CONCEPTO 41476 DE 2024

(febrero 5)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS - CREG

oprias@creg.gov.co

Respetado Doctor:

En respuesta a la comunicación enviada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG) el 30 de enero de 2024, la Superintendencia de Industria y Comercio rinde concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos: primero, se expondrán sus antecedentes normativos; segundo, se referirán las razones del regulador para su expedición; tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el análisis; cuarto, se presentará el análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y; por último, se formularán unas recomendaciones.

1. ANTECEDENTES NORMATIVOS

1.1. Ley 143 de 1994

Esta ley estableció el régimen para la generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional. El artículo 23 le atribuyó a la CREG la función de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia. En materia de tarifas, el artículo 44 dispone que el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa debe estar orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia.

1.2. Resolución CREG 024 de 1995

Esta resolución reglamentó los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista (en adelante “MEM”) en el Sistema Interconectado Nacional (en adelante “SIN”). De acuerdo con el artículo 7, en el mercado mayorista se realizan tres clases de operaciones: (i) contratos de energía a largo plazo; (ii) contratos de energía en la bolsa y (iii) prestación de servicios asociados de generación de energía a transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad.

Respecto de la bolsa de energía, el artículo 20 establece que sus objetivos principales son: (i) establecer y operar un sistema de transacciones de energía en bloque que dé incentivos a generadores y comercializadores para asegurar que se produzcan y consuman cantidades óptimas de electricidad en la forma más eficiente posible; (ii) proveer un conjunto de reglas que determinen las obligaciones y acreencias financieras de los agentes participantes en la bolsa, por concepto de transacciones de energía y del suministro de servicios complementarios de energía y (iii) facilitar el establecimiento de un mercado competitivo de electricidad.

1.3. Resolución CREG 130 de 2019^[1]

Esta resolución definió los principios, comportamientos y procedimientos que deben cumplir los comercializadores en la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado. De acuerdo con estas reglas, el comercializador debe anunciar la realización de una convocatoria pública para la celebración de contratos de energía para el mercado regulado a través del Sistema Centralizado de Información de Convocatorias Públicas (en adelante SICEP)^[2], el cual es diseñado, implementado y administrado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (en adelante ASIC).

Estas convocatorias deben sujetarse a los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad, y cumplir con los comportamientos, prohibiciones y responsabilidades señaladas en los artículos 7, 8 y 9 de la resolución. A su vez, el artículo 12 especifica los requerimientos mínimos de los contratos resultantes de una convocatoria pública y el contenido de la minuta del contrato.

Los artículos 18 al 21 establecieron los límites a las compras propias, es decir, contratos con generadores o comercializadores con quienes se encuentren integrados verticalmente, tengan el mismo controlante o con quienes se encuentren en situación de control. De acuerdo con la senda de transición, para los años 2023 al 2026, el porcentaje de compras propias del comercializador no puede ser mayor al veinte por ciento (20%) de su demanda regulada.

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

El regulador pretende adoptar medidas temporales dirigidas a promover la suscripción directa de contratos entre comercializadores y generadores para incrementar la cobertura de la demanda regulada frente al comportamiento del precio de la bolsa de energía durante el Fenómeno de El Niño. Las razones presentadas por el regulador son las siguientes:

- El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (en adelante IDEAM) declaró oficialmente el fenómeno de El Niño el 4 de noviembre de 2023, el cual genera periodos de sequía que llevan a restricciones en la oferta por la reducción en los embalses para la generación mediante plantas hidroeléctricas. Adicional a estas restricciones, el regulador identificó que la demanda ha tenido un crecimiento mayor al esperado, lo que en conjunto implica una tendencia al alza en los precios con unos incrementos en la bolsa que superan la expectativa, con el potencial de incrementar los precios para los consumidores de las empresas comercializadoras más expuestas a las variaciones en la bolsa de energía.

- La CREG encuentra que la demanda regulada de varios comercializadores de energía presenta una alta exposición a la bolsa de energía. En presencia del Fenómeno de El Niño esta situación puede representar incrementos significativos en las tarifas que perciben los usuarios finales. Lo anterior aunado a que la no entrada en operación de varios proyectos de generación adjudicados ha generado un incremento en la exposición a la bolsa de la demanda nacional cercana al 4.1%.

