Concepto 284104 de 2025 SIC
DESCARGAS
CONCEPTO 284104 DE 2025
(julio 17)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO
Bogotá D.C.
Doctor
JUAN CARLOS BEDOYA CEBALLOS
Jefe Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
jcbedoya@minenergia.gov.co
contactomme@minenergia.gov.co
menergia@minenergia.gov.co
| Asunto: | Radicación:25-284104- -8-0 Trámite:396 Evento:0 Actuación: 440 Folios: 44 |
| Referencia: | Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de Resolución: “Por la cual se definen los lineamientos generales para la implementación de un mecanismo bajo un esquema de pago por diferencias, que promueva la contratación de energía a largo plazo a partir de Fuentes No Convencionales de Energía y se establecen las reglas mínimas para la primera ronda de adjudicaciones” (en adelante, el proyecto). |
Respetado Doctor:
En respuesta a la comunicación enviada desde el MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA (en adelante, “MME”) el 17 de junio de 2024 y la respuesta al requerimiento de información del 3 de julio de 2025, la Superintendencia de Industria y Comercio (en adelante, “Superintendencia”) rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos: primero, expondrá los antecedentes normativos de la iniciativa; segundo, enunciará las razones presentadas por el regulador para su expedición; tercero, describirá las reglas relevantes del proyecto para el análisis; cuarto, presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y; por último, formularán recomendaciones.
1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO
Esta Ley estableció el régimen general para la prestación de los servicios públicos domiciliarios. En sus artículos 1o, 2o y 4o señala que la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá en los mismos con fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.
Por su parte, el numeral 14.18 del artículo 14 establece que la regulación de los servicios públicos domiciliarios consiste en la facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y la ley, para someter la conducta de las personas que presten los servicios públicos domiciliarios y sus actividades complementarias a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos.
El artículo 2o de esta Ley dispuso que el MME, en ejercicio de las funciones de regulación, planeación, coordinación y seguimiento de todas las actividades relacionadas con el servicio público de energía eléctrica, tendría a su cargo la definición de los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral, eficiente y sostenible de los recursos energéticos del país. En el mismo sentido, asignó al MME la promoción tanto del desarrollo de tales fuentes, como del uso eficiente y racional de la energía por parte de los usuarios.
Por su parte, el artículo 4o de dicha Ley estableció que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendría como objetivos los de: (i) abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; y (ii) asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector.
A su vez, el artículo 6o de la referida Ley consagró el principio de adaptabilidad como uno de los principios rectores del servicio de electricidad. Al respecto, estableció que este principio tiene como fin conducir a la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio de electricidad, al menor costo económico.
Por último, el artículo 12 de esta Ley señaló que la planeación de la expansión del Sistema Interconectado Nacional (en adelante, “SIN”) se realizará en horizontes de corto y largo plazo, con el fin de garantizar que los planes orientados a atender la demanda sean suficientemente flexibles para adaptarse a los cambios derivados de las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales. Esta planeación deberá cumplir con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad definidos por el MME; así como también, asegurar que los proyectos propuestos sean técnica, ambiental y económicamente viables y procurar que la atención de la demanda se realice bajo criterios de uso eficiente de los recursos energéticos.
Mediante este Decreto se estableció como uno de los objetivos del MME: la formulación, adopción, dirección y coordinación de las políticas, planes y programas del sector de minas y energía. En particular, de conformidad con lo previsto en los numerales 4 y 5 del artículo 2o de este Decreto, corresponde al MME formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas relativas en materia de: (i) uso racional de la energía y del desarrollo de fuentes alternas de energía, así como promover, organizar y asegurar la ejecución de los programas orientados al uso racional y eficiente de la energía; y (ii) aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y de la totalidad de las fuentes energéticas del país.
El propósito de esta Ley fue fomentar el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía, sistemas de almacenamiento de dichas fuentes y el uso eficiente de la energía, con un énfasis particular en aquellas de carácter renovable, dentro del sistema energético nacional. En específico en el literal e) del numeral 1 del artículo 6o, establece como competencia administrativa del MME propender por un desarrollo bajo en carbono del sector energético a partir del fomento y desarrollo de las fuentes no convencionales de energía y la eficiencia energética.
1.5. Documento CONPES 4075 de marzo de 2022(5)
Busca consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética. Esta política de transición energética plantea lineamientos y estrategias para incrementar la seguridad energética; incentivar el conocimiento y la innovación en transición energética; generar mayor competitividad y desarrollo económico desde el sector energético, y desarrollar un sistema energético con bajas emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) en el marco de la realidad colombiana. Para lo anterior, se han planteado líneas de acción dirigidas a estructurar la aplicación de nuevas tecnologías en el sector minero energético, entre otras más. De acuerdo con este documento, la política se adelantará en el periodo comprendido entre 2022 y 2028, y tendrá un valor indicativo de 306.378.000 COP para el desarrollo e implementación de las noventa y siete acciones que le permitirán al país consolidar y avanzar en su proceso de transición energética. Se estima que estas inversiones públicas dinamicen iniciativas de inversión de carácter público-privado que superen los 283.000.000.000.000 COP en 2030.
Esta Ley ratifica los compromisos de Colombia bajo el Acuerdo de París de reducir en 51% sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en 2030, y ser neutral en emisiones de carbono(7) en 2050. El mismo Plan establece como uno de los objetivos del Gobierno Nacional, implementar la Transición Energética Justa (TEJ) a través de estrategias como: a) acelerar la generación de energías renovables; b) impulsar las tecnologías que permitan el desarrollo del potencial de energía eólica; e c) impulsar la incorporación de nuevas fuentes de generación de energía eléctrica a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable.
2. RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DEL PROYECTO
El regulador afirma que es necesario establecer los lineamientos generales para la implementación de un mecanismo bajo un esquema de “Pago por diferencias” (en adelante, “PpD”)(8) o en inglés "Contract for Difference"(9) (en adelante, “CfD”), pues esto representa una oportunidad estratégica para fortalecer el mercado eléctrico y acelerar la transición energética. Al proporcionar estabilidad de ingresos a los desarrolladores, reducir el costo del financiamiento y articularse adecuadamente con los instrumentos existentes, este esquema se posiciona como una solución viable para impulsar inversiones sostenibles en el sector(10).
