Concepto 64533 de 2021 SIC
DESCARGAS
CONCEPTO 64533 DE 2021
(septiembre 13)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO
Bogotá D.C.
Doctor
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS-CREG
creg@creg.gov.co
luz.rojas@creg.gov.co
maria.echeverri@creg.gov.co
| Asunto: | Radicación: Trámite: Evento Actuación: Folios: | 21-64533 396 00 440 21 |
| Referencia: | Concepto de abogacía de la competencia (artículo 7 Ley 1340 de 2009) sobre el Proyecto de Resolución “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional” (en adelante el “Proyecto”) | |
Respetado Doctor Valencia:
En respuesta a la comunicación del asunto radicada por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante la “CREG”) el pasado 31 de agosto de 2021[1], esta Delegatura rinde concepto de abogacía de la competencia sobre el Proyecto de la referencia en los siguientes términos: primero, se describe el fundamento legal de la función de abogacía de la competencia; segundo, se expondrán los antecedentes así como las razones presentadas por el regulador para la expedición del Proyecto; tercero, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y, finalmente, se formularán algunas recomendaciones.
1. FUNDAMENTO LEGAL DE LA FUNCIÓN DE ABOGACÍA DE LA COMPETENCIA
De acuerdo con el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, modificado por el artículo 146 de la Ley 1955 de 2019:
"(…) la Superintendencia de Industria y Comercio podrá rendir concepto previo, a solicitud o de oficio, sobre los proyectos de regulación estatal que puedan tener incidencia sobre la libre competencia en los mercados. Para estos efectos las autoridades deberán informar a la Superintendencia de Industria y Comercio los actos administrativos que pretendan expedir. El concepto emitido por la Superintendencia de Industria y Comercio en este sentido no será vinculante. Sin embargo, si la autoridad respectiva se apartara de dicho concepto, la misma deberá manifestar de manera expresa dentro de las consideraciones de la decisión los motivos por los cuales se aparta."
De igual manera, la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado indicó el efecto jurídico que podría tener sobre los actos administrativos de las autoridades regulatorias el incumplimiento de las obligaciones del citado artículo en los siguientes términos:
“El efecto jurídico que podría traer para la autoridad de regulación el no remitir un proyecto regulatorio a la Superintendencia de Industria y Comercio para su evaluación dentro de la función de abogacía de la competencia, o el de apartarse del concepto previo expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio, sin manifestar de manera expresa los motivos por los cuales se aparta, en principio, sería la nulidad del acto administrativo y violación de las normas en que debe fundarse, causales que deberán ser estudiadas y declaradas, en todo caso, por la Jurisdicción de lo Contencioso Administrativo”[2]. (subrayado fuera del texto original)
Adicionalmente, es importante mencionar que los conceptos de abogacía cumplen labores preventivas de protección de la libre competencia. El Consejo de Estado ha indicado que el objeto de abogacía de la competencia es que el Estado no obstaculice las dinámicas del mercado con su actividad regulatoria. También pretende evitar que a través de actuaciones normativas se generen externalidades o se incremente el costo social de la regulación. La abogacía de la competencia no interfiere en la autonomía de los reguladores y su objetivo tampoco es sugerir medidas regulatorias. Dentro de las facultades de la Superintendencia de Industria y Comercio (en adelante “SIC”) se encuentra la de formular recomendaciones que esta autoridad considera pertinentes de cara a los proyectos de regulación. En este sentido, el regulador mantiene la decisión final de expedir el acto administrativo acogiendo o no las recomendaciones de esta Superintendencia[3].
Finalmente, el artículo 2.2.2.30.7 del Decreto 1074 de 2015 indicó la obligación de las autoridades de regulación de dejar constancia del análisis de abogacía de la competencia en la parte considerativa del acto administrativo con posible incidencia en la libre competencia económica. En este sentido, la autoridad regulatoria correspondiente deberá consignar expresamente si consultó a la Superintendencia y si esta entidad emitió recomendaciones o no.
2. ANTECEDENTES
2.1. Ley 142 de 1994
Esta norma califica la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica como un servicio público esencial y establece que el Estado intervendrá para garantizar la calidad del servicio, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente. En relación con la definición del servicio público domiciliario de energía eléctrica, el artículo 14 señala que se trata del transporte de energía desde las redes de transmisión hasta el domicilio del usuario final incluyendo la conexión de este último y medición del servicio. Esta ley atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante “CREG”) la facultad de establecer las fórmulas y condiciones para la fijación de tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica, así como también, la facultad para establecer las reglas relativas a procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, facturación, opciones, valores y en general, todos los aspectos que determinan la prestación del servicio de energía eléctrica.
2.2. Ley 143 de 1994
Esta disposición normativa estableció el régimen para las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica[4]. Así mismo, determinó en el artículo 3, entre otros aspectos, que le corresponde al Estado, y, por lo tanto, al Ministerio de Minas y Energía, “(…) promover la libre competencia en las actividades del sector”[5], “impedir prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado”[6]. El artículo 4 de esta ley, define como función del Estado, abastecer la demanda de electricidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, así como, asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos. Por su parte, el artículo 20 de la misma ley, establece que, en su función de regulador del sector, el Ministerio de Minas y Energía debe asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
2.3. Ley 1715 de 2014
Esta norma se encargó de definir el marco legal general para la integración de las fuentes de energía renovables no convencionales (en adelante “FNCER”)[7] al Sistema Energético Nacional[8]. También se ocupó de indicar que será la Unidad de Planeación Minero-Energética (en adelante “UPME”), la encargada de definir las tecnologías que tengan tratamiento de FNCER, y en consecuencia que puedan ser objeto de los beneficios que disponen las normas con el fin de facilitar su inclusión en la matriz eléctrica. Mediante esta Resolución se define la autogeneración como la actividad realizada por personas naturales o jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades. A su vez, establece que, en el evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que establezca la CREG para tal fin. Los autogeneradores se clasifican en autogeneradores de pequeña Escala (en adelante “AGPE”) o autogeneradores de gran escala (en adelante “AGGE”), en función de la potencia máxima declarada.[9]
Además, se refiere a la Generación Distribuida y se define como la producción de energía eléctrica, cerca de los centros de consumo, conectada a un Sistema de Distribución Local (en adelante se referirá al Sistema de Distribución Local o “SDL” indistintamente).
