CONCEPTO CREG 950140 DE 1995

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

<NOTA: Concepto bajado de la página de internet de la CREG>

SOLICITANTE: XXXXXXXXXXXXXXX

FECHA: 95/01/04

Problema Jurídico: Magnitud y duración de los contratos a largo plazo que deberán celebrarse en la etapa de liberación del mercado eléctrico próxima a iniciarse, en aspectos de precios de bolsa y costos marginales de largo plazo, capacidad propia de generación, restricciones, operación del SIC, separación contable de actividades.

MERCADO MAYORISTA/PRECIOS
Por un parte, en un mercado competitivo, los precios en los contratos a largo plazo tienden a reflejar el valor esperado de los precios en la bolsa, y los contratos se utilizan para estabilizar el precio de energía y manejar el riesgo de un precio de bolsa muy volátil. No es lógico asumir que en estas condiciones los generadores pueden establecer en forma permanente unos precios en los contratos de largo plazo que estén divorciados del valor esperado del precio en la bolsa de energía. Además si se interviene el mercado para mantener esta distorsión, se incentivaría un uso ineficiente de los recursos de generación.

La creación del mercado de energía permitirá vincular la oferta y la demanda para que se ajuste la confiabilidad del sistema de generación y se alineen los precios en los contratos de largo plazo con los precios esperados en la bolsa y con los costos marginales de largo plazo. En primer lugar, los requisitos mínimos de contratación a largo plazo del suministro de energía pondrán en evidencia el tamaño del mercado y establecerán un precio de energía en el mercado de largo plazo que refleje el balance entre oferta y demanda. En la medida en que persista una situación de exceso en la oferta los precios esperados en la bolsa de energía se mantendrán bajos y consecuentemente, los precios en el mercado de largo plazo tendrán que bajar a niveles inferiores al costo marginal de largo plazo, pero con un piso controlado por el cargo por potencia en la bolsa de energía. Segundo, el pago de la potencia de respaldo sacará del mercado de largo plazo las plantas termoeléctricas menos eficientes durante el periodo de exceso de oferta siempre y cuando los precios en el mercado de largo plazo se alinean con los precios esperados en la bolsa energía.

En estas condiciones, en ausencia de subsidios a los comercializadores no es sostenible una situación permanente de desajuste entre oferta y demanda y por lo tanto, de precios en la bolsa de energía siempre menores al costo marginal de desarrollo de nuevos proyectos y en que los comercializadores no paguen el costo de desarrollo del sistema de generación y especulen en la bolsa de energía. Los contratos de energía a largo plazo inicialmente jugarán un papel importante en la creación del mercado de energía, y continuarán siendo importantes para estabilizar el precio volátil de la bolsa de energía y para asegurar la viabilidad financiera de los nuevos proyectos de generación. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

MERCADO MAYORISTA/REGLAS DE TRANSICION/Finalidad

Para evitar el desfase entre los precios en la bolsa y los costos marginales de largo plazo, la CREG optó por intervenir parcialmente el mercado mayorista durante un periodo de transición mientras se corrigen las distorsiones existentes que comprometen su funcionamiento. Las resoluciones CREG 009 y 053 de 1994 establecen las reglas de transición: obligación de los comercializadores de contratar a largo plazo la energía requerida para atender una porción de su mercado; definición de un cargo por potencia en la bolsa de energía adicional al precio de bolsa; pago de la capacidad de generación de respaldo a plantas termoeléctricas, y libertar para cotizar precios en la bolsa de energía para generadores térmicos e hidráulicos a partir de mayo de 1995.