Según el MME, el mecanismo de PpD permite a los desarrolladores contar con mayor certeza sobre los ingresos esperados al establecer un precio de referencia estable, mitigando así la volatilidad de los precios en el mercado mayorista. Dicha estabilidad es clave para atraer inversionistas y fomentar el desarrollo de nuevas infraestructuras energéticas, especialmente en tecnologías renovables, que requieren una planificación financiera robusta y predecible. Además de facilitar el cierre financiero de los proyectos, el mecanismo de PpD contribuye a la reducción del costo del capital, ya que proporciona una señal de estabilidad a bancos e inversionistas, lo que a su vez mejora las condiciones de financiamiento. La presencia de este mecanismo en el mercado colombiano permitiría que los desarrolladores accedan a tasas de interés más competitivas y plazos de financiamiento más amplios, favoreciendo la expansión de la capacidad instalada. Esto cobra aún más relevancia en el contexto de la transición energética en el país, donde se busca incrementar la participación de fuentes limpias y garantizar la seguridad del suministro(11).
Por lo tanto, según el regulador, al definir un marco regulatorio claro, se mitigan los riesgos asociados a la volatilidad del mercado, se reducen los costos de financiamiento y se promueve una mayor participación de tecnologías limpias en la matriz energética(12). Finalmente, para el MME, la reglamentación debe garantizar la armonización del PpD con los mecanismos existentes, evitando distorsiones en la formación de precios y asegurando una transición ordenada hacia un mercado más competitivo y sostenible(13).
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El objetivo principal del proyecto es definir las reglas generales para la implementación de un mecanismo de PpD que promueva la contratación de energía a largo plazo a partir de Fuentes No Convencionales de Energía (en adelante, “FNCE”) y fijar las reglas para la convocatoria de la primera adjudicación del mecanismo. En general, este mecanismo proporcionaría una herramienta de contratación de energía que disminuya la incertidumbre sobre los flujos de ingresos y costos de los proyectos estratégicos de FNCE, y fomentaría la inversión de agentes privados en métodos de producción más sostenibles(14).
En desarrollo de ese objetivo, el proyecto se puede dividir en tres grandes partes: En primer lugar, crea e implementa el mecanismo PpD en Colombia; En segundo lugar, establece las reglas mínimas para el funcionamiento del mecanismo PpD y; en tercer lugar, establece las reglas mínimas específicas para la primera ronda o convocatoria para la adjudicación del mecanismo PpD en el sector energético colombiano.
Respecto del primer punto, el proyecto comienza por definir el objeto, el ámbito de aplicación y las definiciones clave para la regulación. Luego, en el “Capítulo I: Generalidades” (artículos 4 al 9) expone los objetivos del mecanismo PpD, los criterios para el diseño de las convocatorias, la forma de asignación (competitiva o administrada), los contenidos mínimos del acto administrativo que asigna el mecanismo PpD y las obligaciones de reporte por parte del operador del mercado.
En relación con el segundo punto, el “Capítulo II denominado Elementos del Mecanismo de PpD (artículos 10 al 19) desarrolla los elementos estructurales del mecanismo, incluyendo la definición del precio fijo(15) y el precio de referencia(16), el volumen de energía a contratar, la fórmula de liquidación, la actualización del precio, la vigencia del mecanismo y el proceso de traslado de los costos a tarifa. También aborda la articulación con otros mecanismos existentes en el mercado eléctrico, como el cargo por confiabilidad(17). Adicionalmente, en el “Capítulo III: Condiciones del Mecanismo” (artículos 20 al 23), se detallan los requisitos de participación para los promotores(18), la obligación de entrega mínima de energía, la presentación de la Curva S(19) y del cronograma de ejecución, así como las obligaciones generales del adjudicado.
En el “Capítulo IV: Garantías del Mecanismo” (artículos 24 al 28), establece los principios generales que deben cumplir las garantías exigidas para los proyectos(20), así como las tres garantías específicas que se deberán constituir: de seriedad, de entrega de energía y de puesta en operación. También se fija el rol de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante, “CREG”) y de la Unidad de Planeación Minero Energética (en adelante, “UPME”) en la definición de sus condiciones, y se introduce un esquema de seguimiento y auditoría a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (en adelante, “ASIC”), que es una dependencia del Centro Nacional de Despacho adscrita a Interconexión Eléctrica S.A. "E.S.P.". Finalmente, el “Capítulo V: Proceso de Adjudicación” (artículos 29 al 34) regula la convocatoria, administración y formalización del mecanismo, incluyendo la elaboración y publicación de pliegos, la designación del administrador del proceso, y las obligaciones de registro y reporte por parte de los adjudicatarios ante las entidades reguladoras y el ASIC.
Frente al último punto, el “Capítulo VI: Reglas Mínimas para la Primera Ronda de Adjudicaciones de Mecanismos L (artículos 35 al 46) define las condiciones específicas con base en la que se regirá la primera convocatoria. Se establece que esta será por asignación administrada y se centra en tecnologías como la energía eólica costa afuera(21) y la geotérmica(22). El capítulo también define el volumen de referencia, la vigencia del contrato, la formación del precio fijo y el de referencia, el mecanismo de liquidación, el proceso de designación del administrador, el plazo de ejecución del proceso de asignación del mecanismo y las condiciones para el pago y recaudo del mecanismo de PpD.
Por su parte, el “Capítulo VII: Otras Disposiciones” (artículos 47 y 48) establece la necesidad de armonizar la regulación sectorial para permitir la adecuada implementación del mecanismo y fija la vigencia de la resolución que resulte del proyecto, a partir de su expedición.
A continuación, la Delegatura realizará una descripción más detallada del mecanismo PpD, sus características y las reglas para la convocatoria de la primera asignación de este mecanismo.
3.1. Mecanismo de Pago por Diferencias
El PpD es un mecanismo voluntario, centralizado y sistémico donde la participación en las convocatorias por parte de los generadores no es obligatoria ni constituye una condición para operar en el mercado(23). Su asignación puede ser de tipo competitiva o administrada, según lo determine el MME, quien tiene a su cargo el diseño de las condiciones generales del mecanismo, conforme a principios legales y regulatorios del sector(24). Así, los proyectos seleccionados cuentan con una especie de “contrato financiero” a través del cual se les garantiza un ingreso estable por cada unidad de energía generada. Este ingreso se calcula como la diferencia entre un precio fijo adjudicado(25) y un precio de referencia(26) por hora del mercado mayorista de energía(27).
