CONCEPTO 282757 DE 2024

(julio 23)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Bogotá D.C.

Señores

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

creg@creg.gov.co

XXXXX@creg.gov.co

XXXXX@creg.gov.co

Respetados señores:

En respuesta a la comunicación enviada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG) el 4 de julio de 2024, la Superintendencia de Industria y Comercio rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos: primero, se expondrán los antecedentes normativos de la iniciativa; segundo, se enunciarán las razones presentadas por el regulador para su expedición; tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el análisis; cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y; por último, se formularan recomendaciones.

1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO

1.1. Resolución CREG 60 de 2019^[1]

El artículo 30 de esta resolución modificó el numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995^[2], en el sentido de establecer para el proceso de cálculo de pago por desviaciones horarias una franja de tolerancia horaria aplicable para las plantas de generación variable. Dicha franja contempla, entre otros aspectos, las siguientes desviaciones diarias:

(i) Desviación diaria del programa de generación del despacho económico o primer despacho: definido como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho y su generación real diaria, sobre su primer despacho^[3]. Tomando como referencia el anterior valor, se aplica la siguiente tolerancia:

- Si la desviación diaria = 15%: No se considera desviación.

- Si la desviación diaria > 15% y < 20%: ^[4]

- Si la desviación diaria = 20%^[5]: Tolerancia horaria del 5%

(ii) Desviación del programa de generación del redespacho: definido como el valor absoluto de la diferencia de su despacho programado o redespacho diario, y su generación real diaria, sobre su despacho programado o redespacho^[6]. Tomando como referencia el anterior valor, se aplica la siguiente tolerancia:

- Si la desviación diaria = 8%: No se aplica la tolerancia.

- Si la desviación diaria > 8% y < 15%:

^[7]

- Si la desviación diaria = 15%^[8]: Tolerancia horaria del 5%.

1.2. Resolución CREG 101 040 de 2024^[9]

De conformidad con lo establecido en el artículo 30 de la Resolución CREG 060 de 2019, se dispuse que, hasta el 30 de junio de 2024, las plantas de generación variable no estarían sujetas a desviaciones del programa de generación. En consecuencia, su desviación diaria y horaria sería considerada en cero, independientemente de los valores registrados en su programa de generación, programa de redespacho y generación real.

Esta medida transitoria se adoptó debido a que durante el Fenómeno de "El Niño" las condiciones de embalse y aportes se encontraban por debajo del promedio histórico. Por esta razón, la medida buscaba aumentar la oferta de energía promoviendo que las plantas de generación variable entregaran toda la energía disponible sin tener que incurrir en vertimiento del recurso primario y que su precio de oferta por la energía se hiciera acorde con la flexibilización.

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

El regulador afirmó que, a pesar de la recuperación de las condiciones de los embalses y aportes afectadas por el reciente Fenómeno de "El Niño", las plantas de generación variable (fotovoltaicas, eólicas y de filo de agua) son esenciales para diversificar la matriz de generación y reducir las emisiones del Sistema Interconectado Nacional^[10]. Actualmente, el sistema cuenta con cuatro plantas variables que representan alrededor de 350 MW; sin embargo, hay aproximadamente 1 GW de capacidad en pruebas.^[11]

Además, la CREG manifestó que las desviaciones y sus respectivos pagos han sido cuestionados por los operadores del sistema, desarrolladores y financistas de proyectos de generación variable. Al respecto, los agentes mencionaron varios problemas asociados con la fórmula de desviaciones y su pago. Primero, señalaron que la metodología, basada en experiencias internacionales, no se adapta a las condiciones colombianas lo que afecta la precisión de las predicciones y la financiación de las plantas variables. Segundo, indicaron que los pagos por desviaciones incentiva la manipulación de pronósticos de precios, elevando los costos marginales para los usuarios finales. Tercero, señalaron que los pagos por desviaciones pueden llegar a impactar negativamente la financiación de las plantas variables^[12].