Las medidas adoptadas por la CREG buscan crear un mercado de energía en forma inmediata pero sustentando parcialmente los precios en la bolsa de energía durante el periodo de transición. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

CAPACIDAD PROPIA DE GENERACION/DEFINICION/Límites

La definición de capacidad propia de generación excluye aquellos proyectos que no estén en proceso de construcción o de aquella capacidad que no esté contratada en firme a la fecha de vigencia de la resolución. Obviamente, se entiende que los proyectos en construcción solo contarán con capacidad de generación a partir de la fecha señalada para entrar en funcionamiento. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

COMERCIALIZACION DE ELECTRICIDAD/PRESTADORES DEL SERVICIO/Quiénes

Las empresas integradas verticalmente pueden desarrollar las actividades de comercialización bajo las normas establecidas en la resolución CREG 054 de 1994 y son comercializadores de hecho. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17

RESTRICCIONES/ SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL/Penalizaciones
Si por circunstancias fuera del control del generador no le es posible atender el contrato, por ejemplo, una falla en la red de distribución que conecta el distribuidor al sistema interconectado entonces las partes, pueden pactar las penalizaciones o compensaciones correspondientes. Sin embargo, las regulaciones actuales limitan la responsabilidad de los transportadores al pago del sobrecosto de generación debido a las restricciones de la red, y no contemplan penalizaciones adicionales con la salvedad, claro está, de casos en que el transportador no cumpla con las normas establecidas en el código de redes. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES/ADMINISTRADOR/Alcance de la definición

En la definición del SIC que trae la Resolución CREG 055 de 1994, se refiere a la empresa de transmisión y no a los transportadores y operadores de la red, pues la intención es que exista una sola para la empresa de transmisión en el SIC y éste se responsabilice de distribuirla entre otros transportadores y operadores de red de acuerdo con las reglas adoptadas para el pago de las restricciones de transmisión.

(Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

COMERCIALIZACION DE ELECTRICIDAD/SEPARACION DE ACTIVIDADES/Contabilidad

La comercialización como actividad separada de la de distribución exige llevar separadas para cada una de ellas, de conformidad con lo dispuesto en las resoluciones CREG-054 y 056 de 1996. (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

COMERCIALIZACION DE ELECTRICIDAD/EMPRESAS INTEGRADAS/Condiciones similares de suministro.

Las condiciones similares de suministro en empresas integradas se refieren al suministro de un producto comparable, esto es, energía entregada en un lugar y un momento determinado (hora, día, mes, año). (Ofic. MMECREG - 140; 95/02/17)

REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS Santafé de Bogotá,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Comentarios a resolución CREG 009 de 1994

Estimado doctor XXXXX:

Nos referimos a su comunicación 527964 del 4 de enero de 1995 que presenta algunas observaciones e inquietudes muy relevantes sobre la resolución CREG-009 de 1994. A continuación comentamos los aspectos principales planteados en su comunicación.

Desfase entre los costos marginales de corto y largo plazo

Ustedes observan que para el caso del sistema interconectado nacional los costos marginales de corto plazo, que definen los precios en la bolsa de energía, son muy volátiles y además, su valor esperado podría ser substancialmente inferior al costo marginal de largo plazo, el cual refleja el costo de expansión del sistema de generación. En su concepto, esta situación de precios en la bolsa muy bajos y de desfase con los costos de expansión compromete la viabilidad del plan de expansión de generación: los comercializadores y empresas distribuidoras tenderían a comprar la energía necesaria para atender su mercado en la bolsa de energía, con lo cual se reduciría la cantidad de energía transada en contratos a largo plazo, y se comprometería la viabilidad financiera de los nuevos proyectos de generación y su desarrollo oportuno; las empresas de generación estatal que han adquirido compromisos con generadores privados bajo el esquema BOOM enfrentarían dificultades por el desfase entre los precios pactados con los privados y en precio de venta en la bolsa de energía; y los comercializadores se resistirán a pagar el precio de bolsa cuando este aumente substancialmente debido a una situación de escasez de oferta aduciendo razones de insolvencia financiera y presionarán la intervención del mercado.