A diferencia de los contratos bilaterales tradicionales, la liquidación del PpD la realiza el ASIC sobre la base de la energía efectivamente generada que no haya sido comprometida en otros contratos con contrapartes distintas a la demanda nacional. Por lo tanto, con este mecanismo no se remunera la capacidad instalada ni la disponibilidad, sino únicamente la generación real de energía despachada al sistema(28).
De esta forma, la liquidación se realiza de manera horaria y bidireccional donde si el precio de bolsa es menor al precio fijo pactado, la demanda nacional paga la diferencia al generador; por el contrario, si es superior, el generador devuelve la diferencia al sistema. Esta diferencia se estima de la siguiente manera(29):
Sujeto a
Para evitar reconocimientos excesivos o técnicamente inviables, el volumen de referencia está restringido por la capacidad instalada del proyecto y su factor de planta esperado(30). Además, el precio de referencia será, el precio de bolsa con agregación horaria vigente al momento de la convocatoria, mientras que el precio fijo también considerará indexadores relacionados a factores como la inflación u otros indicadores que reflejen los cambios en contexto macroeconómico del sector que incidan en el precio; sin embargo, también se pueden implementar sin ninguna indexación(31). La actualización de este precio fijo comenzará a partir de la fecha más tardía entre la adjudicación del mecanismo y cinco años antes de la entrada en operación comercial(32).
El mecanismo también contempla requisitos de participación técnica, financiera y legal para los promotores de proyectos(33), una obligación de entrega mínima de energía(34), esquemas de garantías(35), y reglas específicas de adjudicación que varían según si se trata de una asignación competitiva o administrada.
Finalmente, es importante mencionar que la CREG será la encargada de definir el esquema de traslado de los pagos del PpD a la tarifa de los usuarios finales. Se espera que este traslado se haga de forma mensual y contribuya a la estabilidad tarifaria, a la vez que se armoniza con otros mecanismos del mercado como el cargo por confiabilidad(36). El siguiente esquema resume las generalidades del mecanismo:
Figura 1. Generalidades sobre el mecanismo PpD
Fuente: Elaboración de la Superintendencia.
3.2. Reglas para la convocatoria de la primera asignación del mecanismo de PpD
El capítulo VI del proyecto fija las reglas mínimas para la primera ronda de adjudicación de mecanismos. Al respecto se señala que la primera convocatoria del mecanismo de PpD se desarrollará bajo un esquema de asignación administrada en el que el MME, con base en un análisis de conveniencia, establecerá directamente las condiciones de participación y adjudicación. La definición de la meta o límite de asignación considerará como criterio principal la capacidad instalada derivada de procesos previos de adjudicación de derechos para el aprovechamiento de FNCER(37).
El volumen de referencia para la primera convocatoria será determinado con base en la energía que cada generador fije y oferte hora a hora en el mercado de energía mayorista, o en la granularidad vigente de dicho mercado(38). En cuanto a las tecnologías habilitadas(39), el MME incluirá las FNCE que considere pertinentes pero de manera expresa señala la participación de la energía eólica costa afuera, en sus variantes de cimentación fija y flotante(40). La energía geotérmica será objeto de análisis para su posible inclusión. En caso de que varias tecnologías puedan competir bajo las mismas condiciones, esto deberá indicarse expresamente en la convocatoria.
Los proyectos seleccionados bajo este mecanismo deberán contar con una vigencia mínima de 15 años, contados a partir de su fecha de puesta en operación comercial, sin posibilidad de prórroga salvo por las causales previstas en el artículo 27 del proyecto(41). La formación del precio fijo se basará en un costo nivelado de energía ajustado por tecnología, e incluirá como referencia ingresos adicionales del mercado como el cargo por confiabilidad. El precio fijo se actualizará con un componente en pesos colombianos y otro en dólares americanos, para reflejar adecuadamente los costos durante la construcción y operación(42).
Se considerará como precio de referencia el precio de bolsa horario establecido en el mercado eléctrico colombiano, según la resolución CREG 024 de 1995(43) y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. La granularidad horaria podrá reconsiderarse según la resolución temporal vigente en la que se realice el despacho en dicho mercado(44). La liquidación del pago por diferencias se basará en una fórmula que compara el precio fijo actualizado más el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad(45) con el precio de bolsa, multiplicado por el volumen de energía generada. Solo se considerará la energía efectivamente despachada en el mercado y no cubierta por contratos bilaterales. Si el precio de bolsa es negativo, podrá aplicarse un factor de exclusión (factor N = 0), lo que evitaría la retribución por diferencias. Aunque el proyecto permite definir bandas de activación(46) del mecanismo asociadas a condiciones hidrológicas (El Niño, La Niña o normalidad), en esta primera ronda no se aplicarán dichas bandas(47).
El administrador del proceso de adjudicación podrá ser designado por el MME, mediante acto administrativo, en un plazo máximo de dos meses posteriores a la publicación de la convocatoria(48). Por su parte, los pliegos y bases de condiciones específicas deberán publicarse para comentarios dentro de máximo los dos años siguientes al otorgamiento del primer derecho de exploración o aprovechamiento para alguna de las tecnologías incluidas(49).
En cuanto a la actualización del precio fijo, se aplicará la fórmula prevista en el artículo 15, la cual incluye dos componentes: (i) un porcentaje en pesos indexado al IPP(50) de Colombia (hasta un 15%); y (ii) un porcentaje en dólares indexado al PPI de EE. UU., sumando ambos el 100% del precio(51). Esta indexación comenzará desde la fecha más tardía entre la adjudicación del mecanismo y cinco años antes de la fecha de puesta en operación. Respecto a la liquidación mensual, tanto el pago como el recaudo del mecanismo se harán en pesos colombianos. No se incluirán en la liquidación del PpD las reconciliaciones(52) positivas y negativas no serían remuneradas dentro del mecanismo, es decir, los pagos definidos en mercados de balance no estarán cubiertos en la liquidación de las del mecanismo de pago por diferencias(53).
