, en términos de la medición, la conexión, el contrato de respaldo y la entrega de excedentes y su respectiva liquidación. Así mismo, la Ley 1715 de 2014 ordena establecer un proceso de conexión simplificado para los autogeneradores a gran escala hasta 5 MW.

El Decreto 348 de 2017 expresa que para la autogeneración a pequeña escala que utilice fuentes no convencionales de energía renovable, FNCER, los excedentes que entreguen a la red de distribución se reconocerán mediante un esquema de medición bidireccional, como créditos de energía.

Para la regulación de la autogeneración a pequeña escala, la CREG debe aplicar los criterios definidos en la Ley 1715 de 2014, así como los establecidos en las leyes 142 y 143 de 1994, y los definidos en las políticas dadas por el Ministerio de Minas y Energía.

En consecuencia, la Comisión publicó la Resolución CREG 030 de 2018, donde estableció las condiciones para las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.

Adicionalmente, la Comisión expidió la Resolución CREG 060 de 2019 mediante la cual se actualizó el Reglamento de Operación en temas relacionados con la planeación, la conexión, y algunos aspectos comerciales y de operación de las redes del SIN, considerando la integración de fuentes no convencionales de energía y las nuevas tecnologías de transporte y almacenamiento de energía.

Por otro lado, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 0570 de 2018, en donde estableció los lineamientos de política pública para definir e implementar un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para los proyectos de generación de energía eléctrica, y que sea complementario con los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista. Dentro de estos lineamientos el mencionado Decreto estableció que dicho mecanismo debe procurar el cumplimiento de los siguientes objetivos: i) fortalecer la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático a través de la diversificación del riesgo; ii) promover la competencia y aumentar la eficiencia en la formación de precios a través de la contratación de largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica nuevos y/o existentes; iii) mitigar los efectos de la variabilidad y cambio climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica; iv) fomentar el desarrollo económico sostenible y fortalecer la seguridad energética regional; y v) reducir las emisiones de gases efecto invernadero (GEI) del sector de generación eléctrica de acuerdo con los compromisos adquiridos por Colombia en la Cumbre Mundial de Cambio Climático en Paris (COP21).

En el mencionado decreto se delega a la CREG como la entidad encargada de definir el esquema para trasladar los costos eficientes de compra resultantes de la aplicación del mecanismo.

En consecuencia, dada la obligación establecida en el Decreto 0570 de 2018 y lo establecido en la regulación que deben cumplir los mecanismos de comercialización, la Comisión expidió las resoluciones CREG 106, 129 y 142 de 2019, referentes al traslado en el componente de compras de energía y las condiciones de competencia aplicables a la ejecución de los mecanismos de comercialización dispuestos en las resoluciones 40590 y 40725 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía.

Ahora, de manera más amplia, la Comisión estableció, mediante Resolución CREG 114 de 2018, los principios y las condiciones que deben cumplir los mecanismos de comercialización de energía eléctrica que se den en el MEM para que sus precios sean reconocidos dentro de la tarifa al usuario regulado de energía eléctrica. Esta regulación tiene como objetivo permitir que entren nuevas formas de negociación de energía al mercado mayorista que respondan a las necesidades (cambiantes) del mercado y particulares (condiciones técnicas) de las tecnologías.

El cambio tecnológico asociado a fuentes de generación de energía constituye uno de los cambios con mayor impacto en el sector. Para que este cambio se incorpore y se materialicen los beneficios ambientales, comerciales y otros derivados de las fuentes no convencionales, las iniciativas privadas pueden ahora formar parte del mercado mayorista de energía, en el marco de la citada resolución. Las condiciones establecidas por la Comisión se fijan para asegurar que no se ponga en riesgo la prestación del servicio público y no se trasladen ineficiencias a los usuarios.

(ii) ¿Los incentivos e instrumentos de fomento a la generación de energía de fuentes no convencionales renovables contenidos en la Ley 1715 de 2014 han incrementado el desarrollo y utilización de este tipo de energías?

En el marco de la regulación de la CREG establecida para autogeneración de energía, la Ilustración 3 muestra la capacidad efectiva informada al operador del mercado de las plantas que están declaradas como autogeneradores en el sistema eléctrico colombiano, cuya fuente de generación de energía corresponde a fuentes no convencionales de energía renovable, que hasta el momento solo corresponden a proyectos de generación de energía solar fotovoltaica. La capacidad se ha incrementado de cero (0) MW en 2016 a cerca de diez (10) MW en 2020 de capacidad efectiva.