En nuestro concepto, sus inquietudes son válidas si se parte del supuesto que existir un desfase permanente entre los precios de energía en la bolsa, los precios en los contratos a largo plazo, y los costos marginales a largo plazo para el sistema de generación. Como ustedes lo anotan, este problema fue analizado y debatido ampliamente durante la etapa de diseño del marco regulatorio con el consultor XXXXX. Sin embargo, es importante aclarar las causas y características de este desfase.

Por una parte, en un mercado competitivo, los precios en los contratos a largo plazo tienden a reflejar el valor esperado de los precios en la bolsa, y los contratos se utilizan para estabilizar el precio de energía y manejar el riesgo de un precio de bolsa muy volátil. No es lógico asumir que en estas condiciones los generadores puedan establecer en forma permanente unos precios en los contratos de largo plazo que estén divorciados del valor esperado del precio en la bolsa. Además, si se interviene el mercado para mantener esta distorsión, se incentivaría un uso ineficiente de los recursos de generación.

Por otra parte, en relación con el desfase entre los precios en la bolsa y los costos marginales de largo plazo, los estudios realizados muestran que la razón más importante es el exceso de oferta sobre la demanda o, en otras palabras, los niveles de confiabilidad muy elevados que se han adoptado a raíz de la crisis de racionamiento de energía de 1992. Otro factor importante son las posibles deficiencias en los modelos hidrológicos utilizados para el planeamiento de la operación, que no simulan adecuadamente las situaciones de sequías prolongadas relacionadas con fenómenos climatológicos de gran escala como el Niño.

Los niveles muy elevados de confiabilidad son difíciles de manejar en un mercado mayorista competitivo. Una alternativa sería ajustar el parámetro de costo de racionamiento utilizado en el planeamiento de la expansión y de la operación, para reflejar el costo implícito de falla asociado con el nivel de confiabilidad adoptado, y así poder conciliar los precios en la bolsa de energía con los costos marginales a largo plazo. Sin embargo, los análisis realizados muestran que el ajuste requerido sería absurdamente grande y no tendría ninguna racionalidad económica. Otra alternativa sería adoptar un enfoque de administración de los precios del mercado como el propuesto por ustedes y utilizado en Chile, en el cual los comercializadores y distribuidores no tendrían acceso a la bolsa de energía y tendrían que comprar la energía para atender su demanda en contratos de largo plazo. Sin embargo, la experiencia Chilena muestra que este esquema tampoco funciona si hay un desfase permanente entre los costos a corto y largo plazo, pues los precios en los contratos de largo plazo tienden a alinearse con los precios esperados en la bolsa.

Otra alternativa es la adoptada por la CREG, la cual consiste en intervenir parcialmente el mercado mayorista durante un período de transición mientras que se corrigen las distorsiones existentes que comprometen su funcionamiento. Las resoluciones CREG 009 y 053 de 1994 establecen las reglas de transición: obligación de los comercializadores de contratar a largo plazo la energía requerida para atender una porción de su mercado; establecimiento de un cargo por potencia en la bolsa de energía adicional al precio de bolsa; pago de la capacidad de generación de respaldo a plantas termoeléctricas; y libertad para cotizar precios en bolsa de energía para generadores térmicos e hidráulicas a partir de mayo de 1995. Adicionalmente, la CREG está preparando resoluciones que regularán el funcionamiento del mercado mayorista en aspectos tales como garantías financieras que deben someter los generadores y comercializadores, liquidación de cuentas en la bolsa de energía, código de racionamiento, etc. Las medidas adoptadas por la CREG busca crear un mercado de energía en forma inmediata pero sustentando parcialmente los precios en la bolsa de energía durante el período de transición.