Finalmente, el proceso completo de asignación del mecanismo deberá ejecutarse en un plazo máximo de 18 meses desde la convocatoria, sin superar en ningún caso el 31 de diciembre de 2028. El proceso se considerará concluido con la expedición de los actos administrativos que formalicen la adjudicación(54). A continuación, la Superintendencia se presentará un gráfico explicando las condiciones de la primera ronda:
Figura 2. Reglas para la primera convocatoria de adjudicación del mecanismo PpD
Fuente: Elaboración de la Superintendencia.
4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA
El mercado de energía mayorista en Colombia opera bajo un esquema centralizado de despacho económico, complementado por mecanismos de contratación bilateral y subastas a largo plazo. La estructura vigente fue establecida en 1995 con la Ley 143 de 1994 y ha sido objeto de reformas orientadas a preservar la confiabilidad y eficiencia del sistema. Entre los hitos regulatorios relevantes se destaca la introducción del Cargo por Confiabilidad en 2006, diseñado para asegurar la expansión de la oferta y garantizar la atención de la demanda en condiciones críticas(55).
En este mercado participan principalmente dos agentes: generadores y comercializadores. Los generadores ofrecen energía al sistema ya sea mediante contratos bilaterales, participación en subastas de demanda regulada, o ventas en el mercado spot (precio de bolsa). Los comercializadores, por su parte, adquieren energía para atender la demanda de usuarios regulados o no regulados, utilizando una combinación de contratos y compras en bolsa(56). La interacción entre estos agentes permite la formación del precio horario de bolsa, determinado por el despacho económico centralizado, el cual refleja el costo marginal de la última unidad de generación necesaria para cubrir la demanda en cada intervalo horario(57). Este precio se comporta como una señal económica al incidir en las decisiones de operación, inversión y consumo energético, y actúa como referencia para contratos de largo plazo y para la evaluación de la eficiencia del sistema.
Actualmente, Colombia se encuentra en la modificación de su matriz energética, la cual ha sido históricamente predominante por fuentes hídricas lo que la hace susceptible a fenómenos climáticos(58) donde las FNCER se convierten en una alternativa adecuada al representar una alternativa para contribuir a la diversificación de la oferta, mejorar la resiliencia del sistema y reducir su huella ambiental. Desde la expedición de la Ley 1715 de 2014, se ha promovido activamente la participación de las FNCER, permitiendo que proyectos de menor escala comiencen a ser objeto de despacho centralizado. No obstante, de acuerdo con el MME, su participación actual en el mercado mayorista sigue siendo poco representativa(59).
De acuerdo con cifras del MME con corte al primer semestre de 2024, el país cuenta con 1.763 MW de capacidad instalada en energías renovables conectadas al SIN, incluyendo 68 granjas solares, 2 parques eólicos y más de 3.000 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña y gran escala. Esta capacidad, según el MME, contribuye a la reducción de aproximadamente 380.000 toneladas de CO2 por año y equivale al consumo energético de más de 1.500.000 familias colombianas(60)
Ahora bien, en el marco de la primera convocatoria del mecanismo de CpD presentado en el proyecto, se establece que estará orientada a proyectos de generación eólica costa afuera y geotérmica. Frente a los generadores que pueden participar en esta, el MME identificó al menos nueve agentes con capacidad o interés en participar en el segmento de eólica costa afuera, incluyendo generadores existentes y potenciales entrantes (Ver tabla 1). Para fomentar la competencia y evitar la concentración, el diseño del proceso estableció límites donde ningún agente podrá recibir adjudicación por más de 1 GW de capacidad, y el total de la convocatoria no podrá superar los 3 GW adjudicados(61).
Tabla 1. Agentes actualmente identificados con condiciones para participar en la primera ronda de adjudicaciones del mecanismo
Fuente: MME(62).
De esta manera, entendiendo que el mecanismo planteado en el proyecto se produce en un entorno donde el sistema eléctrico nacional está altamente regulado -donde las decisiones de inversión dependen de señales claras en términos de precio y acceso- y que inicialmente en su primera convocatoria se orienta a tecnologías con participación incipiente en el país -como la energía eólica costa afuera y la geotérmica-, su diseño y condiciones específicas podrían tener efectos sobre la competencia, la inversión y la configuración del mercado. Por lo anterior, la Superintendencia analizará si el proyecto podría generar distorsiones en la competencia, establecer tratos diferenciados injustificados o introducir desincentivos a la inversión, ya sea por su diseño o por las reglas propuestas para la primera.
4.1. Sobre los Tratos diferenciados evidenciados en el proyecto
4.1.1. Regla propuesta
El artículo 2 del proyecto define que el mecanismo planteado aplica a los promotores y/o representantes de proyectos de generación asociados a las tecnologías de FNCE identificadas en cada convocatoria del mecanismo. En ese sentido, el Capítulo VI del proyecto establece las reglas mínimas para la primera ronda de adjudicaciones del mecanismo PpD. En específico, el artículo 37 determina que las tecnologías consideradas para la primera ronda serán tecnologías de energía eólica costa afuera (en sus variantes de cimentación fija y flotante) y que se analizará la inclusión de la energía geotérmica.
Por otra parte, el artículo 12 define que el precio fijo resultante de la adjudicación del mecanismo será definido según el esquema de asignación y las características particulares de la tecnología que se esté convocando.
4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
La Superintendencia advierte que el diseño del mecanismo genera diferentes tratos diferenciados. En específico se evidencian tres tratos diferenciados: i) Restricción tecnológica de acceso al mecanismo exclusiva para FNCER; ii) Focalización tecnológica en la primera ronda de adjudicación (Eólica Costa afuera y Geotérmica); y iii) Determinación diferenciada del precio fijo por tecnología.
Respecto de los tratos diferenciados, la Superintendencia ha señalado en otros pronunciamientos(63) que, la existencia de un trato diferenciado no constituye por sí mismo 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 libre competencia si no se encuentra debidamente justificado(64). En esa medida, es necesario indicar que aquellos tratos diferenciados, a pesar de tener un potencial efecto negativo en la competencia, pueden estar respaldados por razones de índole técnica o económica que los justifiquen.
