Concepto 267888 de 2025 SIC
DESCARGAS
CONCEPTO 267888 DE 2025
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO
Doctor
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director ejecutivo
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
creg@creg.gov.co
antonio.jimenez@creg.gov.co
| Asunto: | Radicación: | 25-26788 8 - 5 |
| Trámite: | 396 | |
| Evento: | 310 | |
| Actuación: | 440 | |
| Folios: | 38 | |
| Referencia: | Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: "Por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional” (en adelante, el proyecto). | |
Respetado Doctor:
En respuesta a la comunicación enviada desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG o el regulador) el 9 de junio de 2025[1], la Superintendencia de Industria y Comercio (en adelante SIC) 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 análisis. Cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica. Quinto, se formularán algunas recomendaciones al regulador.
1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO
Esta ley estableció el marco legal fundamental que regula la prestación, organización, vigilancia y control de los servicios públicos en Colombia, incluido el de energía eléctrica. En lo que atañe a la actividad de comercialización de energía eléctrica, esta ley fijó los principios orientadores que rigen la formulación de metodologías tarifarias, el diseño institucional del sistema de prestación y la protección de los derechos de los usuarios en un entorno de competencia regulada. Mediante el numeral 4 del artículo 87 se consagró el principio de suficiencia financiera, según el cual las fórmulas tarifarias deben garantizar la recuperación de los costos eficientes de operación, mantenimiento y expansión, así como una remuneración adecuada del capital invertido, en condiciones comparables a las de sectores con similar nivel de riesgo.
Así mismo, el artículo 126 estableció que las tarifas de los servicios públicos deben definirse bajo criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad y redistribución, promoviendo simultáneamente la competencia y el acceso equitativo al servicio. En virtud de lo anterior, la ley facultó a la CREG para definir las metodologías de cálculo tarifario con base en estudios técnicos y con sujeción al principio de publicidad. Estas disposiciones legales sustentan tanto la competencia regulada, como la intervención del Estado en la estructura de tarifas con el fin de corregir fallas de mercado, promover el acceso universal y garantizar la calidad del servicio.
El artículo 3 de la Ley 143 de 1994 señaló que le corresponde al Estado promover la libre competencia, así como impedir prácticas de competencia desleal, abuso de posición dominante y regular las fallas del mercado en la prestación del servicio público de electricidad. Según el artículo 20 de la misma norma, la regulación promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible.
1.3. Resolución CREG No. 180 de 2014[4]
Esta resolución estableció la metodología tarifaria para la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica dirigida a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional (en adelante "SIN"), configurándose como el marco de referencia vigente durante más de una década. Esta resolución implementó un esquema basado en un cargo fijo por usuario, determinado con base en los costos reportados para el año 2013 y ajustado mediante un factor de eficiencia obtenido a partir de un modelo de frontera estocástica. A su vez, introdujo un componente variable que reconocía, entre otros, el riesgo de cartera no gestionable, los costos financieros asociados al giro de subsidios y un margen de rentabilidad calculado a partir de parámetros de actividades comparables. A continuación, se presenta una imagen que ilustra la estructura general de remuneración tarifaria para la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados:
Imagen No. 1. Estructura de Remuneración del Cargo de Comercialización para Usuarios Regulados.
Fuente: CREG[5].
Esta representación gráfica resume los dos grandes componentes que conforman el cargo de comercialización unitario (C), los cuales son: (i) el Costo Base de Comercialización y (ii) el Margen de Comercialización. El gráfico además señala que, de manera aproximada, el primero representa el 70% del cargo total, mientras que el segundo constituye el 30% restante.
El costo base de comercialización, expresado en $/kWh, corresponde al componente destinado a cubrir los costos operativos y administrativos incurridos por los comercializadores en el desarrollo de su actividad. Este valor se determina a partir de un Costo Base, obtenido mediante información contable reportada por los agentes al Sistema Único de Información (SIU), que se ajusta con un factor de eficiencia, estimado individualmente para cada agente a través de un modelo de frontera estocástica (SFA). Este modelo permite identificar qué agentes presentan estructuras de costos cercanas a la frontera eficiente del sector y cuál es la brecha relativa de eficiencia que debe ser corregida mediante dicho factor.
El segundo bloque del esquema corresponde al margen de comercialización, el cual se calcula como un porcentaje aplicado sobre el valor del componente CU-C. Este margen está compuesto por tres elementos que reflejan diferentes riesgos o costos financieros asociados a la actividad, a saber: (i) el margen operacional, que reconoce la rentabilidad mínima esperada para la sostenibilidad del negocio; (ii) el riesgo de cartera, que refleja el costo financiero derivado de la morosidad y el deterioro de pago de los usuarios; y (iii) los costos de flujo de efectivo, que compensan los costos de capital relacionados con el tiempo transcurrido entre la prestación del servicio y el pago efectivo del mismo.
1.4. Resolución MME No. 40272 de 2020[6]
Mediante esta resolución se implementó un régimen tarifario especial y de carácter transitorio dirigido exclusivamente al mercado de comercialización de energía eléctrica que anteriormente era atendido por la ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. (en adelante ELECTRICARIBE), en el contexto de su liquidación y fragmentación operativa. Esta resolución dispuso, en su artículo 1, un incremento del 20% sobre el valor del Costo Base de Comercialización (Cfj) vigente en 2020, así como la adición de 300 puntos básicos al valor mensual del riesgo de cartera reconocido , como medidas de ajuste compensatorio frente a los riesgos operativos, financieros y sociales presentes en dicho mercado.
Estas medidas tuvieron por objeto garantizar la sostenibilidad de los nuevos operadores de comercialización en condiciones marcadas por altos niveles de cartera morosa, dificultades de medición y redes deterioradas. No obstante, la propia resolución contempló que este régimen tendría una vigencia máxima de cinco años o hasta tanto se expidiera una nueva metodología tarifaria que lo sustituyera, lo que primero ocurriera.
1.5. Resolución CREG No. 188 de 2020[7]
Mediante esta resolución la CREG implementó los ajustes transitorios aplicables al mercado anteriormente operado por ELECTRICARIBE, de conformidad con lo previsto en la Resolución MME No. 40272 de 2020. En concreto, esta resolución modificó el artículo 1 de la Resolución CREG No. 036 de 2015, estableciendo el nuevo valor del Costo Base de Comercialización para dicho mercado, el cual incorporó el incremento del 20% sobre el valor de referencia del año 2020. Asimismo, autorizó la aplicación del componente adicional de 300 puntos básicos en el cálculo del riesgo de cartera.
1.6. Resolución CREG No. 101 001 de 2022[8]
Mediante esta resolución se definieron las condiciones regulatorias para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada (en adelante AMI) en el SIN, y con ello reconfiguró las responsabilidades operativas y económicas entre comercializadores y operadores de red.
El artículo 10 estableció que el Operador de Red sería responsable de la lectura de medidores de los usuarios regulados, sin perjuicio de que cuenten o no con solución AMI, y que esta información deberá ser entregada al comercializador para efectos de facturación. Adicionalmente, el artículo 13 formalizó el cambio de titularidad del sistema de medida hacia el operador de red una vez se instale el medidor avanzado. Esta modificación institucional implica que los costos asociados a la lectura de medidores, que anteriormente se reconocían como parte del Costo Base de Comercialización a los comercializadores, deberán excluirse de la metodología una vez entren en operación los planes AMI.
2. RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DEL PROYECTO
La CREG consideró necesaria la expedición de un nuevo esquema metodológico de remuneración para la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, atendiendo a una serie de problemáticas estructurales identificadas en el marco del diagnóstico sectorial que antecede la propuesta. Conforme al documento soporte aportado al trámite, uno de los principales problemas radica en que la metodología vigente -establecida mediante la Resolución CREG No. 180 de 2014- no responde de manera adecuada a las nuevas dinámicas del sector, particularmente aquellas derivadas de la transformación digital, los cambios en el comportamiento del usuario, la liberalización progresiva del mercado regulado y la necesidad de fortalecer los incentivos a la eficiencia y a la calidad del servicio[9].
Mediante el ejercicio de diagnóstico, el regulador identificó la existencia de barreras que limitan la competencia efectiva en el segmento de comercialización. Particularmente, según lo identificado por el regulador, esta situación tendría origen en: (i) una regulación desactualizada que no incorpora los avances tecnológicos del sector; (ii) un acceso limitado a la información por parte de los usuarios, lo que restringe su capacidad de tomar decisiones informadas; (iii) un escaso interés de los comercializadores en atender las necesidades de los usuarios; (iv) la falta de claridad respecto de las obligaciones de calidad comercial a cargo de los comercializadores y; (v) el reconocimiento de costos ajenos a los definidos en la metodología general[10].
De acuerdo con lo sostenido por la CREG, estas deficiencias han derivado en: (i) el aumento en los costos pagados por los usuarios; (ii) la insatisfacción de los usuarios con el servicio y el costo de la factura, (iii) el distanciamiento de las empresas respecto de sus usuarios; (iv) las dificultades en el acceso a información relevante por parte de los usuarios; y; (v) el reconocimiento de costos adicionales no vinculados estrictamente a la actividad de comercialización[11].
En este contexto, el regulador se propuso actualizar la metodología de remuneración de la comercialización a usuarios regulados, con el objetivo de alinearla a las dinámicas actuales del sector, incentivar una gestión más adecuada de los intereses de los usuarios por parte de los comercializadores, promover la competencia entre agentes de comercialización para dinamizar el mercado y generar incentivos que se traduzcan en mejoras en la calidad del servicio. Así mismo, con la intervención propuesta, la CREG pretende que los avances tecnológicos permitan generar beneficios tanto para las empresas como para los usuarios, asegurar que los costos eficientes sean efectivamente trasladados al usuario final, facilitar el acceso a información oportuna y suficiente para la toma de decisiones, remover las restricciones que dificultan el cambio de proveedor y fortalecer la atención integral de las necesidades de los usuarios[12].
Para seleccionar la alternativa regulatoria finalmente adoptada en el proyecto, la CREG utilizó un análisis multicriterio, apoyado en un marco de evaluación que ponderó distintos factores clave desde la perspectiva del interés público, el desempeño esperado del mercado y la viabilidad de implementación. La CREG formuló tres alternativas: (i) mantener el esquema de remuneración actual, (ii) reformar parcialmente algunos elementos del modelo vigente y; (iii) realizar ajustes sustantivos y estructurales a la metodología actual.
Para elegir entre estas opciones, estableció cinco criterios de evaluación cuyas ponderaciones se detallan en el cuadro a continuación:
Cuadro No. 1. Criterios de evaluación empleados para la selección de la alternativa regulatoria
| No. | Criterio | Descripción | Ponderación |
| 1 | Efecto en costos de los usuarios | Se valoró si la alternativa permitiría una reducción o contención de los costos que pagan los usuarios por el servicio de comercialización, promoviendo eficiencia en el uso de los recursos. | 50% |
| 2 | Mejora en la calidad del servicio comercial | Se analizó si la medida propuesta contribuiría a mejorar los estándares de atención al usuario y otros atributos de calidad comercial. | 20% |
| 3 | Acceso a la información | Se consideró si la medida mejoraría la transparencia y la posibilidad de que los usuarios comprendan y comparen las ofertas de los comercializadores. | 10% |
| 4 | Costos para los agentes | Se estimó el nivel de carga administrativa, tecnológica y operativa que la alternativa implicaría para las empresas comercializadoras. | 15% |
| 5 | Simplicidad en la aplicación | Se examinó si la alternativa era viable desde el punto de vista institucional, incluyendo la trazabilidad de la información, la posibilidad de fiscalización efectiva y la armonización con otros marcos regulatorios. | 5% |
Fuente: Elaboración propia con base en CREG[13]
Con base en estos criterios, la CREG concluyó que la segunda alternativa ofrecía los mejores resultados globales. En la siguiente gráfica se observan los resultados de la evaluación por criterio y la calificación global.
Gráfica No. 1. Resultados de la evaluación de las alternativas regulatorias.