- En relación con las convocatorias públicas de compra de energía, la CREG identificó que en promedio el 28,4% de las convocatorias terminaron cerradas y desiertas y un 6,6% han sido canceladas, de manera que hay cantidades de energía demandadas en convocatorias que no resultan adjudicadas y constituyen coberturas de energía no logradas por parte de los comercializadores, quienes al final deben concurrir a la exposición en bolsa de energía^[3]. Así mismo, la CREG describe que los tiempos regulatorios de las convocatorias públicas son extensos, lo cual impide que se pueda reducir en muy poco tiempo la exposición actual a la bolsa por parte de la demanda regulada.

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El objeto del proyecto consiste en habilitar transitoriamente la contratación directa de energía por parte de comercializadores que atienden demanda regulada con el fin de facilitar la compra de energía a través de contratos que ayuden a proteger a los usuarios regulados de los altos precios que se podrían presentar en la bolsa de energía durante el periodo del Fenómeno de El Niño.

Para este fin, el proyecto permitirá la contratación directa transitoria mediante la suscripción de contratos de (i) pague lo contratado^[4] o (ii) pague lo contratado condicionado a la Generación Ideal Nacional no Comprometida en Contratos (en adelante PCG). La figura de PCG no existe en la regulación vigente y el proyecto la define como una modalidad en la que el vendedor se obliga a la entrega de la cantidad mínima entre su Generación Ideal Nacional no Comprometida en Contratos y la cantidad de energía determinada por el comercializador para cubrir su demanda comercial regulada expuesta a compras en la bolsa de energía. Estos contratos deberán registrarse ante el ASIC a través del formato transitorio que se disponga para ello^[5] y publicarse en el SICEP. Su inicio debe ser a más tardar el 1 de marzo de 2024.

Por su parte, el artículo 10 fija la duración máxima de los contratos, que será hasta el 28 de febrero de 2026, sin posibilidad de prórroga. En cuanto a las cantidades máximas para contratar de manera directa, el artículo 9 dispone que los comercializadores solo podrán hacer uso del proyecto para la atención de la demanda regulada mensual que no se encuentra cubierta con compras realizadas a través de los otros mecanismos establecidos en la regulación, como lo son las convocatorias públicas^[6], subastas administradas por el Ministerio de Minas y Energía y mecanismos de comercialización cuyo traslado a usuarios regulados haya sido autorizado conforme a lo dispuesto en la Resolución CREG No. 114 de 2018.

A continuación, el artículo 11 establece que las cantidades de energía compradas en aplicación del proyecto deberán ser incorporadas por el comercializador en el componente G del costo unitario (CU) de sus usuarios regulados, aplicando la fórmula contenida en dicho artículo.

Finalmente, el artículo 12 establece la señal regulatoria para que los precios de los contratos celebrados en aplicación del proyecto no excedan determinado valor. Para esto, la CREG hace uso de dos fórmulas para el cálculo del precio promedio ponderado para el traslado de las compras realizadas por los comercializadores a través de contratos para la atención de la demanda regulada, así:

Tabla No. 1: Fórmulas para el cálculo del precio promedio ponderado para el traslado de las compras realizadas por los comercializadores

Entre el inicio del contrato y el 28 de febrero de 2025
Entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026

Fuente: Artículo 12 del proyecto.

Donde,

	Precio promedio ponderado de todas las compras realizadas por el comercializador i a través de contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, liquidados en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh).
	Costo promedio ponderado por energía, expresado en pesos por kilovatio hora (COP/kWh), de todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG 130 de 2019 o aquella que la modifique, sustituya o adicione, liquidados en el mes m, con destino al mercado regulado.
:	Precio del contrato s pactado por el comercializador i para el mes m, con destino al mercado regulado.
	Cantidad de energía cubierta por el comercializador i para el mes m mediante el contrato s con destino al mercado regulado.
	Número de contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto                                                               en la presente resolución, con cantidades liquidadas para el mes m suscritos por el comercializador i, con destino al mercado regulado.
:	Energía cubierta por el comercializador i mediante contratos resultantes de la aplicación de lo dispuesto en la presente resolución, con cantidades liquidadas en el mes m y con destino al mercado regulado.