La creación del mercado de energía permitirá vincular la oferta y la demanda para que se ajuste la confiabilidad del sistema de generación y se alineen los precios en los contratos de largo plazo con los precios esperados en la bolsa y con los costos marginales de largo plazo. En primer lugar, los requisitos mínimos de contratación a largo plazo del suministro de energía pondrán en evidencia el tamaño del mercado y establecerán un precio de energía en el mercado de largo plazo que refleje el balance entre oferta y demanda. En la medida que persista una situación de exceso de oferta los precios esperados en la bolsa de energía se mantendrán bajos y consecuentemente, los precios en el mercado de largo plazo tendrán que bajar a niveles inferiores al costo marginal de largo plazo, pero con un piso controlado por el cargo por potencia en la bolsa de energía. Segundo, el pago de la potencia de respaldo sacará del mercado de largo plazo las plantas termoeléctricas menos eficientes durante el período de exceso de oferta siempre y cuando los precios en el mercado de largo plazo se alinean con los precios esperados en la bolsa de energía.

En estas condiciones, en ausencia de subsidios a los comercializadores no es sostenible una situación permanente de desajuste entre oferta y demanda y por lo tanto, de precios en la bolsa de energía siempre menores al costo marginal de desarrollo de nuevos proyectos y en que los comercializadores no paguen el costo de desarrollo del sistema de generación y especulen en la bolsa de energía. Los contratos a largo plazo inicialmente jugarán un papel importante en la creación del mercado de energía, y continuarán siendo importantes para estabilizar el precio volátil de la bolsa de energía y para asegurar la viabilidad financiera de los nuevos proyectos de generación.


Observaciones de detalle a la resolución CREG-009 de 1994

A continuación comentamos sus inquietudes y observaciones de detalle, excepto por aquellas que ya fueron resueltas con las resoluciones CREG-053, 054 y 055 de 1994.

- El período de transición de tres años establecido en la Ley 143 de 1994 se refiere a las transacciones de energía con los usuarios no regulados. El período de 5 años para las compras de energía no corresponde a este período de transición sino que se sustenta en facultades que le otorga a la CREG el artículo 42 de la ley 143 y otros artículos de la ley 142 de 1994.

- La definición de "capacidad propia de generación" excluye aquellos proyectos que no estén en proceso de construcción o de aquella capacidad que no esté contratada en firme a la fecha de vigencia de la resolución. Obviamente se entiende que los proyectos en construcción solo contarán con capacidad de generación a partir de la fecha prevista para su puesta en funcionamiento.

- Las empresas integradas verticalmente pueden desarrollar la actividad de comercialización bajo las normas establecidas en la resolución CREG-054 de 1994 y son comercializadores de hecho.

- En nuestro concepto, la resolución no limita la cantidad de energía que un generador puede contratar sino que establece el requisito de garantías financieras cuando esta excede la energía y potencia firmes generables en sus plantas.

En relación a las garantías de cumplimiento por las entregas de energía pactadas en los contratos bilaterales, es importante aclarar que la mejor garantía es la obligación del generador de comprar en la bolsa de energía, el precio vigente en cada hora, la energía necesaria para atender el contrato. Ahora bien, si por circunstancias fuera del control del generador no es posible atender el contrato, por ejemplo una falla en la red de transmisión que conecta el distribuidor al sistema interconectado, entonces las partes pueden pactar las penalizaciones o compensaciones correspondientes. Sin embargo, las regulaciones actuales limitan la responsabilidad de los transportadores al pago del sobrecosto de generación debido a las restricciones de la red, y no contempla penalizaciones adicionales, con la salvedad, claro está, de casos en que el transportador no cumpla con las normas establecidas en el código de redes.

- La definición del mercado mayorista se basa en una definición de mercado utilizada en el código de comercio. En el artículo 5. de la resolución CREG-055 de 1994 se precisa el alcance de las transacciones que se pueden realizar en el mercado mayorista.

- En la definición del SIC se refiere a la empresa de transmisión y no a los transportadores y operadores de red, pues la intención es que exista una sola cuenta para la empresa de transmisión en el SIC y esta se responsabilice de distribuirla entre otros transportadores y operadores de red de acuerdo a las reglas adoptadas para el pago de las restricciones de transmisión.