Fuente: Elaboración propia con base en CREG[14]
Como se observa en la figura anterior, la Alternativa No 2, que propone reformar parcialmente algunos elementos del modelo vigente de remuneración, obtuvo el puntaje ponderado más alto dentro del ejercicio de evaluación multicriterio realizado por la CREG (4,20). Esta alternativa fue calificada con un valor alto (4 o 5) en todos los criterios evaluados, destacándose por su impacto positivo sobre los costos para los usuarios, la mejora en la calidad del servicio comercial, el acceso a la información por parte de los usuarios y la viabilidad administrativa para los agentes. Su desempeño equilibrado en todos los factores considerados permitió identificarla como la opción regulatoria más adecuada, al ofrecer una solución técnicamente robusta, operativamente viable y alineada con los objetivos de eficiencia y sostenibilidad del servicio.
En contraste, la Alternativa No. 1, consistente en mantener sin modificaciones el esquema de remuneración actual, fue la peor valorada, obteniendo un puntaje ponderado de apenas 1,75. Esta alternativa fue considerada insuficiente para atender las problemáticas estructurales previamente identificadas, entre ellas, el rezago normativo frente a las dinámicas del sector, la falta de incentivos adecuados para mejorar la eficiencia y la calidad del servicio, y la ausencia de herramientas eficaces para promover una mayor competencia en el mercado de comercialización.
Por último, la Alternativa No. 3, centrada en realizar ajustes sustantivos y estructurales a la metodología vigente, obtuvo un puntaje intermedio (2,95). Si bien ofrecía una solución de mayor alcance, su implementación implicaba mayores costos operativos para los agentes y desafíos importantes de adaptación institucional, especialmente en lo relativo a la trazabilidad de la información, la disponibilidad de datos y la simplicidad del esquema regulatorio. En consecuencia, la CREG descartó esta alternativa, al considerar que sus beneficios adicionales no compensaban las complejidades y cargas regulatorias que conllevaba.
En este contexto, la CREG seleccionó la Alternativa No. 2 como base para la formulación del proyecto, al considerar que proporciona una respuesta suficiente y balanceada a las deficiencias del esquema vigente, sin incurrir en los costos excesivos ni en la complejidad operativa que supondría una reforma estructural completa.
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El proyecto tiene por objeto establecer una nueva metodología general para la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN. Esta iniciativa normativa busca actualizar el esquema tarifario vigente, a fin de incorporar principios de eficiencia económica, calidad en la atención al usuario, transparencia informativa y adecuación tecnológica, en concordancia con los criterios orientadores del régimen tarifario establecidos en la Ley 142 de 1994. En ese sentido, el proyecto propone sustituir el marco regulatorio definido por la Resolución CREG No. 180 de 2014, con el objeto de lograr una asignación más eficiente de los recursos y corregir distorsiones estructurales que puedan obstaculizar el buen funcionamiento del mercado de comercialización eléctrica.
La nueva metodología mantiene la estructura de cargos divididos en un componente fijo y un componente variable. El componente fijo cuya estructura se define mediante el Capítulo 1 del Anexo General del proyecto, corresponde al Costo Base de Comercialización (Cfj), calculado a partir de la información de costos regulatoria (ICR) reportada al Sistema Único de Información (SUI) y ajustado mediante un modelo de eficiencia basado en frontera estocástica conforme a lo dispuesto en el numeral 3 del Capítulo 1 del Anexo General del proyecto[15]. En contraste con la metodología anterior, el enfoque se traslada de una estimación top-down a un esquema bottom-up que incluye 50 conceptos reconocidos como costos y gastos fijos de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados y 10 conceptos reconocidos como beneficios extralegales a empleados.
Mediante el numeral 2 del Capítulo 1 del Anexo General del proyecto, se excluye de la fórmula de cálculo el concepto de lectura de medidores una vez se implemente la infraestructura de medición avanzada (AMI), en aplicación de la Resolución CREG No. 101 001 de 2022.
A su vez, mediante el Capítulo 2 del Anexo General del proyecto, se introduce el componente variable que incorpora tres elementos diferenciados. En primer lugar, el margen operacional[16] que remunera la actividad comercial bajo el principio de suficiencia financiera se establece con una tasa máxima equivalente al 3,29% de los ingresos operacionales, calculada con base en sectores económicos de intermediación comparables. En segundo lugar, el riesgo de cartera[17], que reconoce la exposición efectiva del comercializador a usuarios con condiciones de pago deterioradas. El tercer lugar, los costos financieros de la actividad de comercialización[18], los cuales se desagregan en dos subcomponentes: el Costo Financiero del Ciclo de Efectivo (CFF) y el Costo Financiero del Giro de Subsidios (CFS). El CFF reconoce la necesidad de financiar el desfase entre la facturación y el recaudo, mientras que el CFS cubre los costos derivados de los retrasos en el giro de subsidios.
Adicionalmente, el Capítulo 3 del Anexo General del proyecto introduce un factor de ajuste al margen operacional condicionado a la calidad del servicio comercial, que establece la obligación de evaluar indicadores estandarizados y ajusta la remuneración del comercializador en función del cumplimiento de estándares mínimos. Esta disposición pretende alinear los incentivos tarifarios con la mejora continua en la atención al usuario.
4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA
4.1 Sobre el criterio de libre competencia económica en el análisis multicriterio del Análisis de Impacto Normativo (AIN)
En el marco del proceso de estructuración de la propuesta de metodología tarifaria, el regulador desarrolló un análisis multicriterio con el propósito de comparar tres alternativas normativas: (i) mantener el esquema actual, (ii) introducir ajustes parciales, y (iii) reformar estructuralmente el modelo de remuneración vigente. Este análisis se fundamentó en la ponderación de criterios técnicos, económicos e institucionales, aplicando una matriz de evaluación que asignó calificaciones cualitativas y cuantitativas a cada una de las alternativas consideradas[19]. Entre los factores evaluados se incluyeron, entre otros, la viabilidad de implementación, la capacidad de generar señales de eficiencia, la simplicidad regulatoria y la sostenibilidad financiera del esquema propuesto. Cada uno de estos criterios fue valorado con una puntuación ordinal entre 1 y 5 y, posteriormente, se construyó una matriz de valoración con base en la cual se identificó la alternativa regulatoria de mayor rendimiento relativo, que en este caso corresponde al proyecto, según se detalló en la sección 2 de este concepto.
Esta Superintendencia considera que el ejercicio desarrollado por el regulador representa un avance significativo en la calidad y transparencia del proceso regulatorio, al incorporar un análisis multicriterio que permite sistematizar y comparar alternativas normativas con base en criterios objetivos y claramente definidos. En efecto, esta Superintendencia considera que la metodología empleada por la CREG en la elaboración del Análisis de Impacto Normativo (AIN) representa un referente en materia de buenas prácticas regulatorias. Este ejercicio permite identificar y comparar, de manera sistemática, las distintas alternativas de intervención disponibles, valorando sus efectos sobre dimensiones clave como la sostenibilidad financiera del servicio, la eficiencia en la asignación de recursos, la viabilidad operativa de la norma y su impacto tarifario. Esta Superintendencia considera que al hacer explícitos los criterios de decisión empleados y la lógica que sustenta la alternativa seleccionada, el análisis contribuye a fortalecer la solidez técnica del marco regulatorio propuesto y a generar mayores niveles de confianza entre los agentes del mercado y los usuarios finales, al brindar transparencia sobre la evidencia que respalda la intervención del regulador.
Lo anterior es congruente con las recomendaciones formuladas por la SIC en la "Guía para la elaboración de estudios técnico-económicos en el marco del trámite de abogacía de la competencia”[20], en la cual se promueve la estructuración del diagnóstico y la selección de alternativas con base en herramientas analíticas rigurosas, que permitan valorar objetivamente los efectos potenciales de las decisiones regulatorias sobre el funcionamiento del mercado.
Sin perjuicio de lo anterior y con el propósito de contribuir constructivamente al fortalecimiento continuo de estas herramientas, esta Superintendencia sugiere considerar de ser posible, para esta oportunidad o en futuras ocasiones, la incorporación explícita del criterio de promoción de la libre competencia económica como una dimensión adicional dentro del análisis de impacto normativo. La inclusión de este factor dentro del análisis multicriterio permite captar con mayor claridad la influencia de cada alternativa en aspectos estructurales del mercado, como la diversidad de esquemas de prestación, la simetría en el tratamiento de agentes con distintas escalas operativas o tecnológicas y el grado de contestabilidad de los mercados relevantes. Así mismo, facilita en los procesos regulatorios una identificación temprana de posibles barreras regulatorias a la entrada, eventuales riesgos de concentración o exclusión que puedan derivarse del diseño normativo.
Tal como lo establece la guía citada, una vez efectuado el análisis de impacto de las distintas alternativas, el regulador debe optar por aquella que corrija las fallas del mercado sin afectar negativamente a ningún agente ni restringir la libre competencia[21]. Esta afirmación refleja la relevancia de adoptar un enfoque integral que valore no solo la eficiencia técnica, la viabilidad operativa o la sostenibilidad financiera de la regulación, sino también su potencial efecto sobre el acceso, la neutralidad competitiva y la preservación de condiciones de competencia en los mercados relevantes. En esta misma línea, la guía destaca que el análisis de criterios de competencia permite identificar tempranamente si una medida normativa, pese a su solidez técnica, podría generar efectos contrarios a la libre competencia económica. Esta aproximación preventiva contribuye a mitigar distorsiones de mercado y alinear la regulación con los principios de neutralidad competitiva y eficiencia dinámica.
Adicionalmente, esta perspectiva resulta coherente con las recomendaciones formuladas por organismos internacionales como la International Competition Network (en adelante ICN), que ha enfatizado la importancia de incorporar criterios de competencia dentro del proceso de selección y evaluación de alternativas de política pública. En particular, en su documento titulado “Approaches to Identify Policies for Competition Assessment"[22], la ICN establece que el diseño de nuevas regulaciones debe contemplar una revisión sistemática de escenarios en los que puedan surgir distorsiones a la competencia, tales como: (i) la limitación del número o rango de proveedores; (ii) restricciones a la capacidad de los agentes para competir; (iii) reducción de los incentivos para competir; y (iv) restricciones a las opciones o a la información disponible para los consumidores. A partir de este marco, la ICN subraya que la inclusión explícita del criterio de competencia en el análisis regulatorio constituye un componente esencial para asegurar que las intervenciones estatales sean efectivas y no introduzcan barreras injustificadas que afecten el funcionamiento eficiente de los mercados.
En efecto, esta Superintendencia considera que incorporar el criterio de libre competencia económica dentro del análisis multicriterio en proyectos de esta naturaleza representa una herramienta adicional para anticipar y prevenir efectos adversos sobre la libre competencia económica y fortalecer la neutralidad competitiva del marco regulatorio.
4.2 Sobre el modelo de frontera estocástica calibrado para el cálculo del factor de eficiencia del Costo Base de Comercialización
En el marco del proceso de definición metodológica para la remuneración del servicio de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, el regulador adoptó como instrumento técnico central un modelo de frontera estocástica[23] (SFA) con el propósito de estimar el nivel eficiente de costos operativos asociados a esta actividad. Esta decisión metodológica, documentada detalladamente en el informe titulado "Actualización y revisión de las variables que forman parte del cálculo del costo base de comercialización y la aplicación del modelo de eficiencia para la propuesta de la metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados del Sistema Interconectado Nacional” obedeció a la necesidad de identificar, a partir de la información contable de los comercializadores, cuáles agentes se sitúan cerca de una frontera eficiente de desempeño y cuáles, por el contrario, exhiben desviaciones atribuibles a ineficiencias técnicas.
Así, mediante la aplicación de un factor de eficiencia estimado individualmente, el regulador se propone ajustar el Costo Base de Comercialización reconocido en la tarifa, transfiriendo los beneficios de eficiencia a los usuarios del servicio. La motivación explícita del regulador es evitar que la tarifa remunere sobrecostos derivados de prácticas operativas deficientes, generando así señales económicas que favorezcan la eficiencia productiva y el uso racional de los recursos.
En este contexto, el propósito de la presente sección es evaluar el modelo de frontera estocástica adoptado por el regulador de cara a su posible incidencia en la libre competencia económica. Esta valoración resulta especialmente relevante, en tanto que el modelo de frontera estocástica (SFA) cumple una doble función: por un lado, delimita el nivel de costos considerados eficientes en la prestación del servicio y, por otro, opera como referencia para fijar límites tarifarios con efectos vinculantes sobre la actividad de los agentes regulados. De allí que la metodología a en su diseño, especificación o estimación podría derivar en una sobrestimación o subestimación de los costos eficientes, con efectos directos sobre la capacidad de los agentes para concurrir y mantenerse en el mercado.