En razón de lo anterior, el regulador pretende prorrogar por un período de tres meses la exención del pago de desviaciones para las plantas variables, establecida en la Resolución CREG 101 040 de 2024. La CREG expuso que esta medida se pretende adoptar mientras se finaliza un estudio que está desarrollando el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para determinar las experiencias internacionales respecto a la cantidad y pago por las desviaciones, presentar alternativas a la fórmula de estimación de la curva de desviaciones y, con esto, proponer nuevas fórmulas de pago^[13]. Con los resultados del estudio y las alternativas propuestas en el documento soporte del proyecto, el regulador espera contar con elementos de juicio idóneos para proponer una variación de las cantidades permitidas de desviación de las plantas variables, así como su pago asociado^[14].

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El proyecto tiene por objeto establecer por un periodo de tres meses que las plantas de generación variable tengan una desviación diaria y horaria de cero, independientemente de los valores registrados en su programa de generación, programa de redespacho y generación real. Además, dispone que, una vez cumplido el periodo en cuestión, la CREG estudiará la implementación de una variación en la fórmula de cálculo de las desviaciones y su pago correspondiente.

4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

4.1. Sobre el trato diferenciado en favor de las plantas de generación variable

4.1.1. Regla propuesta

El artículo 1 del proyecto ocasionaría que las plantas de generación de energía variable (fotovoltaicas, eólicas y filo de agua), por un periodo de tres meses, no tengan que pagar por las desviaciones diarias y/o horarias.

4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

Esta Superintendencia observa que la regla descrita consagra un trato diferenciado al eximir temporalmente del pago de las desviaciones diarias y horarias a las plantas de generación con tecnología solar, eólica y de filo de agua; dejando por fuera de este beneficio a las plantas con tecnología hidráulica y térmica^[15]. Como lo ha señalado la Superintendencia en otros pronunciamientos, la existencia de un trato diferenciado no constituye per se una limitación a la libre competencia económica, ya que este puede estar debidamente justificado. No obstante, es un elemento de juicio que se debe tener en cuenta de cara a los posibles efectos que puede tener dicho tratamiento en la competencia si el mismo no tiene una debida justificación^[16].

En adición a lo anterior, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) ha sostenido que la regulación asimétrica puede conducir a una distorsión en la dinámica de competencia que caracteriza el mercado objeto de la regulación a causa del tratamiento diferenciado que se le otorgaría regulatoriamente a unos agentes sobre otros^[17]. En esa medida, es necesario reiterar que aquellos tratos diferenciados, a pesar de tener un potencial efecto negativo en la competencia, pueden estar respaldados por razones de fondo de índole técnica o económica que los justifiquen.

Ahora bien, esta Superintendencia también observa que sin la penalización por desviaciones las plantas de generación variable tendrían menos incentivos para mejorar la precisión en sus estimaciones de generación. Esta posible relajación en sus estimaciones podría llegar generar un aumento en el valor absoluto de la diferencia entre el primer despacho y su generación real diaria, así como en el despacho programado o redespacho diario. Lo anterior aumentaría el requerimiento de generación de seguridad, incrementando la exigencia operativa del Control Automático de Generación^[18] y generando un eventual aumento en los costos totales de la operación.

En este orden de ideas, esta Autoridad procederá a analizar la legitimidad y proporcionalidad de la medida con el fin de determinar si el trato diferenciado que se pretende incorporar a través del proyecto es razonable desde una perspectiva de libre competencia económica.

4.1.2.1. Legitimidad y proporcionalidad de la medida

Las consideraciones que se presentarán a continuación pretenden someter a examen si el trato diferenciado en cuestión es legítimo y proporcional en concordancia con el marco constitucional y legal aplicable. Al respecto, la Corte Constitucional ha establecido que una intervención estatal será legítima siempre que el regulador asegure que: (i) la restricción impuesta por la norma esté fundada en fines constitucionalmente admisibles^[19]; (ii) la intervención no sea manifiestamente innecesaria o arbitraria^[20]; y (iii) los beneficios derivados de la finalidad de la medida regulatoria sean superiores a las restricciones sobre los derechos o bienes intervenidos^[21].