El efecto de estas fórmulas es que el precio de los contratos entre el inicio de este y el 28 de febrero de 2025 nunca podrá superar el costo promedio ponderado por energía  multiplicado por 1,5. Posteriormente, entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026, el precio de los contratos no podrá superar el costo promedio ponderado por energía  La siguiente figura ejemplifica el efecto de la medida durante su vigencia:

Figura No. 1: Representación del traslado para los contratos transitorios del proyecto

Fuente: CREG^[7]

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

4.1 Análisis de la idoneidad de la medida para atender el problema identificado por el regulador

4.1.1 Regla propuesta

El artículo 4 del proyecto establece las modalidades contractuales que pueden usar los comercializadores que atienden demanda regulada para la contratación directa transitoria. Estas modalidades son (i) pague lo contratado o (ii) PCG. En relación con los plazos de los contratos, el artículo 10 del proyecto establece que la duración máxima de estos será hasta el 28 de febrero de 2026. Por su parte, el artículo 12 establece las fórmulas para el cálculo del precio promedio ponderado, con una señal regulatoria según la cual el precio de los contratos entre el inicio de este y el 28 de febrero de 2025 nunca podrá superar el costo promedio ponderado por energía  multiplicado por 1,5. Posterior a esta fecha, el tope será el valor del costo promedio ponderado por energía .

4.1.2 Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

La intervención planteada implica una flexibilización de la regulación vigente aplicable a la suscripción de contratos de suministro de energía eléctrica para la atención de la demanda regulada. En concreto, la medida habilita a los comercializadores para que puedan adquirir la cantidad de energía deficitaria requerida para cubrir parcial o totalmente demanda regulada que no se encuentre cubierta mediante contratos suscritos previamente por un periodo hasta de 24 meses, mediante la suscripción de contratos de pague lo contratado o PCG.

Esta Superintendencia considera que, si bien la medida podría representar un riesgo desde la perspectiva de la libre competencia económica toda vez que pretende desplazar temporalmente el mecanismo propuesto por el regulador para garantizar la eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad^[8], esto es, las convocatorias públicas para la celebración de contratos de energía eléctrica destinados a atender el mercado regulado, la regla propuesta resulta razonable y plantea múltiples ventajas. De un lado, contribuye a que una mayor proporción de la demanda regulada se encuentre cubierta a un precio pactado previamente mediante las modalidades de negociación propuestas. Ello reduce la exposición de los comercializadores que se vean forzados a recurrir a la bolsa de energía para atender la demanda no cubierta, ante las variaciones que se presenten en la media y la varianza del precio de energía en bolsa. Al flexibilizar las condiciones de suscripción de contratos de suministro, la medida favorece a todos los comercializadores que cuenten con una cantidad deficitaria de energía contratada para cubrir la demanda regulada por un periodo máximo de hasta 24 meses.

La adopción de medidas que permitan reducir la exposición de los agentes a las variaciones en el precio de bolsa resulta imperativa en el contexto del Fenómeno de El Niño en Colombia. Lo anterior se atribuye a los efectos que acarrea este fenómeno sobre el funcionamiento del sector energético. Entre otros se destacan los siguientes efectos económicos:

(i) El Fenómeno de El Niño se asocia a una reducción en las precipitaciones que reduce el nivel de agua disponible en los embalses y, por ende, reduce la cantidad de energía que pueden ofrecer las plantas hidroeléctricas en el marco de las transacciones realizadas en el mercado intradiario de energía^[9].

(ii) En este contexto, para compensar la menor generación hidroeléctrica, aumenta la participación de las centrales térmicas tanto en el despacho ideal como en el despacho real^[10].

(iii) El costo promedio de generación de energía a partir de fuentes térmicas supera el costo de generación hidráulica, en la medida en que requiere incurrir en costos de suministro del combustible (Carbón, Diesel, Gas, Jet-A1, Fuel Oil), costos de transporte de combustible, costos de operación y mantenimiento y otros costos variables. Por ende, el incremento de la participación de las centrales térmicas en el despacho real genera una presión al alza en el Precio de Bolsa Nacional (en adelante “PBN”)^[11].

(iv) Ante la expectativa de que el Fenómeno de El Niño persista, esto es, ante la reducción en la oferta de energía proveniente de fuentes de generación hidráulicas, se genera una presión al alza en el precio ofertado por KWh^[12].

(v) Un incremento en las temperaturas asociadas al Fenómeno de El Niño se asocia con un aumento de la demanda de energía, ante un mayor uso de aire acondicionado y equipos de refrigeración^[13]. Dicha circunstancia genera una presión al alza en el PBN.