Sin embargo, como se señaló anteriormente, a través de los diversos mecanismos de mercado, se han adquirido compromisos por parte de empresas que tienen en desarrollo proyectos que utilizan este tipo de fuentes, y que se espere entren en operación comercial a partir del año 2022, con capacidades instaladas que superan los 2.000 MW.

En cuanto a la efectividad en el uso de los incentivos tributarios establecidos por la Ley 1715 de 2014, es la UPME la entidad encargada de dar el concepto técnico para acceder a dichos beneficios, y podría entregar mayor información frente a la utilización de los mismos para el desarrollo de los proyectos.

Ilustración 3. Capacidad efectiva en megavatios de autogeneración de fuentes no convencionales de energía renovable, FNCER, (solo solar) en el sistema eléctrico colombiano

(iii) ¿Por qué estos incentivos e instrumentos son insuficientes para fomentar la generación y el uso de energía de fuentes no convencionales renovables, de tal forma que la adopción de la norma acusada pudiera considerarse necesaria?

En el ámbito de las competencias de la CREG, la regulación es de carácter general y aplica para todas las tecnologías por igual. En este sentido, el objetivo de impactar la composición de la matriz energética corresponde a un objetivo de política pública.

TERCER EJE TEMÁTICO: impacto de la disposición acusada en el precio de la energía y en la tarifa a cargo de los usuarios finales

De acuerdo con la información económica y estadística disponible, precise, tanto antes de la entrada en vigencia de la disposición acusada, como en la actualidad: (i) ¿Cuál es el precio promedio KW/h de la energía que se genera por medio de fuentes convencionales? (ii) ¿Cuál es el precio promedio KW/h de energía que se genera por medio de fuentes no convencionales renovables? En caso de que el precio de generación de energía de fuentes no convencionales renovables sea más alto, ¿cuáles son las razones que explican la diferencia de precio?

Con respecto a la compra y venta de energía en el SIN, le informamos que la Ley 143 de 1994 define el Mercado Mayorista en el artículo 11 como “el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación”. Es decir, es el mercado donde los generadores conectados al SIN venden la energía que generan (o los excedentes de generación en el caso de autogeneradores) al mercado mayorista, y en donde los comercializadores compran del mercado la energía que requieren para atender a los usuarios conectados a dicho Sistema, o para vender a otros comercializadores. Es decir, es en este mercado donde se transa la totalidad de la energía que se produce y que se consume por quienes se encuentran interconectados en el Sistema Interconectado Nacional.

Dado que el Mercado de Energía Mayorista (MEM) corresponde al ámbito en donde se comercializan (i.e. se compran y venden) grandes bloques de energía, las reglas que establece la CREG en cuanto a la generación, aplican a todos los generadores, sin importar la tecnología o materia prima a partir de la cual producen la energía eléctrica. Lo anterior, en la medida en que, una vez producida e inyectada en el SIN, la electricidad es un producto homogéneo e indistinguible.

En el MEM, existen varios mecanismos de transacciones, que les permiten a los generadores obtener de manera competitiva la remuneración para cubrir los diversos costos en que incurren en su operación, así como una rentabilidad sobre su inversión, tales como las ventas en la Bolsa de energía, ventas en contratos de energía a largo plazo y venta de obligaciones de energía firme para el cargo por confiabilidad.

Por su parte, en la bolsa de energía se forman diariamente precios de mercado de forma horaria. Para esto, todos los días, los generadores con plantas despachadas centralmente^[8] están obligados a ofertar a la bolsa el precio al cual están dispuestos a vender, y a declarar la energía que tienen disponible, sin considerar las limitaciones existentes en la red de transporte. Lo anterior por cuanto un supuesto fundamental del MEM es el normal funcionamiento del SIN.

La energía que es requerida para atender la totalidad de la demanda del Sistema Interconectado Nacional, esto es, la totalidad de los usuarios conectados a dicho Sistema, es despachada a través de la Bolsa de Energía. Así, la demanda de energía de un comercializador que no está cubierta por contratos, se entienden celebradas con cada uno de los generadores que generaron la energía despachada a través de la Bolsa por fuera de contratos. Mientras que las compras de energía a través de contratos de largo plazo se entienden hechas al respectivo comercializador o al respectivo generador con quien el comercializador celebró el contrato, con independencia de quien haya producido o generado dicha energía.