En línea con lo anterior, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (en adelante, “OCDE”) ha señalado que la regulación asimétrica puede conducir a una distorsión en la dinámica de la competencia que caracteriza el mercado objeto de la regulación a causa del tratamiento diferenciado que se le otorgaría regulatoriamente a unos agentes sobre otros(65). Sin embargo, aunque la introducción de tratos diferenciados en la regulación podría, en principio, tener una incidencia negativa en términos de libre competencia económica, estos pueden estar sustentados en razones técnicas o económicas que los justifiquen adecuadamente. Así las cosas, incorporar una justificación objetiva a este trato resulta fundamental para acreditar que el instrumento regulatorio diseñado se encuentre alineado con la finalidad de proteger y promover la libre competencia económica en los mercados objeto de intervención.
4.1.2.1. Sobre la restricción tecnológica de acceso al mecanismo
La Superintendencia observa que el diseño del mecanismo genera un trato diferenciado al limitar el acceso al mecanismo únicamente a proyectos de generación que utilicen tecnologías FNCER, dejando por fuera a otros agentes que podrían participar bajo condiciones similares de eficiencia o viabilidad técnica.
Dicho trato diferenciado otorga una ventaja a los generadores que emplean tecnologías FNCER, quienes contarán con un esquema de ingresos estables a través del mecanismo de PpD, puesto que este les garantiza una compensación cuando el precio horario de la bolsa de energía se ubique por debajo del precio fijo adjudicado, lo cual mitiga los riesgos de volatilidad de ingresos asociados al mercado spot. Esta garantía no está disponible para proyectos que no sean seleccionados dentro del ámbito tecnológico definido, incluso si presentan condiciones de eficiencia técnica o económica equiparables. Lo anterior, desde una perspectiva de competencia, puede alterar las condiciones de entrada, reducir el universo de oferentes y generar distorsiones en las señales de precio que orientan la inversión en nuevas tecnologías, como se pasa a analizar.
Tal como lo reconoce el propio regulador en el cuestionario de abogacía de la competencia, esta medida otorga un trato diferenciado a unas empresas respecto de otras, en tanto la posibilidad de acceder al mecanismo queda restringida a proyectos de bajas emisiones, los cuales pueden formar parte de la estructura de generación de algunos agentes, pero no de todos(66). A su vez, se establece una regla de exclusividad en la entrega de energía pues los agentes beneficiarios del PpD no podrán comprometer la energía adjudicada en otros mecanismos de mercado. Esta condición limita su capacidad para negociar a través de esquemas alternativos, lo que podría llegar a restringir su margen de actuación y afectar su posición competitiva en el mercado(67).
Adicionalmente, el proyecto establece que los adjudicatarios deberán cumplir con una cantidad mínima de entrega de energía al sistema(68), la cual operará como una cuota obligatoria de producción o venta. El incumplimiento de dicha obligación podría derivar en la ejecución de una garantía específica(69). Si bien esta condición será conocida de manera ex ante por los participantes –en línea con el principio de voluntariedad del mecanismo–, también podría tener como efecto una reducción en el número o variedad de empresas interesadas en participar en las convocatorias, especialmente aquellas que no puedan asumir con certeza técnica o financiera el mínimo de energía requerido para participar la convocatoria del mecanismo(70).
Ante esta situación, algunos comentarios de agentes advierten sobre riesgos asociados a la focalización tecnológica del mecanismo y las condiciones de entrega mínima exigidas. En particular, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (“ANDEG”) señala que, a la luz de los recientes anuncios sobre el retiro de múltiples empresas del desarrollo de proyectos –especialmente en energía eólica onshore(71)–, resulta necesario que el Gobierno Nacional revise la viabilidad real de inserción de las FNCER en el SIN. De lo contrario, podría generarse una falsa expectativa sobre el ritmo y profundidad de la transición energética, así como una sobre instalación de fuentes renovables en el mediano plazo, cuyos sobrecostos terminarían siendo trasladados a los usuarios a través de la tarifa(72). Por su parte, POLEN Transiciones Justas (“POLENTJ”) manifiesta preocupación frente a la exigencia de entrega mínima de energía establecida en el mecanismo. Sugiere que se precise un estándar técnico uniforme, predecible y realista que considere las particularidades de cada tecnología FNCER. A su juicio, imponer una cuota mínima sin ajustar su cálculo a las características operativas de cada fuente renovable podría ponerlas en desventaja desde el inicio del proceso de adjudicación(73).
Ahora, si bien existe un trato diferenciado este estaría plenamente justificado en tanto obedece a fines legítimos de política pública y encuentra respaldo en el marco jurídico y técnico vigente. Desde el punto de vista normativo, el proyecto está enmarcado en el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 “Colombia Potencia Mundial de la Vida” el cual ratifica los compromisos de Colombia bajo el Acuerdo de París dentro de los que se encuentran reducir el 51% de emisiones de GEI para 2030 y ser carbono neutral en 2050, y establece como objetivo acelerar la generación de energías renovables, impulsar el potencial de energía eólica e incorporar nuevas FNCER. Así mismo, el proyecto también tiene como referencia La Política Pública de Transición Energética (CONPES 4075 de 2022) la cual busca consolidar la transición energética del país a través de estrategias intersectoriales para el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social, con miras a la transformación energética. Desde el punto de vista técnico, de acuerdo con el MME, el enfocarse en las FNCER permitiría la entrada de agentes al mercado e inversión para la expansión de un mercado que se encuentra altamente concentrado y que es predominantemente hidrotérmico(74). En ese sentido, la inclusión preferente de estas tecnologías permitiría incentivar la entrada de nuevos agentes, atraer inversión privada y reducir riesgos sistémicos asociados a fenómenos climáticos como el Fenómeno de El Niño, contribuyendo con ello a los objetivos de seguridad energética y sostenibilidad del sistema(75).
4.1.2.2. Sobre la focalización tecnológica en la primera ronda de adjudicación
La Superintendencia observa que la decisión del regulador de focalizar la primera ronda del mecanismo exclusivamente en tecnologías como la energía eólica costa afuera y la geotérmica, si bien responde a objetivos legítimos de política pública y cuenta con justificaciones técnicas, configura un trato diferenciado que podría restringir la presión competitiva del mecanismo y limitar la entrada de tecnologías alternativas igualmente eficientes.