En primer lugar, esta Superintendencia considera que la regla descrita tiene un fundamento constitucionalmente admisible. Por un lado, el artículo 334 de la Constitución establece que corresponde al Estado la dirección general de la economía, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes. En concordancia, el artículo 365 de la Constitución establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que este debe asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. En este sentido, la exención temporal pretende contribuir a garantizar un suministro eléctrico continuo y confiable, lo cual es esencial para mantener la calidad de vida de la población; especialmente si se tiene en cuenta la situación de emergencia que generó el Fenómeno de "El Niño" durante gran parte del primer semestre de 2024. Además, la medida busca mejorar la oferta de generación y la eficiencia en la prestación del servicio público de electricidad, al permitir que las plantas de generación variable operen sin cargas financieras adicionales relacionadas con su despacho y redespacho de energía, lo que puede promover la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

Por otro lado, la preservación de un ambiente sano, consagrado en el artículo 79 de la Constitución, es otro fin constitucionalmente admisible para los propósitos de la iniciativa regulatoria. Promover la generación de energía a partir de fuentes renovables, como la solar, eólica y filo de agua, contribuye a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, favoreciendo así la protección del medio ambiente. Al respecto, la OCDE ha manifestado que:

“Para lograr una revolución de energía verde y reducciones a gran escala de las emisiones de CO2, se necesitarán todas las opciones de tecnología. La eficiencia energética, muchos tipos de energía renovable, la captación y almacenamiento de carbono, la energía nuclear, las redes inteligentes y las nuevas tecnologías de transporte pueden contribuir a restringir las emisiones de gases de efecto invernadero, a la vez que fomentan la seguridad energética y aportan mayores beneficios ambientales y sociales. Restringir los tipos de tecnología que pueden utilizarse en la transición del sector energético aumentará sustancialmente los costos.”^[22]

Por consiguiente, esta Autoridad encuentra que la exención temporal del pago por desviaciones para las plantas de generación variable estaría acorde con los principios constitucionales descritos. En ese sentido, la medida propuesta tendría una finalidad constitucionalmente legitima.

En segundo lugar, la regla descrita estaría fundamentada tanto en las razonables preocupaciones advertidas por las plantas de generación variable, como por la necesidad de diversificar la matriz de generación, y sumado al hecho de que las condiciones de los embalses –insumo esencial para las plantas de generación hidráulica– aún están en proceso de recuperación^[23].

En efecto, tal como se observa en el documento soporte del proyecto, los agentes señalaron diversos problemas asociados con la actual fórmula de desviaciones y su respectivo pago. Entre los problemas allí identificados se encuentra que: (i) la metodología actual se basa en experiencias internacionales, como la europea, pero las condiciones océano-atmosféricas de Colombia requieren adaptaciones específicas. Por consiguiente, la metodología debe revisarse para mejorar la precisión de las predicciones locales, manteniendo los objetivos de la Resolución CREG 060 de 2019; (ii) debido a las desviaciones de los modelos y la regla de pago vigente, algunos actores prefieren "pronosticar" el precio marginal en bolsa, aunque pueda ser mucho mayor que sus costos de producción, lo que puede llevar a despachos ineficientes y aumento de los costos para los usuarios finales durante épocas de escasez; y (iii) los pagos por desviaciones pueden afectar significativamente la financiación de las plantas variables.

En relación con la segunda preocupación mencionada por los agentes, es importante tener en cuenta que las desviaciones en el mercado de energía se calculan bajo dos premisas fundamentales: el despacho programado y el re-despacho programado, conforme con la fórmula establecida en la Resolución CREG 060 de 2019. En el primer caso, la desviación horaria se define como la diferencia entre la generación proyectada y la generación real. En el segundo caso, se considera la diferencia entre la generación re-programada y la generación real. De esta manera, los pagos por desviaciones se determinan multiplicando estas desviaciones horarias por la diferencia entre el precio de oferta y el precio de bolsa, lo cual se realiza en valor absoluto.

Teniendo en cuenta lo anterior, se ha reconocido que las plantas variables enfrentan un desafío significativo para estimar con certeza su capacidad de generación real, pues las condiciones ambientales son volátiles y difíciles de predecir con precisión. Esta incertidumbre aumenta la probabilidad de desviaciones. Por lo anterior, y en un esfuerzo por mitigar los costos asociados a estas desviaciones, las plantas variables estarían adoptando una estrategia de minimización del componente diferencial entre el precio ofertado y el precio de bolsa. La lógica subyacente a esta estrategia surge de la estructura actual de la fórmula de pago por desviaciones. En efecto, en lugar de enfocarse en estimar con precisión su capacidad de generación para el despacho inicial o el re-despacho, pues tiene una alta naturaleza estocástica, los agentes optan por prever el precio de bolsa para el periodo correspondiente y ajustar su precio de oferta lo más cercano a este.