- La comercialización como actividad separada de la de distribución supone el establecimiento de contabilidades separadas para esas actividades de conformidad con lo dispuesto en las resoluciones CREG-054 y 056 de 1994.

- Los porcentajes mínimos de demanda a contratar se refieren al mercado total atendido directamente por la empresa.

- Las proyecciones de demanda establecidas por la UPME o el CND son una guía de acuerdo a lo indicado en el artículo 5o.

- El segundo inciso del artículo 6o. aclara lo que significa transparencia y libre concurrencia. Es claro que no implica un procedimiento formal de licitación pública ni una obligación de aceptar una propuesta que no haya sido solicitada por la empresa. Básicamente debe entenderse como un procedimiento público, con varios participantes y escogencia de ofertas con criterios claramente demostrables a los demás participantes y el público en general.

- Las condiciones técnicas objetivas deben ser definidas por cada empresa en los pliegos de condiciones o términos de referencia de la solicitud de compra de energía y de ser conocimiento público para todos los interesados.

- Las referencias a los suministros parciales tiene como objeto indicar que se está limitando la libre concurrencia si, por ejemplo, una empresa con un mercado grande como EEB solo acepta de un generador ofertas para atender la totalidad de la demanda y excluye ofertas de pequeños generadores.

XXXXX

A.A.940 – XXXXX – Telefax:XXXXX – Conmutador: XXXXX
MEDELLIN - COLOMBIA

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Comentarios a las resoluciones de la CREG 009 y 010 de 1994

Apreciado XXXXX:

Las Empresas Públicas de Medellín consideran que la expedición de las resoluciones CREG 009 y 010 de 1994 constituye un avance importante hacia la introducción de la competencia en la actividad de la generación de energía, aspecto fundamental en la filosofía que soporta el nuevo sector eléctrico colombiano. Sin embargo, consideramos necesario poner en conocimiento de la Comisión algunos comentarios y observaciones que han resultado del análisis a que fue sometida esta documentación al interior de nuestra entidad.

Nuestro comentario central hace referencia a la magnitud y duración de los contratos, aspecto que consideramos vital para lograr el equilibrio necesario en la etapa de liberación del mercado próxima a iniciarse.

La resolución 009 de 1994 expedida por la CREG plantea un esquema de contratación obligatoria, según el cual las empresas comercializadoras y distribuidoras de energía eléctrica deben asegurar la atención de la demanda de los consumidores que forman parte de su mercado regulado mediante la suscripción de contratos de suministro con las empresas generadoras. Sin embargo, en la misma reglamentación se establece que el porcentaje de la demanda que se obliga a contratar a estas empresas va disminuyendo paulatinamente, de tal modo que en 1999 sólo se impone la contratación de un 30% de su demanda y en el año 2000 se libera completamente el mercado. El esquema plantea entonces una liberación gradual pero acelerada del mercado, de tal forma que en un período de cinco años las empresas distribuidoras quedarán en completa libertad para atender la totalidad de su demanda mediante contratos de suministro a largo plazo o con compras de corto plazo en el "pool".

Como bien es conocido por la CREG, a través de los ejercicios efectuados por Coopers & Lybrand en el proceso de validación de los modelos para determinar los cargos por generación y en cálculos efectuados posteriormente por ISA utilizando las metodologías de planeamiento operativo, las características del sistema de generación colombiano conducen a que normalmente se presente un desfase importante de los precios de corto plazo, comparados con los que en el largo plazo se requieren para remunerar adecuadamente la infraestructura necesaria para atender la demanda. Vale la pena recordar que para llegar a unos cargos por generación que pudieran remunerar adecuadamente la inversión de los proyectos del plan de expansión del período posterior al año 2000, la firma consultora inglesa debió recurrir a escalamientos notables del costo de racionamiento, acción que se constituye en un artificio matemático que no refleja la situación de carencia del suministro eléctrico de los consumidores del mercado colombiano.