Por ejemplo, una sobreestimación de la frontera podría conducir a que se reconozcan en la tarifa costos que no responden a condiciones eficientes, lo que podría traducirse en rentas supra-eficientes para ciertos operadores y en una menor presión competitiva para mejorar la productividad. En contraste, una subestimación de la frontera impone un estándar de eficiencia que no es alcanzable por todos los agentes, en especial aquellos que enfrentan condiciones operativas más complejas o estructuras de costos legítimamente diferenciadas. En ambos casos, la consecuencia es una alteración de las señales económicas asociadas al ingreso, permanencia y expansión de comercializadores en el mercado de comercialización.
Por esta razón, el análisis que se desarrolla a continuación se orienta a establecer la posible incidencia del modelo econométrico adoptado por el regulador sobre la libre competencia económica, de cara a la heterogeneidad estructural del mercado. En particular, la Superintendencia realizará algunas consideraciones sobre la metodología implementada y el modelo propuesto por el regulador en el proyecto.
En función de lo anterior, se formularán recomendaciones orientadas a minimizar los eventuales riesgos de exclusión o posible favorecimiento a determinados agentes y a garantizar que el esquema tarifario resultante promueva una competencia efectiva, plural y dinámica en el mercado de comercialización de energía eléctrica.
4.2.1. Bondades del modelo seleccionado por el regulador
El modelo adoptado por el regulador para estimar la frontera eficiente de costos, en la actividad de comercialización de energía eléctrica, corresponde a una especificación funcional del tipo logarítmica. Esta forma funcional permite capturar efectos no lineales entre las variables productivas sobre los costos[24].
Formalmente, el modelo especificado estima el logaritmo natural del costo total de comercialización reportado por cada agente como función de un conjunto de variables explicativas que representan los principales factores de producción asociados a dicha actividad. Estas variables incluyen el número total de usuarios regulados atendidos, así como distintos componentes de costos unitarios normalizados por usuario, tales como los relacionados con personal y servicios informáticos, depreciación y amortización, costos generales y de mantenimiento y la longitud total de las redes. La especificación adopta una forma funcional log-lineal que permite capturar elasticidades directas entre los costos totales y las variables explicativas y se incorpora además una estructura de error compuesta por un término aleatorio y un componente de ineficiencia técnica. La ecuación de regresión correspondiente, estimada sobre un panel de datos, se presenta a continuación:
Donde:
- : Es un índice que identifica un comercializador;
- : Es un índice que indica un año en el panel de datos;
- : Es el intercepto;
- : Corresponden a los coeficientes que representan las elasticidades de los regresores del modelo
- : Corresponde al logaritmo natural de los costos y gastos reconocidos y reportados por los agentes en el formato AOM-404 y asociados a la actividad de comercialización para usuarios regulados del comercializador i en el año t;
- : Corresponde al logaritmo natural de la totalidad de usuarios regulados que atiende el comercializador i en el año t;
- : Corresponde al logaritmo natural de los costos y gastos reconocidos y reportados en el formato AOM-404 y relacionados con los conceptos de empleados y con los servicios de entrega de facturas y servicios informáticos, normalizados por el total de usuarios del comercializador i en el año t;
- : Corresponde al logaritmo natural de los costos y gastos reportados en el formato AOM-404 y relacionados con la depreciación y la amortización de licencias y software, normalizados por el total de usuarios del comercializador i en el año t;
- : Corresponde al logaritmo natural de los costos y gastos reportados en el formato AOM-404 y relacionados con costos generales y por órdenes y contratos de mantenimiento y reparación, normalizados por el total de usuarios del comercializador i en el año t
- : Corresponde al logaritmo natural de la longitud total de las redes (rurales y urbanas) del comercializador i en el año t, normalizada por el total de usuarios del comercializador i en el año t;
- : es un término de error aleatorio que representa factores exógenos no observables que afectan temporalmente el costo de cada agente, asumido normalmente distribuido con media cero y varianza y asociado al comercializador i en el año t;
- : Representa la ineficiencia técnica pura, es decir, el grado en que el agente comercializador i incurre en costos superiores al nivel mínimo necesario para producir un determinado volumen de servicio con los insumos utilizados. u¡ es no negativa, y se distribuye half-normal con media ¡i y varianza [25].
A continuación, se destacan las principales ventajas técnicas y metodológicas del modelo econométrico definido por el regulador para estimar la eficiencia relativa de los comercializadores de energía eléctrica. Estas ventajas se derivan de un proceso riguroso de especificación, estimación y validación del modelo de frontera estocástica (SFA), el cual fue desarrollado con base en criterios estadísticos robustos y una revisión exhaustiva de más de cincuenta formulaciones alternativas. El análisis desarrollado a continuación se centra en la revisión de tres criterios clave que sustentan la solidez del modelo seleccionado: la elección de su forma funcional, la verificación de ausencia de
Heterocedasticidad[26] y la comprobación de baja multicolinealidad[27] entre las variables explicativas.
En primer lugar, esta Superintendencia advierte que una de las principales ventajas del enfoque adoptado por el regulador en la construcción del modelo de eficiencia es la rigurosidad en la evaluación de la forma funcional. La documentación aportada por el regulador reporta que se exploraron más de cincuenta especificaciones del modelo de frontera estocástica, incluyendo formas funcionales log-lineales, Cobb-Douglas y logarítmicas, lo que demuestra un esfuerzo metodológico exhaustivo por identificar aquella estructura que mejor se ajustaría al comportamiento real de los costos de comercialización de energía. En este ejercicio se aplicaron pruebas de forma funcional y restricciones de homogeneidad, además de pruebas de bondad de ajuste tales como el logaritmo de la verosimilitud, el Criterio de Información de Akaike (AIC)[28] y el Criterio de Información de Schwarz (BIC)[29].
Estas métricas permiten comparar modelos con distinto número de parámetros, penalizando la complejidad excesiva para favorecer especificaciones más parsimoniosas y estables. La selección final de una forma log-lineal no fue arbitraria, sino el resultado de una comparación empírica robusta entre especificaciones alternativas, evaluadas según su capacidad explicativa, consistencia estadística y facilidad de interpretación. En conjunto, este proceso garantiza que el modelo estimado sea estadísticamente válido[30].
En segundo lugar, se destaca el desarrollo satisfactorio de pruebas aplicadas para identificar y corregir posibles problemas de heterocedasticidad[31], es decir, variaciones no constantes en la varianza de los errores que podrían comprometer la propiedad de eficiencia estadística. En este caso, el regulador aplicó la prueba estadística de Breusch- Pagan (Lagrange Multiplier Test) sobre un modelo auxiliar estimado mediante mínimos cuadrados ordinarios (OLS) con las mismas covariables. Con base en la prueba estadística de Breusch-Pagan, el regulador verificó si los residuos del modelo presentaban varianzas heterogéneas asociadas a las características observables de los agentes. Esta prueba es fundamental para validar los supuestos del modelo SFA, que requiere separar claramente el componente de ineficiencia del componente de ruido aleatorio. En el caso analizado, la prueba de Breusch-Pagan no evidenció patrones significativos de heterocedasticidad en los residuos del modelo log-lineal seleccionado, lo que indica que las estimaciones del término de error no están contaminadas por variaciones sistemáticas en los errores. Esta condición garantiza que los niveles de eficiencia calculados para cada comercializador estén libres de distorsiones atribuidas a la varianza no constante en el error. Sin perjuicio de lo anterior, esta Superintendencia sugiere el desarrollo de pruebas complementarias de contraste que permiten evaluar si depende sistemáticamente de covariables observables. La implementación de este tipo de pruebas específicas representaría una mejora metodológica adicional para reforzar la validación estadística del modelo.
En tercer lugar, esta Superintendencia advierte que se abordó de forma rigurosa el problema de multicolinealidad. Dicha condición ocurre cuando dos o más variables explicativas del modelo están altamente correlacionadas, lo cual puede inflar las varianzas de los coeficientes estimados y comprometer la estabilidad de los resultados. Para evaluar esta posible afectación, se aplicó el indicador VIF (Variance Inflation Factor), ampliamente utilizado en econometría para cuantificar la magnitud del problema[32]. El informe técnico
detalla que los valores obtenidos para el VIF en las variables seleccionadas estuvieron por debajo de los umbrales críticos generalmente aceptados (VIF < 10), lo cual sugiere que no existe redundancia significativa entre los insumos considerados en el modelo, como número de usuarios, número de facturas, empleados o la condición de integración vertical. Esta verificación es clave para interpretar de forma confiable los coeficientes estimados, ya que asegura que cada variable aporta información diferenciada al modelo, y que los efectos marginales calculados sobre el costo total reflejan verdaderamente las relaciones subyacentes entre factores e insumos.
En conjunto, la evaluación sistemática de la forma funcional, la corrección de la heterocedasticidad y el control por multicolinealidad representan fortalezas metodológicas del ejercicio de modelación estadística adelantado por la CREG y su equipo consultor. Estos elementos permiten sostener que el modelo final fue sometido a una validación empírica para acreditar su idoneidad para reflejar de manera objetiva los niveles eficientes de costos en la actividad de comercialización de energía.
4.2.2. Sobre la selección de la muestra para la estimación del modelo de frontera estocástica.
En este apartado se someterá a análisis la idoneidad de la muestra utilizada para la calibración del modelo de frontera estocástica para el cálculo del factor de eficiencia inherente a la actividad de comercialización de energía.
Como ya se detalló anteriormente, la estimación del modelo de eficiencia tarifaria para la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados se fundamenta en la aplicación de un modelo de frontera estocástica calibrado con base en información de costos regulatoria. La fuente principal de datos empleada para alimentar este modelo corresponde a los reportes del Formato de Información de Costos Regulatoria (ICR), declarados por los comercializadores al Sistema Único de Información (SUI) de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (en adelante SSPD). Esta base incluye los costos de operación y administración asociados a la actividad de comercialización, clasificados por cuenta contable y reportados anualmente por cada agente. El periodo de observación utilizado comprendió los años 2019 a 2023. Adicionalmente, el regulador reportó que se incluyó información de XM para variables relacionadas con el número de usuarios, volumen de facturación y condiciones del mercado asignado a cada comercializador, en concordancia con los lineamientos de segmentación definidos en la Resolución CREG No. 156 de 2011. Esta combinación de fuentes pretende ofrecer una caracterización técnica y operativa del servicio, adecuada para estimar la frontera de eficiencia del sector.
Sin embargo, pese a la solidez de las fuentes de información, la selección de observaciones para la estimación final del modelo podría introducir un sesgo muestral con posible incidencia en la libre competencia económica. El informe técnico aportado por el regulador reconoce que se consideraron 26 comercializadores para la estimación del modelo de eficiencia. Esta cifra es inferior al universo regulado, pues según datos reportados por XM,
existen actualmente 139 agentes comercializadores en el SIN[33]. En consecuencia, la muestra de entrenamiento del modelo podría tender a a sobrerrepresentar a ciertos agentes, lo cual reduciría la representatividad estadística de la frontera estimada respecto del conjunto heterogéneo de comercializadores que operan en el SIN.
Este sesgo de selección tendría implicaciones metodológicas sobre la calidad de los estimadores. En un modelo de frontera estocástica, si la muestra está sesgada hacia agentes de gran escala el modelo puede subestimar los costos estructurales legítimos de agentes que operan en entornos diferentes, por ejemplo, aquellos que deben arrendar infraestructura, atender zonas rurales dispersas o asumir costos regulatorios adicionales para adaptarse a condiciones locales. En estos casos, el componente de ineficiencia técnica que estima el modelo absorbe no solo ineficiencia real, sino también efectos estructurales derivados de la exclusión de otros perfiles operativos. Como consecuencia, los coeficientes del modelo pierden consistencia externa y el índice de eficiencia calculado para agentes que no comparten las características promedio de la muestra deja de ser un indicador válido para fines tarifarios.
