CONCEPTO 29952 DE 2025

(marzo 12)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Bogotá, D.C.

1007

Doctor

ANTONIO JIMÉNEZ

Director Ejecutivo

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

antonio.jimenez@creg.gov.co

creg@creg.gov.co

Asunto:	Radicación:	25-29952- -6-0
Trámite:		396
Evento:		310
Actuación:		440
Folios:		27
Referencia:	Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones” (en adelante, el proyecto).

Respetado Doctor:

En respuesta a la comunicación enviada el 23 de enero de 2025 por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante, CREG), la Superintendencia de Industria y Comercio rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos. Primero, se expondrán los antecedentes normativos de la iniciativa. Segundo, se enunciarán las razones presentadas por el regulador para su expedición. Tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el estudio propuesto. Cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica. En quinto y último lugar, se formularán algunas recomendaciones.

1.  ANTECEDENTES NORMATIVOS Y DE ABOGACÍA DE LA COMPETENCIA DEL PROYECTO

1.1. Resolución CREG No. 030 de 2018^[1]

Esta resolución adoptó un marco regulatorio para la integración de la Autogeneración a Pequeña Escala (en adelante, AGPE)^[2] y Generación Distribuida (en adelante, GD)^[3] en el Sistema Interconectado Nacional (en adelante, SIN)^[4]. En líneas generales, la Resolución estableció los procedimientos y requisitos que deben cumplir los agentes, incluyendo a los operadores de red y los comercializadores de energía eléctrica para llevar a cabo las conexiones al SIN y realizar la compraventa de excedentes de energía eléctrica producida no consumida.

1.2. Concepto de abogacía de la competencia identificado con el radicado No. 18-67714.

En este concepto esta Superintendencia se pronunció sobre el proyecto que, posteriormente, resultó en la expedición de la Resolución CREG No. 030 de 2018. El análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica se centró en las siguientes problemáticas. En primer lugar, se afirmó que la integración de la AGPE y la GD podría generar desafíos técnicos en la red, requiriendo reglas claras para su conexión y operación segura. Así mismo, se advirtió que los mecanismos de remuneración de la energía podrían afectar el costo unitario del servicio para los usuarios no autogeneradores, requiriendo un equilibrio entre incentivos y eficiencia económica. Finalmente, se indicó la necesidad de evitar regulaciones que limitaran la competencia y garantizar que cualquier restricción frente a la conexión de autogeneradores o generadores distribuidos estuviera justificada en criterios técnicos y de eficiencia del sistema.

En dicha oportunidad, la Superintendencia recomendó eliminar la mención específica en los artículos del proyecto que tipificaban como abuso de posición dominante ciertas conductas del operador de red, con el propósito de evitar una calificación ex ante que pudiera limitar el análisis caso por caso y, en su lugar; incluir una remisión a las normas de protección de la competencia, estableciendo de manera expresa que cualquier conducta de operadores de red o comercializadores que pudiera y/o dificultara, excluyera u obstruyera la competencia efectivamente, sería evaluada y sancionada por la Superintendencia de Industria y Comercio en el marco de sus competencias. Cabe resaltar que dicha recomendación fue atendida y adoptada por el regulador en el proyecto definitivo, que posteriormente fue aprobado.

1.3. Resolución CREG No. 174 de 2021^[5]

Esta resolución reglamentó las actividades de AGPE y GD en el SIN. Para ello, estableció los procedimientos y requisitos que los agentes del sistema deben cumplir, incluyendo a los operadores de red y los comercializadores de energía eléctrica para llevar a cabo las conexiones al SIN, en proyectos distintos a los regulados en la Resolución CREG 030 de 2018. Igualmente, creó la ventanilla única para la realización de los procedimientos de conexión y solicitud de capacidad^[6].

1.4. Concepto de abogacía de la competencia identificado con el radicado No. 21-64533

En este concepto la Superintendencia se pronunció sobre el proyecto que, posteriormente, resultó en la expedición de la Resolución CREG No. 174 de 2021. El análisis se centró en las siguientes problemáticas. En primer lugar, la Superintendencia advirtió que limitar la conexión de los agentes que participan en las actividades de AGPE y GD a un 50% de la capacidad de los circuitos podría constituir una barrera de entrada. En segundo lugar, destacó la necesidad de garantizar que la metodología de remuneración de la GD no favoreciera a comercializadores integrados en detrimento de los no integrados. En tercer lugar, advirtió el potencial impacto negativo de establecer la obligación de suscribir garantías líquidas en dólares para la conexión. Por último, sugirió establecer reglas claras que evitaran obstáculos innecesarios en la elección de comercializadores por parte de los generadores.

Una vez analizadas las problemáticas señaladas, la Autoridad formuló las siguientes recomendaciones: (i) ajustar la metodología de remuneración para que los operadores de red reconocieran plenamente los beneficios por reducción de pérdidas técnicas; (ii) analizar la garantía líquida que podría impedir la entrada de nuevos agentes al mercado de GD y AGPE; (iii) garantizar que los agentes que participan en las actividades de AGPE y GD pudieran elegir libremente su representante de frontera sin restricciones injustificadas y; (iv) prohibir que los operadores de red pudieran imponer condiciones discriminatorias de entrada a los autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos.

Conforme lo anterior, es importante precisar que, las dos primeras recomendaciones formuladas por esta Autoridad no fueron acogidas por el Regulador, mientras que las dos restantes sí fueron adoptadas y posteriormente aprobadas.

En relación con la primera recomendación, el regulador argumentó que no era viable realizar la transacción sugerida con los comercializadores entrantes, dado que estos no son responsables de la gestión de pérdidas. Además, indicó que las pérdidas que les son cobradas corresponden exactamente a las que reciben de los usuarios, sin margen de diferencia, por lo que trasladarles la responsabilidad de reconocer pérdidas a los comercializadores entrantes generaría un desbalance en la recuperación de sus costos.

Por otra parte, respecto a la segunda recomendación, el regulador aclaró que no existe una garantía que permitiera extender automáticamente la vigencia de la aprobación de la conexión de los generadores distribuidos y los autogeneradores a pequeña escala. La garantía establecida en la normativa vigente aplicaba únicamente a los autogeneradores a gran escala cuya potencia máxima declarada se encuentra entre 1 y 5 MW.

1.5. Decreto 2236 de 2023^[7].

Mediante este decreto se reguló el funcionamiento de las Comunidades Energéticas (en adelante, CE)^[8] en Colombia, en cumplimiento del artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026. Esta normativa promueve la creación de CE a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (en adelante, FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos. Además, estableció los parámetros técnicos y de sostenibilidad que regularán estas comunidades, bajo la supervisión de las autoridades competentes, y define las condiciones para su acceso a las redes eléctricas y su respectiva remuneración.

1.6. Concepto de abogacía de la competencia identificado con el radicado No. 23-484162

En este concepto la Superintendencia se pronunció sobre el proyecto que, posteriormente, resultó en la expedición del Decreto 2236 de 2023. El análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica se centró en las siguientes problemáticas. En primer lugar, se identificó que las prerrogativas otorgadas a las CE, como el acceso prioritario al Sistema de Distribución Local (en adelante SDL)^[9] y la obligación impuesta a los comercializadores de adquirir los excedentes de energía de dichas comunidades, podrían afectar la dinámica competitiva del sector. En consecuencia, la Autoridad de Competencia advirtió que las medidas podrían crear un trato diferenciado que desincentivarían la inversión privada en GD y Autogeneración (en adelante AG)^[10], e introducirían riesgos de ineficiencia en la asignación de recursos.

La Superintendencia formuló las siguientes recomendaciones: (i) incluir una regla de transición según la cual las solicitudes de conexión de las CE al SDL no tendrán prioridad sobre las solicitudes presentadas por autogeneradores y generadores distribuidos, previo a la expedición del proyecto; (ii) incluir la obligación de que los operadores de red estarían obligados a incorporar a las CE al SDL, siempre y cuando existiera la disponibilidad en la respectiva red y con los requisitos previos que definiera la CREG; (iii) aclarar que el operador de red no debería asumir los costos y gastos que se requieran para aumentar la capacidad de red y la atención de la conexión de las CE y; (iv) incluir una disposición que establezca que el esquema tarifario definido por la CREG para el pago de los excedentes de energía o la energía generada por las CE debe basarse en el principio de eficiencia económica, sin que puedan trasladarse ineficiencias de la gestión o sobrecostos que afecten el precio que paga el comercializador o los usuarios del servicio^[11].

2. RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DEL PROYECTO

La CREG identificó la necesidad de subsanar los vacíos normativos que podrían obstaculizar el desarrollo de los nuevos esquemas de Autogeneración Colectiva (en adelante AC) y Generación Distribuida Colectiva (en adelante GDC), particularmente, en lo referente a los esquemas de conexión y remuneración de excedentes. En este sentido, el proyecto pretende crear un marco normativo que logre actualizar y armonizar aspectos operativos y comerciales que permitan la integración de las CE al SDL^[12], tanto en el SIN como en las Zonas No Interconectadas (en adelante, ZNI)^[13] conforme a lo estipulado en el Decreto 2236 de 2023^[14]. A través de este instrumento regulatorio, el regulador se propuso brindar seguridad jurídica al desarrollo de las actividades de AC y GDC, facilitando la integración de estos modelos al SDL, la viabilidad operativa y financiera de estos proyectos.

Esta intervención normativa, en línea con el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026, pretende impulsar la transición energética al reducir la dependencia del modelo extractivista y democratizar el acceso a FNCER. Para ello, pretende formalizar las CE como esquemas asociativos para la generación y uso eficiente de energía, reconociéndolas como agentes clave en la transición energética justa dentro de un marco normativo claro y operativo.

Desde una perspectiva regulatoria, la implementación de CE conlleva la necesidad de definir procedimientos claros para su conexión a las redes de distribución. En ese sentido, a través de la expedición de este proyecto, la CREG se propuso establecer criterios de acceso equitativos, introducir lineamientos sobre la remuneración de excedentes, la implementación de medidores bidireccionales, los mecanismos de comercialización y los parámetros de calidad del servicio. Además, considerando la heterogeneidad de las condiciones técnicas y económicas de las distintas regiones del país, la regulación prevé la introducción de condiciones diferenciadas para la integración de las CE.

Particularmente, el regulador pretende sustituir la variable Precio de Bolsa^[15] por la variable Costo Promedio ponderado por energía (Mc)^[16] en el ámbito de la remuneración de la actividad desarrollada por los generadores distribuidos, a quienes, adicionalmente se les reconocerán los beneficios por concepto de reducción de perdidas técnicas atribuible a su proximidad a los centros de consumo. Dicha propuesta obedecería a la necesidad de reducir la volatilidad en el precio de venta de la energía, tanto para los generadores distribuidos como para los colectivos, alineándolo con el promedio de los contratos destinados al mercado regulado. De este modo, se minimizaría la transferencia de costos ineficientes a los usuarios regulados, garantizando mayor previsibilidad en la remuneración de la energía^[17].

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El proyecto pretende armonizar y actualizar el régimen de AG energética contenido en las Resoluciones CREG Nos. 030 de 2018 y 174 de 2021, integrando la figura de CE contenidas en el Decreto 2236 de 2023 y la Ley 2294 de 2023. En consecuencia, se introdujeron las siguientes disposiciones.

El Capítulo 1 del proyecto establece que las CE pueden desarrollar la actividad de AG a través de la AC y la GDC, integrándose al SDL y a las ZNI. Por su parte, el artículo 12 del proyecto establece un umbral del 4% de la demanda comercial regulada anual en un mercado de comercialización como criterio para la revisión y posible modificación de las condiciones de remuneración de la energía entregada por un autogenerador colectivo y generador distribuido colectivo, entre otros aspectos.

El artículo 26 del proyecto modificaría el artículo 22 de la Resolución CREG No. 174 de 2021, sustituyendo los criterios de comercialización de los generadores distribuidos. De igual forma, establece que estos podrían vender directamente al comercializador integrado con el operador de red, quien estaría obligado a comprar la energía generada. Así mismo, sustituye la ecuación utilizada para determinar el precio de venta en una de sus variables.

Por último, el artículo 27 del proyecto modificaría el artículo 23 de la Resolución CREG No. 174 de 2021 sobre las alternativas de entrega de excedentes de AGPE. Puntualmente, establece las opciones de entrega de excedentes cuando la producción supere la importación para los autogeneradores a pequeña escala, diferenciando entre aquellos que utilizan FNCER y los que no. No obstante, en ambos casos la compensación de excedentes de energía dejaría de calcularse con la variable de Precio de Bolsa y pasaría a utilizar la variable Costo Promedio ponderado por energía (Mc).

Para analizar el impacto de la regulación propuesta en la AC y GDC, es esencial caracterizar los agentes que intervienen en el sector energético. Dado que el proyecto pretende establecer nuevas reglas para la integración de CE, resulta imprescindible analizar la estructura del sector, los agentes que intervienen en cada eslabón de la cadena de valor y la dinámica del mercado eléctrico. Con este propósito, la Sección 3.1. del presente estudio describirá las actividades que están comprendidas en la cadena de valor del sector energético en Colombia y cómo se remuneran con fundamento en la normatividad vigente. A continuación, en la Sección 3.2. se describirán los agentes que participan en las actividades de AGC y GDC, sus roles dentro del sistema y las condiciones que rigen su participación en el mercado, en concordancia con lo planteado por el regulador en el proyecto.

3.1. Breve caracterización de la cadena de valor y remuneración del servicio

La cadena de valor del servicio de energía eléctrica comprende las siguientes actividades principales: generación, transmisión, distribución y comercialización^[18]. Cada una de estas fases cumple un papel esencial en la provisión de energía eléctrica desde la producción hasta el consumidor final.

En primer lugar, la generación de energía eléctrica constituye el eslabón inicial de la cadena y abarca la producción de electricidad a partir de fuentes renovables y no renovables. La generación de energía eléctrica en Colombia proviene de varias fuentes, incluyendo: (i) la generación hidroeléctrica, que representa la mayor parte de la matriz energética del país debido a la abundancia de recursos hídricos; (ii) la generación térmica, que utiliza combustibles fósiles como el gas natural, el carbón y el diésel, y se emplea principalmente como respaldo en épocas de sequía o alta demanda; (iii) la generación solar fotovoltaica, que ha experimentado un crecimiento significativo en los últimos años gracias a incentivos regulatorios y a la reducción de costos tecnológicos; (iv) la generación eólica, que se concentra en regiones con alto potencial de vientos; y (v) la biomasa, que aprovecha residuos agrícolas, forestales y urbanos para la generación de energía^[19].

En segundo lugar, la transmisión de energía eléctrica abarca el transporte de la electricidad desde las centrales generadoras hasta los grandes centros de consumo. Esta actividad se desarrolla a través del Sistema de Transmisión Nacional (en adelante, STN)^[20], que opera a niveles de tensión superiores a 220 kV. La operación del STN está a cargo de empresas especializadas, denominadas transmisores nacionales, quienes tienen la responsabilidad de garantizar la confiabilidad y estabilidad del sistema de transporte eléctrico.

En tercer lugar, la distribución de energía comprende el transporte de electricidad desde los puntos de entrega del STN hasta los consumidores finales. Este servicio se presta a través de redes de distribución de media y baja tensión, organizadas en los SDL y los Sistemas de Transmisión Regional (en adelante STR)^[21]. La distribución constituye una actividad regulada en la que los operadores de red son responsables de garantizar la prestación eficiente del servicio, incluyendo el mantenimiento y expansión de la infraestructura.

Finalmente, la comercialización de energía eléctrica es la actividad que comprende la intermediación entre los generadores y los usuarios finales. Esta actividad incluye la compra de energía en el mercado mayorista, la gestión de contratos con clientes regulados y no regulados, así como la facturación y recaudo del servicio. Existen comercializadores integrados con operadores de red denominados comercializadores incumbentes y comercializadores independientes (entrantes) que buscan ofrecer mejores condiciones a los consumidores^[22].

Cada una de las actividades descritas en la cadena de valor del servicio de energía eléctrica tiene una incidencia directa en la estructura de costos del suministro. Las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización implican costos específicos que deben ser recuperados a través del precio final que pagan los usuarios. En este sentido, la regulación del sector eléctrico establece la metodología para determinar dichos costos asegurando la protección de los consumidores. Para el efecto, la Resolución CREG No. 119 de 2007 estableció que el costo unitario de prestación del servicio (CU) consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura.