2.4. Resolución UPME 281 de 2015
Mediante esta Resolución se fija como potencia máxima para ser considerado como AGPE, 1 MW de potencia nominal instalada.
2.5. Decreto 1073 de 2015
El Decreto Único del sector de Minas y Energía incorpora un conjunto de reglas para garantizar la efectiva y segura realización de todas las actividades propias de la cadena de energía eléctrica. En adición a lo anterior, la norma indica en líneas generales los aspectos sobre los cuales la CREG deberá expedir la regulación correspondiente a fin de garantizar condiciones seguras y eficientes en la realización de las actividades propias de los agentes que hacen parte de la cadena de producción. Finalmente, el decreto establece también las funciones UPME
2.6. Decreto 348 de 2017
A través de este Decreto se establecieron los lineamientos en materia de entrega de excedentes de energía eléctrica producto de la autogeneración a pequeña escala. Para ese fin se dispusieron los lineamiento a partir de los cuales la UPME definiría los criterios para ser considerado como un AGPE. Igualmente se dieron los lineamientos a partir de los cuales se deberían regular las condiciones para la conexión de los AGPE al Sistema Interconectado Nacional (en adelante “SIN”).
2.7. Resolución CREG 030 de 2018
Se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el SIN. A través de esta resolución se fijó el marco para la integración de los AGPE y de los GD al SIN, y que es objeto de modificación a través del Proyecto. En líneas generales, la resolución se ocupa de los procedimientos y requisitos que se deben cumplir por parte de 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 compra-venta de excedentes de energía eléctrica producida no consumida.
2.8. Resolución 40311 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía
A través de esta Resolución se establecieron los lineamientos para la asignación de capacidad de transporte para los generadores de energía eléctrica conectados al SIN incluyendo AGPE y GD. Igualmente se establecen los parámetros que deberá tener en consideración la CREG a fin de regular los procedimientos para le acceso y asignación a la capacidad de transporte, así como las reglas de comportamiento que deben ser observadas por todos los agentes involucrados en la cadena.
2.9. Resolución CREG 075 de 2021
Con base en los mandatos del Ministerio de minas y Energía la CREG expidió los procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el SIN. Allí define igualmente las condiciones que son aplicables a los proyectos distintos a los regulados en la Resolución CREG 030 de 2018. Dentro de los aspectos que se pueden destacar está el establecimiento de la ventanilla única[10] para la realización de los procedimientos de conexión y solicitud de capacidad de transporte.
3. RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DEL PROYECTO
El Proyecto tiene por objeto resolver diferentes obstáculos que se presentan en la integración de la Autogeneración y la Generación Distribuida al SIN. Para lo anterior, el regulador realiza una actualización de la materia, la cual trae consigo mayor claridad y precisión en la definiciones, procedimientos y requisitos regulatorios establecidos para adelantar el procedimiento de conexión. Los principales obstáculos anteriormente señalados se mencionan a continuación:
i) Los sistemas de información de disponibilidad de red y trámite en línea son complejos, de difícil acceso, y no poseen la información requerida para su correcta utilización.
ii) La capacidad de procesamiento de las solicitudes de conexión dirigidas a los operadores de red es limitada, en tanto que, ante el incremento en el número de solicitudes de conexión no se ha elevado la capacidad de los operadores para atenderlas.
iii) Ante la CREG se presentaron denuncias respecto a la existencia de presuntos obstáculos generados por los operadores de red (OR), para limitar el libre acceso de nuevos usuarios a las actividades de autogeneración y generación distribuida. Dichos obstáculos podrían deberse a un error en la interpretación de los certificados RETIE por parte del OR, lo que en algunos casos puede acarrear el rechazo de las solicitudes.
iv) Aparentemente, algunos OR solicitan requisitos adicionales a los establecidos para condicionar la aprobación a la conexión de los usuarios.
v) La CREG ha recibido consultas por parte de XM S.A. E.S.P., en su función de Administrador de Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), frente a la interpretación al tratamiento de los excedentes en el Mercado de Energía Mayorista (MEM).
En opinión del regulador, las causas referidas han limitado potencialmente el número de proyectos efectivamente aprobados y conectados a la red de operador. Por lo anterior, y con el fin de sobrepasar las dificultades evidenciadas por el regulador asociadas a las actividades de Autogeneración y de Generación Distribuida, el Proyecto establece los siguientes objetivos específicos:
“i. Establecer la documentación explicita que se debe solicitar durante el procedimiento de conexión.
ii. Discretizar los procedimientos de conexión por nivel de impacto (inyecta o no inyecta energía), tecnología (usa o no inversores) y capacidad instalada.
iii. Establecer las reglas de la ventanilla única para asegurar la transparencia en el procedimiento de conexión.
iv. Reorganizar y reforzar los requisitos de los sistemas de información.
v. Aumentar la capacidad de recepción de proyectos de las redes.
vi. Aclarar los mecanismos comerciales de remuneración de excedentes.
vii. Aclarar el mecanismo de traslado a los usuarios en el componente de generación transitorio debido a compras de AGPE y GD.” [11]
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
4.1 Breve caracterización de los agentes que participan en las actividades de autogeneración y generación distribuida
En esta sección se presenta una descripción general de los agentes que participan en las actividades de autogeneración y generación distribuida. Para esto se describirán quienes son los agentes asociados a estas actividades así cómo es el procedimiento que deben llevar a cabo para conectarse con el SIN.