En suma, se evidencia que durante la incidencia de este fenómeno existen presiones al alza del PBN, tanto desde el lado de la oferta como desde el lado de la demanda. En este contexto, esta Superintendencia advierte la importancia y oportunidad de la medida para evitar que el incremento esperado en el PBN comprometa tanto el bienestar de los consumidores que se verían afectados por el traslado del PBN a la tarifa regulada, como la estabilidad financiera de los comercializadores que a estos atienden ante un mayor riesgo de cartera^[14].

En segundo lugar, esta Superintendencia advierte que el proyecto pretende establecer un nivel máximo para el precio de la energía que resulte contratada con ocasión a la suscripción de los contratos transitorios de que trata el artículo 4 del proyecto. Esa regla tiene una finalidad legítima, es adecuada para alcanzarla y –en el contexto específico que ofrece la situación actual del mercado nacional– es necesaria para ejercer un control sobre los precios que pueden resultar de las negociaciones. De esa manera se evita la ocurrencia de especulación, abusos o prácticas que puedan resultar perjudiciales para los consumidores o el mercado en general. Ahora bien, la medida, adicionalmente, es razonable y proporcional. Esto es así porque no tiene carácter coercitivo. De un lado, el precio a remunerar resulta de las negociaciones entre los generadores y los comercializadores. En caso de que no se llegue a un acuerdo respecto del precio, los agentes no se ven obligados a pactar la entrega/compra de energía. De otro lado, ninguno de los agentes del mercado está obligado a utilizar los nuevos mecanismos regulatorios previstos en el proyecto, de manera que quedan en libertad para recurrir a la bolsa de energía. Los comercializadores para transar la cantidad deficitaria requerida para cubrir la totalidad de la demanda regulada no cubierta mediante contratos. Los generadores, por su parte, para ofrecer la cantidad de energía generada no comprometida en otros contratos.

La medida, en cambio, promueve la alineación de los incentivos de los comercializadores y generadores, motivándolos a participar en las modalidades de negociación descritas en el artículo 4 del proyecto. De un lado, mitiga el riesgo sistémico que presentan los comercializadores altamente expuestos a la volatilidad de los precios de la bolsa de energía durante el Fenómeno de El Niño, eliminando la incertidumbre respecto del precio de generación de energía que tendrán que remunerar para atender la demanda regulada no cubierta por un periodo de hasta 24 meses. En adición, los protege de un eventual ejercicio de poder de mercado por parte de los generadores mediante el establecimiento de un precio tope de la energía contratada. En suma, la certidumbre que proporciona la medida respecto del precio a remunerar contribuye a que los comercializadores puedan adelantar una mejor planificación financiera y operativa a largo plazo, permitiendo que puedan anticipar y gestionar más eficazmente los costos asociados con la atención de la demanda regulada.

De otro lado, en el contexto del Fenómeno de El Niño seguido de un inminente Fenómeno de la Niña, los generadores se ven expuestos a una alta volatilidad en el PBN. De acuerdo con las proyecciones efectuadas por el regulador, se espera que, en ausencia de intervención, el precio de bolsa durante el primer trimestre del año 2024 alcance niveles entre 1.100 y 1.200 COP/KWh, mientras que durante el mismo trimestre del año 2025 se prevé en niveles inferiores a los 300 COP/KWh. (Ver Figura No.2). Por lo tanto, es claro que en ausencia de intervención resulta previsible que los ingresos de los generadores fluctúen de manera significativa afectando la viabilidad económica de los proyectos y la capacidad de los generadores para recuperar las inversiones realizadas, limitando su capacidad para cumplir con sus compromisos financieros, inversiones y deudas. En contraste, la medida propuesta proporciona mayor estabilidad y previsibilidad respecto de los ingresos esperados por parte de los generadores de energía, asegurando un ingreso estable en el contexto de un inminente Fenómeno de la Niña y facilitando la planificación financiera y el despliegue de planes de inversión.

Figura No. 2. Escenarios con y sin intervención

Fuente: CREG^[15]

Lo anterior se puede evidenciar en los comentarios recibidos a la iniciativa regulatoria. Con este fin, la siguiente tabla recoge algunas de las observaciones presentadas por agentes del mercado al proyecto durante la etapa de consulta pública.