Así, de acuerdo a la Resolución CREG No. 119 de 2007, el componente fijo es el costo base de comercialización que remunera los costos fijos de la actividad de comercialización. De otro lado, de acuerdo con el artículo 4 de la misma resolución, el componente variable del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica está determinado por la suma de los costos asociados a generación (^[23]), la transmisión (^[24]), la distribución (^[25]) y la comercialización (^[26]). Estos costos incluyen, además, las pérdidas técnicas (^[27]) que ocurren en el proceso de transporte y distribución de la energía, así como restricciones (^[28]) del sistema que afectan la eficiencia en el suministro. A continuación, se ilustra esta relación entre variables:

3.2. Breve caracterización de los agentes que participan en las actividades de AG y generación distribuida

En esta sección se presentará una descripción general de los agentes que participan en la actividad de AG y las diferencias que introduciría el esquema de CE^[29] del proyecto en el esquema de AG actual. Para esto, en un primer lugar, se describirán los sujetos asociados a estas actividades y, en un segundo lugar, los criterios de conexión que establece el proyecto para la AC y para la GDC.

3.2.1. Agentes que realizan la actividad de autogeneración

En primer lugar, el artículo 1 del Decreto 2236 de 2023 estableció las definiciones esenciales para el entendimiento del proyecto, incluyendo la AC, entendida como la actividad realizada por las CE para producir energía, principalmente, con el propósito de atender su propia demanda. En este contexto, cuando se generan excedentes de energía, estos pueden permutarse contra la importación de energía, y el excedente permutado se denomina crédito de energía ^[30].

Así mismo, el proyecto define al grupo de usuarios o potenciales usuarios de servicios energéticos que constituyen una CE como autogenerador colectivo ^[31]. Además, define la GDC como la generación de energía realizada por las CE exclusivamente para su distribución en la red. A diferencia de la AC, la actividad de GDC no importa energía proveniente de la red y por lo tanto tampoco accede al crédito de energía.

La actividad de AC se encuentra dividida, según la capacidad instalada, en las siguientes dos categorías principales:

(i) Autogenerador a pequeña escala: es aquel cuya capacidad instalada es menor o igual a 1 kW, estando sujeto a condiciones simplificadas de conexión y operación dentro del SIN^[32]. Por otro lado, cuando la capacidad instalada supera 1 kW y es menor o igual a 100 kW, el autogenerador a pequeña escala debe cumplir con requisitos adicionales relacionados con la entrega de excedentes a la red.

(ii) Autogenerador a gran escala: abarca instalaciones con una capacidad superior a 100 kW y hasta 5 MW, requiriendo un proceso de conexión más detallado y la posibilidad de interactuar con la red a través de esquemas de comercialización más estructurados^[33]. La actividad que estos agentes realizan se denomina Autogeneración a Gran Escala (en adelante, AGGE).

Estas diferencias son clave para la regulación y operación de las CE en el marco de la AC. A continuación, se presentan los agentes que participan en las actividades de AC y GDC, en función de la capacidad instalada requerida:

Gráfico No. 1. Agentes que participan en las actividades de AG y generación distribuida

Fuente: Elaboración Superintendencia de Industria y Comercio

Es importante señalar que el generador distribuido se considera una empresa de servicios públicos dedicada a la GD, según la Resolución CREG No. 174 de 2021. Dado que la actividad de GDC es altamente similar, le aplican las mismas reglas establecidas en dicha resolución.

3.2.2. Esquemas de conexión

En segundo lugar, de acuerdo con la definición de las CE contenida en la Ley 1715 de 2014 y lo establecido en el Decreto 2236 de 2023, los esquemas de conexión para CE pueden agruparse en dos.

En el primer esquema, una o varias comunidades comparten un único punto de conexión, ya sea de forma permanente o intermitente, con un sistema de medida común en dicho punto (Ver Gráfico No. 2., secciones Individual o Colectivo con única frontera). En el segundo esquema, cada comunidad cuenta con múltiples puntos de conexión independientes al SIN, cada uno con su propio sistema de medida en la frontera, donde se registran las transacciones comerciales entre el comercializador y los usuarios (Ver Gráfico No. 2, secciones Colectivo con múltiples fronteras comerciales).

Gráfico No. 2. Esquemas de Conexión y Operación de la AC

Fuente: Memoria justificativa del proyecto. Figura 3. Esquema General AC^[34]

De forma similar al caso de la AC, los generadores distribuidos colectivos pueden presentar diferentes variantes para la conexión al SIN, cuya principal diferencia es que, en este caso, al interior de cada una de las fronteras comerciales se encuentran únicamente ubicados equipos de generación (ver Gráfico No. 3, secciones: individual, colectivo con única frontera o colectivo con múltiples fronteras comerciales).

Gráfico No. 3. Esquemas de Conexión y Operación de la GDC

Fuente: Memoria justificativa del proyecto. Figura 3. Esquema General GDC^[35].

Así las cosas, el proyecto estableció dos esquemas de conexión para las CE, uno con única frontera, donde varias comunidades comparten un punto de conexión y medición al SIN, y otro con múltiples fronteras, donde cada comunidad tiene conexiones independientes con medición individual, armonizando la regulación vigente con los esquemas actuales de AC y GDC para garantizar coherencia normativa y operativa.

4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

4.1. Posibles ventajas que podrían desarrollarse con la implementación de la medida

4.1.1.  Regla propuesta

El proyecto pretende integrar a la regulación vigente nuevos agentes que realicen actividades de AG y GD a través de CE. En este contexto, se establecen lineamientos para la AC y la GDC en el SIN, así como las ZNI, unificando la normativa existente e introduciendo nuevos elementos que optimicen su operación y fortalezcan su desarrollo^[36].

4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

Esta Superintendencia procederá a exponer las ventajas que justifican la necesidad de la presente intervención regulatoria en la fijación de criterios de comercialización y conexión para las CE que desarrollan actividades de AC y GDC, mediante un análisis descriptivo de los criterios incorporados por el proyecto que promoverían eficiencias y contribuirían por el buen funcionamiento del mercado.

En este sentido, esta Superintendencia destaca que el proyecto podría incentivar la instalación de nuevas CE mediante un esquema de incentivos que: (i) reconocería créditos de energía a los autogeneradores a pequeña escala que operaran con FNCER; (ii) eximiría a las CE del pago de costos de distribución y transmisión; (iii) exoneraría a las CE del cobro de energía reactiva; y (iv) definiría una variable de liquidación de excedentes más estable en el tiempo para los proyectos de AC y GDC. Estos incentivos, en su conjunto, generarían impactos positivos desde una perspectiva de la competencia, al fortalecer la confiabilidad del servicio y aumentar la concurrencia de agentes en el mercado, como pasa a evidenciarse.

En primer lugar, esta Entidad considera que las medidas que se desprenden del articulado del proyecto estimularían el desarrollo de CE con FNCER^[37], contribuyendo a la descarbonización de la economía, en cumplimiento de los objetivos de política pública del Plan Nacional de Desarrollo, que busca mejorar la seguridad energética y mitigar los efectos del cambio climático^[38]. Esto, a su vez, fomentaría la diversificación de fuentes energéticas, reduciendo la dependencia del SIN en una única fuente y disminuyendo la vulnerabilidad del sistema ante posibles interrupciones en el suministro derivadas de fenómenos climáticos o fallas en infraestructuras tradicionales, garantizándole al usuario un servicio más confiable y resiliente^[39].

En segundo lugar, frente a la adopción de un modelo que promueva la generación energética en proximidad a su consumo final, esta Entidad destaca tres beneficios que se producirían de este esquema para al usuario final. De un lado, el aumento de concurrencia de agentes en el eslabón de generación tendería a incrementar la oferta energética, dado que la diversificación de fuentes y actores ampliaría la capacidad instalada y mejoraría la competitividad del sector^[40]. Por otro lado, el aumento de agentes en la generación eléctrica reduciría la dependencia del servicio en pocos actores, mejorando la resiliencia y confiabilidad del servicio ante fallas o eventos climáticos^[41]. Finalmente, este esquema podría impulsar el desarrollo de infraestructura energética en zonas con acceso limitado, facilitando la atención de las necesidades de los usuarios que residen en estas regiones, especialmente aquellas que históricamente han enfrentado dificultades en el acceso a un servicio energético confiable^[42].