Los contratos de energía son de tipo financiero y no implican la entrega física del producto, sino que se trata de contratos de cubrimiento de precios en el Mercado Mayorista. Aunque una de las condiciones pactadas es el sitio de recepción de la energía en el SIN, que consiste en una frontera comercial en la cual se registra la demanda del comercializador con el que se celebró el contrato, no se pacta que el contrato debe ser cumplido con la energía que produzca un agente en particular, o que ésta sea directamente entregada a un determinado usuario.

Para identificar las cantidades que vende en el mercado mayorista cada generador, estos deben tener las respectivas fronteras comerciales en las que se mide la energía generada con cada una de sus plantas o unidades y que inyecta al Sistema Interconectado Nacional. Así mismo, cada comercializador debe tener las respectivas fronteras comerciales en las que se mide la energía que toma de dicho Sistema para cubrir la demanda de los usuarios que atiende. De esta forma se identifica la energía que el agente comercializador compra en el mercado mayorista.

Respecto a su consulta, sobre la disposición acusada, antes y posterior a la entrada en vigencia, los precios de bolsa promedio diario son los presentados en la siguiente Ilustración:

Fuente: Portal BI de la página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

Ilustración 4. Precios de bolsa promedio diario desde el 1ro de enero de 2016 hasta el 13 de julio de 2020.

De estos, se aclara que los precios de bolsa horarios (en $/kWh) se formaron a través de las ofertas de las plantas despachadas centralmente, donde el precio de bolsa es el precio correspondiente a la última planta despachada centralmente requerida para atender la demanda o el consumo de energía eléctrica de los usuarios. Los altos precios de bolsa horario han correspondido a los veranos o periodos de baja hidrología que suelen presentarte en el mes de diciembre hasta el mes de abril del año siguiente, y son las plantas térmicas que suelen definir el precio de bolsa en estos periodos. También cabe aclarar que, hasta el momento, todas las plantas despachadas centralmente son de fuentes convencionales (hidráulicas convencionales y térmicas).

En cuanto a las plantas no despachadas centralmente, principalmente las menores a 20 MW^[9], siempre entregan su energía generada al sistema por fuera de un proceso competitivo; se resalta que estas plantas no hacen parte de la formación del precio de bolsa, por lo cual, estas no hacen oferta de precio en el despacho y su generación de energía no comprometida en contratos es remunerada al precio de bolsa.

Respecto a los precios de la energía provenientes de fuentes no convencionales, hasta el momento no hay plantas de generación con recursos de FNCER que participen en el despacho centralizado y, por tanto, no se cuenta con precios de oferta de generación de este tipo de planta. Es decir, actualmente no existe alguna planta solar fotovoltaica o eólica que participe en la formación del precio de bolsa.

¿Qué probabilidad existe de que la disposición acusada tenga como efecto un aumento del precio de la tarifa promedio de energía que pagan los usuarios finales? ¿Dicho incremento sería mínimo, moderado o significativo? ¿En qué medida podría afectar el acceso de los usuarios finales a la energía eléctrica?

En la Resolución CREG 119 de 2007 la Comisión aprobó la fórmula tarifaria general que permite a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

El Gobierno Nacional expidió el Decreto 0570 de 2018, en donde se establecen los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica. En el mencionado decreto se delega a la CREG como la entidad encargada de definir el esquema para trasladar los costos eficientes de compra resultantes de la aplicación del mecanismo.

El Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40590 de 2019 mediante la cual estableció dos mecanismos de subasta para la compra y venta de contratos de energía de largo plazo.

La Comisión, mediante Resolución CREG 129 de 2019, reguló la fórmula de traslado en el componente de compras de energía al usuario regulado de los precios del mecanismo de contratación en la Resolución 40590 de 2019 del Ministerio de Minas y Energía. El componente de compras de energía al usuario regulado, denominado comúnmente componente (G), forma parte del costo unitario de prestación del servicio (CU). Este costo unitario es multiplicado por la cantidad de energía consumida por el usuario para obtener el costo del servicio.

Los precios reportados por la UPME^[10]como resultado de la Subasta de Contratos de Largo Plazo fueron de COP 95,65/kWh para el primer mecanismo, y de COP 106,66/kWh para el segundo mecanismo. En cuanto a las cantidades, la UPME reportó un total de energía asignada para el primer mecanismo de 10.186 MWh–día y para el segundo mecanismo 1.864,5 MWh-día. El precio promedio ponderado del total de energía transada en la subasta fue COP 97,35/kWh y la cantidad transada fue 12.050,5 MWh-día.