El desfase anotado entre el corto y el largo plazo seguramente ocasionará que al liberarse gradualmente el mercado, las empresas distribuidoras inclinen sus preferencias por el mercado de corto plazo y, en consecuencia, no estén interesadas en suscribir contratos de largo plazo con los generadores. En este punto es necesario reconocer que el tratamiento que se dé al tema de la capacidad de respaldo en generación puede atenuar el desequilibrio entre los precios de corto y de largo plazo y aliviarlo aunque sólo sea parcialmente durante el período de transición.

Con este sesgo del mercado de la generación hacia el corto plazo los ingresos de los generadores no serán suficientes para recuperar las inversiones de sus proyectos, produciendo lógicamente un desestímulo a la inversión en nueva capacidad de generación. En el momento en que el mercado produzca señales de costo adecuadas para la reactivación de la inversión, el margen de maniobra de los inversionistas será muy escaso y su reacción tendrá que dirigirse hacia planes de emergencia constituidos por plantas ineficientes y costosas que puedan evitar déficit de energía inminentes. Adicionalmente, tememos que cuando los precios del corto plazo sobrepasen en promedio los costos de expansión reflejando una escasez en la oferta, los distribuidores se resistirán a pagarlos aduciendo para ello razones de insolvencia financiera y solicitarán del Gobierno central una intervención en el mercado. Para el usuario del servicio de electricidad estos altos precios y la inminencia de racionamientos de su demanda reflejarán solamente negligencias e ineficiencias del sector eléctrico, antes que un comportamiento lógico y previsible del mercado eléctrico.

En conclusión, el esquema de contratación que se está implementando, con una marcada orientación hacia la comercialización de la casi totalidad de la energía en el corto plazo, muy probablemente dificultará en Colombia la toma de decisiones adecuadas y oportunas para la construcción de la infraestructura necesaria para atender la demanda de energía eléctrica. Muy probablemente se entrabará la justificación para el financiamiento de proyectos que no puedan demostrar a priori la seguridad de la recuperación de su inversión, ante la ausencia de mecanismos que en el largo plazo, permitan anticiparla con alguna certidumbre. En otras palabras, con este esquema muy difícilmente tendremos en Colombia una certeza sobre el real compromiso de los inversionistas con los proyectos necesarios para atender la demanda, generando incertidumbre con respecto a la situación de suministro eléctrico futuro en el país.

La situación anterior puede agravarse con las negociaciones ya culminadas entre generadores públicos colombianos y compañías privadas, para la adquisición de potencia eléctrica a través de contratos tipo PPA. Empresas públicas de generación con compromisos adquiridos en desarrollo de esta modalidad de contratos, se podrían ver obligadas a introducir en sus esquemas de negociación de energía distorsiones inconvenientes a lo que idealmente debería ser un esquema de libre juego de mercado. La misma situación podría presentarse con generadores que tengan compromisos adquiridos para el repago de sus inversiones. No compagina entonces un esquema de contratos tipo PPA entre generadores públicos colombianos y compañías privadas, con uno de libertad total de mercado para los distribuidores, en el que éstos pueden tomar la decisión de jugarse al corto plazo para la adquisición de la energía necesaria para atender su mercado.

En concepto de Empresas Públicas de Medellín una solución definitiva al problema expuesto la constituiría establecer la obligatoriedad para todos los comercializadores - distribuidores de garantizar el suministro de energía eléctrica a sus usuarios mediante contratos de largo plazo, los cuales pueden ser fraccionados o escalonados en el tiempo para dar así una cierta dinámica al mercado, con duración superior a los diez años y por magnitudes cercanas a la totalidad de su demanda. Con la anterior medida el mercado de corto plazo quedaría prácticamente circunscrito sólo a los generadores, como un mecanismo de optimización similar al que actualmente tenemos, pero con la libertad de oferta de precios propuesta por Coopers & Lybrand en su estudio. A nuestro modo de ver, este mecanismo reemplazaría adecuadamente la modalidad PPA que se ha utilizado hasta el presente, haría más viable la recuperación de la inversión por parte de los generadores, facilitando así el compromiso de los inversionistas y el financiamiento de nuevos proyectos, y, en últimas, reduciría considerablemente el riesgo de atención de la demanda proyectada.