Desde una perspectiva económica, concentrar la convocatoria del mecanismo en un subconjunto específico de tecnologías –sin haber publicado el respectivo análisis de conveniencia ni detallar los criterios de selección– puede inducir una segmentación regulatoria del mercado donde los agentes no cuentan con la información completa y clara para presentarse a esta primera ronda. Según la OCDE, las políticas regulatorias deben evitar distorsiones a la competencia salvo que estén orientadas a corregir fallas de mercado específicas y se funden en principios de proporcionalidad y necesidad(76). Así, si bien la promoción de FNCER constituye un fin legítimo dentro de la transición energética, excluir de manera anticipada a otras tecnologías podría generar consecuencias no deseadas sobre el proceso competitivo.
En primer lugar, la Superintendencia advierte que la focalización exclusiva del mecanismo PpD en tecnologías específicas, como la eólica costa afuera o la geotérmica, podría desincentivar la innovación o el desarrollo de proyectos por parte de agentes que operan con tecnologías emergentes, híbridas o convencionales eficientes. En particular, aquellos agentes excluidos de la convocatoria podrían verse desincentivados a incursionar en procesos de reconversión tecnológica o a participar en futuras rondas ante la falta de previsibilidad normativa sobre los criterios de elegibilidad y la evolución futura del mecanismo. Esta situación genera incertidumbre regulatoria, afectando las decisiones de inversión y reduciendo la presión competitiva en el mediano plazo. Al respecto, autores como Aghion et al. han señalado que la innovación se ve afectada cuando el entorno normativo reduce los retornos esperados para las firmas rezagadas o no priorizadas, en la medida en que su posibilidad de capturar valor del mercado se ve limitada por diseños regulatorios excluyentes(77). En esa misma línea, Blin explica cómo la focalización tecnológica en mecanismos regulatorios exclusivos puede tener efectos distorsionantes sobre la innovación, en tanto la falta de criterios claros para la inclusión futura de tecnologías alternativas reduce los incentivos a la entrada y a la diferenciación tecnológica, comprometiendo la eficiencia dinámica del mercado energético(78).
En segundo lugar, al restringir la participación a un grupo reducido de tecnologías, se reduce la rivalidad entre oferentes y, con ello, la presión para ofrecer precios fijos más eficientes o mejores condiciones técnicas al momento de presentarse en las convocatorias. Esta pérdida de presión competitiva en el proceso de adjudicación podría derivarse en precios fijos adjudicados por encima del nivel que se observaría en un entorno competitivo, afectando la eficiencia del mecanismo. Desde la teoría de la organización industrial, esto corresponde a un escenario de “licitación con colusión tácita o competencia débil”, en el que la concentración de oferentes reduce el incentivo a ofertar en niveles cercanos a costos marginales(79)
En particular, en un esquema como el PpD –en el que la diferencia entre el precio fijo adjudicado y el precio horario del mercado determina si el generador recibe una compensación o transfiere recursos al sistema–, una menor competencia en la fijación del precio fijo eleva la probabilidad de que dicha diferencia opere estructuralmente en favor del generador. Esto incrementaría las transferencias desde la demanda hacia los adjudicatarios, reduciendo el impacto estabilizador del mecanismo sobre la tarifa y aumentando su costo neto para el sistema. Al respecto, Joskow advierte que los mecanismos contractuales de largo plazo, como los contratos por diferencias, dependen críticamente de una competencia robusta en el proceso de asignación para garantizar precios eficientes(80).
Estas preocupaciones también han sido señaladas por terceros interesados en el proyecto. En particular, ENEL S.A. señaló que la limitación de participación exclusivamente a la tecnología eólica off shore no está acompañada de un análisis de beneficio/costo que justifique esta medida, lo que podría afectar la transparencia y equidad del proceso de adjudicación(81). La Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (en adelante, “ASOCODIS”), por su parte, indicó que no se encuentra publicado el análisis de conveniencia que sustenta la exclusión de otras tecnologías en la primera convocatoria, y cuestiona la ausencia de una evaluación comparativa frente a tecnologías emergentes que podrían tener condiciones competitivas equivalentes(82).
Ahora bien, la Superintendencia reconoce que desde el punto de vista técnico existen fundamentos que respaldan la inclusión prioritaria de la eólica costa afuera y la geotérmica. La matriz energética nacional, de carácter hidrotérmico, es vulnerable a fenómenos como El Niño, lo cual exige diversificación para garantizar la seguridad del sistema. Tecnologías como la solar, eólica, biomasa y geotérmica presentan complementariedades temporales con la hidroelectricidad y pueden contribuir a la resiliencia operativa. Además, su incorporación ha sido asociada con posibles reducciones en el componente de generación (G) del Costo Unitario (CU) y con mayor estabilidad tarifaria frente a la volatilidad del precio de bolsa(83). En particular, la energía eólica costa afuera ha sido identificada como una fuente con alto potencial para mejorar la confiabilidad del sistema, sobre todo en periodos secos, y con externalidades positivas en términos de inversión portuaria, empleo y desarrollo regional. Por su parte, la tecnología geotérmica ofrece generación firme y estable, aunque requiere mecanismos específicos de apalancamiento financiero debido a sus altos costos iniciales y riesgos exploratorios(84).
Por otro lado, el MME contrató la “Consultoría para la simulación y cálculo de impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera en el mercado de energía mayorista colombiano a través del mecanismo de contratos por diferencias” desarrollada por RIGHTSIDE S.A.S. con el apoyo del WORLD BANK GROUP(85). El estudio concluye que la incorporación del mecanismo de PpD en el mercado de energía mayorista colombiano, especialmente para proyectos de energía eólica costa afuera, puede integrarse sin requerir modificaciones regulatorias significativas, lo cual representa una señal favorable para los inversionistas. Por su parte, las simulaciones energéticas mostraron que la incorporación de la energía eólica costa afuera mejora la complementariedad del sistema eléctrico, reduce la volatilidad asociada a fenómenos como El Niño y, en general, tiende a disminuir los precios futuros de la electricidad.