Adicionalmente, esta Superintendencia considera de gran relevancia que los precios resultantes de estos contratos no serán incorporados en el cálculo de la variable  para evitar distorsiones en la señal de precio de largo plazo correspondiente al precio promedio observado en los contratos de energía, resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG No. 130 de 2019, para atender la demanda regulada.

Por su parte, esta medida favorece tanto a los generadores integrados como a los no integrados, en virtud de que conserva las disposiciones contenidas en el artículo 19 de la Resolución CREG No. 130 de 2019. Dicho artículo establece una senda de compras propias para los comercializadores que atienden demanda regulada (para el periodo 2023 a 2026, el porcentaje de compras propias no puede ser mayor al 20% de la demanda regulada del comercializador), creando la obligación de que estos compren un porcentaje creciente de su energía a través de convocatorias públicas, a medida que pasa el tiempo. Esta disposición evita que los comercializadores y generadores integrados acaparen la energía y no le vendan a los no integrados, lo cual podría incrementar la exposición a la bolsa de estos últimos.

Sin perjuicio de lo señalado en esta sección, es relevante que todas las reglas introducidas mediante la intervención propuesta se encuentren debidamente sustentadas para alcanzar efectivamente la finalidad del regulador y evitar afectaciones injustificadas a la libre competencia económica. Por esta razón, la siguiente sección analizará la importancia de determinar apropiadamente el precio máximo de remuneración de la energía comprometida mediante las modalidades de contratación planteadas en el proyecto.

4.2 Definición del tope aplicable a los contratos del proyecto

4.2.1 Regla propuesta

El artículo 12 del proyecto establece las fórmulas del precio promedio ponderado para el traslado de las compras realizadas por los comercializadores. Durante el primer año de la medida, es decir, entre el inicio del respectivo contrato y el 28 de febrero de 2025, el precio no podrá superar el costo promedio ponderado por energía  multiplicado por 1,5. En cambio, del 1 de marzo de 2025 al 28 de febrero de 2026, el precio no podrá superar el costo promedio ponderado por energía .

4.2.2 Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

En concordancia con las ecuaciones introducidas en dicho artículo se puede concluir que el tope aplicable está condicionado en virtud de la fecha de entrega de la energía:

(i) La energía liquidada durante el mes  correspondiente al periodo comprendido entre la fecha de entrada en vigencia del acto definitivo y el 28 de febrero de 2025 por el comercializador  a través de contratos transitorios debe ser remunerada, en promedio ponderado, a un precio igual o inferior al 150% del valor de , esto es, el precio promedio ponderado de contratos calculado hasta el mes .

(ii) La energía liquidada durante el mes  correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026 por el comercializador  a través de contratos transitorios debe ser remunerada, en promedio ponderado, a un precio igual o inferior al valor de , esto es, el precio promedio ponderado de contratos calculado hasta el mes .

El valor de referencia para la determinación de este tope es el precio promedio ponderado de contratos , que corresponde al promedio ponderado del precio pactado en todos los contratos resultantes de las convocatorias públicas a las que hace referencia la Resolución CREG No. 130 de 2019 con destino al mercado regulado durante el mes . Entiende esta Superintendencia que esta variable recoge el comportamiento de largo plazo del precio, esto es, el componente tendencial de la serie de tiempo y, en esa medida, no se ve alterado por fluctuaciones de carácter estacional, cíclica o irregular que afectan el precio de la energía en bolsa. Como se indicó en el acápite anterior, la determinación de un límite al precio que se puede acordar en los contratos transitorios protege a los comercializadores de un eventual ejercicio de poder de mercado que pudieran ejercer los generadores, mediante el establecimiento de un precio tope de la energía contratada, evitando que se vean obligados a pagar tarifas desproporcionadamente altas en el contexto del Fenómeno del Niño.

Sin perjuicio de lo anterior, la Superintendencia no encuentra dentro de la documentación soporte aportada a la solicitud del trámite, un fundamento técnico o económico que sustente adecuadamente las motivaciones por las que se considera adecuado que el límite superior al precio de la energía transada por comercializador corresponda al 150% del precio promedio ponderado de contratos  durante el primer año y al 100% % del precio promedio ponderado de contratos  durante el segundo año.