En tercer lugar, esta Entidad reconoce que la incorporación de la variable costo promedio ponderado por energía (Mc)^[43] para calcular el precio de venta de la energía entregada a la red, en sustitución de la variable de Precio de Bolsa^[44], reduciría la volatilidad en el precio de venta tanto para los generadores distribuidos como para los autogeneradores. Obsérvese que el Precio de Bolsa está sujeto a múltiples factores, como las condiciones climáticas, la disponibilidad de las plantas de generación, los costos de los combustibles, la percepción de riesgo y la incertidumbre, entre otros, lo que introduce fluctuaciones constantes en su formación y afecta negativamente la estabilidad financiera de los agentes y la estructuración de proyectos. En contraste, la estabilidad del precio de venta basado en la variable Mc proporcionaría a los agentes una fuente de ingresos previsible, fortaleciendo su acceso a financiamiento, facilitando su ingreso al mercado y generando condiciones más favorables para la viabilidad económica de los proyectos de CE^[46]. Esto, a su vez, se constituiría en un estímulo positivo para la diversificación de la oferta energética, ya que incentivaría la participación de una mayor cantidad de agentes en el mercado, lo que contribuiría a una mayor estabilidad en el suministro energético del SIN.

En suma, esta Superintendencia considera que el proyecto podría aumentar la oferta energética en el SIN, mejorar la disponibilidad de energía y aumentar la confiabilidad del servicio. Estos efectos derivarían del conjunto de incentivos contemplados el proyecto, entre los cuales se incluyen: (i) el reconocimiento de créditos de energía a los AGPE que operen con FNCER; (ii) la exención del pago de costos de distribución y transmisión a los AGPE que operen con FNCER; (iii) la exoneración del cobro de energía reactiva para los AGPE que desarrollen FNCER; y (iv) la implementación de una variable de liquidación de excedentes más estable en el tiempo para los proyectos de AG y GD. Esta serie de incentivos favorecería la viabilidad financiera de los proyectos de CE a corto plazo, al proporcionar condiciones que favorecerían su implementación y desarrollo, como han señalado algunos agentes del mercado en los comentarios preliminares al proyecto^[46].

En definitiva, esta Superintendencia destaca los beneficios que contempla el proyecto en materia de la prestación del servicio energético, especialmente en zonas con dificultades para acceder a un servicio energético confiable. Estos criterios contribuirían, por un lado, a mitigar la volatibilidad en los precios de venta de la energía generada por las CE y, por otro lado, a aumentarían la multiplicidad de actores y generadores integrados al SIN, fortaleciendo de esta manera la resiliencia y confiabilidad del servicio para el usuario final.

4.2. Reconocimiento de beneficios por ahorro de pérdidas

4.2.1. Regla propuesta

El artículo 26 del proyecto modificaría el artículo 22 de la Resolución CREG No. 174 de 2021, sustituyendo la variable para calcular el precio de venta de energía al comercializador integrado con el operador de red. El precio de venta sería equivalente al costo promedio ponderado de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado Mc. En este sentido, los agentes que desarrollen la actividad de GD podrán vender directamente su energía al comercializador integrado con el operador de red, a un precio equivalente a Mc, más una compensación adicional por los aportes de la generación distribuida al sistema eléctrico, como la reducción de pérdidas técnicas y la proximidad de la generación a los centros de consumo (Beneficios). Esta remuneración se representa a partir de las siguientes ecuaciones:

Donde:

- : Corresponde al Precio de venta de la generación distribuida en la hora  del mes  en el nivel de tensión  al comercializador  en el mercado de comercialización , en $/kWh.

- : equivale al costo promedio ponderado de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes  con destino al mercado regulado, según se define en el artículo 6 de la Resolución CREG No. 119 de 2007

- : Es igual al valor de las pérdidas técnicas en el sistema del operador de red  acumuladas hasta el nivel de tensión.

- : Corresponde al monto reconocido por los beneficios a los que contribuye la generación distribuida en la red de distribución al cual esté conectada, debido a su ubicación cercana a los centros de consumo.

- : Identifica al mercado de comercialización.

- : Identifica al operador de red.

- : Identifica el nivel de tensión.

- : Corresponde al mes.

Por último, dicho artículo señala que cuando la variable  supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG No. 071 de 2006, dicho precio, según aplique: (i) no podrá superar el precio de escasez ponderado, o (ii) no podrá superar el precio de las transacciones en bolsa que le aplique según el precio de escasez activado.

4.2.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

La regla propuesta implica que aquellos agentes que desarrollen la actividad de GD puedan vender directamente su energía al comercializador integrado con el operador de red, percibiendo un precio de venta que sería equivalente al Mc, en adición a una compensación adicional por concepto de reducción de pérdidas técnicas y la proximidad de la generación a los centros de consumo que se denominarían como “beneficios”. Sin perjuicio de lo anterior, no existe una regla análoga que permita el reconocimiento de dichos beneficios a aquellos agentes que desarrollen la actividad de GD y que vendan su energía con destino a un comercializador que no se encuentre integrado con el operador de red. Por ende, el generador distribuido que opte por vender a un comercializador no integrado no percibirá ingresos por concepto de beneficios, a pesar de que su generación sí contribuya a la reducción de pérdidas técnicas en la red del operador. Obsérvese que la exclusión de estos agentes del reconocimiento de beneficios no se justificaría en principios de eficiencia económica ni en fundamentos técnicos, ya que el impacto positivo de la GD sobre la red de distribución es independiente de la identidad del comercializador con el que se realice la transacción. En consecuencia y como pasará a argumentar esta Superintendencia a lo largo de este apartado, dicha regla tendría la potencialidad de comprometer la neutralidad competitiva en el marco del ejercicio de la actividad de GD.

(i) Contexto normativo relacionado con la modificación propuesta en el proyecto en materia de remuneración de energía generada bajo la modalidad de GD

El artículo 22 de la Resolución CREG No. 174 de 2021 estableció que la energía generada por generadores distribuidos puede ser comercializada a través de los comercializadores incumbentes, quienes, en su calidad de operadores de red, son los responsables de la gestión de pérdidas y, por tanto, beneficiarios de la reducción de estas. En ese contexto, el esquema propuesto mediante el artículo 22 de la Resolución CREG No. 174 de 2021, obliga al comercializador integrado con el operador de red (incumbente) a reconocer una compensación a favor del generador distribuido, por concepto de reducción de pérdidas técnicas que se denomina “Beneficios”. Sin perjuicio de lo anterior, el esquema de remuneración propuesto por el regulador en dicha resolución no contempló el reconocimiento de dichos beneficios para aquellos generadores distribuidos que vendan su energía a comercializadores no-integrados.

Así, mediante el concepto de Abogacía de la Competencia identificado con el radicado No. 21-64533, esta Autoridad expresó su preocupación sobre el posible impacto de esta disposición en la competencia en el mercado de comercialización de energía. Lo anterior, en la medida en que tendría la posibilidad de limitar a los generadores distribuidos para vender su energía en igualdad de condiciones que comercializadores no integrados con operadores de red (entrantes). En consecuencia, esta Superintendencia recomendó al regulador “Ajustar la metodología de remuneración de las actividades de generación distribuida, de manera que se reconozca la totalidad de los beneficios por reducción de pérdidas técnicas percibidas por los OR, con independencia de la calidad de integrado o no del comercializador”.

Sin embargo, la CREG se apartó de esta recomendación y, en la parte considerativa de la Resolución CREG No. 174 de 2021, justificó su decisión bajo los siguientes argumentos.

En primer lugar, el regulador argumentó que el agente designado por el Decreto 387 de 2007 para la administración, operación y mantenimiento de las pérdidas en un mercado de comercialización es el operador de red. En segundo lugar, el regulador argumentó que no se puede reconocer el beneficio en el caso de los comercializadores entrantes porque estos no son responsables de la gestión de pérdidas. En efecto, consideró que asignarles alguna responsabilidad de reconocimiento de pérdidas causaría un desequilibrio respecto del reconocimiento de sus costos.