Además, se identificó que el componente de comercialización de la fórmula general para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU)(86), puede reducirse, ya que los comercializadores no tendrían un rol directo en la gestión de la energía PpD, lo que podría representar un ahorro cercano al 10% en la tarifa al usuario final(87). Pese a lo anterior, el estudio advierte que el impacto completo del mecanismo sobre los componentes tarifarios (especialmente el componente T de transmisión) dependerá de estudios eléctricos adicionales a ser desarrollados por la UPME, teniendo en cuenta la necesidad de asegurar la expansión de infraestructura para evacuar la energía generada. También se destaca que la introducción de PpD no generaría mayores reconciliaciones ni presiones sobre el componente de restricciones (R). Además, de acuerdo con los resultados de las simulaciones realizadas en el estudio, RIGHTSIDE S.A.S afirma que la introducción del PpD en el mercado colombiano reduce el componente de generación (G) del Costo Unitario. Esto se presenta debido a la disminución de los precios de bolsa por la alta penetración de la energía eólica costa afuera u otras tecnologías renovables de costos variables bajos, aunque la energía eólica costa afuera aprovecha de mejor manera el recurso energético(88).
Por último, el estudio identifica que el mecanismo de PpD no solo es útil para la energía eólica costa afuera, sino que puede ser extendido a otras tecnologías no competitivas en precio, pero relevantes para la transición energética, como la geotermia o incluso la nuclear, al aportar firmeza y confiabilidad al sistema. En conjunto, según la consultoría, estos hallazgos refuerzan la viabilidad del PpD como un mecanismo de expansión eficiente, que protege a la demanda frente a escenarios de precios altos y contribuye al cumplimiento de los compromisos de descarbonización del país(89).
Así las cosas, aunque el trato diferenciado implícito en la focalización tecnológica de la primera ronda puede justificarse desde una óptica de política pública y planeación energética, su implementación debe sustentarse en análisis técnicos y detallados que les permitan a los agentes interesados verificar la proporcionalidad, transparencia y razonabilidad de la medida. Esto además alineado con lo estipulado en el mismo proyecto en lo relacionado con el análisis de conveniencia(90).
Así mismo, se pone de presente que la única inclusión ya fijada por el proyecto es la de la energía eólica costa afuera, pues el artículo 37 del proyecto aclara que el MME analizará la inclusión de la energía geotérmica para ser potencialmente incluida en esta convocatoria, sin perjuicio de que se puedan incluir otras FNCE dentro del análisis y, de encontrarlo conveniente, dentro de la convocatoria. Por lo que, en este sentido, se mitigarían los riesgos asociados a la exclusión de otras tecnologías. No obstante, en el futuro análisis que haga el MME se deberán dar las explicaciones y justificaciones pertinentes sobre las decisiones que se tomen respecto a las tecnologías que finalmente quedarán incluidas en la primera convocatoria.
Por lo anterior, la Superintendencia recomienda que, en futuras convocatorias, se garanticen condiciones abiertas, competitivas y técnicamente justificadas para evitar que el mecanismo derive en esquemas cerrados que limiten innecesariamente la competencia. Así mismo, puntualmente se deberá reforzar la justificación técnica-económica de la inclusión de la energía eólica costa afuera en la primera ronda de adjudicación del mecanismo y de las otras tecnologías que finalmente sean seleccionadas por el MME o el administrador del proceso que éste seleccione para ser parte de la primera ronda. Por ejemplo, si el MME lo considera pertinente, se podrían publicar los resultados de la “Consultoría para la simulación y cálculo de impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera en el mercado de energía mayorista colombiano a través del mecanismo de contratos por diferencias” desarrollada por RIGHTSIDE S.A.S. con el apoyo del WORLD BANK GROUP(91). Pues esto demuestra que sí hubo un estudio técnico-económico detrás de la decisión de incluir la energía eólica costa afuera en la primera ronda de adjudicación del mecanismo de PpD.
4.1.2.3. Sobre la determinación diferenciada del precio fijo por tecnología
Ahora bien, en cuanto a lo señalado en el artículo 12 del proyecto sobre la diferencia del precio fijo según la tecnología considerada en cada convocatoria a realizar por el MME, es importante mencionar que esta disposición habilita una segmentación del mercado de generación basada en una diferenciación de precios regulatoriamente establecida, lo que conlleva implicaciones relevantes desde la perspectiva de la competencia.
Desde la teoría microeconómica, particularmente un contexto de discriminación de precios, se reconoce que establecer precios diferenciados por tecnología puede alterar las señales de mercado que guían las decisiones de inversión y entrada. Según Vives, los precios en mercados oligopólicos y regulados deben reflejar señales consistentes con los costos marginales y riesgos asumidos por cada tipo de generador, de modo que se preserve la eficiencia asignativa, en lugar de un criterio segmentado que podría llegar a distorsionar el proceso competitivo generando rentas extraordinarias injustificadas a determinados oferentes, esto pasa cuando el precio fijo no se determina bajo una lógica homogénea de competencia(92)
Además, desde el punto de vista de las barreras de entrada, lo estipulado en este artículo del proyecto podría abrir la posibilidad de que ciertas tecnologías reciban precios fijos más altos lo que puede elevar artificialmente el umbral mínimo de rentabilidad para los demás oferentes, especialmente para tecnologías convencionales o no prioritarias en la convocatoria. Esta distorsión puede materializarse en lo que la literatura denomina “precio límite"(93), en la medida en que el tratamiento preferencial otorgado a una tecnología específica desincentiva la entrada de tecnologías competitivas que podrían generar beneficios de eficiencia en el largo plazo(94).
En este contexto, si bien la diferenciación de precios puede tener justificación técnica –como el riesgo, la madurez tecnológica o los costos de capital asociados a tecnologías emergentes–, su formulación en el proyecto no detalla el mecanismo por el cual se evaluará esta diferenciación ni los criterios objetivos que permitirán sustentar su razonabilidad. La ausencia de estos elementos puede generar incertidumbre regulatoria y limitar la previsibilidad del esquema competitivo para nuevos entrantes. Esta incertidumbre también podría comprometer la eficacia de futuras convocatorias, en tanto los agentes podrían anticipar una selección arbitraria o discrecional en la determinación del precio fijo, afectando así la presión competitiva en el mecanismo.
Desde el punto de vista económico y de libre competencia, cualquier diferenciación que limite la participación de ciertos agentes en esquemas de contratación pública debe estar sustentada en razones que expliquen por qué esas tecnologías requieren un trato preferencial. De no existir tal justificación, podrían generarse barreras de entrada artificiales, segmentación innecesaria del mercado o distorsiones competitivas en favor de ciertos oferentes. Adicionalmente, este tipo de restricciones podría limitar la eficiencia del mecanismo, al impedir la participación de tecnologías con menor costo nivelado de generación (LCoE)(95), afectando potencialmente los resultados de la convocatoria en términos de precio, cobertura y diversificación tecnológica.