Aunque la sustentación del proyecto permitiría concluir que el objetivo de ese diseño es generar los incentivos necesarios para que los agentes decidan utilizar los nuevos mecanismos regulatorios y, en últimas, distribuir de una manera más manejable los incrementos de precio que naturalmente se seguirán de las situaciones de escasez y aumento de demanda, es recomendable que exista una explicación expresa de esos fundamentos. Al respecto, debe tenerse en cuenta que la ausencia de un fundamento técnico o económico para la determinación de este tipo de medidas podría comprometer la eficiencia y la efectividad de las medidas regulatorias, y la confianza de los actores económicos en la objetividad e imparcialidad con que se plantean las intervenciones regulatorias. Por consiguiente, se le recomienda a la CREG que sustente la introducción del factor (1,5 o 1, según corresponda) de la variable  para la determinación del precio promedio ponderado^[20] para el traslado de las compras realizadas por los comercializadores, de que trata el artículo 12 del proyecto.

4.3. Máxima duración de los contratos pague lo contratado y PGC del proyecto

4.3.1 Regla propuesta

El artículo 10 establece que la duración máxima de los contratos resultantes de la aplicación del proyecto será hasta el 28 de febrero de 2026, sin posibilidad de prórroga.

4.3.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

En línea con la anterior sección, otro de los elementos determinantes para la aplicación del proyecto es la duración máxima a la que están sometidos los contratos de pague lo contratado y PCG que sean celebrados entre comercializadores y generadores. Al igual que el tope, constituye una limitación al alcance de los acuerdos y su magnitud puede comprometer la eficiencia y la efectividad de las medidas regulatorias y la confianza de los actores económicos en la objetividad e imparcialidad con que se plantean las intervenciones regulatorias.

Dado que esta intervención es transitoria y constituye una excepción a la regulación vigente, es necesario que exista un límite a su aplicación con fundamento en la duración del evento de carácter transitorio que sustenta la adopción de la medida. Sin embargo, en los documentos soporte aportados por la CREG no se observa que se incluya un análisis o explicación de cómo se determinó que el término máximo de 24 meses es el idóneo. Sobre este particular, el regulador solo afirmó que “La ratificación de la vigencia propuesta obedece a que los contratos resultantes de la flexibilización regulatoria descrita en la presente propuesta no cumplen con los estándares regulatorios de largo plazo establecidos en la Resolución CREG 130 de 2019"^[21]. Por otro lado, llama la atención que la primera publicación de la iniciativa regulatoria preveía que el término máximo sería hasta el 31 de diciembre de 2024^[22], es decir, 14 meses menos que lo dispuesto en el proyecto presentado para la solicitud de concepto de abogacía de la competencia.

Por las razones descritas, esta Superintendencia recomendará a la CREG que sustente la duración máxima adoptada en el proyecto, con el fin de que este sea efectivo para la solución del problema identificado y contribuya a la confianza de los agentes del mercado al existir una justificación suficiente y transparente de la medida.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, esta Superintendencia le recomienda a la CREG:

- En relación con el artículo 12 del proyecto: Sustentar la introducción del factor (1,5 o 1, según corresponda) de la variable  para la determinación del precio promedio ponderado para el traslado de las compras realizadas por los comercializadores.

- En relación con el artículo 10 del proyecto: Sustentar la adopción de la duración máxima hasta el 28 de febrero de 2026 de los contratos resultantes de la aplicación de la iniciativa regulatoria.

Para finalizar, se solicita amablemente a la CREG que, al expedir el proyecto, remita una copia al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.

Cordialmente,

FRANCISCO MELO RODRÍGUEZ

Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. Previo a esta, la Resolución CREG 020 de 1996 establecía normas con el fin de promover la libre competencia en las compras de energía eléctrica en el mercado mayorista.

2. De acuerdo con el artículo 22 de esta resolución, el SICEP es una plataforma tecnológica para la publicidad y trazabilidad de la información sobre las convocatorias públicas para celebración de contratos para el mercado regulado, incluyendo sus resultados.

3. CREG. 2024. Documento CREG 901 XXX de 2024: Medidas transitorias para facilitar las compras de energía eléctrica a través de contratos de largo plazo para la atención de demanda regulada. Páginas 5 a 7. Documento identificado con el radicado No. 24-041476--0-03.

4. La Resolución CREG 024 de 1995 define un contrato pague lo contratado como el “Tipo de contrato en el que el comercializador se compromete a pagar toda la energía contratada, independiente de que esta sea consumida o no”.