Para 2019, la demanda comercial regulada promedio fue 134.387 MWh-día, es decir, que la energía transada en la subasta corresponde al 8,97% de la demanda comercial regulada de ese año.

Ahora bien, para determinar la dirección esperada del efecto de estos contratos, en cuanto a las variaciones de precios, se compara el precio promedio de los contratos bilaterales ejecutados durante 2019 en el mercado mayorista de energía (incluyendo el cargo por confiabilidad) y el precio resultante de la Subasta de Contratos de Largo Plazo (también incluyendo el cargo por confiabilidad).

En promedio, los contratos del mercado de energía que se despacharon en 2019 tuvieron un precio de COP 205,2/kWh, que es COP 48/kWh mayor al precio promedio de los contratos de largo plazo de la subasta en cuestión incluyendo cargo por confiabilidad^[11](COP 158,35/kWh). Considerando que, según la evidencia histórica, los precios promedios de contratos de energía para el mercado regulado han presentado hasta ahora un comportamiento levemente creciente, el resultado esperado de la combinación de un decrecimiento en el precio de los contratos cercano a un 24%, para cerca del 9% de la demanda regulada, llevaría a concluir que el impacto en precios esperado es importante, hacia la baja.

El acceso de los usuarios a la energía eléctrica no se vería afectado negativamente con los contratos resultantes de la subasta.

¿Qué controles existen y cuáles se implementarán para asegurar que el precio del 8-10% de la energía generada de fuentes no convencionales renovables que los comercializadores mayoristas deban comprar se forme en condiciones de competencia?

En el marco de sus funciones, la CREG estableció, mediante Resolución CREG 106 de 2019, los indicadores para determinar si la participación en la Subasta de Contratos de Largo Plazo se llevaría a cabo en condiciones de competencia y para garantizar una formación eficiente de precios.

Lo definido por la CREG fue aplicado por la UPME durante la ejecución de la Subasta de Contratos de Largo Plazo.

Otras formas de negociación que se den en contratos bilaterales, en la bolsa de energía o en mecanismos de comercialización bajo la Resolución CREG 114 de 2018, llevan implícito una verificación de la regulación para trasladar únicamente precios que se consideran eficientes.

CUARTO EJE TEMÁTICO: caracterización de la matriz energética colombiana e impacto de la disposición acusada en la reducción de las emisiones de carbono y la protección del medio ambiente

¿Cuáles son las características de una matriz energética “resiliente y complementaria”?

Las características de la matriz energética han sido establecidas por la política pública sectorial. En este sentido, la Comisión considera que esta pregunta es del ámbito del Ministerio de Minas y Energía.

¿Cuáles son las características de la matriz energética colombiana? En particular, ¿es la matriz energética del país resiliente al cambio climático, “limpia” en términos ambientales, y diversificada?

La matriz energética para las plantas despachadas centralmente que corresponde a las plantas con capacidad mayor a 20 MW se presenta en la Ilustración 5. Y la matriz de las plantas no despachadas centralmente o plantas menores, que corresponde a plantas con capacidad menor a 20 MW se presenta en la Ilustración 6.

Fuente: Portal BI de la página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

Ilustración 5. Matriz plantas mayores a 20 MW – Actualmente

Fuente: Portal BI de la página web www.XXXXX.com.co, elaboración CREG

Ilustración 6. Matriz plantas menores a 20 MW – Actualmente

De acuerdo con las ilustraciones anteriores podemos decir que actualmente la matriz energética colombiana tiene las siguientes características:

- Fundamentada principalmente en dos (2) tecnologías: plantas hidráulicas y plantas térmicas.

- Alta dependencia de la generación hidráulica.

- Plantas térmicas que operan con diversos combustibles: carbón, gas y combustibles líquidos (ACPM, Combustóleo, Jet-A1).

- Casi nula participación de fuentes renovables no convencionales (eólica y solar).

Con una composición de la matriz energética similar a la actual, se ha logrado enfrentar los fenómenos climáticos de El Niño 2009-2010 y 2015-2016 que llevaron a la disminución significativa de los aportes por varios meses. Sin embargo, han sido procesos complejos donde la CREG ha tenido que hacer intervenciones del mercado para que se haga el uso correcto de los recursos de generación.