En concordancia con el artículo 3 de la Resolución CREG 030 de 2018, AGPE es un usuario que produce energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. Este puede ser o no propietario de los activos necesarios para realizar la actividad de autogeneración, y deberá surtir un procedimiento de conexión para integrarse al SIN. Dicho procedimiento variará dependiendo de su capacidad instalada o nominal.
Una vez surtido el procedimiento de conexión, el AGPE que emplea FNCER puede entregar una cantidad de excedentes de energía a la red que se permutarán contra la importación de energía que éste realice desde el SIN durante un período de facturación. El excedente de energía permutado se denomina crédito de energía. Los AGPE que no emplean FNCER podrán entregar excedentes de energía, sin crédito de energía.
En lo que concierne a la comercialización de energía de autogeneración, los artículos 23 y 24 del Proyecto, se infiere que tanto los AGPE que utilizan FNCER, como los que no las utilizan, pueden entregar energía con destino a los mercados regulado y no regulado[12]. No obstante, únicamente los AGPE que emplean FNCER pueden acceder al crédito de energía, es decir, a la permuta de excedentes de energía entregados a la red contra la energía importada. Este estimulo se sustenta en la promoción del desarrollo de fuentes de energía alternativas[13].
Por su parte, el GD es una empresa de servicios públicos (ESP) que se dedica a generar energía eléctrica con una planta con capacidad instalada o nominal de generación menor a 1MW. Esta planta se encuentra instalada cerca de los centros de consumo y conectada al Sistema de Distribución Local (SDL). A diferencia del autogenerador, el GD no importa energía proveniente de la red y por lo tanto tampoco accede al crédito de energía. Este agente debe surtir un procedimiento de conexión para integrarse al SIN, que se detalla en el numeral 4.2 de este documento.
A continuación, se presentan los agentes que participan en las actividades de autogeneración y generación distribuida, en función de la capacidad instalada requerida:
Gráfico 1: Agentes que participan en las actividades de autogeneración y generación distribuida
Fuente: Elaboración Superintendencia de Industria y Comercio
En su lugar, el operador de red (OR) es una empresa de servicios públicos domiciliarios encargada de la planeación de la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional (STR), o de un Sistema de Distribución Local (SDL), incluidas sus conexiones al Sistema de Transmisión Nacional (STN). En concordancia con lo anterior, los operadores de red tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG.
4.2 Contenido del Proyecto
El Proyecto tiene por objeto la modificación de la Resolución CREG 030 de 2018 “Por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”. Las modificaciones incluidas en el Proyecto se pueden sintetizar en los siguientes aspectos: (i) La flexibilización de algunos requisitos técnicos y limitaciones que imponía la Resolución CREG 030 de 2018 para la conexión de GD y AGPE al SIN, (ii) La especificación y aclaración de los procedimientos que deben seguir los AGPE, los GD, lo comercializadores y los operadores de red para llevar a cabo la conexión al SIN, incluyendo la disposición de una ventanilla única para la realización de los trámites asociados a la solicitud de conexión, (iii) La inclusión de algunas disposiciones con el fin de incentivar el uso óptimo de los recursos de transporte y distribución de energía eléctrica generada por los AGPE y los GD, y (iv) La incorporación de aclaraciones respecto de los sistemas de medición inteligente en el marco de las actividades de los GD y de los AGPE.
El Proyecto aplica a los AGPE y GD a pequeña escala, esto es, aquellos generadores con potencia instalada menor a 1 MW. El Proyecto también resulta aplicable en algunos aspectos a los generadores a gran escala con potencia instalada máxima de 5 MW. El Proyecto está compuesto por 6 capítulos y 31 artículos los cuales se ocupan de los siguientes aspectos:
(i) Disposiciones Generales;
(ii) Integración a la red de los GD y de los AGPE;
(iii) Condiciones de conexión;
(iv) Condiciones de medición;
(v) Reglas para la comercialización de la energía;
(vi) Disposiciones finales;
Finalmente se incluyen 5 anexos que se ocupan de los siguientes aspectos:
(i) Componentes de traslado de compras de energía de AGPE y GD;
(ii) Procedimiento de desconexión de los GD y suspensión y reconexión del servicio para los AGPE;
(iii) Condiciones de las garantías que deben constituirse a los fines de la reserva de capacidad;
(iv) Determinación de los factores para el cálculo de perdidas técnicas asociadas al Sistema de Transporte Nacional;
(v) Especificación de los procedimientos de conexión;
A continuación, pasa esta Superintendencia a describir en líneas generales y para los fines de este concepto cada uno de los capítulos antes mencionados. Específicamente, se hará énfasis en las modificaciones del Proyecto respecto de la Resolución CREG 030 de 2018.