El anterior comportamiento, aunque racional desde una perspectiva económica, estaría introduciendo ciertas ineficiencias en el mercado. Obsérvese que, al ajustar los precios de oferta para minimizar las penalizaciones por desviaciones, las plantas variables contribuyen, en proporción a su capacidad de generación energética, a la elevación de los precios de bolsa. Esto se debe a que el costo marginal de generación de estas plantas, por la naturaleza de su tecnología, es generalmente inferior al precio de bolsa que intentan pronosticar. Por ende, la adopción de dicha estrategia de minimización tendría la potencialidad de elevar el precio de bolsa promedio pues los precios de oferta de cada generador influyen directamente en el precio de bolsa para cada periodo.

Adicionalmente, cabe considerar que durante períodos de escasez la dinámica de ajustar los precios de oferta para evitar penalizaciones puede llevar a que las plantas variables no sean despachadas eficientemente. En efecto, si el precio de oferta ajustado es demasiado alto, puede que estas plantas variables no sean seleccionadas para el despacho, a pesar de tener capacidad disponible a un costo marginal generalmente más bajo. Lo anterior obliga al sistema a recurrir a fuentes de energía más caras y/o menos eficientes, incrementando consecuentemente los costos totales del sistema.

En razón a la dinámica descrita, esta Superintendencia considera que la preocupación en cuestión es válida y legítima. La Resolución CREG 060 de 2019 estaría creando incentivos importantes para que los agentes de generación variable ajusten sus precios de oferta, en lugar de mejorar la precisión en sus estimaciones de generación, lo que estaría desencadenando ineficiencias en el mercado y podría resultar en un eventual incremento de los costos de operación, lo que a su vez podría aumentar el precio de la energía que pagan los usuarios finales, en una proporción condicionada a la capacidad de generación energética de este tipo de plantas.

Frente a la tercera preocupación asociada a la estabilidad financiera de las plantas variables, a partir de datos de XM la CREG estimó que las plantas solares 1 y 2 tendrían pagos por desviaciones entre 93 y 145 $/kWh^[24]. A continuación, se presenta una tabla en la cual el regulador reflejó cuánto representa el pago por desviaciones (PD) respecto de los potenciales ingresos que podría recibir una planta, si el valor al que vende su energía es el precio de bolsa (PB), su precio de oferta (PO) o el precio de contratos de la subasta de largo plazo (PCSL) de 2021 (indexado con el IPC a pesos de diciembre de 2023).

Tabla 1. Relación entre los pagos por desviaciones y los pagos recibidos por generación

Fuente: Documento soporte del proyecto, página 5.

Estos datos ilustran cómo los pagos por desviaciones pueden llegar a representar una proporción significativa de los ingresos potenciales de las plantas solares; especialmente en el caso de la planta solar 2, donde el pago por desviaciones puede superar los ingresos esperados. Además, obsérvese que el instrumento de pago por desviaciones, tal como está concebido en la Resolución CREG 060 de 2019, tiene el potencial de afectar negativamente la estabilidad financiera de estos agentes, situación que podría ser crítica en los procesos de transición energética. Lo anterior evidencia la necesidad advertida por la CREG de revisar y ajustar la metodología actual de cálculo de desviaciones para asegurar que sea adecuada a las condiciones locales de Colombia y para garantizar la viabilidad y permanencia de las plantas de generación variable.

Por lo anterior, esta Autoridad considera que la regla descrita no es manifiestamente innecesaria o arbitraria dado que responde a problemas razonables identificados por los agentes del mercado, respecto a la metodología actual de cálculo de desviaciones para las plantas de generación variable. A lo anterior se suma que, como lo afirma la CREG, las condiciones de los embalses –cruciales para la generación hidráulica– aún se encuentran en proceso de recuperación. Durante este período de recuperación, la Superintendencia encontraría comprensible la importancia de asegurar, en la medida de lo posible, la estabilidad del suministro eléctrico a través de otras fuentes de energía.