Otros mecanismos que merecen examinarse, ya considerados por la CREG en sus estudios recientes, son los de establecer un nivel mínimo o de sustentación a los precios de corto plazo de tal forma que se logre que su valor en promedio sea el suficiente para recuperar las inversiones que se efectúen para atender la demanda futura, o el de establecer un cargo por potencia para la energía transada en el corto plazo. No obstante la limitación de dichos mecanismos radica en que pueden no ser suficientes para permitir una planeación financiera adecuada para los distintos agentes, dada la variabilidad de los costos de corto plazo, característica de un sistema altamente hidráulico como el nuestro.

Adicionalmente, como un aspecto central en el planteamiento que acabamos de efectuar, quisiéramos llamar la atención sobre la necesidad de implementar lo más pronto posible en el sector eléctrico los mecanismos de subsidios y los fondos de solidaridad estipulados tanto en la ley eléctrica como en la de servicios públicos domiciliarios. Sin ellos será imposible dotar a este esquema de libre mercado con la viabilidad financiera necesaria desde la etapa de comercialización - distribución a través de cuyos recaudos al usuario final se generarán los ingresos requeridos para soportar todo el esquema.

De todas formas, reconocemos que este es un tema difícil, crucial para el correcto funcionamiento del mercado eléctrico en el nuevo ambiente de libertad y competencia que pretende darle el Gobierno Nacional, y que por estas razones debe quedar abierto a la discusión y aportes de los distintos actores con intereses en el mismo, de manera que pueda darse una solución sólida a la viabilidad en el largo plazo del nuevo esquema de competencia sectorial.

Por otra parte, se incluyen a continuación una serie de comentarios sobre aspectos específicos del articulado de las resoluciones que deberían incorporarse en reglamentaciones posteriores para dar mayor claridad al tratamiento del tema.


ARTÍCULO 1o. DEFINICIONES

- En el artículo 81o de la Ley Eléctrica se establece un período de transición de tres años, durante el cual la CREG adoptará los criterios para establecer las transacciones de electricidad entre las empresas eléctricas y los usuarios no-regulados. A pesar de que como lo expusimos en la primera parte de esta comunicación no compartamos el actual esquema de liberación del mercado, nos preocupa la inconsistencia de tipo jurídico que se podría presentar con lo estipulado en la resolución 009, en la cual se establecen criterios de contratación para un período de cinco años.

- La resolución hace referencia al Consejo Nacional de Operación y le asigna algunas funciones con respecto al tema de la resolución misma. Por lo tanto, consideramos que la CREG debe impulsar la puesta en marcha de este organismo a la mayor brevedad posible.

- No es lo suficientemente clara la redacción de la definición de "Capacidad propia de generación", en lo relativo a la fecha de corte para calcular la capacidad disponible por una empresa de generación. Los proyectos en construcción no constituyen capacidad propia de generación.

- De acuerdo con la definición de Comercializador referida a su actividad principal que incluye la resolución, ¿en qué posición quedan las empresas con negocios integrados?.

- No debería limitarse la cantidad de energía que un generador pueda contratar. Seria más conveniente que dentro de los contratos bilaterales se pudiera pactar, de común acuerdo entre las partes, las garantías de cumplimiento necesarias, cuando un generador incumpla con las entregas de energía pactadas mediante el contrato. De todas formas, por ser este tema de los contratos de energía entre generadores y distribuidores nuevo en el país, sería conveniente que la CREG realice un trabajo previo para establecer algunas directrices generales sobre los tipos y características principales de estas garantías de suministro de la energía pactada.