| Modificaciones generales contenidas en el Proyecto respecto de la resolución CREG 030 de 2018 | |
| Capítulo | Descripción |
| Disposiciones Generales | Se aclaran y amplían varias definiciones actualmente contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018. En particular, aquella que relaciona las fuentes de energía renovable no convencional incluyendo fuentes como el hidrógeno azul y verde, así como la energía geotérmica. |
| Integración a la red de los GD y de los AGPE | En este capítulo se modifica la redacción del artículo 4 en el sentido de que el indicador de integración de la autogeneración y de la generación distribuida al SIN estará dado por la demanda comercial regulada anual de ese mercado, mientras que en la regulación vigente se establece respecto de la demanda comercial nacional del año anterior. En cuanto a los estándares técnicos de disponibilidad del sistema en el nivel de tensión 1, se amplía el umbral máximo de energía que puede entregarse por parte de los AGPE y de los GD pasando del 15% al 50% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación en donde se solicita el punto de conexión. En cuanto a los sistemas de información para llevar a cabo la consulta y solicitud del trámite de conexión ante el operador de red, se especifica la redacción de la obligación a cargo de este último, incluyendo la garantía de que los servicios de instalación de equipos a los fines de la conexión pueden ser prestados por terceros y no necesariamente por el operador de red. Igualmente se detallan los elementos que debe contener el sistema para mejor información de los interesados. Como consecuencia de la ampliación de los umbrales máximos antes referidos, se modifica el sistema de alertas (semáforo) contenido en el artículo 6 de la Resolución CREG 030 de 2018 en el siguiente sentido: - Color verde, cuando la relación sea inferior o igual al 30%, indicando su respectivo valor en kW. - Color amarillo, cuando la relación se encuentre en el rango entre 30% y 40% incluido, indicando sus respectivos valores en kW. - Color naranja, cuando la relación se encuentre en el rango entre 40% y 50% incluido, indicando sus respectivos valores en kW. - Color rojo cuando la relación sea superior a 50%, indicando su respectivo valor en kW. Finalmente se incluye una disposición respecto de la aplicabilidad de la ventanilla única que implementará la UPME, y a la cual, se deberá vincular el sistema de información que implemente el operador de red para los trámites de solicitud de conexión del AGPE y/o del GD. Una vez implementada la ventanilla única los operadores de red deberán eliminar el sistema de información de sus páginas web. |
| Condiciones de conexión | En este capítulo se precisan las condiciones y requisitos de conexión que deben ser observados por parte de los AGPE y los GD en función de la potencia instalada distinguiendo los trámites que deben seguir aquellos agentes con potencia inferior a 10kW, a 100 kW, a 1 MW, e inferior a 5MW. Esencialmente los requisitos suponen el diligenciamiento de los formularios correspondientes y la obligación de realizar el estudio de conexión simplificado para plantas con potencia superior a 100 kW. Los requisitos documentales se describen en el artículo 14 del Proyecto de acuerdo con lo señalado anteriormente. Igualmente se aclaran los plazos para la entrada en operación de los proyectos so pena de perder la aprobación de la conexión. Ello, con el fin de optimizar la asignación de un recurso escaso como lo es el punto de conexión. Los plazos se definen en función de la tecnología, esto es, dependiendo de si se trata de generación hidráulica, para la cual se contempla un plazo de vigencia de 24 meses, o si se trata de otras tecnologías, caso en el cual se contempla un plazo de 12 meses. Igualmente se establecen plazos de prórroga de la vigencia para proyectos con potencia de 1MW a 5MW dadas las condiciones de construcción y operación que ellos demandan. De otra parte, se establece la obligación de adoptar un contrato de conexión “unificado” el cual solo aplica para los casos en los que los activos de conexión los suministre el operador de red, o, por que la conexión del AGPE y del GD excede los umbrales antes señalados respecto del transformador, circuito o subestación al cual se va a conectar el AGPE y/o el GD. El contrato de conexión debe establecerse para los proyectos según su potencia nominal así: 10kW, a 100 kW, a 1 MW, e inferior a 5MW. En adición a todo lo anterior, el Proyecto contempla una nueva garantía para cubrir los riesgos derivados del no uso de la capacidad de transporte asignada al AGPE y/o al GD, la cual no estaba contenida en la Resolución CREG 030 de 2018. Esta se establece en los siguientes términos “(…) cobertura de la garantía para reserva de capacidad se calcula en pesos colombianos, multiplicando diez (10) dólares de los Estados Unidos de América por el número de kW de la capacidad de transporte asignada y establecida durante el procedimiento de conexión, y por la tasa de cambio representativa del mercado (TRM) vigente el lunes de la semana anterior a la fecha de emisión de la garantía”. Finalmente se dispone un anexo en el cual se relaciona el procedimiento y las causales de desconexión de los AGPE y los GD las cuales se detallan en el nuevo Anexo 2 que trata el Proyecto. |
| Condiciones de medición | En cuanto a los requisitos para la medición, se precisan las obligaciones de contar con medidor de respaldo tal y como lo trata la Resolución CREG 030 de 2018 dependiendo de si hay lugar a exportación de excedentes de energía eléctrica generada no consumida o no. Así mismo, el Proyecto aborda las reglas tendientes a definir la aplicación del código de medida en función de la potencia del proyecto, el cual aplica a los proyectos superiores a los 100 Kw. Valga destacar la regulación contenida en el artículo 21 y siguientes del Proyecto en el que se fijan pautas específicas para la realización del cambio de agente que representa la frontera comercial del AGPE y/o del GD para la entrega de excedentes. Lo anterior, en consonancia con los derechos que tienen los agentes en el mercado de servicios públicos, y específicamente, en el mercado eléctrico de conformidad con lo preceptuado en la Ley 142 de 1994 y 143 del mismo año. |
| Reglas para la comercialización de la energía | Se dedica un apartado en esta sección para describir las modificaciones a las reglas de comercialización. Estas se describen en el punto 3.2.1. del presente concepto. |
| Disposiciones finales | No presenta cambios sustanciales respecto de la Resolución CREG 030 de 2018. |
4.2.1. Cambios a las reglas de comercialización de energía
El artículo 22 del Proyecto, referente a las alternativas de comercialización de la generación distribuida, deroga el numeral 1.1 del artículo 1 de la Resolución CREG 096 de 2019. A su vez adiciona tres parágrafos. El primero vincula al ASIC como el responsable de publicar el precio ponderado de escasez[14], con una periodicidad mensual.
El segundo parágrafo establece que, si bien todo generador existente o futuro con capacidad instalada o nominal menor a 1 MW conectado al SDL será considerado un GD, el reconocimiento de pérdidas será aplicable para aquellos GD que realicen su conexión al sistema de forma posterior a la fecha de expedición de la presente resolución, o que hayan sido aprobados o estén en trámite de aprobación de acuerdo a las reglas de la Resolución CREG 030 de 2018. Lo anterior, por cuanto los requisitos para la conexión al operador de red en la calidad de GD se modifican en este Proyecto.