En tercer lugar, esta Superintendencia observa que la medida regulatoria sería proporcional y los beneficios derivados de la misma podrían ser superiores a las restricciones derivadas del trato diferenciado. Es claro que la restricción derivada de la iniciativa estaría otorgando una ventaja competitiva a favor de las plantas de generación variable con respecto a las plantas hídricas y térmicas. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que la iniciativa regulatoria tiene una temporalidad corta (3 meses), lo que resultaría proporcional de conformidad con la finalidad que persigue el regulador. Adicionalmente, es fundamental reconocer las diferencias existentes –tanto en proporción de mercado como en su operación– entre las plantas de generación variable y las demás. Por un lado, las plantas de generación variable enfrentan desafíos específicos debido a su naturaleza intermitente y a las condiciones climáticas fluctuantes. Por otro lado, el rol de las plantas variables dentro de la matriz energética del país es secundario en comparación con las plantas hidro-eléctricas, cuya contribución, tal como lo ha reconocido el regulador^[25], oscila entre un 70% y 80% en condiciones normales. A su vez, dentro de la capacidad instalada del sistema energético colombiano, se tiene que las plantas variables también ostentan una reducida participación (aproximadamente 3%) en comparación con las plantas hidráulicas y térmicas. Esto último se puede observar en la siguiente gráfica:

Fuente: Documento CREG. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA PROPUESTAS DE AJUSTE, página 5.

Ahora bien, esta Superintendencia también observó que en los comentarios presentados por terceros algunos agentes manifestaron ciertas preocupaciones frente a la medida implementada con el proyecto. Al respecto, se indicó que esta medida^[26]:

- Podría causar estrés energético debido a posibles aumentos en los desbalances operativos, afectando la calidad del servicio de energía y, en consecuencia, el bienestar de los usuarios finales.

- Incrementaría la variabilidad en la generación de energía, dificultando el equilibrio entre oferta y demanda, y generando inestabilidad en el sistema eléctrico.

- Reduciría el incentivo para que las plantas de generación variable mejoren la precisión en sus estimaciones de generación, un aspecto crítico dado su carácter intermitente.

- Incrementaría la exigencia operativa del Control Automático de Generación y de recursos flexibles como los ciclos combinados, que enfrentarían mayores esfuerzos térmicos debido al aumento en los ciclos On-Off. Esto es necesario para atender las variaciones en el programa de generación con eficiencia técnica y económica en el uso del combustible, limitando los riesgos de interrupciones y la volatilidad de los precios del mercado, que se verían afectados por la variabilidad climática de las fuentes.

- Aumentaría las variaciones en la generación de otros recursos, poniendo en riesgo la estabilidad y seguridad operativa de las unidades de generación que deben compensar dichas desviaciones para mantener el balance del sistema. Esto cambiaría las reglas del juego, priorizando otras tecnologías y afectando la programación del despacho, aumentando el requerimiento de generación de seguridad y degradando la operación segura y de calidad de la red.

Al respecto, si bien los riesgos advertidos son razonablemente esperados, es importante reconocer que la magnitud de estos está intrínsecamente condicionada al tamaño de las plantas variables dentro de la matriz energética colombiana. Considerando que en términos de capacidad de generación la participación actual de las plantas variables es de aproximadamente el 3%, se puede prever que la magnitud de estos riesgos no es significativa. En este sentido, la limitada capacidad de generación actual de las plantas variables también sugiere que su influencia en la formación del precio de bolsa podría ser baja. Además, en cuanto a un eventual aumento en los costos de energía, es relevante tener en cuenta que gran parte de la comercialización de energía se realiza a través de contratos, mientras que una parte relativamente menor se respalda por lo comercializado a través de la bolsa. Esto último podría indicar que el impacto del incremento en la energía de seguridad del Control Automático de Generación sería reducido, dado que el mercado de contratos no se ve afectado por un aumento de costos derivados de un eventual incremento en el requerimiento de generación de seguridad.

Así las cosas, esta Superintendencia encuentra que la medida diferencial temporal que pretende el proyecto no tendría un impacto significativo en el mercado. Además, debe tenerse en cuenta que dentro de los beneficios razonablemente esperados por el regulador se encuentran:

(i) Aliviar la carga financiera que representan los pagos por desviaciones, lo cual es crucial para la viabilidad económica de las plantas de generación variable actuales, así como para promover la entrada de nuevas plantas.

(ii) Otorgar tiempo necesario para que el regulador pueda revisar y adaptar la metodología de cálculo de desviaciones a las condiciones locales, sin afectar durante este periodo la estabilidad financiera de las plantas de generación variable.