En temas de diversificación, se encuentra que la matriz energética en la actualidad no tiene un gran portafolio de alternativas, dado que está fundamentada principalmente en plantas hidráulicas y plantas térmicas. Se espera que con la entrada de los proyectos FNCER aporte complementariedad a la matriz actual.

¿Cuáles son las principales falencias y/o riesgos de la matriz energética de Colombia?

En lo referente a las posibles falencias y/o riesgos de la matriz energética de Colombia, teniendo en cuenta la composición actual presentada en la respuesta al punto anterior, podemos señalar las siguientes:

- Baja diversificación, dado que está fundamentada en dos tecnologías: plantas hidráulicas y plantas térmicas.

- Dada la alta participación de la generación hidráulica, el efecto en la disminución de los aportes por la presencia del fenómeno climático denominado fenómeno de El Niño, es un riesgo latente.

- La logística para el abastecimiento de combustibles, fundamentalmente gas y líquidos, para las plantas térmicas son procesos complejos que pueden tener riesgos frente al suministro oportuno del combustible para atender condiciones críticas.

¿Por qué razón la disposición acusada y, en particular, la obligación de compra allí prevista (i) fomenta la generación de energía de fuentes no convencionales renovables, (ii) contribuye a lograr una matriz energética más resiliente y complementaria, y (iii) contribuye a reducir las emisiones de carbono?

Los análisis que fundamentan la decisión de política pública contenida en la disposición demandada fueron elaborados por el Ministerio de Minas y Energía.

Comparativamente por cada KW/h generado, ¿la generación de energía de fuentes hídricas y térmicas (en grandes aprovechamientos) produce mayores o menores emisiones de carbono que la generación de energía de fuentes no convencionales renovables? En relación con la generación de energía de fuentes no convencionales renovables, ¿estos cálculos tienen en cuenta las emisiones relacionadas con la disposición final de los medios que utiliza –por ejemplo, paneles solares–?

Los análisis que fundamentan la decisión de política pública contenida en la disposición demandada fueron elaborados por el Ministerio de Minas y Energía.

¿De qué manera se relaciona la obligación de compra prevista por la disposición demandada con la política ambiental de adaptación y mitigación al cambio climático? Expediente D-13541 Página 5 de 5 ¿De qué manera se relaciona la obligación de compra prevista por la disposición demandada con el cumplimiento de los compromisos climáticos suscritos por el Estado colombiano?

Los análisis que fundamentan la decisión de política pública contenida en la disposición demandada fueron elaborados por el Ministerio de Minas y Energía.

¿Cuáles compromisos concretos de mitigación y adaptación al cambio climático, contenidos en el “Intended Nationally Determined Contribution” (iNDC), suscrito por el Estado colombiano, guardan relación con (i) la diversificación y resiliencia de la matriz energética, así como con (ii) la obligación de compra prevista por la disposición demandada?

Los análisis que fundamentan la decisión de política pública contenida en la disposición demandada fueron elaborados por el Ministerio de Minas y Energía.

Atentamente,

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. El ASIC es el administrador del sistema de intercambios comerciales del mercado de energía, rol que cumple la empresa XXXXX SA ESP en virtud de lo establecido en la Ley 143 de 1994 y el Decreto 848 de 2005.

2. El separador de miles se encuentra representado con coma

3. El separador de miles se encuentra representado con coma

4. El punto representa el valor decimal

5. El punto representa el valor decimal

6. En estricto sentido, el HHI se calcula con todas las empresas del mercado. Puesto que las 8 empresas con mayor capacidad instalada acumulan el 83.82% del mercado, para simplicidad del ejercicio se tomarán esas 8 empresas como la “totalidad del mercado”.

Un ejercicio que tome efectivamente las participaciones de los 60 agentes del mercado resultaría en un HHI más bajo, a causa del menor peso que se asociaría a los agentes más grandes.

7. Energía firme es la energía que se puede garantizar en todo momento.

8. Principalmente son plantas mayores a 20 MW

9. MW: corresponde a la capacidad instalada en megavatios para generar electricidad

10. Estos precios son resultado de la asignación en la subasta y no incluyen el cargo por confiabilidad que deben asumir al ser ejecutados en el mercado mayorista de energía.

11. Se adicionó el precio promedio del cargo por confiabilidad del año 2019, correspondiente a 61 $/kWh