Por último, el parágrafo 3 establece que los GD reconocidos a partir de la expedición de esta regulación y que tengan contratos de venta de energía con algún comercializador o generador, continuarán con dicha situación hasta la finalización del contrato. Con posterioridad a dicha fecha, se acogerán a las alternativas de comercialización contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018[15].
El artículo 23 del Proyecto modifica las alternativas de entrega de los excedentes de AGPE. Ahora, tanto los AGPE que utilizan FNCER, como los que no, enfrentan dos alternativas de entrega:
a) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados[16], con un precio de venta pactado libremente.
b) Al comercializador que atiende el consumo del usuario, quien podrá estar o no estar integrado con el OR. En este caso: i) el comercializador está obligado a recibir los excedentes ofrecidos, ii) el precio de venta es el precio horario en la bolsa de energía, y iii) la energía es destinada a la atención exclusiva de usuarios regulados.
Se adiciona el artículo 24 que establece las reglas aplicables al cálculo de la demanda comercial no regulada, la demanda comercial regulada, los cargos de transmisión y distribución de energía, por parte del Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC)[17]. Estas reglas aplican a los AGPE que entregan excedentes (i) al comercializador incumbente o (ii) al comercializador no integrado con el OR.
El cálculo de la demanda comercial regulada y no regulada queda a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC). Por su parte, el cálculo de los cargos de transmisión y distribución de energía queda a cargo del Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC). Se determina que dichos cálculos deben incorporar los excedentes horarios de los AGPE.
Los artículos 25 y 26 del Proyecto aclaran los artículos 16 y 17 de la Resolución CREG 030 de 2018, referentes al reconocimiento de excedentes de AGPE, y adiciona dos métodos de valoración de excedentes, que se describen a continuación:
a) Para el AGPE que utiliza o no utiliza FNCER y que el precio de venta es el pactado y que no aplica crédito de energía, se establece la siguiente fórmula:
Donde
es la valoración del excedente a remunerar al AGPE
(en $), en el mes 
, que se encuentra en el nivel de tensión 
, en el mercado de comercialización 
y que es atendido por el comercializador 
.
son los excedentes de energía generados por el AGPE 
en la hora 
en mes 
, en kWh, que tienen precio pactado.
es el precio de energía pactado por el AGPE 
con o sin FNCER que no aplica crédito de energía.
b) Para el AGPE que no utiliza FNCER y que el precio de venta es el precio de bolsa:
Donde
es la valoración del excedente a remunerar al AGPE
(en $), en el mes 
, que se encuentra en el nivel de tensión 
, en el mercado de comercialización 
y que es atendido por el comercializador 
.
son los excedentes de energía generados por el AGPE 
en la hora 
en mes 
, en kWh, que tienen precio pactado.
es el precio de bolsa en la hora 
en el mes 
en $/kWh, siempre y cuando no supere el precio de escasez ponderado. Cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez de activación[18] se aplicará el precio de escasez ponderado.
Por último, se determina que, ante la terminación de una relación de compra de excedentes con un agente comercializador, el AGPE deberá suspender la entrega de excedentes a la red. Los excedentes entregados a la red sin un comercializador representante de la compra no serán remunerados.
En relación con los Anexos, la Resolución CREG 030 de 2018 contemplaba dos anexos denominados: (i) Determinación de los factores para referir al STN considerando las pérdidas técnicas y (ii) Costo máximo de traslado de compras de energía de GD y de AGPE. No obstante, en el presente Proyecto dichos anexos se contemplan en los mismos términos contenidos en la Resolución CREG 030 de 2018 por lo que no hay cambios sustanciales que destacar. En relación con los demás anexos, los mismos detallan esencialmente los tiempos en los cuales se deben adelantar los procedimientos para la conexión de los AGPE y de los GD al SIN, así como los requisitos que deben ser cumplidos para la aceptación de la garantía líquida que debe otorgar el AGPE y el GD para respaldar el uso de la capacidad de transporte asignada.
5. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA
5.1 Sobre la restricción a la oferta en el nivel de tensión 1
El artículo 6 del Proyecto establece los estándares técnicos de disponibilidad del sistema en el nivel de tensión 1. Al respecto, condiciona la conexión de los AGPE y los GD a un SDL, con sujeción al cumplimiento de las siguientes restricciones o condicionamientos:
i) La sumatoria de la potencia máxima declarada de todos los GD y AGPE que entregan energía a la red, debe ser igual o menor al 50% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión.
ii) La cantidad total de energía en una hora que pueden entregar todos los GD y AGPE a la red, no debe superar el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria, ni el 50% del promedio anual de las horas de mínima demanda diaria en la franja horaria comprendida entre 6 a.m. y 6 p.m.
Frente al primer condicionamiento, es importante señalar que, limitar el número AGPE y GD que pueden integrarse a un mismo circuito, transformador o subestación podría constituirse como una barrera de entrada desde la perspectiva conceptual en el escenario en el cual se haya alcanzado el umbral del 50% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación. Ello, por cuanto la medida impide que exista un número ilimitado de agentes que puedan concurrir y conectarse a la red. No obstante, es fundamental analizar las barreras de entrada en función de su posible incidencia sobre la libre competencia, y así, poder definir si la misma resulta en una restricción indebida a la libre competencia económica. Desconocer esa circunstancia significaría que cualquier requisito técnico sea perse una barrera de entrada y, en consecuencia, una afectación para la libre competencia económica[19].