A partir de esta distorsión en los estimadores, se generaría un efecto adicional sobre la estimación misma de la frontera de eficiencia. Dado que la frontera se determina como la envolvente de menor costo observada en la muestra, una muestra sesgada hacia agentes grandes y eficientes en términos relativos elevaría artificialmente el estándar de comparación, penalizando a aquellos comercializadores que operan con estructuras distintas, no por falta de eficiencia técnica, sino por razones inherentes al entorno regulatorio, geográfico o institucional donde desarrollan su actividad. Esta situación podría tener mayores riesgos si se considera que, conforme al artículo 7 de la Resolución CREG No. 701 038 de 2024, los cargos base de comercialización resultantes del modelo actúan como límites máximos tarifarios para todos los agentes. Así, un comercializador de baja escala o reciente ingreso al mercado, cuyas características se encuentren subrepresentadas en la muestra seleccionada, podría ver reconocido un cargo fijo insuficiente para cubrir sus costos fijos, con lo cual enfrentaría riesgos de inviabilidad financiera o exclusión del mercado, configurándose en una posible barrera de entrada indirecta para la prestación del servicio de comercialización de energía eléctrica en Colombia.
La metodología descrita consistente en la estimación de la frontera de eficiencia a partir de una muestra eventualmente no representativa del universo regulado, produciría efectos no deseados para el funcionamiento competitivo del mercado y sobre el bienestar de los consumidores. Desde la perspectiva de la libre competencia económica, el reconocimiento tarifario a través de un cargo máximo determinado por una frontera estadísticamente sesgada podría constituir una distorsión en la asignación de señales económicas para la entrada, permanencia y expansión de agentes. Lo anterior implicaría que aquellos comercializadores que no integraron la muestra seleccionada y cuya estructura de costos esta subrepresentada enfrentarían un tratamiento normativo que no reconocería sus costos fijos reales, aun cuando estos pudieran corresponder a esquemas legítimos de operación dentro del marco regulatorio.
La situación descrita podría acarrear que los agentes no tenidos en cuenta en la muestra reciban una señal económica desfavorable para mantenerse en el mercado, ya que el cargo tarifario máximo que se les reconoce no alcanzaría a cubrir sus costos fijos reales, aun cuando estos sean eficientes dentro de su modelo operativo. Esto podría desincentivar la la competencia entre distintos esquemas de organización y de atención, ya que operaría con un estándar tarifario único, que se ha basado en un grupo no representativo de agentes.
Con fundamento en las anteriores consideraciones, esta Superintendencia le recomendará al regulador: (i) aportar una justificación técnica detallada sobre la suficiencia y representatividad estadística de dicha muestra utilizada para la estimación del modelo de frontera estocástica, en el marco del cálculo del factor de eficiencia aplicado al Costo Base de Comercialización y/o; (ii) considerar el uso de técnicas de muestreo probabilístico o estratificado, que permitan garantizar una cobertura adecuada de las distintas tipologías de agentes (por ejemplo: integrados y no integrados; grandes y pequeños; urbanos y rurales), lo cual podría reducir el riesgo de que se introduzcan sesgos estructurales en la estimación de la frontera.
4.3. Sobre la incorporación de indicadores de calidad en la remuneración del servicio de comercialización
4.3.1. Regla propuesta
El literal h) del artículo 4 del proyecto estipula un esquema de incentivos para la mejora de la calidad comercial a aplicar por parte de todos los comercializadores. Así mismo, el Capítulo 3 del Anexo General del proyecto establece un total de 6 indicadores de calidad del servicio que tienen impacto en la remuneración de los agentes.
4.3.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
El Capítulo 2 del Anexo General del proyecto establece que el costo variable de comercialización se define así:
Donde corresponde al costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador i del mercado de comercialización j en el mes m en kilovatios hora; corresponde al margen para remunerar la actividad de comercialización; corresponde al valor que remunera el riesgo de cartera reconocido para la actividad de comercialización y; por su parte, corresponde a los costos financieros asociados al ciclo de efectivo reconocidos para la actividad de comercialización.
Además, el factor de margen de remuneración se desagrega así:
Donde CUCj corresponde al promedio simple del Costo Unitario de Prestación del Servicio menos el componente de comercialización en el nivel de tensión 1, durante los 60 meses anteriores a la fecha base de la metodología; IPCEE corresponde al Índice de precios aplicable a la actividad de comercialización de energía eléctrica para el mes m-1 o diciembre del año anterior a la expedición de la Resolución (considerado como el periodo 0); mo corresponde al margen operacional de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados como máximo de 3,18% y ACSt,j,t corresponde al factor de ajuste del margen operacional por la calidad del servicio para el año t.
Esta última variable relacionado con el factor de ajuste al margen operacional se define así:
Donde se define como el número de indicadores no cumplidos, que corresponde a aquellos indicadores sobre los cuales el comercializador í, en el mercado j, para el año t -1, no alcanzó un nivel de cumplimiento definido por la CREG.
De acuerdo con el numeral 1 del Capítulo 3 del Anexo General del proyecto, los indicadores establecidos son los siguientes:
Cuadro No. 2. Relación de indicadores de calidad.
| CATEGORÍA | INDICADOR |
| Quejas y reclamos | Cantidad de peticiones, quejas y reclamos por usuario |
| Calidad en la respuesta a quejas y reclamos | |
| Atención al usuario | Calidad en la atención de llamadas telefónicas |
| Gestión de abandono de llamada | |
| Respuesta a medios electrónicos | |
| Facturación | Calidad de la facturación |
Fuente: CREG[34].
No obstante, desde la óptica de la libre competencia económica, la incorporación de indicadores de calidad en la estructura de remuneración plantea riesgos que deben ser cuidadosamente considerados. En su análisis, la SIC advierte que algunos de los indicadores definidos, particularmente los relacionados con la "calidad en la respuesta a peticiones, quejas y reclamos" y la "calidad de la facturación", podrían acarrear riesgos en materia de libre competencia según se detallará a continuación.
En primer lugar, el indicador de calidad en la respuesta a peticiones, quejas y reclamos (en adelante PQR) se define como el número de casos resueltos a favor del usuario cuando interpone Recurso de Reposición y Subsidiario de Apelación y en la respuesta al recurso de apelación por parte de la SSPD sobre el total de recursos presentados[35]. En otras palabras, el indicador corresponde a un porcentaje de casos resueltos a favor del usuario sobre el total de casos que llegan a instancia de apelación ante la SSPD[36].
Desde la óptica de la SIC, dicho indicador individualmente considerado podría tener dos problemáticas. En primer lugar, a pesar de que un operador pueda tener un pequeño número de quejas como las relacionadas en el indicador 1, si ese número de quejas resultan favorables al usuario en la instancia de la SSPD, dicha situación podría derivar en un indicador incumplido, aun cuando una baja cantidad de quejas que lleguen a instancia de apelación ante la SSPD también podría indicar que el operador logra resolver la mayoría de las inquietudes de los usuarios antes de llegar a dicha instancia.
En segundo lugar, el hecho de que una queja resulte a favor de un usuario no necesariamente implica una mala calidad de la respuesta por parte de la empresa comercializadora. Pueden existir varios criterios que lleven a una decisión favorable al usuario donde la empresa comercializadora no haya atendido una queja de forma inadecuada. Dicha situación se puede ejemplificar con casos previsibles como diferencias en la interpretación normativa. Si bien esta Superintendencia reconoce que dicha situación podría ser un indicador eficiente de la mala calidad de la respuesta a las quejas y reclamos, se recomendará a la CREG estudiar otros indicadores que permitan complementar el indicador de calidad.
Desde la perspectiva de la libre competencia, esta Superintendencia considera que dicho diseño puede introducir una penalización regulatoria desproporcionada sobre comercializadores que, aunque actúan conforme a derecho y de buena fe, enfrentan una mayor tasa de reversión en sede administrativa por razones estructurales del mercado. Si bien algunas de dichas razones no necesariamente reflejan una peor calidad del servicio, pueden derivar en una mayor presión regulatoria que impacta la rentabilidad del comercializador. Esta situación puede traducirse en un desincentivo para que los agentes operen en dichos mercados, generando una barrera indirecta a la entrada y reduciendo la diversidad de esquemas de prestación.
El impacto de la penalización regulatoria se traduciría en una reducción de los ingresos tarifarios de los agentes, que podría afectar su sostenibilidad financiera, en especial para aquellos con menor escala o menores recursos. A mediano plazo, la acumulación de penalidades podría erosionar la capacidad de estos comercializadores para competir de manera efectiva, acceder a financiamiento o invertir en mejoras de calidad. Esta situación podría comprometer la competencia efectiva entre modelos de prestación y restringir la posibilidad de que los usuarios en regiones históricamente desatendidas accedan a una oferta diversificada y adaptada a sus necesidades.
En términos de estructura de mercado, lo anterior podría generar un proceso de selección adversa en el que los agentes que operan en mercados con mayor complejidad social o institucional serían gradualmente desplazados por operadores con menor exposición a estos riesgos. Esta dinámica podría desincentivar la entrada en mercados no tradicionales, reduciendo la diversidad de esquemas de prestación y la posibilidad de innovación en el servicio. Además, la salida de agentes alternativos o pequeños reforzaría la posición de los incumbentes, disminuyendo la presión competitiva y debilitando los incentivos para mejorar la eficiencia y calidad del servicio.
Desde una perspectiva regulatoria, este fenómeno podría comprometer la neutralidad competitiva[37] inherente a la actividad de comercialización. Al establecer un sistema de penalización que no reconoce las diferencias estructurales en las condiciones de operación, y se introduciría una fuente de ineficiencia que podría afectar negativamente el bienestar de los usuarios regulados.
Sobre este particular, se sugiere evaluar la posibilidad de utilizar indicadores más robustos y menos sensibles a condiciones exógenas, como encuestas de satisfacción del usuario, auditorías externas de calidad o mecanismos de retroalimentación directa que permitan una evaluación más integral del servicio prestado.
Situación similar ocurre con el sexto indicador denominado "calidad de la facturación”. Dicho indicador se define como el número de PQR por causal de facturación, resueltos a favor del usuario sobre el total de facturas iniciales del formato TC2 del Sistema Único de Información (SUI) expedidas[38]. Para dicho indicador, la calidad únicamente se refiere a las situaciones resueltas a favor del usuario sin que medien situaciones donde el usuario no necesariamente ostente la razón para la expedición de una respuesta favorable. Si bien esta fórmula pretende reflejar de manera objetiva la proporción de errores en los procesos de facturación, su diseño presenta limitaciones que podrían generar impactos asimétricos entre agentes.
En primer lugar, el hecho de que el numerador del indicador considere exclusivamente las PQR resueltas a favor del usuario introduce una evaluación binaria que no necesariamente reflejaría la calidad intrínseca del proceso de facturación. Existen múltiples situaciones en las que una respuesta favorable al usuario no deriva de una falla del comercializados sino de aspectos contextuales o excepcionales, como interpretaciones normativas complejas[39], actualizaciones regulatorias recientes[40], o ajustes derivados de decisiones judiciales o administrativas[41]. Sin embargo, el esquema propuesto asimilaría todas las respuestas favorables como indicios inequívocos de error, lo cual puede sobreestimar el nivel real de inexactitud en la facturación y penalizar a los agentes que operan bajo condiciones regulatorias o técnicas más complejas.
Desde la perspectiva de la libre competencia, este enfoque podría afectar a los comercializadores que implementan esquemas de facturación diferenciados, innovadores o automatizados, ya que estos modelos podrían generar fricciones iniciales con los usuarios derivados de la transición tecnológica, aun cuando a largo plazo representen mejoras en la eficiencia y transparencia del servicio. La SIC considera que penalizar automáticamente estas fricciones sin considerar su carácter transitorio o estructural podría desalentar la adopción de nuevas tecnologías y reduciría la diversidad de estrategias comerciales en el mercado.
Adicionalmente, el diseño del indicador podría generar incentivos negativos que afecten la simetría en la atención de los usuarios. En efecto, ante el riesgo de recibir penalizaciones por respuestas adversas, algunos agentes podrían verse tentados a resolver las PQR por causal de facturación mayoritariamente a favor del usuario, aun en ausencia de fundamentos objetivos. Esta práctica, aunque racional desde el punto de vista económico, introduciría distorsiones en la señal regulatoria, debilitando los mecanismos formales de resolución de conflictos, y podría erosionar la credibilidad del sistema tarifario.