Frente a lo dicho esta Superintendencia considera que las razones presentadas por el regulador no atendieron plenamente las preocupaciones expresadas en el referido concepto de abogacía de la competencia. Ello obedece a los siguientes motivos. En primer lugar, esta Superintendencia advierte que, si bien es cierto que, el operador de red tiene la responsabilidad de gestionar las pérdidas en su mercado de comercialización, esto no implica, necesariamente, que los beneficios generados por la GD deban ser capturados exclusivamente por los comercializadores integrados (incumbentes). Teniendo en cuenta que los generadores distribuidos contribuyen de manera directa a la reducción de pérdidas en el mercado de comercialización gestionado por el operador de red al que se encuentren conectados, sin distinción de su calidad de integrado (incumbente) o no integrado (entrante), esta contribución debería ser reconocida en ambos casos.

En segundo lugar, esta Superintendencia considera que no existe justificación alguna que avale la liquidación de beneficios para los generadores distribuidos atendidos por comercializadores incumbentes y que excluya el reconocimiento de dichos beneficios a los generadores distribuidos atendidos por comercializadores entrantes. En ese sentido, corresponde al regulador el diseño de un mecanismo de compensación o liquidación que permita asignar equitativamente los beneficios por reducción de pérdidas a todos los generadores distribuidos, sin distinción de su ubicación o cercanía existente a determinado comercializador. Esta situación resulta problemática considerando que no todos los mercados de comercialización cuentan con más de un comercializador. En muchas regiones, especialmente en aquellas con menor desarrollo en infraestructura energética, los generadores distribuidos no cuentan con multiplicidad de opciones para elegir con quién realizar la transacción. Incluso, esta situación generaría un monopsonio en la compra de energía generada por los generadores distribuidos, cuando únicamente se halle un comercializador dentro del mercado de comercialización. Esta situación, adicionalmente, podrían traducirse en condiciones contractuales menos favorables y en una menor capacidad de negociación por parte de los generadores. En suma, esta Superintendencia considera que la implementación de un mecanismo de asignación proporcional de beneficios por reducción de pérdidas permitiría distribuir de manera justa los efectos positivos de la GD sin generar distorsiones en la dinámica competitiva.

Con todo lo anterior, la preocupación sobre la posible distorsión de la competencia persiste con la modificación propuesta en el proyecto, ya que sus efectos nocivos no solo se mantendrían para generadores distribuidos que ya desarrollan dicha actividad, sino que en virtud del proyecto también se extenderían a los agentes que conformarían las CE. Así, el artículo 26 del proyecto, que modificaría el artículo 22 de la Resolución CREG No. 174 de 2021, conservaría el esquema de remuneración de beneficios exclusivamente para los generadores distribuidos que vendieran energía a los comercializadores integrados con operadores de red, pudiendo perpetuar la asimetría existente en el acceso a los beneficios por reducción de pérdidas. Lo anterior permite colegir que el regulador no ha abordado aún el problema señalado por esta Superintendencia en el concepto de abogacía de la competencia No. 21-64533, en tanto no existiría una regla análoga que permitiera el reconocimiento de estos beneficios cuando la energía fuera vendida a comercializadores no integrados con operadores de red.

Incluso, lo que haría más gravoso el impacto de esta modificación es que ahora las CE, que representan un nuevo modelo de participación descentralizada en el mercado eléctrico, también se verían afectadas por esta restricción. En la práctica, esto implicaría que los beneficios económicos derivados de la GD seguirían concentrándose en los comercializadores integrados con operadores de red, mientras que los modelos comunitarios de generación y comercialización de energía podrían verse limitados en su acceso a una remuneración equitativa. Dado que las CE dependen de condiciones de mercado equitativas para su sostenibilidad, la exclusión de los beneficios por reducción de pérdidas en sus transacciones con comercializadores no integrados generaría un desincentivo estructural para su desarrollo. En suma, esta Superintendencia considera que, en virtud de lo contemplado en el proyecto, el impacto negativo derivado de la regla vigente se extendería a un conjunto aún más amplio de actores, ampliando la desigualdad en el acceso a los incentivos económicos y reduciendo los incentivos a la participación efectiva en el mercado de energía.

(ii) Impacto de la regla propuesta en materia de neutralidad competitiva

Como ya se desarrolló ampliamente en el apartado anterior, esta Superintendencia considera que el diseño regulatorio no remuneraría equitativamente los beneficios por reducción de pérdidas a todos los generadores distribuidos. Ello, teniendo en cuenta que los generadores distribuidos contribuyen de manera directa a la reducción de pérdidas en el mercado de comercialización gestionado por el operador de red al que se encuentren conectados, sin distinción de su calidad de integrado (incumbente) o no integrado (entrante). En efecto, esta Autoridad de Competencia considera que el proyecto introduciría una asimetría regulatoria.

Lo anterior, en el entendido de que la regla descrita tendría la idoneidad de generar una remuneración diferencial que no tendrían justificación alguna en criterios técnicos o económicos–objetivos, comprometiendo la neutralidad competitiva inherente al desarrollo de la actividad de GD. El problema central radicaría en que los generadores distribuidos que vendieran su energía a comercializadores no integrados con operadores de red no percibirían el mismo reconocimiento de beneficios, a pesar de que desempeñan la misma actividad de GD y contribuyen igualmente a la reducción de pérdidas en el sistema eléctrico. El hecho de que un generador distribuido perciba o no una remuneración por concepto de beneficios, en función de a quién le venda su energía, representa una circunstancia que deude alterar la dinámica del mercado.

Desde una perspectiva regulatoria, esta norma contraviene los principios de neutralidad competitiva y no discriminación, que son fundamentales para garantizar un mercado energético abierto y eficiente. Al respecto, la ORGANIZACIÓN PARA LA COOPERACIÓN Y EL DESARROLLO ECONÓMICO (en adelante OCDE) ha señalado que la regulación debe garantizar condiciones equitativas para todos los participantes del mercado y evitar que ciertos actores reciban ventajas competitivas injustificadas^[47]. En este caso, la regla establecida en el artículo 26 del proyecto violaría este principio al otorgar un trato diferencial a los generadores distribuidos que venden energía con destino a los comercializadores integrados con operadores de red sin una justificación técnica clara. Así mismo, esta distorsión regulatoria introduciría un desbalance en las condiciones de mercado que no responderían a criterios de eficiencia económica, sino a un tratamiento desigual de los agentes en función de su integración con el operador de red. Dicha situación, en otras palabras, comportaría un desincentivo para el desarrollo de la generación, distribución y/o comercialización de energía.

En efecto, la regla propuesta generaría riesgos con la potencialidad de afectar tanto a los generadores distribuidos como a los comercializadores. Obsérvese que la medida comprometería la neutralidad competitiva entre los generadores distribuidos. Ello obedece a que la medida impediría el acceso a la compensación por reducción de pérdidas técnicas de aquellos generadores que vendan energía a un comercializador no integrado. En consecuencia, esta Superintendencia considera que este factor podría introducir un sesgo frente las decisiones de venta de energía, generando mayores incentivos a la venta de energía dirigida hacia comercializadores integrados. Al concentrar la generación distribuida en torno a comercializadores integrados con operadores de red, se podría desincentivar la inversión en proyectos de GD que estarían en capacidad de abastecer directamente a comercializadores entrantes.

De otro lado, esta restricción podría impactar negativamente la competitividad de los comercializadores no integrados (entrantes), quienes verían reducida su capacidad para atraer a los generadores distribuidos como proveedores de energía. Dado que estos comercializadores no pueden ofrecer la compensación adicional por beneficios, se encuentran en desventaja frente a los comercializadores integrados con operadores de red. Esta situación puede generar un efecto de concentración de la GD en torno a los comercializadores integrados con operadores de red, reduciendo la capacidad de los comercializadores entrantes para acceder a esta energía.

En consecuencia, la norma no solo afectaría la libre competencia en el mercado de comercialización de energía, sino que también limitaría la expansión de la GD y, en última instancia, el desarrollo de un sistema eléctrico más descentralizado y eficiente. Por las razones descritas, esta Superintendencia considera que la diferenciación en la remuneración de los generadores distribuidos en función de a quién le venden su energía generaría una distorsión competitiva que comprometería: (i) la libre competencia en el mercado de comercialización de energía y, (ii) el desarrollo de un sistema eléctrico más descentralizado y eficiente.