En este sentido, la CREG ha señalado que la inclusión de dicho condicionamiento (el cual por lo demás se está flexibilizando en este Proyecto tal y como se indica en la descripción del mismo) obedece a los posibles riesgos de índole operativo y de seguridad eléctrica que se advierten ante una eventual integración ilimitada de agentes. Desde luego, la materialización de dichos riesgos podría impactar la prestación del servicio y la seguridad en el uso de las redes de distribución de energía. Lo anterior, se puede soportar en el documento aportado al expediente, que se denomina “Análisis de Comentarios Proyecto Resolución CREG 002 de 2021”, y en el cual, la CREG realizó un estudio en el que se concluyó que el límite del 50% antes referido permite una mayor concurrencia sin que con ello se deriven problemas operativos.
En segundo término, y respecto del condicionamiento podría afirmarse conceptualmente que el mismo constituye una restricción a la oferta de energía eléctrica generada por los AGPE y los GD. Ello, en tanto que al contarse con un número reducido de agentes, a raíz de la limitación del 50% antes descrita, la cantidad misma de energía que puede entregarse a la red por parte de esos agentes se ve igualmente impactada. Frente a ello, la CREG, a partir de la revisión de referentes internacionales frente a los potenciales efectos de la integración de las actividades de autogeneración, identificó que es en el nivel 1 de tensión en donde se presenta mayor nivel de integración de la autogeneración. Por lo tanto, la CREG ha previsto que, si no establece un límite a la cantidad de energía suministrada a la red, la energía podría empezar a fluir de manera inversa, lo que generaría riesgos de índole técnico y operativo con la potencialidad de impactar la prestación del servicio y la seguridad en el uso de la infraestructura de distribución de energía.
En suma, esta Autoridad de Competencia entiende que las barreras de entrada, así como los límites de ingreso para participar en el mercado, son un elemento necesario pero no suficiente para concluir en relación con el carácter anticompetitivo de una medida regulatoria. En efecto, se requiere que además de la existencia de un factor que limite el ingreso al mercado su incorporación carezca de una debida justificación. Por lo anterior, y en atención a los aspectos técnicos y eventuales riesgos que advierte la CREG, esta Superintendencia no encuentra en la ampliación de los parámetros previamente definidos para el adecuado funcionamiento del sistema, una limitación indebida a la libre competencia.
5.2 Sobre el procedimiento de conexión
El artículo 9 del Proyecto establece que la Ventanilla Única funcionará como una plataforma para que el AGPE, el AGGE o el GD interesado gestione su trámite de conexión ante el OR. A su vez, en el capítulo tercero del Proyecto se definen (i) los requisitos para la conexión y operación de los usuarios, (ii) los términos y las actividades previstas en el procedimiento de conexión simplificado, y (iii) la documentación necesaria para adelantar el procedimiento.
Al respecto, esta Superintendencia considera que la centralización del procedimiento de conexión en la ventanilla única contribuye a eliminar los obstáculos que se presentan en la integración de la Autogeneración y la Generación Distribuida al SIN, que se describen en el “Análisis de Comentarios Proyecto Resolución CREG 002 de 2021”.
En particular, se considera que las aclaraciones contenidas en el Proyecto frente al procedimiento de conexión contribuyen a: (i) eliminar la existencia de requisitos innecesarios, que habrían sido solicitados por los OR ante errores en la interpretación de la Resolución 030 de 2018, (ii) desincentivar la aplicación de posibles condicionamientos por parte de los OR para la aprobación a la conexión de los usuarios generadores, (iii) eliminar las asimetrías existentes en los procedimientos de conexión aplicados por cada OR, (iv) asegurar la transparencia en el procedimiento de conexión y v) aumentar la capacidad de recepción y atención de solicitudes de conexión.
Bajo este entendido, observa esta Superintendencia que las medidas adoptadas en el Proyecto sobre los procedimiento a seguir para la conexión de los AGPE y de los GD, podrían tenerse como medidas capaces de ampliar el número de agentes que concurrirían al mercado dado el hecho de que existe una mayor transparencia en los procedimientos a seguir y con ello, una mayor confianza de los participantes en el mercado.
5.3 Sobre las alternativas de comercialización de la generación distribuida
El artículo 22 del Proyecto describe las alternativas de comercialización de la generación distribuida. Determina que el generador distribuido podrá comercializar su energía considerando dos alternativas:
a) Vender con las reglas descritas en el numeral 1 del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996, modificadas por el artículo 1 de la Resolución CREG 096 de 2019, con excepción de la opción de venta de que trata el numeral 1.1. Es decir, el GD podrá:
- Ofrecer la energía generada al comercializador que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso la adjudicación se efectúa por mérito de precio.
- Vender la energía generada a precios pactados libremente, a los generadores, o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.
b) Vender directamente al comercializador integrado con el operador de red. En este caso, el comercializador está obligado a comprarle la energía al generador distribuido. Este comercializador le reconocerá al GD, el precio de bolsa y unos beneficios por reducción de pérdidas técnicas en $/kWh.
De lo anterior, se evidencia que únicamente se reconocen los beneficios por reducción de pérdidas técnicas al GD representado por un comercializador incumbente. Estos beneficios son remunerados por el comercializador incumbente hacia el GD. No obstante, no se reconocen los beneficios por reducción de pérdidas técnicas al GD representando por un comercializador que no se encuentre integrado al operador de red.
Por lo tanto, para esta Superintendencia, es claro que para un GD será más “beneficioso” optar por la opción de venta al comercializador incumbente, que optar por la opción de vender a un comercializador no integrado con el operador. Si bien ambos le entregan una remuneración equivalente al precio de bolsa por kWh o al precio pactado, el comercializador incumbente le reconoce, de manera adicional, un beneficio por concepto de reducción de pérdidas técnicas. Así las cosas, a juicio de esta Superintendencia el esquema de remuneración no reconoce el valor de los beneficios por reducción de pérdidas técnicas que han percibido los operadores de red no integrados. Luego, permite que los operadores de red no integrados gocen de las bondades de la reducción en las pérdidas de energía en los conductores y equipos de red, asociadas a la generación distribuida, sin incurrir en costo alguno y sin remunerar al agente que ha generado tal beneficio.