Por otra parte, considérese la introducción de otro riesgo relacionado con la escala del agente. Es posible que aquellos comercializadores con alta densidad de usuarios y elevado volumen de facturación puedan diluir el impacto de un número dado de PQR favorables al usuario, sobre el total de facturas emitidas. En contraste, agentes pequeños o con operación en zonas dispersas pueden ver significativamente afectado su indicador ante un número reducido de PQR desfavorables, lo cual introduciría un sesgo estructural que favorecería a los agentes más grandes y con mayor volumen de operación. Esta asimetría en la sensibilidad del indicador puede consolidar posiciones dominantes y dificultar la permanencia de modelos de operación alternativos.
En suma, esta Superintendencia considera que, si bien el indicador de calidad de la facturación persigue un objetivo deseable en términos de protección al usuario, su formulación actual podría tener consecuencias no deseadas sobre la competencia, como la posible penalización de estructuras de operación legítimas, favorecimiento a los agentes incumbentes y/o desalentar la innovación tecnológica. Así mismo, se advierte que los indicadores de "Calidad en la respuesta a peticiones, quejas y reclamos" y "calidad de la facturación” podrían generar un incentivo a resolver las peticiones mayoritariamente a favor de los usuarios, aun cuando estos no tengan los elementos mínimos para recibir una respuesta favorable, para evitar las pérdidas derivadas en la reducción de la variable ACSt,j,t en perjuicio de las comercializadoras. Por las razones descritas, esta Autoridad le recomendará al regulador evaluar los indicadores de calidad mencionados para evitar la generación de los incentivos adversos descritos y aproximar las mediciones a la calidad percibida por los usuarios.
4.4. Sobre el periodo para el cobro de cartera
4.4.1. Regla propuesta
El artículo 9 del proyecto estipula cómo se debe remunerar el costo variable de comercialización, incluyendo la incorporación de un riesgo de cartera determinado para cada comercializador. Así mismo, el Capítulo 2 del anexo general establece la metodología concreta para la remuneración del costo de cartera.
4.4.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
Como se mencionó anteriormente, el costo variable se determina por 3 variables principales así:
Donde corresponde al costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador i, del mercado de comercialización j, en el mes m en kilovatios hora; corresponde al margen para remunerar la actividad de comercialización; corresponde al valor que remunera el riesgo de cartera reconocido para la actividad de comercialización y; por su parte, corresponde a los costos financieros asociados al ciclo de efectivo reconocidos para la actividad de comercialización.
Por su parte, el factor de riesgo de cartera reconocido para la actividad de comercialización se desagrega así:
Donde:
- representa el costo de compra de energía para los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1 en pesos por kilovatios hora.
- representa el costo por el uso del sistema de transmisión nacional para el mes m-1 en pesos por kilovatios hora.
- representa el costo por el uso de los sistemas de distribución en el nivel de tensión 1 con propiedad de activos del operador de red, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1 en pesos por kilovatios hora.
- representa el costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1 en pesos por kilovatios hora.
- representa el costo de restricciones y de servicios asociados con generación, asignados al comercializador i, en el mes m-1 en pesos por kilovatios hora y;
- se refiere al factor correspondiente al riesgo de cartera reconocido al comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m.
Esta última variable, a su vez, se determina así:
Donde:
- representa la prima por el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales del mercado de comercialización j.
- representa la facturación Total en pesos correspondiente a la facturada a los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1.
- representa la prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red o al prestador de última instancia, por la atención de usuarios en áreas especiales, en el mercado de comercialización j, para el año t.
- equivale a la facturación total en pesos correspondiente a la facturada a los usuarios ubicados en áreas especiales atendidos por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1.
- Se refiere a la facturación total en pesos correspondiente a la facturada a usuarios regulados realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1.
Sobre la primera variable, la prima de riesgo no gestionable de los usuarios tradicionales se determina como sigue:
Donde:
- se refiere al estrato o sector asociado a la actividad siendo 1 = Bajo-Bajo; 2 = Bajo; 3 = Medio-Bajo; 4=Medio; 5 = Medio-Alto; 6=Alto; 7=Industrial; 8=Comercial; 9=Oficial.[42]
- es el número de usuarios a los que se les cortó y continúan sin servicio por un periodo superior a 12 meses, el servicio por incumplimiento de pago de la factura, en el estrato e, del mercado de comercialización j, por el comercializador [43], durante los 5 años anteriores a la fecha base de la metodología.
- es el tamaño de la ventana de observación para la variable anterior expresada en número de años.
- es el número de periodos de facturación mensual reconocidos por el incumplimiento en el pago de la factura de energía eléctrica de los de usuarios a los que se les cortó y continúan sin servicio por un periodo superior a 12 meses.
- es el promedio de facturación total expresado en pesos por suscriptor o usuario, en el mercado de comercialización j.
- es el valor total facturado en pesos ($) a usuarios regulados en el mercado de comercialización j por el comercializador i.
Este diseño metodológico del componente variable busca reflejar con mayor precisión los costos financieros y los riesgos asociados a la actividad de comercialización. Sin embargo, la forma en que se define cada uno de sus componentes tiene implicaciones directas sobre la viabilidad financiera de ciertos modelos de operación y, por ende, sobre la neutralidad competitiva del esquema regulatorio.
Como se detalla en el numeral 2.2.3. del Capítulo 2 del Anexo General del proyecto, la variable es equivalente a 1,5 meses[44], el cual representa un cambio respecto a la regulación actual donde se reconocen un total de 3 meses de costos de energía prestada pero no pagada por el usuario.
Sobre el particular, la lógica económica de dicha ventana de tiempo corresponde a un usuario tradicional que ha dejado de pagar durante 12 meses y sobre los cuales la recuperación de los costos de los servicios prestados se debe realizar de forma coactiva. En ese sentido, dado que la facturación se realiza de forma mensual y posterior a la prestación del servicio, existe un periodo de gracia desde el inicio de la prestación en un determinado mes y el corte del servicio en el cual el usuario disfrutó de la energía eléctrica pero no la pagó. Dicho periodo representa un riesgo para los comercializadores ya que, si bien el usuario no pagó por la prestación de dicho servicio, el comercializador sí debió de hacer los pagos a las compañías que prestaron los servicios de generación, transmisión y distribución. Por ello, la normativa establece una remuneración de dicho periodo para cubrir el riesgo de cartera que se genera por dicha situación.
El cambio de 3 meses a 1,5 meses fue soportado por el regulador como una forma de promover la eficiencia en la tarifa de comercialización. Sobre el particular, el regulador señaló que dicho periodo corresponde al periodo necesario para la lectura del medidor, la emisión de la factura y el cobro al usuario, por lo que la consideración de un periodo más amplio no fue necesaria[45].
Sin embargo, en etapa de comentarios, algunos terceros solicitaron la evaluación de un periodo más amplio. En concreto, ENERTOTAL S.A. E.S.P. señaló que el reconocimiento de 1,5 meses resultaría insuficiente, por lo que sería necesario tener en cuenta la participación de dichos usuarios en el consumo total y el impacto que esto representa en la cantidad de meses a reconocer[46]. Además, solicitó tener en cuenta a aquellos usuarios que gozan de protección constitucional, frente a quienes no es posible efectuar la suspensión del servicio en un plazo de 1,5 meses[47].
Al respecto, el regulador expresó que no se considera necesario modificar la propuesta, ya que los comercializadores disponen de mecanismos como la suspensión del servicio, el corte y la celebración de acuerdos de pago, entre otros, que le permitirían mitigar el aumento en el valor de la deuda que un usuario pueda acumular[48].
No obstante, desde la perspectiva de la libre competencia, resultaría problemático que el reconocimiento del riesgo de cartera se base en un supuesto homogéneo de tiempos de corte y recuperación, sin tener en cuenta la heterogeneidad operativa entre agentes. Esta aproximación podría perjudicar a aquellos comercializadores que atienden zonas rurales dispersas o segmentos poblacionales con condiciones socioeconómicas particulares que dificultan la gestión efectiva del recaudo, pero que se encuentran catalogados como usuarios tradicionales.
En particular, esta Superintendencia considera que la implementación uniforme de un periodo de reconocimiento de solo 1,5 meses podría afectar negativamente a aquellos comercializadores que enfrentan mayores barreras para ejecutar de manera ágil procesos de corte y recuperación de cartera. Por ejemplo, en zonas rurales apartadas, los costos logísticos y tiempos de desplazamiento podrían dificultar la suspensión efectiva del servicio dentro del plazo considerado.
Desde una perspectiva de competencia, la ausencia de diferenciación en la variable nrm implicaría que el cargo reconocido por riesgo de cartera podría no reflejar adecuadamente los costos estructurales que ciertos comercializadores deben enfrentar debido a las condiciones de su entorno operativo. Esta situación podría dar lugar a un tratamiento inequitativo que beneficiara de forma indirecta a los agentes que operan en zonas de menor complejidad, en detrimento de aquellos cuya actividad presenta mayores retos logísticos o sociales. En la práctica, además, esto introduciría una barrera a la prestación del servicio, afectando la universalidad y sostenibilidad del servicio público, en zonas rurales dispersas o segmentos poblacionales con condiciones socioeconómicas particulares que dificultan la gestión efectiva del recaudo.
Adicionalmente, el reconocimiento insuficiente del riesgo de cartera podría tener consecuencias financieras significativas para comercializadores de menor escala o con menor acceso a mecanismos de fondeo. Si bien los operadores más grandes y capitalizados podrían absorber en el corto plazo la diferencia entre el costo real de cartera y el valor reconocido regulatoriamente, los comercializadores más pequeños o descentralizados podrían enfrentar dificultades para cubrir sus obligaciones de pago con generadores, transmisores y distribuidores. Esta situación incrementaría el riesgo de mora en la cadena de suministro de energía, comprometiendo la liquidez del sistema y podría conducir a la salida de agentes, reduciendo el nivel de competencia efectiva en el mercado.
Cabe advertir que esto podría tener una afectación en el mediano y largo plazo, al limitar el reconocimiento de costos a un estándar que no se ajusta a la diversidad de contextos operativos, la regulación reduciría los incentivos para que nuevos agentes ingresaran a prestar el servicio en zonas con condiciones más complejas, incluso cuando ello sería socialmente deseable desde el punto de vista de cobertura y equidad. Asimismo, se debilitaría la posibilidad de que modelos de comercialización alternativos o innovadores puedan competir en igualdad de condiciones frente a estructuras de gran escala.
En este sentido, al revisar los documentos aportados por el regulador, no se encontró un análisis de sensibilidad que permitiera determinar si la variable nrm debería tomar valores distintos según el perfil del mercado de comercialización. Esto podría traducirse en un reconocimiento insuficiente del riesgo real asumido por ciertos agentes, afectando su competitividad y comprometiendo el principio de suficiencia financiera consagrado en la Ley 142 de 1994. Así no se evidenciaron documentos que dieran cuenta de la adopción de esta ventana de tiempo, considerando datos de los agentes del mercado de donde se pueda concluir que el periodo de 1.5 meses sería suficiente para el corte del servicio a usuarios tradicionales, teniendo en cuenta factores como las consideraciones geográfica o por tipo de usuario dentro del segmento de los usuarios tradicionales, o analizando si la operación sería más o no compleja en áreas rurales o distantes que no correspondan a áreas especiales.
En ese sentido, se recomendará al regulador reevaluar la determinación uniforme de la variable nrm y estudiar alternativas metodológicas que permitan ajustar su valor en función de criterios objetivos, como el perfil de usuario, la ubicación del mercado de comercialización o el historial de recuperación de cartera por parte del agente. Esta evaluación podría apoyarse en el análisis de datos históricos de morosidad y recuperación informados por los comercializadores al Sistema Único de Información (SUI), o en ejercicios de segmentación geográfica y socioeconómica que permitan caracterizar con mayor precisión el riesgo asumido por cada agente.
Dicha evaluación permitiría fortalecer la correspondencia entre el riesgo reconocido y el riesgo efectivamente enfrentado, evitando distorsiones que puedan traducirse en barreras
indirectas a la entrada o permanencia de comercializadores con esquemas de operación diferenciados. Una regulación que reconozca de manera más precisa las condiciones reales de operación contribuiría no solo a la sostenibilidad financiera de los comercializadores, sino también a preservar la pluralidad de esquemas de prestación y a fomentar una competencia más equilibrada y eficiente. De esta forma, se fortalecería el principio de neutralidad competitiva previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994 y se garantizaría que la regulación tarifaria no introduzca barreras indirectas a la entrada o permanencia en el mercado.