(iii) Recomendaciones

En concordancia con los argumentos presentados en los anteriores acápites, esta Superintendencia considera importante que el regulador revise la metodología de asignación de beneficios por reducción de pérdidas técnicas. Ello involucra la formulación de un esquema de compensación que no dependa de la relación estructural entre comercializador y operador de red, sino que reconozca los aportes de la GD al sistema eléctrico de manera equitativa, independientemente del comprador de la energía. Esto permitiría que todos los comercializadores, independientemente de su integración con un operador de red, puedan participar en igualdad de condiciones y que los generadores distribuidos puedan percibir una remuneración equitativa que reconozca adecuadamente los beneficios generados por concepto de reducción de pérdidas y proximidad a la red.

Para lograr lo anterior, se recomienda la adopción de un mecanismo de compensación centralizado administrado por un ente regulador o un operador del mercado independiente. Si bien, corresponde al regulador el diseño de la intervención regulatoria y la demostración de su idoneidad para resolver la falla de mercado o regulatoria identificada, esta Superintendencia considera que una opción a considerar consiste en la creación de un fondo de compensación por reducción de pérdidas que se financie a partir de aportes provenientes de los operadores de red, y que estos recursos se empleen para compensar a los generadores distribuidos por concepto de reducción de pérdidas, independientemente del comercializador con el que hayan realizado la transacción. Esto permitiría que todos los comercializadores, independientemente de su integración con un operador de red, puedan participar en igualdad de condiciones y que los generadores distribuidos perciban una remuneración equitativa que reconozca adecuadamente los beneficios generados por concepto de reducción de pérdidas y proximidad a la red.

En suma, esta Superintendencia le recomendará al regulador considerar la adopción de un mecanismo que tenga la idoneidad de reconocer los beneficios atribuibles a la reducción de pérdidas, de manera equitativa a todos los agentes que desarrollan la actividad de GD, sin distinción del comprador de la energía.

4.3. Asimetría en el reconocimiento de excedentes de energía generados por los autogeneradores a pequeña escala que utilizan FNCER

4.3.1. Regla propuesta

El artículo 28 del proyecto modificaría el artículo 25 de la Resolución CREG No. 174 de 2021, estableciendo nuevas reglas para el reconocimiento de excedentes de energía generados por los autogeneradores a pequeña escala que utilizan FNCER. Para tal efecto, dispone que los autogeneradores con una capacidad instalada o nominal menor o igual a 100 kW (0,1 MW) deberán reconocerle al comercializador el cargo de comercialización correspondiente al componente Cvm,i,j, definido en la Resolución CREG No. 119 de 2007. A su vez, plantea que los autogeneradores a pequeña escala cuya capacidad instalada sea mayor a 100 kW (0,1 MW) y menor o igual a 1.000 kW (1 MW), deberán reconocerle al comercializador respectivo, el costo de agregado de las variables  y , también definidas en la resolución precitada. Además, la liquidación de los excedentes que superen la importación de energía se realizará con base en la variable Mc, en lugar del precio de bolsa horario.

4.3.2.  Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio.

La regla introducida mediante el artículo 28 del proyecto armonizaría el esquema contemplado en el artículo 25 de la Resolución CREG No. 174 de 2021 adaptándolo a las CE que desarrollen AGPE utilizando FNCER. En particular, impondría a los autogeneradores a pequeña escala con capacidad instalada menor o igual a 100 kW (0,1 MW) el pago de un cargo de comercialización equivalente al componente  definido en la Resolución CREG No. 119 de 2007. Por su parte, los autogeneradores a pequeña escala con capacidad instalada superior a 100 kW, pero menor o igual a 1.000 kW (1 MW), deberán reconocer un costo agregado que incluye las variables , y , definidas en la Resolución CREG No. 119 de 2007.

Así las cosas, esta Superintendencia advierte que la diferenciación establecida en este esquema regulatorio entre los distintos autogeneradores a pequeña escala podría generar un trato asimétrico. Esto se debe a que no está claro si la diferenciación responde a diferencias técnicas o económicas significativas, que justifiquen su impacto en la eficiencia del mercado. Por ello, para evitar posibles afectaciones a la libre competencia, sería recomendable contar con un análisis detallado que aporte mayor claridad sobre las razones por las cuales los autogeneradores de mayor capacidad deberían asumir los cargos de transmisión, distribución, restricciones y pérdidas a diferencia de los autogeneradores de mejor capacidad, y cómo esta estructura tarifaria podría contribuir a la competitividad y eficiencia del sector energético.

Obsérvese que la asimetría regulatoria se intensificaría con la modificación propuesta en el proyecto, ya que sus efectos no sólo se mantendrían para autogeneradores a pequeña escala que ya desarrollan dicha actividad, sino que, en virtud del proyecto también se extenderían a los agentes que conformarán las CE. El artículo 28 del proyecto conservaría el esquema de remuneración asimétrico que obliga a los autogeneradores a pequeña escala de menor capacidad al pago del componente , mientras que los de mayor capacidad deberían asumir los componentes  y  de la Resolución CREG No. 119 de 2007, extendiendo sus efectos al ámbito de las CE. En efecto, el proyecto perpetuaría la asimetría existente en el cobro de cargos sin suministrar alguna justificación técnica o económica que pueda respaldar dicha diferenciación.

Al respecto, como lo ha señalado la Superintendencia en otros pronunciamientos^[48], un trato diferenciado sólo será contrario al régimen de protección de la libre competencia cuando carezca de justificaciones objetivas y razonables. En otras palabras, no se reprocha la discriminación per se sino la discriminación injustificada. En adición a lo anterior, la OCDE ha sostenido que la regulación asimétrica puede conducir a una distorsión en la dinámica de competencia que caracteriza el mercado objeto de la regulación a causa del tratamiento diferenciado que se le otorgaría regulatoriamente a unos agentes sobre otros^[49]. No obstante, es importante señalar que algunos tratos diferenciados pueden constituirse como una discriminación justificada y no generar impactos negativos a la libre competencia siempre y cuando estén respaldados por razones de fondo de índole técnica o económica que los justifiquen.

A partir de lo expuesto, esta Superintendencia señala que la regla objeto de análisis podría crear una brecha injustificada entre los autogeneradores colectivos de menor y mayor capacidad. Esta asimetría en el reconocimiento de excedentes de energía tendría el potencial de afectar la libre competencia económica, especialmente si este trato preferencial carece de una justificación técnica o económica que respalde tal diferenciación.

Esta situación podría generar un riesgo sobre la libre competencia, pues restringiría la capacidad de crecimiento y consolidación de proyectos de AG más eficientes en términos de costos y estabilidad del suministro. Al encarecer artificialmente la operación de los autogeneradores de mayor tamaño, la regulación fomentaría un sesgo hacia la estructuración de proyectos de menor capacidad instalada, lo que podría incentivarlos a estructurar sus proyectos de manera que eviten superar el umbral de 100 kW para evitar incurrir en costos adicionales. Esto no sólo conduciría a una asignación ineficiente de los recursos energéticos, sino que también reduciría la posibilidad de que incremente la participación de las FNCER en la matriz energética colombiana.

Así mismo, esta Superintendencia considera que la estructura tarifaria diferenciada podría introducir barreras que afectan la evolución del mercado de AG. La discriminación en los costos de acceso y operación reduciría la viabilidad financiera de los proyectos más grandes y obstaculizaría la diversificación del parque generador de energía renovable. Esto podría ser problemático en el contexto de la transición energética, donde la expansión de la generación a partir de FNCER es una prioridad estratégica en la política de reindustrialización del gobierno nacional que propende por la reducción de la dependencia de fuentes fósiles y la diversificación de la matriz energética nacional. En este sentido, la generación de costos diferenciados podría representar un obstáculo para la consecución de estos objetivos, ya que restringiría el crecimiento de un segmento del mercado que podría aportar mayor capacidad de generación limpia y estable.

Los efectos de esta regulación también podrían extenderse al mercado de comercialización de energía. Al incrementar los costos operativos de los autogeneradores de mayor capacidad, se reduciría la oferta competitiva de excedentes energéticos disponibles para el sistema. Esta reducción en la oferta podría traducirse en una menor capacidad del mercado para responder a fluctuaciones en la demanda. En suma, conviene resaltar que la introducción de una diferenciación tarifaria injustificada en el reconocimiento de excedentes de energía no sólo afectaría la libre competencia, sino que también limitaría el desarrollo eficiente del mercado de generación distribuida a partir de FNCER.