Por ello, considera esta entidad que dicho esquema de remuneración podría generar incentivos para que el GD elija al comercializador incumbente como su representante, y podría desincentivar la selección de comercializadores no integrados con el operador. Así las cosas, esta condición podría poner en desventaja a los comercializadores no integrados, quienes potencialmente recibirán menos solicitudes de representación de GD y, por ende, menores cantidades de energía. Lo anterior considera está Superintendencia, puede tener un efecto asimétrico entre los comercializadores integrados con el operador de red y los no integrados, sin que sea clara la razón de orden técnica que justifique dicho trato. Por lo anterior, esta Superintendencia recomendará al regulador que ajuste 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.
5.4 Sobre la inclusión de una garantía de conexión por el incumplimiento del contrato de conexión
De acuerdo con la descripción del Proyecto, uno de los cambios que trae la norma respecto de la Resolución CREG 030 de 2018 consiste en la inclusión de la garantía respecto del uso de la capacidad de transporte por parte del AGPE y/o del GD. Dicha garantía se detalla en el Anexo 3 del Proyecto. En líneas generales, observa esta Superintendencia que dicha garantía, si bien tiene una finalidad legítima consistente en garantizar el uso de un recurso escaso como lo es la capacidad de transporte en el SIN, considera importante analizar la posible incidencia que la inclusión de ese requisito puede tener desde la perspectiva de la concurrencia de AGPE y GD al mercado de generación de energía eléctrica.
Lo anterior, máxime cuando lo que se le exige al AGPE y/o GD se trata de una garantía líquida (no admite pólizas de seguro) tasada en dólares americanos, lo cual, podría generar un efecto sobre la concurrencia en el mercado de energía eléctrica como consecuencia de la volatilidad de la tasa representativa del mercado. En adición a esto, y tras la revisión de los documentos soporte aportados con el Proyecto, no observa esta Superintendencia una razón clara por la cual se llega al valor de la garantía establecido en el Proyecto, esto es, diez (10) dólares de los Estados Unidos de América por el número de kW de la capacidad de transporte asignada y establecida durante el procedimiento de conexión. Si bien comprende esta Entidad que el valor se toma por referencia a otras regulaciones vigentes, llama la atención el hecho de que en el Proyecto no se cuente con un análisis específico que permita determinar si la inclusión de dicho requerimiento se ajusta a las realidades de mercado o no.
A juicio de esta Superintendencia, resulta de la mayor relevancia poder identificar la incidencia que puede tener el establecimiento del requisito no solo en la factibilidad de los proyectos de AGPE y/o GD, sino también, en la estructura de costos de estos dados los niveles de riesgo cambiario a los que podría estar sometido, lo que podría afectar la concurrencia de los proyectos en el mercado.[20] Por lo anterior, esta Superintendencia recomendará al regulador que analice la incidencia que puede tener el establecimiento de una garantía líquida en los términos del Proyecto sobre la concurrencia de los agentes al mercado de generación de energía eléctrica bajo la modalidad de GD y AGPE.
5.5 Sobre la necesidad de contar con disposiciones expresas que propendan por facilitar la elección de los comercializadores que representan a los AGPE y a los GD y la aplicación homogénea de los requisitos contemplados en la normatividad vigente
Desde la Resolución CREG 030 de 2018, así como en las leyes 142 y 143 de 1994 se establecen disposiciones tendientes a garantizar temas tales como la libre elección del comercializador por parte de los usuarios. En ese sentido en el Proyecto expresamente se preceptúan una serie de garantías a fin de que el agente (AGPE y/o GD) pueda elegir libremente al representante de la correspondiente frontera de consumo y entrega de excedentes.
Sin embargo, a juicio de esta Superintendencia es importante plantear una regla que disponga que en ningún caso, se exigirán requisitos distintos a los contemplados en la normatividad vigente para llevar el cambio de representante en la frontera, y/o que el representante en ningún momento desplegará cualquier acción u omisión que pueda tener por objeto o como efecto la limitación del derecho al cambio del representante en la frontera que le asiste al agente, y/o que cualquier agente haga una interpretación extensiva de los requisitos establecidos en el marco normativo aplicable.
En efecto, a juicio de esta Superintendencia, es conveniente contar con un precepto general que se anticipe a cualquier posible estrategia que se pueda desplegar hacia el futuro por parte del representante, con miras a entorpecer el ejercicio de la prerrogativa mencionada, y que signifique un desincentivo para el agente al momento de optar por el cambio de representante. Una potencial conducta podría ser la solicitud de requisitos que no estén claramente dispuestos en las normas, pero que surjan de la interpretación del representante. Lo anterior, no solo generaría un obstáculo para retener el agente, sino que inclusive, podría representar un eventual trato discriminatorio frente a otros agentes que no sean objeto de dichos a requerimientos en un momento dado.
En consonancia con lo anterior, considera esta Superintendencia que el riesgo anteriormente descrito se puede predicar igualmente en lo que refiere a la relación entre el operador de red, los comercializadores y los agentes cuando estos no están integrados. En ese entendido, a juicio de esta Superintendencia, resulta importante contar con reglas claras tendientes a garantizar que no se exigirán requisitos adicionales a los previstos en la normatividad vigente, y/o que se evite una interpretación extensiva de cualquier requerimiento normativo y que en últimas, dificulte o entorpezca el derecho a la libre elección que se pueda tener respecto de la prestación de los servicios. Por lo anterior, esta Superintendencia realizará dos recomendaciones sobre este punto de análisis.
6. RECOMENDACIONES
- 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.