(iii) Reducir el incentivo de ofrecer precios en bolsa mucho mayores a los costos de producción, lo que podría llevar a despachos más eficientes y a una esperada reducción de los costos de la operación^[27].

Así pues, si bien la medida puede generar un tratamiento diferencial temporal para las plantas de generación variable, se tiene que los beneficios podrían superar las posibles restricciones. Obsérvese que, aunque los riesgos asociados a una menor precisión en las estimaciones de generación son válidos, su impacto en el mercado energético colombiano podría ser tolerables, dado el contexto actual y la limitada duración de la medida. Por tanto, la iniciativa regulatoria en el corto plazo resultaría ser proporcional en relación con las restricciones a la competencia y los objetivos que se pretenden alcanzar con ella.

En síntesis, con base en las consideraciones presentadas, esta Superintendencia concluye que la decisión de permitir que las plantas de generación de energía variable (fotovoltaicas, eólicas y filo de agua) no tengan que pagar por las desviaciones diarias ni horarias por un periodo de tres meses se encontraría justificada. La intervención responde a la necesidad de abordar una serie de problemáticas que se estarían presentando en este mercado. Además, los beneficios esperados derivados de la medida superarían tanto la temporal ventaja competitiva que se deriva del trato diferenciado examinado, como los riesgos derivados de una disminución en los incentivos para mejorar la precisión en las estimaciones de generación de las plantas variables.

4.1.2.2. Duración de la medida

Sin perjuicio de lo desarrollado en la sección anterior, y en concordancia con los comentarios al proyecto presentados por terceros^[28], esta Superintendencia considera imperativo advertir a la CREG que la extensión de la regla descrita más allá del periodo establecido en el proyecto puede llegar a comprometer la proporcionalidad y legitimidad de la medida. Si bien la Superintendencia entiende que la exención temporal de los pagos por desviaciones para las plantas de generación variable sería una respuesta económicamente razonable a las problemáticas identificadas, lo cierto es que prolongar esta medida en el tiempo podría tener una potencial incidencia sobre la libre competencia en el mercado energético colombiano. Nótese que la naturaleza temporal de la medida es un componente esencial para su justificación y proporcionalidad. Una extensión indefinida de esta ventaja competitiva en favor de las plantas variables podría incidir potencialmente en el equilibrio del mercado energético colombiano, en razón a los riesgos derivados de disminuir los incentivos para mejorar la precisión en las estimaciones de generación de las plantas variables, más aún considerando el esperado aumento en la capacidad de generación de este tipo de plantas.

Por ende, la prontitud y efectividad en la implementación de estas soluciones son fundamentales para asegurar que la medida no se convierta en una herramienta que favorezca injustificadamente a unos agentes y ponga en riesgo la seguridad, confiabilidad, eficiencia y continuidad de la prestación del servicio de energía.

En esa medida, esta Superintendencia considera crucial que, durante este periodo de tres meses, la CREG ejerza la mayor diligencia posible en la implementación de soluciones definitivas a las problemáticas asociadas con las desviaciones de las plantas de generación variable. Esto implica no solo una revisión exhaustiva y adaptación de la metodología de cálculo, tal como lo prevé el parágrafo del artículo 1 del proyecto, sino también la generación de un marco regulatorio claro y estable que brinde certidumbre a todos los actores del mercado y se alinea con los postulados de libre competencia económica.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:

- En relación con el parágrafo del artículo 1 del proyecto: Surtir el trámite de abogacía de la competencia frente al proyecto de acto administrativo que establezca la variación en la fórmula de cálculo de las desviaciones y su pago correspondiente.

- En relación con el artículo 3 del proyecto: Abstenerse de prorrogar la vigencia de la medida contenida en su artículo 1. Cualquier eventual extensión debe estar debidamente justificada en datos que le otorguen una robustez técnica y económica, así como por resultados concretos y avances significativos en la implementación de la variación definitiva en la fórmula de cálculo de las desviaciones y su pago.

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

Cordialmente,

INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO

SUPERINTENDENTE DELEGADA PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. Por la cual se hacen modificaciones y adiciones transitorias al Reglamento de Operación para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN y se dictan otras disposiciones.

2. Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación.

3. Del mismo modo, se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas de generación variable, como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho horario y su generación real horaria, sobre su primer despacho horario.