Por las razones descritas, esta Superintendencia recomendará al regulador adelantar una revisión del esquema de reconocimiento de excedentes de energía generados por los autogeneradores a pequeña escala que utilizan FNCER con el fin de garantizar que los costos aplicados a los autogeneradores colectivos reflejen criterios técnicos y económicos objetivos, evitando discriminaciones que podrían desincentivar la inversión y el desarrollo del sector.

4.4. Posible afectación por limitación en la participación del mercado

4.4.1. Regla propuesta

El artículo 12 del proyecto establece que cuando la energía anual entregada por los autogeneradores colectivos y generadores distribuidos colectivos en un mercado de comercialización supere el 4% de la demanda comercial regulada anual de dicho mercado, la CREG podrá revisar y modificar las condiciones de remuneración definidas en esta resolución y en las normativas aplicables. Obsérvese que el proyecto plantea la posibilidad de realizar estos ajustes en cualquier momento y de manera discrecional para todos los agentes del mercado, siempre que se supere dicho umbral.

4.4.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

Obsérvese que el proyecto plantea la posibilidad de modificar, en cualquier momento y de manera discrecional, las condiciones de remuneración para todos los agentes del mercado cuando la demanda comercial regulada anual en el mercado de comercialización supere el 4%. De acuerdo con lo establecido en las Resoluciones CREG Nos. 030 de 2018 y 174 de 2021^[50], la aplicación de esta norma establecería un punto de referencia que permitiría monitorear el impacto en el costo unitario asociado a la AG con fuentes renovables. Este mecanismo tiene como finalidad generar una alerta de revisión si el total de energía entregada al sistema por AC y GDC, junto con la aplicación de créditos de energía, supera las expectativas inicialmente proyectadas, lo cual podría afectar significativamente el costo unitario del servicio para todos los usuarios del mercado regulado. (ver Gráfico No. 4).

Gráfico No. 4, Simulación de la variación del CU nivel 1 respecto de la potencia instalada en AC y GDC.

Fuente: Memoria justificativa del proyecto^[51].

Se observa que cuando la capacidad instalada alcanza los 1,2 GW, lo que representa aproximadamente el 4% de la demanda del mercado regulado, el costo unitario se incrementaría en un 3,5%, bajo el supuesto de que la toda la energía inyectada provendría de excedentes Tipo 1, que corresponden a redes de baja tensión y pequeños transformadores que atienden a múltiples usuarios^[52]. Ante este escenario, la CREG debería evaluar la señal de precio de la remuneración de esta energía, incluyendo aquella destinada a los créditos de energía, con el objetivo de mitigar los impactos adversos que podría generar el costo unitario del servicio y garantizar un equilibrio adecuado en la estructura tarifaria del sistema.

La Superintendencia advierte que la posibilidad de modificar en cualquier momento las condiciones de remuneración por la CREG podría generar distorsiones en la libre competencia, ya que la incertidumbre sobre la duración y estabilidad de los incentivos del proyecto podría desincentivar nuevas inversiones de los agentes del mercado. Si los inversionistas no tienen garantías de que las condiciones económicas bajo las cuales planificaron sus proyectos se mantendrán a futuro, enfrentarían un entorno de inestabilidad regulatoria que afectaría sus decisiones. Esto podría llevarlos a postergar o descartar iniciativas ante el riesgo de que los beneficios otorgados sean modificados o eliminados en el corto plazo; lo que, a su vez, limitaría la expansión de la capacidad instalada y restringiría la competencia efectiva en el sector eléctrico.

En estas condiciones, conviene reiterar que cualquier ajuste en las condiciones de remuneración y conexión de la AG con fuentes renovables debería fundamentarse en criterios técnicos objetivos y en un análisis integral de las dinámicas del mercado eléctrico. La existencia de un marco regulatorio claro y predecible es primordial para garantizar que las modificaciones reflejen la evolución del sector sin comprometer la viabilidad financiera de los proyectos en desarrollo. De lo contrario, la incertidumbre regulatoria podría traducirse en una contracción de la inversión y un freno en la expansión de las CE, lo que iría en contra de los objetivos de política pública orientados a fortalecer la competitividad y sostenibilidad del sistema eléctrico nacional.

Por tanto, resulta imperativo aclarar que las futuras modificaciones relativas que se atribuiría la CREG deberán obedecer, exclusivamente, a criterios técnicos y económicos tendientes a preservar las condiciones tarifarias de todos los usuarios del sistema.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:

(i) En relación con el artículo 26 del proyecto: Considerar la adopción de un mecanismo que tenga la idoneidad de reconocer los beneficios atribuibles a la reducción de pérdidas, de manera equitativa a todos los agentes que desarrollan la actividad de GD, sin distinción del comprador de la energía.

(ii) En relación con el artículo 28 del proyecto: Adelantar una revisión del esquema de reconocimiento de excedentes de energía generados por los autogeneradores a pequeña escala que utilizan FNCER, con el fin de garantizar que los costos aplicados a los autogeneradores reflejen criterios técnicos y económicos objetivos, evitando discriminaciones que desincentiven la inversión y el desarrollo del sector.

(iii) En relación con el artículo 12 de proyecto: Precisar que la facultad de la CREG para revisar y modificar las condiciones de conexión y remuneración de las exportaciones de energía deberá basarse en criterios técnicos objetivos y en un análisis integral de las dinámicas del mercado eléctrico, garantizando así decisiones fundamentadas que contribuyan a la estabilidad del sistema.

Respetuosamente, se sugiere al regulador que el tratamiento de las recomendaciones aquí presentadas sea incorporado, de manera expresa, en las consideraciones del acto administrativo que se expida, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 2.2.2.30.7 y 2.2.2.30.9 del Decreto 1074 de 2015.

Para finalizar, se solicita amablemente a la CREG que, al expedir el proyecto, remita una copia de este acompañada con la última versión de su memoria justificativa, al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.

Cordialmente,

INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO

SUPERINTENDENTE DELEGADA PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA

DESPACHO DEL SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA

ANEXO.

Glosario de siglas.

ACTIVIDAD / AGENTE	SIGLA
Autogeneración a Pequeña Escala	AGPE
Autogeneración a Gran Escala	AGGE
Autogeneración Colectiva	AC
Generación Distribuida	GD
Autogeneración	AG
Generación Distribuida Colectiva	GDC
Sistema Interconectado Nacional	SIN
Sistema de Transmisión Nacional	STN
Sistema de Transmisión Regional	STR
Sistemas de Distribución Local	SDL
Zonas No Interconectadas	ZNI
Comunidades Energéticas	CE
Fuentes No Convencionales de Energía Renovable	FNCER

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”.

2. Autogenerador con potencia instalada igual o inferior al límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya. Res. 030/2018, art. 3, CREG.

3. Persona jurídica que genera energía eléctrica cerca de los centros de consumo, y está conectado al Sistema de Distribución Local y con potencia instalada menor o igual a 0,1 MW. La Ley 1715 de 2014 en su artículo 5, define la Generación Distribuida (GD) como “la producción de energía eléctrica, cerca de los centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (SDL). La capacidad de la generación distribuida se definirá en función de la capacidad del sistema en donde se va a conectar, según los términos del código de conexión y las demás disposiciones que la CREG defina para tal fin”. Ídem.

4. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, el Sistema de Transmisión Nacional (STN), los Sistemas de Transmisión Regional (STRs), los Sistemas de Distribución Local, subestaciones y equipos asociados y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a la Ley 143 de 1994. Res. 025/1995, CREG.

5. “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”.

6. En dicha resolución se define la ventanilla única como la herramienta digital mediante la cual se prestan, de forma centralizada, los servicios asociados con la asignación de capacidad de transporte del SIN. Consta de un servicio web y de un sistema de información cuyas características las determina la UPME con base en lo previsto en esta.

7. "Por el cual se adiciona al Decreto 1073 de 2015 con el fin de reglamentar parcialmente el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 del Plan Nacional de Desarrollo 2022 - 2026 en lo relacionado con las Comunidades Energéticas en el marco de la Transición Energética Justa en Colombia". Este decreto fue sometido al trámite de Abogacía de la Competencia. Cpto 23-484162, SIC.