4.5. Riesgo de exclusión de costos fijos relacionados con la actividad de comercialización.
En el marco del proceso de definición metodológica para la remuneración del servicio de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, el regulador adoptó la decisión de excluir ciertos conceptos de costos consignados por los agentes en el Formato AOM 404.
Esta determinación se formalizó en el documento titulado "Actualización y revisión de las variables que forman parte del cálculo del costo base de comercialización y la aplicación del modelo de eficiencia para la propuesta de la metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados del Sistema Interconectado Nacional”, elaborado por la Universidad Tecnológica de Pereira. En el citado documento se argumentó que la exclusión respondería a la necesidad de construir una base de costos representativa de prácticas eficientes y directamente atribuibles a la operación de la actividad de comercialización[49]. Se afirmó, además, que muchos de los conceptos consignados por los agentes no guardaron una relación directa con el objeto regulado[50]. En total, se excluyeron 43 conceptos del Formato AOM 404 y se recibieron 165 comentarios de agentes regulados respecto de su no reconocimiento, de los cuales 79 corresponden a conceptos clasificados como gastos operacionales y 86 corresponden a conceptos asociados a costos[51].
Con el fin de mitigar los efectos que podría generar esta exclusión, el regulador incorporó un mecanismo denominado "delta de costos a reconocer”. Según expone la sección 19.1.3 del documento soporte, su propósito consiste en introducir un ajuste parcial para subsanar las omisiones que se presentaron en el reporte de información financiera por parte de los comercializadores. Lo anterior involucra la inclusión de aquellos costos y gastos que no fueron reconocidos explícitamente en la resolución, ya sea porque los agentes los imputaron a conceptos excluidos del reporte ICR (Formato AOM 404), o porque los clasificaron erróneamente según los lineamientos de la regulación. Su cálculo busca estimar, de manera representativa, un ajuste porcentual que se aplicará sobre los Costos y Gastos históricos reportados, distribuidos posteriormente entre el número de usuarios atendidos por cada comercializador.
Su estimación se construyó con fundamento en la información reportada por los agentes entre 2019 y 2023. Para cada año, se calcula un valor denominado At, que corresponde a la mediana de la ratio de los valores reportados en las cuentas "Otros Contratos” (código 2150800)[52] y "Otros Gastos de Administración y Funcionamiento” (código 1020700)[53], respecto del total de conceptos reconocidos . Lo anterior se puede representar a partir de la siguiente ecuación:
Donde:
- corresponde al valor total de los conceptos de costos y gastos reportados por el comercializador j en el año t que fueron atribuibles a cuentas no reconocidas en la metodología tarifaria, pero que el regulador considera que podrían haber sido imputados erróneamente a estas cuentas debido a prácticas contables o falta de trazabilidad (cuenta "Otros Contratos” (código 2150800) y "Otros Gastos de Administración y Funcionamiento” (código 1020700));
- : Es la sumatoria de todos los conceptos de costos y gastos reconocidos (CR) por la regulación para el comercializador j en el año t, con Q siendo el número total de conceptos reconocidos.
Posteriormente, el Porcentaje Reconocido por Error (en adelante PRE) se define como la mediana de estos cinco valores anuales, uno por cada año dentro del período 2019-2023, el cual se expresa de la siguiente manera:
Por último, el valor PRE equivalente a 9,01% se multiplica por los Costos y Gastos reportados por cada empresa y se divide por el número anual de usuarios que atiende el comercializador, lo cual determina el valor unitario que se reconoce como ajuste en tarifa bajo el rótulo de "delta” por errores en el reporte.
Este ajuste tiene fundamento en los comentarios recibidos por la CREG y en los resultados de la consultoría técnica desarrollada por la Universidad Tecnológica de Pereira, en los que
se identificó que múltiples hechos económicos propios de la actividad de comercialización fueron imputados contablemente a conceptos no reconocidos por la resolución tarifaria. El delta se planteó como una solución transitoria a esta inconsistencia, y su cálculo se estructuró como un porcentaje PRE de los Costos y Gastos históricos reportados por los comercializadores, distribuido por el número de usuarios atendidos. Esta fórmula busca evitar revisiones caso por caso e introduce un reconocimiento homogéneo para todos los agentes, basado en la mediana. Sin embargo, y a pesar de su razonabilidad como medida de contingencia, esta Superintendencia considera que el mecanismo de deltas podría no resultar idóneo para corregir de forma integral los impactos adversos que la exclusión inicial de ciertos conceptos contables puede acarrear sobre la competencia económica.
En primer lugar, esta Superintendencia considera que la aplicación estandarizada del PRE podría no reconocer la heterogeneidad estructural entre agentes. El uso de un porcentaje fijo sobre los costos históricos implicaría que los comercializadores que, por razones de escala operativa o localización, concentran una mayor proporción de sus gastos en conceptos excluidos –como beneficios a empleados, atención al cliente, PQR o trámites regulatorios–, podrían recibir una compensación insuficiente en relación con sus verdaderas necesidades operativas. A su vez, los agentes que concentran una menor proporción de sus gastos en conceptos excluidos podrían recibir una compensación superior a sus verdaderas necesidades operativas.
Este tratamiento asimétrico produciría un sesgo implícito a favor de estructuras organizativas que coinciden con el perfil promedio utilizado para definir el delta o en agentes que concentran una mayor proporción de gastos reconocidos, lo que podría traducirse en desventajas para modelos alternativos de prestación del servicio.
Estas preocupaciones fueron expuestas por agentes del sector. Considérese, el caso de ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P., quien señaló que la no inclusión de conceptos que representan hasta el 34% del total de costos efectivamente incurridos comprometería la viabilidad financiera de los agentes y que, incluso, "harían inviable el desarrollo de la actividad”[54]. Al respecto, el citado agente mencionó:
"Para Enel Colombia, se excluyen conceptos indispensables para la operación de la actividad, que en 2023 ascienden a 107 mil millones $COP, equivalente al 34% de los costos a remunerar y que harían inviable el desarrollo de la actividad. (...) En el informe emitido por el Consultor Universidad Tecnológica de Pereira, se señala que hay hechos económicos relacionados con la actividad de comercialización que aún no han sido reconocidos, y que la Comisión está evaluando cómo manejarlos. Es necesario definir cómo se reconocerán estos hechos económicos, que actualmente se reportan con diferentes criterios y en conceptos distintos a los que la Comisión propone reconocer en el Formato 404. (...) De acuerdo con lo anterior, para el caso de Enel Colombia, el modelo de eficiencia elaborado no refleja razonablemente los valores eficientes de costos conforme a la realidad empírica de la actividad de comercialización en Colombia, y puede revisare(sic) en pro de obtener un resultado que refleje la realidad de la operación
eficiente de las empresas. Como mencionamos previamente, en los resultados que arroja la propuesta del modelo de eficiencia nuestro factor de eficiencia se encuentra disminuido en 18 puntos porcentuales con respecto al aprobado por la Comisión en el año 2015” (Énfasis fuera del texto original).
A su vez, en relación con esta problemática, la EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P indicó:
"Tras realizar un análisis exhaustivo y revisar las cuentas que la comisión ha excluido del reconocimiento, estamos profundamente preocupados, ya que estas cuentas son esenciales para el negocio de la comercialización y son actividades indispensables para la operación de las empresas comercializadoras. Nos preocupa enormemente que los 50 conceptos propuestos por la comisión no cubren los verdaderos costos operativos de las empresas comercializadoras. Se han excluido conceptos fundamentales que respaldan actividades cruciales, como la facturación, el recaudo y la cartera, entre otros. A continuación, presentamos nuestros comentarios sobre la necesidad de reconocer los siguientes conceptos dentro de la nueva metodología de comercialización, ya que la exclusión de estos conceptos, que forman parte integral de la actividad de comercialización, no permitiría reflejar los verdaderos costos y gastos incurridos, y llevaría a una violación del principio de suficiencia financiera de las empresas comercializadoras, establecido en la Ley 142 de 1994” (Énfasis fuera del texto original).
A partir de este diagnóstico, esta Superintendencia concluye que la inclusión del delta, tal como fue concebido, no contemplaría todos los problemas estructurales identificados por los agentes. En efecto, aunque el delta fue introducido como un mecanismo transitorio para compensar hechos económicos reportados en conceptos no reconocidos, su diseño simétrico impide capturar la diversidad real de los costos no reconocidos entre comercializadores. Al operar como un porcentaje fijo distribuido por usuario, el delta no permitiría identificar qué agentes enfrentan efectivamente mayores cargas derivadas de prácticas legítimas, incluidas, la subcontratación de servicios, la dotación de beneficios extralegales o la atención personalizada intensiva y tampoco proporcionaría evidencia trazable del origen contable de los costos que intenta compensar.
Desde la perspectiva de libre competencia, esta Superintendencia considera que la iniciativa regulatoria podría limitar la concurrencia de los agentes. De igual manera, los nuevos entrantes o agentes de menor escala, que incurren proporcionalmente en mayores costos fijos por condiciones estructurales de su operación, podrían perder incentivos para permanecer en el mercado al no tener reconocido un cargo suficiente para cubrir estos gastos.
En atención a los argumentos previamente expuestos, se sugiere al regulador considerar la posibilidad de complementar el mecanismo de deltas con un procedimiento adicional de reporte estandarizado, que permita una mejor trazabilidad y validación de aquellos gastos que, aunque no reconocidos directamente en la estructura tarifaria, correspondan a hechos económicos legítimos de la actividad de comercialización. En particular, se recomienda explorar el desarrollo de una matriz de clasificación auxiliar que permita a los comercializadores identificar, de forma clara y consistente, los conceptos contables que podrían estar asociados a costos estructurales no reflejados en el modelo base.
Adicionalmente, se propone que el cálculo del delta pueda incorporar criterios de segmentación entre agentes, con el fin de capturar diferencias razonables derivadas del tamaño, nivel de integración u otras características operativas relevantes. Estas medidas permitirían conservar la simplicidad y transparencia del enfoque actual, al tiempo que se introducirían elementos de mayor equidad y correspondencia con la diversidad real del sector. Su implementación fortalecería la consistencia técnica del modelo y contribuiría a preservar la neutralidad competitiva entre los distintos esquemas de operación vigentes en el mercado colombiano de comercialización de energía eléctrica.
4.6. Sobre la entrada en vigor inmediata del nuevo esquema tarifario sin una senda de transición.
4.6.1. Regla propuesta
El artículo 18 del proyecto estipula que los nuevos valores para el costo base de comercialización, el riesgo de cartera, el margen de comercialización y demás variables establecidas con base en la metodología definida, estarán vigentes por un periodo de cinco (5) años contados desde la expedición y publicación de la Resolución en el Diario Oficial.
4.6.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
Ante cambios normativos en la regulación, el adecuado establecimiento de una reglamentación que permita a los agentes acomodarse a las nuevas realidades regulatorias resulta en un análisis sobre la incidencia de los proyectos en libre competencia. Esto es así por cuanto las transiciones normativas les permiten a los agentes existentes en el mercado ajustar oportunamente sus expectativas y a los agentes que estén interesados en entrar les genera incertidumbre regulatoria para invertir bajo las nuevas condiciones[55]. Además, la entrada en vigor de una nueva regulación puede generar cambios en la dinámica competitiva de los sectores al forjar nuevos equilibrios que tendrán mayor o menor competencia, dependiendo de la conformación del mercado posterior a la expedición de la regulación[56].
En ese sentido, esta Superintendencia se ha pronunciado en conceptos de abogacía de la competencia al indicar que no indicar periodos de transición adecuados podría tener un impacto tanto en los productores como en los consumidores en un determinado mercado[57].
Por lo tanto, se ha recomendado a los reguladores el establecimiento de periodos de regulación que permitan a los agentes del mercado ajustarse a las nuevas realidades del mercado y ajustar su expectativa de ingresos y estructura de costos de cada a la implementación de las nuevas reglas establecidas.