4. : Tolerancia horaria para el día d, en unidades porcentuales (%). A partir de este valor la planta de generación variable asumirá un pago por desviación horaria. : Desviación diaria en el día d de la planta de generación variable, multiplicada por 100. Valor que debe ser mayor a 15% y menor al 20%.

5. En caso de que una planta tenga un programa de generación diaria igual a cero en su primer despacho, y presente generación real diaria diferente de cero, se entiende que la desviación diaria es mayor al 20%.

6. Del mismo modo, se calculará el porcentaje de desviación horaria de las plantas de generación variable, como el valor absoluto de la diferencia de su primer despacho horario o el redespacho, según corresponda, y su generación real horaria, sobre su primer despacho horario o el redespacho, según corresponda.

7. : Tolerancia horaria para el día d, en unidades porcentuales (%). A partir de este valor la planta de generación variable asumirá un pago por desviación horaria. : Desviación diaria en el día d de la planta de generación variable, multiplicada por 100. Valor que debe ser mayor a 8% y menor al 15%.

8. En caso de que una planta tenga redespacho diario igual a cero (0), y presente generación real diaria diferente de cero (0), se entiende que la desviación diaria es mayor al 15%.

9. Por la cual se establecen medidas transitorias para aumentar la oferta de energía ante el Fenómeno del Niño. Esta resolución no surtió el trámite de abogacía de la competencia. En sus considerandos, la CREG manifestó lo siguiente: “La presente resolución no se envía al estudio de la abogacía de la competencia toda vez que de conformidad con el numeral 1.2 del artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015 al tratarse de garantizar el suministro de un servicio público esencial se encuentra exceptuada de informarse.”

10. Documento soporte del proyecto. ANÁLISIS COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 701 052 DE 2024-MEDIDAS TRANSITORIAS SOBRE LAS DESVIACIONES DE LAS PLANTAS VARIABLES. Página 4.

11. Ibid. Página 8.

12. Ibid. Páginas 4-6

13. Ibid. Página 9.

14. Ibid. Página 18.

15. La existencia de un trato diferenciado también fue identificada por la CREG en las respuestas al cuestionario de abogacía del proyecto.

16. Superintendencia de Industria y Comercio. Concepto de abogacía de la competencia No. 21-347433. Reiterado en el concepto de abogacía de la competencia No. 23-334346 y 24-259117.

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

18. El Control Automático de Generación (AGC) opera para mantener la frecuencia constante en el Sistema Interconectado Nacional. El AGC sirve para mantener la frecuencia constante en un sistema de potencia, calcula la desviación de frecuencia y/o intercambio para corregirla a través de un proceso automático de envío de comandos que cambian la generación de las unidades que se encuentren bajo su control.

19. Corte Constitucional. Sentencia C-830 de 2010.

20. Ídem.

21. Corte Constitucional. Sentencia C-615 de 2002.

22. OCDE. Estudios de la OCDE sobre Crecimiento Verde. Energía (2012). Página 3. Disponible en: https://www.oecd-ilibrary.org/energy-summary-spanish_5k9d0t6rkj7j.pdf

23. Documento soporte del proyecto. ANÁLISIS COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 701 052 DE 2024-MEDIDAS TRANSITORIAS SOBRE LAS DESVIACIONES DE LAS PLANTAS VARIABLES. Página 4.

24. Se utilizaron datos de XM para las plantas solares despachadas centralmente, asumiendo que durante los meses de abril y mayo de 2024 se hubiesen aplicado las reglas de desviaciones de la Resolución CREG 060 de 2019.

25. CREG. Documento METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA PROPUESTAS DE AJUSTE (2024), página 5.

26. Documento soporte del proyecto. ANÁLISIS COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 701 052 DE 2024-MEDIDAS TRANSITORIAS SOBRE LAS DESVIACIONES DE LAS PLANTAS VARIABLES. Página 4.

27. De conformidad con lo advertido por los agentes de mercado que se encuentra plasmado dentro del documento soporte del proyecto.

28. Documento soporte del proyecto. ANÁLISIS COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 701 052 DE 2024 - MEDIDAS TRANSITORIAS SOBRE LAS DESVIACIONES DE LAS PLANTAS VARIABLES. Páginas 13-16.