- Analizar la incidencia que puede tener el establecimiento de una garantía líquida en los términos del Proyecto sobre la concurrencia de los agentes al mercado de generación de energía eléctrica bajo la modalidad de GD y AGPE, a efectos de evitar que esta situación pueda convertirse en una barrera de entrada infranqueable para algunos agentes de mercado.
- Establecer una disposición tendiente a que se pueda materializar efectivamente la posibilidad de que los AGPE y los GD puedan ejercer el derecho a la libre elección del representante de la frontera, de suerte que no se generen condicionamientos desproporcionados u otros que disuadan a los AGPE y/o a los GD para el ejercicio de dicho derecho.
- Incluir en el Proyecto una disposición que señale que los operadores de red no pueden generar condiciones discriminatorias para con los usuarios solicitantes interesados en concurrir en el sector de autogeneración y autogeneración distribuida.
Finalmente, esta Superintendencia agradece a la Comisión de Regulación de Energía y Gas que, al momento de expedir la regulación en cuestión, remita una copia al correo electrónico amperez@sic.gov.co
Cordialmente,
JUAN PABLO HERRERA SAAVEDRA
Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia
1. El pasado 15 de febrero de 2021 y mediante el radicado 21-64533-1, esta Superintendencia formuló requerimiento en ejercicio de la función de oficio de abogacía de la competencia. Lo anterior, a efectos de determinar la incidencia del proyecto de Resolución CREG Nº 002 del 2021, en la libre competencia económica.
2. Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil. Concepto del 4 de julio de 2013.
3. Consejo de Estado, Auto del 30 de abril de 2018 mediante el cual se decreta la suspensión provisional de los efectos de la Resolución 2163 de 2016 “Por la cual se reglamenta el Decreto 2297 de 2015 y se dictan otras disposiciones”, expedida por el Ministerio de Transporte e identificada con el radicado No.: 11001-03-24-000-2016- 00481-00.
4. Cfr. Artículo 1 de la Ley 143 de 1994.
5. Cfr. Artículo 3, literal a de la Ley 143 de 1994.
6. Cfr. Artículo 3, literal b de la Ley 143 de 1994.
7. Son FNCER “(…) aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente (…)” Adicionalmente, la Ley 1715 de 2014 aclara que: “Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME”
8. Artículo 2 de la Ley 1715 de 2014: “Establecer el marco legal y los instrumentos para la promoción del aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo que para el fomento de la inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para producción de energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda, en el marco de la política energética nacional”.
9. La Ley 1715 de 2014 define la autogeneración a pequeña escala como la autogeneración cuya potencia máxima no supera el límite establecido UPME, y la Autogeneración a Gran Escala, como la autogeneración cuya potencia máxima supera dicho límite.
10. 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 resolución.
11. Documento titulado “Análisis de Comentarios Proyecto Resolución CREG 002 de 2021”. Procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural” aportado al expediente 21-64533.
13. De acuerdo a la Ley 1715 de 2014, las FNCER fueron definidas como los recursos de energía renovable disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Por lo anterior, mediante el Artículo 7 del capítulo II de la misma Ley, se determinó que es función del Gobierno Nacional promover la generación con Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE) y la gestión eficiente de la energía mediante la expedición de los lineamientos de política energética, regulación técnica y económica, beneficios fiscales, campañas publicitarias y demás actividades necesarias, conforme a las competencias y principios establecidos en la ley. A continuación, mediante el artículo 8 del capítulo II de la misma Ley, se promovió el uso de FNCER por parte de los autogeneradores a través del crédito de energía.
14. El precio de escasez ponderado se definió en la Resolución CREG 140 de 2017. “El precio máximo que la demanda pagará por sus compras en bolsa en un periodo crítico se unificó bajo el nombre de precio de escasez ponderado, que como su nombre lo indica, corresponde al promedio ponderado entre los precios de escasez y la cantidad de OEF asignadas.”
A su vez, la sigla OEF hace referencia a las Obligaciones de Energía Firme, que se definió en la Resolución CREG 071 de 2006 como el: “Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.”
15. Las alternativas de comercialización consisten en: (i) vender la energía a un comercializador que atienda el mercado regulado en los términos del numeral 1 del artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996, modificadas por el artículo 1 de la Resolución CREG 096 de 2019, o (ii) vender directamente al comercializador integrado con el operador de red de acuerdo con la Resolución CREG 030 de 2018.
16. De acuerdo con el Concepto Unificado No. 38 de 2020 de la Superintendencia De Servicios Públicos Domiciliarios, existen dos usuarios en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.
“Por una parte, está el llamado usuario regulado que es la persona natural o jurídica cuyas compras de electricidad están sujetas a las tarifas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, por la otra, se encuentra el usuario no regulado, que en el sector de energía eléctrica, es la persona natural o jurídica que tiene una demanda máxima superior a 2 megavatios - Mw por instalación legalizada y cuyas compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente con el prestador del servicio de energía eléctrica.”
17. De acuerdo a la Resolución CREG No.092 de 2004, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) es: “Entidad encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), de acuerdo con la Regulación vigente.”
18. Definido en la Resolución CREG 140 de 2017 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.
19. Como ya ha advertido esta Superintendencia en anteriores oportunidades, la creación de una barrera injustificada de entrada puede tener efectos restrictivos en la libre competencia económica, toda vez que al “(…)Dificultar ostensiblemente la entrada a los mercados, es posible que genere una alta concentración en los mismos en tanto que pocos competidores tendrían la capacidad de superar las barreras de entrada y con ello, se puede reducir la competencia en dichos mercados”.Concepto de Abogacía, radicado 17-192645 –3.
20. A forma de ejemplo se tiene el esquema de remuneración de excedentes de energía generada no consumida tal y como se trata desde la Resolución CREG 030 de 2018. Otros ejemplos pueden estar Dados por los incentivos tributarios contemplados en la Ley 1715 de 2014.