5. De acuerdo con el parágrafo al artículo 5 del proyecto, el ASIC tendrá 5 días hábiles desde la entrada en vigencia de la resolución para la publicación de los formatos necesarios.

6. Convocatorias públicas de la Resolución CREG 130 de 2019, convocatorias públicas de la Resolución CREG 020 de 1996.

7. CREG. 2024. Documento CREG 901 XXX de 2024: Medidas transitorias para facilitar las compras de energía eléctrica a través de contratos de largo plazo para la atención de demanda regulada. Página 14. Documento identificado con el radicado No. 24-041476--0-03.

8. Artículo 4 de la Resolución CREG 130 de 2019. “ARTÍCULO 4o. PROPÓSITO DE LA REGULACIÓN. Establecer las condiciones mínimas que deben cumplir las convocatorias públicas para la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado, con el propósito de gestionar el riesgo asociado a la volatilidad del precio de bolsa para estos usuarios, a través de un mecanismo que atienda los principios de: eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad.”

9. XM. 2024. Sinergox. Volúmen útil diario de los embalses en el sistema eléctrico colombiano. Disponible en: https://sinergox.xm.com.co/Paginas/Home.aspx

10. Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN). 2022. Lecciones fenómeno de “El Niño” 2015-2016. Página 28. Disponible en: https://acolgen.org.co/wp-content/uploads/2022/04/ACOLGEN_LECCIONES-FENOMENO-DE-EL-NINO-2015-2016-.pdf

11. Gonzalez, Cristhian y Espinel, Javier. 2019. Determinantes del precio de la energía eléctrica en el mercado de energía de Colombia. 2019. Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito. Página 29. Disponible en: https://repositorio.escuelaing.edu.co/bitstream/handle/001/939/Gonz%C3%A1l20Garz%C3%B3n%2C%20Cristhian%20Camilo%20-%202019.pdf?sequence=1&isAllowed=y

12. Corficolombiana. 2023. Perspectiva sectorial de energía: ¿Hacia dónde van los precios de la energía eléctrica? Página 4. Dirección de Sectores y Sostenibilidad. Disponible en: https://investigaciones.corficolombiana.com/documents/38211/0/230913%2me%20Perspectiva%20Sectorial.%20Hacia%20donde%20van%20los%20precios%20de%20la%20energia_.pdf/d73827af-48dc-bf8c-95a2-a25093e4eaa7

13. Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). 2024. Proyección de la demanda de energía eléctrica, potencia máxima y gas natural 2023-2037. Página 17. Disponible en: https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Proyecciones_de_Demanda_Final_v_31_01_2024.pdf

14. CREG. 2023. Documento CREG 901 044: Metodología para la determinación del precio de bolsa – propuesta de ajuste temporal. Páginas 22 y 23. Disponible en: https://gestornormativo.creg.guci%C3%B3n_CREG_701_028_2023/Documento%20Soporte%20CREG%20901%20044%20de%202023.pdf

15. Documento aportado al trámite con radicado No. 24-041476.

16. SOUTH32 ENERGY S.A.S. E.S.P. Página web oficial. Disponible en: https://www.south32energy.com.co/quienes-somos/la-empresa/

17. ISAGEN. Página web oficial. Disponible en: https://www.isagen.com.co/es/web/guest/home

18. Empresa de Energía de Pereira E.S.P. Página web oficial. Disponible en: https://www.eep.com.co/es/quienes-somos-PG115

19. CELSIA. Página web oficial. Disponible en: https://www.celsia.com/es/quienes-somos/que-hacemos/

20. Al respecto, los comentarios de terceros al proyecto cuestionan la magnitud del factor, solicitando que este se reduzca o incremente, de acuerdo con el interés del respectivo agente. Matriz de comentarios al proyecto. Documento aportado al trámite con radicado No. 24-041476.

21. CREG. 2024. Documento CREG 901 XXX de 2024: Medidas transitorias para facilitar las compras de energía eléctrica a través de contratos de largo plazo para la atención de demanda regulada. Página 12. Documento identificado con el radicado No. 24-041476--0-03.

22. Proyecto de Resolución CREG 701 021 de 2023 y Documento CREG 901 022 de 2023. Disponible en: https://gestornormativo.creg.guci%C3%B3n_CREG_701_021_2023/