8. Las Comunidades Energéticas podrán ser conformadas por personas naturales y/o jurídicas. En el caso de las personas naturales y de las estructuras de Gobierno Propio de los Pueblos y Comunidades Indígenas y de las comunidades campesinas, negras, afrocolombianas, raizales y palenqueras que se constituyan como Comunidades Energéticas, podrán ser beneficiarias de recursos públicos para el financiamiento de inversión, operación y mantenimiento de infraestructura, con base en los criterios de focalización que defina el Ministerio de Minas y Energía. La infraestructura que se desarrolle con recursos públicos podrá cederse a título gratuito a las Comunidades Energéticas, en las condiciones que defina el Ministerio de Minas y Energía, en coordinación con las entidades competentes. Ley 1715/2014. Art. 5.

9. De acuerdo al artículo 1 de la Resolución CREG No. 103 de 2000, un Sistema de Distribución Local (SDL) es un “sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

10. Autogeneración. Actividad realizada por usuarios, sean estos personas naturales o jurídicas, que producen energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. Cuando se atienda la propia demanda o necesidad se realizará sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. Se podrán utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo de red. Res. 174/2021, CREG. Art. 3.

11. El regulador adoptó todas las recomendaciones formuladas por la Autoridad de Competencia, a excepción de la referida con el numeral (i). En efecto, el regulador conservó la regla contenida en el literal d) del artículo 2.2.9.1.11, que permite que los autogeneradores colectivos y generadores distribuidos colectivos tengan prelación en el acceso al SDL.

12. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Res. 97/2008. Art. 1, CREG.

13. Los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al Sistema Interconectado Nacional SIN. L. 855/2003. Art. 1.

14. El Decreto 2236 de 2023 establece un marco normativo para la creación y operación de las Comunidades Energéticas en Colombia, en línea con el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026. Estas comunidades están conformadas por usuarios o potenciales usuarios de servicios energéticos que se asocian para generar, comercializar y utilizar eficientemente la energía mediante fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), combustibles renovables y recursos energéticos distribuidos.

15. “Precio de bolsa en la hora h del mes m, en $/kWh, siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación definido en la Resolución CREG 140 de 2017 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual al precio de escasez ponderado.” Res. 030/2018, CREG. Art 15.

16. “Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.” Res. 119/2007, CREG. Art 6.

17. CREG. Memoria justificativa del proyecto. Punto 2. Documento aportado al trámite bajo el radicado No. 25-29952.

18. L. 143/1994.

19. XM. “Generación del SIN”, 2021, p. 1. Disponible en:

https://informeanual.xm.com.co/informe/pages/xm/21-generacion-del-sin.html, consultado el 10 de marzo de 2025.

20. De acuerdo con el artículo 1 de la Resolución CREG No. 103 de 2000, el Sistema de Transmisión Nacional (STN) es “el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV”.

21. De acuerdo con el artículo 1 de la Resolución CREG No. 103 de 2000, un Sistema de Transmisión Regional (STR) es un “sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local”.

22. Cfr. L. 143/1994.

23. De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2007, corresponde al Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes , del comercializador minorista , en el mercado de comercialización .

24. De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2007,  corresponde al cargo por uso del Sistema de Transmisión Nacional expresado en ($/kWh), publicados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) para el mes .

25. De acuerdo con el artículo 4 de la Resolución CREG 119 de 2007,  corresponde al costo por uso de los Sistemas de Distribución (Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL)) hasta el nivel de tensión al cual se encuentre conectado el usuario regulado, donde  simboliza el mes y  simboliza el nivel de tensión.

26. De acuerdo con el artículo 4 de la Resolución CREG 119 de 2007,  corresponde al margen de comercialización de usuarios conectados al nivel de tensión , correspondiente al mes , del comercializador minorista , en el mercado de comercialización  que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh).

27. De acuerdo con el artículo 4 de la Resolución CREG 119 de 2007,  corresponde al costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión , para el mes , del comercializador minorista , en el mercado de comercialización .

28. De acuerdo con el artículo 4 de la Resolución CREG 119 de 2007, corresponde al costo de restricciones en $/kWh asignados al comercializador minorista  en el mes .

29. Las Comunidades Energéticas tienen por objeto generar, comercializar y usar eficientemente la energía a partir de FNCER y recursos energéticos distribuidos, de forma comunitaria.

D. 2236/2023. Art.1.

30. Recordando que la figura del crédito de energía es mediante la cual un usuario que autogenera energía coloca excedentes de energía en un momento del tiempo para ser luego compensados con su consumo a distintas horas del día, principalmente cuando no puede producir energía para cubrir sus necesidades energéticas. Res. 174/2021, CREG. Art. 2. Memoria justificativa del proyecto. Radicado 25-29952, CREG.

31. Usuarios o potenciales usuarios de servicios energéticos que constituyen una comunidad energética para desarrollar la actividad de autogeneración colectiva.

D. 2236/2023. Art 2.2.9.1.1.

32. “Autogenerador con capacidad instalada o nominal igual o inferior al límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o aquella que la modifique o sustituya.”

Res. 174/2021, CREG. Art. 1.

33. “Autogeneración cuya potencia máxima supera el límite establecido por la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME).” L. 1715/2014. Art. 5.

34. CREG. Memoria justificativa del proyecto. Punto 5.1.3. Documento aportado al trámite bajo el radicado No. 25-29952.

35. Ibidem.

36. L. 142/1994. Art 4.

37. D. 2236/2023. Art. 1.

38. Presidencia de la República de Colombia. “Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2022 - 2026 Colombia Potencia Mundial de Vida”, 2023, p. 156 y ss. Disponible en: https://colaboracion.dnp.gov.co/CDT/portalDNP/PND-2023/2023-05-04-bases-plan-nacional-de-inversiones-2022-2026.pdf, consultado el 5 de marzo de 2025.

39. D. 2236/2023. Art 1 que adiciona el D. 1073/2015. Art. ARTÍCULO 2.2.9.1.2.

40. En 2021, se registraron 79 agentes generadores en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), lo que representó un aumento con respecto a años anteriores.

XM. “Informe Anual XM 2021”, 2021. Disponible en: https://informeanual.xm.com.co/informe/pages/xm/21-generacion-por-agente.html, consultado el 5 de marzo de 2025.

41. Corficolombiana. “Generación eléctrica en Colombia y su transición hacia Fuentes Renovables No Convencionales”, 2021, p. 5 y ss. Disponible en: https://investigaciones.corficolombiana.com/documents/38211/0/Generaci%C3%B3n+el%C3%A9ctrica+en+Colombia+y+su+transici%C3%B3n+hacia+Fuentes+Renovables+No+Convencionales.pdf/5ffcba57-f7b8-f4b6-35c0-ae9302bd1a0a, consultado el 5 de marzo de 2025.

42. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). (2019). Guía para el desarrollo de instrumentos de fomento de comunidades energéticas locales. Disponible en: https://www.idae.es/sites/default/files/documentos/publicaciones_idae/guia_para-desarrollo-instrumentos-fomento_comunidades_energeticas_locales_20032019_0.pdf

43. Artículo 26 y siguientes del proyecto.

44. Ídem.

45. CREG. Memoria justificativa del proyecto. Punto 2, literal o). Documento aportado al trámite bajo el radicado No. 25-29952.

46. Entre los agentes que señalaron que la variable MC podría tener un impacto positivo en la contratación se encuentran Enel, CAC, Asociación colombiana de energía solar, entre otros. CREG. Matriz de Comentarios. Comentarios 212, 257, 414, 478. Documento aportado al trámite bajo el radicado No. 25-29952.

47. Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico. “Competitive Neutrality Toolkit: Promoting a Level Playing Field”, 2024, p. 22. Disponible en: https://www.oecd.org/en/publications/competitive-neutrality-toolkit_3247ba44-en.html, consultado el 27 de febrero de 2025.

48. Superintendencia de Industria y Comercio. Conceptos de abogacía de la competencia identificados con los radicados No. 24-308365, 24-262981, 24-50119 y 24-428077.

49. OCDE. Competition Assessment Toolkit: Volume 3. Operational Manual. 2019. Páginas 41 y 42.

50. “Cuando la cantidad de energía anual exportada por GD y AGPE supere el 4% de la demanda comercial nacional del año anterior, la CREG revisará y podrá modificar las condiciones de conexión y remuneración de las exportaciones de energía que se establecen en esta resolución.” Res. 147/2021, CREG. Art 31.

51. Expediente 25-29952, CREG. Memoria justificativa del proyecto. Punto 6.

52. Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, excepto los que hacen parte de instalaciones internas. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA. Res. 15/ 2018 CREG. Art. 3.