Con respecto al proyecto, se estipuló que los nuevos valores del costo base de comercialización, riesgo de cartera, margen de comercialización y las demás variables definidas conforme a la metodología establecida, tendrán una vigencia de cinco (5) años a partir de la fecha de expedición y publicación de la Resolución en el Diario Oficial. En ese sentido, no se propuso el establecimiento de un régimen de transición para la implementación del proyecto, sino la entrada inmediata de las disposiciones contenidas para el nuevo esquema de remuneración. Para el efecto, el regulador incorporó algunos "Deltas" con un enfoque tradicional que sustentarán la entrada y el plazo de vigencia de la medida, dados los cambios en las metodologías a aplicar[58] y los cuales corresponden a dos ajustes: el Delta de Costos y Gastos por beneficios extralegales a empleados y el Delta de costos y gastos a reconocer en el mercado de comercialización .
A partir de los comentarios recibidos de los agentes, se encontró la existencia de convenciones colectivas vigentes que fueron negociadas bajo el marco de la regulación anterior al proyecto. Frente a este aspecto, el regulador aclaró que estas convenciones tienen un horizonte de aplicación de entre tres y cinco años, lo que implica que los costos asociados a beneficios extralegales pactados en ellas no pueden ser eliminados tan pronto entre en vigencia el proyecto[59]. En ese sentido, se introdujo el el cual permitiría reconocer, dentro del costo base de comercialización, los gastos adicionales que los comercializadores integrados asumen por concepto de beneficios extralegales otorgados a sus empleados; es decir, aquellos que exceden las obligaciones legales generales y que resultan de convenciones colectivas, pactos sindicales o acuerdos particulares.
Este parámetro se determinará como la mediana de la relación de los conceptos de extralegales y los costos y gastos totales[60]. El máximo porcentaje por reconocer por este delta será de 3.91%[61]. Cabe mencionar que estos costos no cuentan con la misma categoría de los conceptos estructurales incluidos en el costo base de comercialización, por lo que su reconocimiento debe entenderse como un mecanismo temporal de ajuste, orientado a garantizar la suficiencia financiera de los agentes mientras se cumple el ciclo de las convenciones colectivas[62]. De acuerdo con el regulador, este reconocimiento se justifica en la medida en que dichos costos constituyen una realidad operativa que afecta la suficiencia financiera de los agentes, tal como lo dispone el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 respecto a la construcción tarifaria bajo criterios de eficiencia y suficiencia financiera[63].
Así mismo, teniendo en cuenta los comentarios de los comercializadores y a los hallazgos de la consultoría contratada por la CREG, en los que se evidenció que las cuentas tradicionalmente remuneradas no recogían todos los hechos económicos propios de la actividad de comercialización, se identificó que algunos costos y gastos habían sido registrados en cuentas no remuneradas o imputados de manera incorrecta dentro de los formatos de reporte, lo que habría generado un desbalance entre la información financiera reportada y los costos efectivamente incurridos por los agentes. Para subsanar este problema, el regulador introdujo el que está orientado a cubrir costos y gastos adicionales reportados por los comercializadores integrados con el operador de red, en conceptos que, aun no siendo estrictamente parte de la actividad de comercialización según la estructura estándar, resultan de hechos económicos comprobables y afectan efectivamente la prestación del servicio.
Al incluir este parámetro se buscó dar flexibilidad para reconocer particularidades no previstas en la fórmula general bajo el principio de adecuación de la tarifa a las condiciones reales de cada mercado, sujeto siempre a verificación, soporte y validación regulatoria[64]. Este parámetro se determina como la mediana de la relación de los conceptos Otros contratos y Otros gastos de administración y funcionamiento y los costos y gastos totales[65]. El máximo porcentaje por reconocer por este delta será de 9.01%[66].
Ahora bien la Superintendencia, reconoce que la inclusión de estos "Deltas" contribuye a preservar la viabilidad operativa de agentes que enfrentan costos estructurales diferenciados, evitando así una discriminación regulatoria que derive en exclusión de participantes por la vía de tarifas insuficientes o no representativas de su realidad, su alcance es limitado; ya que se trata de mecanismos de ajuste focalizado, con efectos marginales sobre el universo de agentes y dependientes de la capacidad de cada empresa para soportar y acreditar los sobrecostos. Sin embargo, el desarrollo de estos "Deltas" no sustituirían de manera total la función de un régimen de transición general que permita una adaptación gradual de todos los agentes ante los nuevos parámetros metodológicos.
Sobre este punto, varios agentes mostraron su interés sobre la inclusión de un régimen de transición. Primero, DISPAC S.A. E.S.P. solicitó la aplicación de un periodo de transición para prepararse y mantener la calidad ante los cambios metodológicos incorporados[67]. Por su parte, la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE S.A.S. E.S.P. solicitó la incorporación de un periodo de transición -razonable- no menor a 3 meses[68]. ASOCODIS mencionó que las regulaciones que introducen modificaciones en las reglas deben prever regímenes de transición y que sería indispensable llevar a cabo los procedimientos previstos en la normativa vigente para la aprobación de los cargos y demás componentes requeridos para la implementación de las nuevas fórmulas tarifarias[69]. De otra parte, ENEL S.A. E.S.P. también solicitó establecer un período de transición, mientras se implementan las acciones necesarias para asegurar el cumplimiento de las metas establecidas[70]. Adicionalmente, CEDENAR S.A. E.S.P. mencionó que un período de transición facilitará la implementación gradual de los ajustes requeridos en los procesos y servicios, evitando pérdidas económicas inmediatas y garantizando una adaptación más ordenada y efectiva a los nuevos estándares de calidad[71]. RUITOQUE señaló que el proyecto no prevé ninguna forma de compensación o mecanismo de transición que garantice el cierre financiero de las inversiones[72].
Estas observaciones adquieren relevancia desde la perspectiva de la libre competencia económica, en la medida en que una entrada en vigor inmediata de las disposiciones podría influir en las condiciones financieras de los comercializadores. En efecto, en un entorno regulado donde el cumplimiento de los indicadores de calidad y la adecuada imputación de costos a los conceptos reconocidos son condiciones para la sostenibilidad de la operación, la alteración en los parámetros metodológicos supone un aumento en los costos de cumplimiento, especialmente para aquellos agentes que presentan estructuras operativas alternativas, mayor intensidad en servicios subcontratados o dotaciones extralegales, o que atienden mercados con altos niveles de dispersión geográfica y baja densidad de usuarios[73].
Esta situación implicaría un cambio en las reglas bajo las cuales los comercializadores han venido operando y tomando decisiones de inversión, lo que podría ser interpretado como una posible limitación a la libre entrada y permanencia en el mercado para algunos de ellos[74]. En este contexto, los agentes más pequeños o con esquemas de operación diferenciados podrían enfrentar dificultades desproporcionadas para ajustar sus procesos, reportes y estructuras organizativas, lo cual puede traducirse en su salida del mercado o en una disminución de su capacidad para competir efectivamente con agentes más grandes o verticalmente integrados.
Es importante destacar que a dichos comentarios, la CREG respondió que no consideraba necesario incorporar un tiempo de transición dado que no se tendrían modificaciones sustanciales en el cálculo del costo base de comercialización y las componentes del cargo variable. Tampoco se consideró la aplicación de transiciones para los indicadores de calidad, ya que, a juicio del regulador, la regulación actual remunera a los agentes como si contaran con el 100% de calidad en sus operaciones[75].
Por lo tanto, con el fin de aclarar los planteamientos expuestos, para esta Superintendencia resulta adecuado recomendar al regulador que evalúe la posibilidad de introducción de un régimen de transición progresivo que permita a los agentes adaptar sus estructuras contables y organizacionales a los nuevos requerimientos normativos o se ahonde en la justificación de no adopción de este régimen. Esta recomendación se encuentra alineada a los principios de neutralidad competitiva, suficiencia financiera y eficiencia económica consagrados en la Ley 142 de 1994.
5. RECOMENDACIONES
Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:
- En relación con el Análisis de Impacto Normativo (AIN) aportado al trámite: Considerar el criterio de promoción de la libre competencia económica como una de las dimensiones de evaluación dentro de los análisis multicriterio aplicados para la selección de alternativas regulatorias.
- En relación con el artículo 1.1.3.1 del proyecto: (i) Aportar una justificación técnica detallada sobre la suficiencia y representatividad estadística de dicha muestra utilizada para la estimación del modelo de frontera estocástica, en el marco del cálculo del factor de eficiencia aplicado al Costo Base de Comercialización y/o; (ii) Considerar el uso de técnicas de muestreo probabilístico o estratificado, que permitan garantizar una cobertura adecuada de las distintas tipologías de agentes (por ejemplo: integrados y no integrados; grandes y pequeños; urbanos y rurales), lo cual podría reducir el riesgo de que se introduzcan sesgos estructurales en la estimación de la frontera.
- En relación al literal h) del artículo 4 del proyecto: Evaluar el ajuste a los indicadores de calidad incorporados, de forma que no dependan exclusivamente de respuestas positivas a los usuarios o incorporar indicadores complementarios. En su lugar, se sugiere, respecto al indicador de "calidad en la respuesta a peticiones, quejas y reclamos”, estudiar la posibilidad de utilizar indicadores más robustos y menos sensibles a condiciones exógenas, como encuestas de satisfacción del usuario, auditorías externas de calidad o mecanismos de retroalimentación directa.
- En relación al artículo 9 del proyecto: Analizar si el periodo de 1,5 meses para el reconocimiento de riesgo de cartera resulta suficiente para la gestión del cobro de todos los usuarios en todas las ubicaciones geográficas de los usuarios tradicionales o evaluar si dicho periodo debe ser ajustado en virtud del tipo de usuario, ubicación geográfica u otros aspectos que puedan considerarse relevantes.
- En relación con el artículo 7 del proyecto: Considerar la posibilidad de complementar el mecanismo de deltas con un procedimiento adicional de reporte estandarizado, que permita una mejor trazabilidad y validación de aquellos gastos que, aunque no reconocidos directamente en la estructura tarifaria, correspondan a hechos económicos legítimos de la actividad de comercialización. En particular, se recomienda explorar el desarrollo de una matriz de clasificación auxiliar que permita a los comercializadores identificar, de forma clara y consistente, los conceptos contables que podrían estar asociados a costos estructurales no reflejados en el modelo base; e incorporar criterios de segmentación entre agentes, con el fin de capturar diferencias razonables derivadas del tamaño, nivel de integración u otras características operativas relevantes.
- En relación con el artículo 18 del proyecto: Considerar la implementación de un régimen de transición progresivo que permita a los agentes adaptar sus estructuras contables y organizacionales a los nuevos requerimientos normativos.
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 al 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,
DANIEL RICARDO MESA VILLEGAS
SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA (E)
1. El pasado 9 de julio de 2024, el Grupo de Trabajo de Abogacía de la Competencia recibió la solicitud de concepto relacionada con el proyecto de resolución mediante el cual se define la metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados. No obstante, dicha información fue complementada el 11 de julio de 2024, mediante radicado No. 25267888–00003.
2. "Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”.
3. "Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética".
4. "Por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional".
5. CREG. "1. Propuesta Metodología Comercialización". Página 11. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888.
6. "Por medio de la cual se desarrollan los lineamientos de los que trata el artículo 2.2.3.2.2.1.3. del Decreto número 1073 de 2015".
7. "Por la cual se modifica el costo base de comercialización del mercado de comercialización atendido por la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P. establecido en la Resolución CREG 036 de 2015”.
8. "Por la cual se establecen las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN”.
9. CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Página 15. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
10. Ibid.
11. Ibid.
12. Ibid., p. 16.
13. Ibid., p. 18.
14. Ibid., p. 18.
15. La fórmula para calcular el Costo Base de Comercialización se encuentra especificada en el numeral 1.1 del Anexo General, y se expresa como la suma de los gastos reconocidos más los gastos por lectura de medidores , dividida entre el número total de facturas expedidas todo ello ajustado por un factor de eficiencia definido en el artículo 10. Este factor se determina con base en un modelo de frontera estocástica, el cual estima la distancia entre los costos observados y una frontera de eficiencia teórica –es decir, el mejor desempeño registrado en el sector–, ajustando por componentes aleatorios y ruido estadístico. De este modo, se busca incentivar la convergencia hacia niveles de eficiencia superiores y evitar la perpetuación de ineficiencias heredadas.