- La definición de "mercado mayorista" limita su campo de acción al manejo de un sistema de información; consideramos que el objetivo de un mercado es el intercambio de bienes y que la información constituye una de las herramientas para hacerlo posible. Adicionalmente, consideramos que se debe ampliar esta definición para incluir, además de los intercambios a través de los contratos bilaterales, los de corto plazo en la bolsa de energía

- En la definición del "Sistema de Intercambios Comerciales (SIC)" debe reemplazarse el término "la empresa de transmisión" por "transportadores y operadores de red". Adicionalmente, se debe aclarar quién coordina y administra el SIC. Las actividades de facturación, recaudo y pago deberán ser responsabilidad de cada uno de los agentes.

ARTÍCULO 4o.: OBLIGACION DE SUSCRIBIR CONTRATOS DE ENERGIA ELECTRICA

- Es necesario aclarar el alcance de la expresión "comercialización como actividad separada de la distribución", en armonía con lo estipulado por la ley eléctrica. En este sentido se debe estipular el plazo que tendrán los distribuidores para establecer la actividad de comercialización en forma separada de la de distribución.

ARTÍCULO 5o. CARACTERISTICAS DE LOS CONTRATOS

- Parece conveniente aclarar si los porcentajes mínimos de la demanda que deben ser contratados se refieren al mercado total de los distribuidores o solamente a la franja regulada del mismo.

- Consideramos que los distribuidores son los que tienen el conocimiento de su propio mercado, por lo tanto la UPME y el CND deber n establecer un mecanismo de conciliación de sus proyecciones de demanda con las de cada uno de los distribuidores, antes de tomarlas oficialmente como base para la definición de contratos.

ARTÍCULO 6o. OBLIGACION DE COMPRAR ENERGIA EN LAS MEJORES CONDICIONES OBJETIVAS

- Es necesario precisar qué procedimientos, a juicio de la CREG, aseguran las condiciones transparentes y de libre concurrencia que estipula la resolución.

- No está muy claro quién define y cuáles son las "otras condiciones técnicas objetivas" que se utilizarán en la evaluación de las propuestas.

- Se debe dar libertad al Comercializador - Distribuidor para decidir en qué forma distribuye su demanda entre distintos contratos con generadores, por lo tanto no tiene sentido estipular en la resolución ninguna obligatoriedad de permitir suministros parciales.

ARTÍCULO 7o. CONTRATOS DE ENERGIA ELECTRICA EN EMPRESAS CON NEGOCIOS INTEGRADOS

- Es necesario definir cuáles son las "condiciones similares de suministro", con base en las cuales se debe comparar las ofertas recibidas de otras empresas de generación.

COMENTARIOS ADICIONALES

- Se requiere que la CREG emita resoluciones reglamentando el tema del respaldo (quién lo presta, a qué costo, etc.).

- El plazo para el desarrollo de los procesos de compra de energía a través de procesos licitarios parece muy corto dado que se trata de empresas de carácter público. Sería bueno aclarar sí solamente basta con solicitar cotizaciones, sin necesidad de cumplir un proceso normal de licitación. En tal caso, ¿cómo se garantizaría la seriedad de tales cotizaciones?.

- Es necesario establecer la reglamentación para la prestación y pago de otros servicios como manejo de la energía reactiva, centro de control, liquidación de intercambios comerciales, reserva rodante, etc.

En la medida en que la CREG lo requiera y lo considere conveniente, le reiteramos nuestra disposición para continuar colaborando en el análisis de los temas que aún están pendientes de reglamentación y en las aclaraciones y complementos a las resoluciones ya expedidas.

Atentamente,

LUIS FERNANDO MÚNERA LÓPEZ

DIRECTOR DE PLANEACIÓN