16. Numeral 1 del Capítulo 2 del Anexo General del proyecto.
17. Numeral 2 del Capítulo 2 del Anexo General del proyecto.
18. Numeral 3 del Capítulo 2 del Anexo General del proyecto.
19. CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Página 15. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
20. Superintendencia de Industria y Comercio (2021). Guía para la elaboración de estudios técnico-económicos en el marco del trámite de abogacía de la competencia (Versión 2.0). Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/files/2021/Versi%C3%B3n%202 0 %20Gu%C3%ADa%20elabora ci%C3%B3n%20estudios%20t%C3%A9cnico-econ%C3%B3micos%20-%20con%20cambios%20Superintendente.pdf
21. Ibid. Pág. 25.
22. International Competition Network. (2020). Approaches to Identify Policies for Competition Assessment.
Disponible en:
https://www.internationalcompetitionnetwork.org/wp-content/uploads/2020/08/AWG-Handbook-Approaches-to-Identify-Policies-for-Competition-Assessment.pdf
23. Un modelo de frontera estocástica es una técnica econométrica diseñada para estimar la eficiencia técnica de unidades (como empresas o comercializadoras), considerando que pueden ocurrir dos tipos de desviaciones respecto a una frontera óptima: una causada por ineficiencia real, y otra por errores aleatorios o actos fortuitos fuera del control del agente. La estructura general se expresa así:
Donde yt representa los costos observados, xt son los insumos utilizados, v¡ es el término de ruido aleatorio (con distribución normal simétrica), y u¡>0 representa la ineficiencia técnica. Este enfoque permite recuperar para cada unidad analizada un valor de eficiencia relativo entre 0 y 1, a través de estimaciones econométricas como máxima verosimilitud. Este modelo resulta particularmente útil en regulaciones como la del sector eléctrico, ya que permite ajustar las tarifas máximas reconocidas eliminando ineficiencias no justificadas, al tiempo que se protege a los usuarios de sobrecostos. Fuente: Kumbhakar (2000). Stochastic frontier analysis. Disponible en: https://catdir.loc.gov/catdir/samples/cam032/99031297.pdf
24. Gujarati y Porter (2010). Basic Econometrics. Pág. 525-529. Disponible en:
https://files.uagrm.edu.bo/entidad/161/file/indexed/Ecomod/Análisis%20econométrico%20con%20Eviews%209/Econometria-Damodar-N-Gujarati-5ta%20Ed.pdf
25. Coelli et. Al. (1998) An Introduction to Efficiency and Productivity Analysis. Disponible en: https://books.google.com.pe/books?id=NMYB0Mh8licC&printsec=copyright#v=snippet&q=half&f=falsehttps://cran.r-project.org/web/packages/frontier/frontier.pdf
26. La heterocedasticidad se define como la condición en que la varianza de los errores o residuos no es constante a lo largo de las observaciones del modelo, es decir, la dispersión de los errores varía en función de los valores de las variables independientes o de otros factores. Este fenómeno es relevante porque viola uno de los supuestos del modelo de regresión lineal clásica –la homocedasticidad– y provoca que los estimadores de los errores estándar sean inconsistentes, lo cual puede inducir a conclusiones estadísticas erróneas. Fuente: Investopedia (s.f.) Heteroskedasticity. Disponible en:
https://www.investopedia.com/terms/h/heteroskedasticity.asp
27. La multicolinealidad en econometría es una condición que se presenta cuando dos o más variables explicativas en un modelo de regresión están altamente correlacionadas entre sí, lo que dificulta distinguir sus efectos individuales sobre la variable dependiente. Esta situación hace que las estimaciones de los coeficientes sean inestables, incrementando la varianza de los errores estándar y reduciendo la precisión de las inferencias estadísticas, aún cuando el modelo sea globalmente significativo. Fuente: Gujarati (2010). Econometría. Pág. 320-332. Disponible en:
https://files.uagrm.edu.bo/entidad/161/file/indexed/Ecomod/An%C3%A1lisis%20econom%C3%A9trico%20con%20Eviews%209/Econometria-Damodar-N-Gujarati-5ta%20Ed.pdf
28. El Criterio de Información de Akaike (AIC por sus siglas en inglés) es una medida utilizada para comparar la calidad relativa de distintos modelos estadísticos ajustados a un mismo conjunto de datos. Se basa en un equilibrio entre el ajuste del modelo y su complejidad, penalizando la inclusión de parámetros adicionales. Gujarati y Porter (2010). Basic Econometrics. Pág. 494. Disponible en: https://files.uagrm.edu.bo/entidad/161/file/indexed/Ecomod/Análisis%20econométrico%20con%20Eviews%209/Econometria-Damodar-N-Gujarati-5ta%20Ed.pdf
29. El Criterio de Información de Schwarz, también conocido como BIC (Bayesian Information Criterion), es una
técnica utilizada para la selección de modelos estadísticos dentro de un conjunto finito de opciones. Este criterio evalúa la bondad de ajuste del modelo a través de su verosimilitud máxima y, al mismo tiempo, penaliza la complejidad del modelo en función del número de parámetros, lo que ayuda a evitar el sobreajuste. Fuente: Greene (2012). Econometric Analysis. Págs. 159-160. Disponible en:
https://www.ctanujit.org/uploads/2/5/3/9/25393293/ econometric analysis by greence.pdf
30. Gujarati y Porter (2010). Basic Econometrics. Pág. 467-496. Disponible en:
https://files.uagrm.edu.bo/entidad/161/file/indexed/Ecomod/Análisis%20econométrico%20con%20Eviews%209/Econometria-Damodar-N-Gujarati-5ta%20Ed.pdf
31. Las pruebas más comunes para detectar heterocedasticidad en modelos de regresión son: la prueba de Breusch-Pagan, la prueba de White, la prueba de Goldfeld-Quandt y la inspección gráfica de los residuos. La prueba de Breusch-Pagan evalúa si la varianza de los errores depende sistemáticamente de las variables explicativas, mediante una regresión auxiliar de los residuos al cuadrado sobre los regresores originales. La prueba de White, por su parte, es una generalización que no requiere especificar una forma funcional concreta para la heterocedasticidad; esta prueba también se basa en una regresión auxiliar, pero incluye términos cuadrados y cruzados de las variables explicativas. La prueba de Goldfeld-Quandt se utiliza especialmente cuando se sospecha que la heterocedasticidad ocurre en un punto de quiebre en el orden de las observaciones: divide la muestra en dos subconjuntos y compara sus varianzas. Finalmente, la inspección visual del gráfico de residuos estandarizados frente a valores ajustados o variables independientes puede evidenciar patrones de dispersión no constantes, que indican la presencia de heterocedasticidad. Estas pruebas permiten al analista evaluar la validez de uno de los supuestos clave de los modelos de regresión lineal clásica y adoptar medidas correctivas cuando sea necesario. Fuente: Greene (2012). Econometric Analysis. Págs. 222- 225. Disponible en: https://www.ctanuiit.org/uploads/2/5/3/9/25393293/ econometric analysis by greence.pdf
32. Gujarati y Porter (2010). Basic Econometrics. Pág. 320-331. Disponible en:
https://files.uagrm.edu.bo/entidad/161/file/indexed/Ecomod/Análisis%20econométrico%20con%20Eviews%209/Econometria-Damodar-N-Gujarati-5ta%20Ed.pdf
33. XM (2025). Estructura del mercado. Disponible en:
https://www.xm.com.co/transacciones/registros/registro-agentes-y-contactos/estructura-del-mercado
34. CREG. Proyecto de Resolución. Pág. 47. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888.
35. Ibid.
36. Ibid.
37. Sobre esta circunstancia se ha pronunciado la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE): "La Recomendación de la OCDE sobre Neutralidad Competitiva fue adoptada el 31 de mayo de 2021, y establece una serie de principios que promueven la igualdad de condiciones entre los competidores y evitan situaciones en las que el Estado conceda ventajas a determinadas entidades de forma selectiva, distorsionando la competencia dentro de un mercado. Anima a los Adherentes a: -Garantizar que el marco jurídico aplicable a los mercados en los que compiten actual o potencialmente las empresas sea neutral y no se impida, restrinja o distorsione indebidamente la competencia (...)." (Subrayado ajeno al texto original - Traducción libre) Fuente: Organization for Economic Co-operation and Development. (2021). Global Forum on Competition The Promotion of Competitive Neutrality by Competition Authorities - Background Note. Disponible en:
https://one.oecd.org/document/DAF/COMP/GF(2021)3/En/pdf#:~:text=URL%3A%20https%3A%2F%2Fone.oecd.org%2Fdocument%2FDAF%2FCOMP%2FGF%282021%293%2FEn%2Fpdf%0AVisible%3A%200%25%2 0
38. Ibid. Pág. 52-53.
39. Entre otros, el artículo 13 de la ley 142 de 1994 estipula la posibilidad de la existencia de riesgos interpretativos, para lo cual estipula una serie de principios que deben ser armonizados para revisar la discrepancia.
40. En el tránsito entre normativas pueden generarse casos donde se incurra en dificultades de nueva interpretación sobre la cual no se han emitido conceptos o que cambien las reglas durante el periodo de transición
41. Un ejemplo de ello es la expedición de la Sentencia SU-1010/2008 donde se señaló que las empresas de prestación del servicio público de la energía no estaban facultadas legalmente para la imposición de multas. En este caso por disposición judicial las prácticas desarrolladas en el periodo se debieron ajustar al criterio de la Corte Constitucional
42. De acuerdo con la descripción de la variable e, únicamente se contemplan nueve estratos o sectores. En consecuencia, se recomienda al regulador ajustar el error tipográfico en el límite superior de la sumatoria de la ecuación, sustituyendo el "11" por "9".
43. Se sugiere eliminar la mención al "comercializador i" en la definición de los componentes de la ecuación, teniendo en cuenta que la misma no incorpora este subíndice.
44. Ibid. Pág. 74.
45. CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Página 31. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
46. Ibid. Pág. 427.
47. Ibid. Pág. 431.
48. Ibid. Pág. 431.
49. CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Página 21-34. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
50. Ibid.
51. Ibid. Pág 13.
52. En relación con este concepto, el regulador reconoció que "Se encontraron unos hechos económicos indicados en este concepto por un(os) agente(s) que deberían ser reconocidos en la actividad de comercialización, esto es, Call Center, PQR y costos de atención a clientes”. Fuente: CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Pág. 185. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
53. En relación con este concepto, el regulador reconoció que "Se encontraron unos hechos económicos indicados en este concepto por un(os) agente(s) que deberían ser reconocidos en la actividad de comercialización, esto es, Call Center, PQR, cumplimiento de normas de calidad, salud y seguridad, trámites en notarías, gastos legales, autenticaciones, gestión de poderes y firma digital”. Fuente: CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Pág. 185. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
54. CREG. "Remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados”. Pág. 676. Documento aportado al trámite bajo el radicado 25267888--0000100005.
55. Superintendencia de Industria y Comercio. (2022). Recomendaciones para la promoción de la Libre Competencia Económica en la Reglamentación Técnica en Colombia. Pág. 92. Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/files/2023/Estudio%20econ%C3%B3mico%20Reglamentaci%C3/B3no/o20To/oC3o/oA9cnica%20eno/o20ColombiaGrupo%20de%20Abogac%C3%ADa%20de%20la%20Competencia%2012 12 2022.pdf
56. MacGregor & Madsen. (2018). Regulatory Shocks: Forms, Dynamics, and Consequences. Disponible en: https://doi.org/10.1093/acrefore/9780190224851.013.140
57. Entre otros, en los conceptos de abogacía identificados con radicados No. 24-459371 y 23-199543.
58. CREG. Documento Soporte. Pág. 188. Documento aportado al trámite mediante radicado 25267888– 0000100005.
59. Ibid.
60. Ibid. Pág. 200.
61. Ibid. Pág. 202.
62. Ibid. Pág. 188
63. Ibid. Pág. 199.
64. Ibid. Pág. 195.
65. Ibid. Pág. 198.
66. Ibid. Pág. 197.
67. Ibid. Pág. 281. Comentario 10.
68. Ibid. Pág. 290. Comentario 36 y Pág. 295. Comentario 45.
69. Ibid. Pág 407. Comentario 89.
70. Ibid. Pág. 445. Comentario 141.
71. Ibid. Pág. 448. Comentario 144.
72. Ibid. Pág. 606. Comentario 88.
73. MacGregor & Madsen. (2018). Regulatory Shocks: Forms, Dynamics, and Consequences. Disponible en: https://doi.org/10.1093/acrefore/9780190224851.013.140
74. Ídem.
75. Ver respuesta a cada uno de los comentarios citados anteriormente.