La Superintendencia considera, entonces, que el trato diferenciado establecido con el proyecto se encuentra debidamente sustentado en instrumentos legales y técnicos que reflejan la política pública nacional en materia de transición energética, seguridad del sistema, reducción de emisiones y promoción de inversiones sostenibles. En esa medida, el diseño del mecanismo resulta razonable desde la perspectiva de la libre competencia, en tanto promueve la entrada de nuevas tecnologías sin excluir per se a otros agentes del mercado eléctrico. No obstante, la Superintendencia recuerda que tanto en esta primera convocatoria como en futuras convocatorias será fundamental garantizar que los criterios de focalización tecnológica cuenten con sustento técnico y económico suficiente, evitando que el mecanismo derive en esquemas cerrados o que limiten innecesariamente la competencia dentro del mercado.
4.2. Sobre las posibles distorsiones al mercado mayorista de energía
4.2.1. Regla propuesta
El artículo 11 del proyecto define el precio de referencia que represente el comportamiento del mercado de energía mayorista del país, y que, además, posea características de liquidez y relevancia en la formación de los precios de generación del mercado al momento de la convocatoria.
El artículo 18 determina que el recaudo y los pagos de las diferencias del mecanismo deberán trasladarse vía tarifa. La CREG, encargada de definir la propuesta regulatoria para dicho trasado, considerará una periodicidad mensual para realizar el recaudo y los pagos asociados a la aplicación del mecanismo, salvo que dentro del esquema se determine una periodicidad diferente.
El artículo 19 define que se deberá considerar la coexistencia entre el mecanismo de PpD establecido en esta resolución y los mecanismos existentes en el mercado energético del país.
4.2.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
La Superintendencia advierte que la implementación del mecanismo de PpD, en los términos propuestos por el proyecto, podría tener implicaciones sobre el funcionamiento del mercado mayorista de energía. En particular, se identifican riesgos potenciales en tres dimensiones: (i) la formación del precio de bolsa; (ii) la transmisión de señales a la tarifa del usuario final; y (iii) y la armonización con otras figuras contractuales ya existentes en el marco regulatorio vigente.
4.2.2.1. Posibles efectos sobre el precio de referencia
La Superintendencia observa que el diseño del mecanismo PpD, al garantizar un ingreso fijo por unidad de energía entregada, introduce una separación entre el precio de mercado y la remuneración efectiva que perciben los agentes adjudicatarios. Esta diferencia entre el ingreso del generador y el precio resultante del equilibrio en el mercado puede tener efectos desde el punto de vista económico, particularmente sobre el papel que cumple el precio de bolsa como señal de referencia para la coordinación del sistema.
Entendiendo que, en este mercado, el precio de bolsa se construye como un precio marginal, es decir, que refleja el costo de la última unidad de energía despachada en cada intervalo de tiempo(96), cumple funciones económicas esenciales, en primer lugar, permite coordinar la asignación eficiente de recursos en el corto plazo, orientando qué generadores deben operar y cuándo; en segundo lugar, actúa como señal informativa para decisiones de inversión, retiro o expansión de capacidad; y, en tercer lugar, sirve como precio de referencia para contratos futuros, tarifas reguladas y otros mecanismos de mercado(97).
Por lo anterior, el diseño del PpD puede alterar estas funciones cuando un número significativo de generadores queda cubierto por un ingreso fijo y, por tanto, ya no internaliza el precio de bolsa en su toma de decisiones. Como consecuencia, el precio observado en el mercado podría dejar de reflejar las condiciones reales de oferta y demanda, y convertirse en un precio sombra, es decir, en un precio derivado únicamente del comportamiento de aquellos agentes que aún permanecen expuestos al mercado spot, pero que no representan el conjunto de participantes del sistema.
Laffont y Tirole, desde la teoría de incentivos y del diseño de mecanismos, establecen que este tipo de intervención puede generar una pérdida de información en el mercado(98) por lo que el precio deja de cumplir su rol como mecanismo de emparejamiento eficiente entre oferta y demanda, al desvincular la remuneración de los generadores de su contribución marginal a la oferta. En ese caso, si los generadores cubiertos por el PpD no tienen incentivos adecuados para ajustarse a precios bajos o negativos, podrían ofertar su energía incluso cuando no resulta socialmente eficiente hacerlo, generando así distorsiones en el despacho y desplazando a agentes que sí responden al mercado. Este comportamiento podría llegar a afectar a otros participantes del mercado induciéndolos a ineficiencias operativas por señales erradas de inversión.
Por otra parte, Cramton también ha mostrado que cuando el volumen de energía cubierto por contratos con precio fijo es alto, la cantidad de energía efectivamente negociada en el mercado spot se reduce(99). Aunque este menor volumen podría tener un impacto limitado sobre el precio de bolsa en el corto plazo, el diferencial entre el precio fijo adjudicado y el precio de bolsa podría representar un sobrecosto en el sistema, sobre todo si los precios adjudicados exceden el valor de mercado. Bajo este escenario, el mecanismo perdería capacidad para incidir efectivamente sobre la diversificación tecnológica, la eficiencia del despacho y la transición energética deseada con el proyecto.
Ahora bien, siguiendo el teorema del bienestar(100) una asignación eficiente de recursos requiere que los precios reflejen el costo marginal de producción. Si el precio de referencia del sistema no incorpora adecuadamente esa información, la capacidad del mercado para asignar recursos podría no darse de forma eficiente, lo que se podría convertir en distorsiones en el mercado que afectarían tanto la oferta como la demanda.
En consecuencia, la Superintendencia considera necesario que el diseño del mecanismo preserve, en la medida de lo posible, el rol informativo y coordinador del precio horario de bolsa, y que se monitoree su representatividad a lo largo del tiempo. En la medida en que el precio de referencia pierda su capacidad de reflejar las condiciones reales del sistema, se podría comprometer la eficiencia del despacho y el funcionamiento eficiente del mercado en su conjunto.
4.2.2.2. Posibles efectos sobre la tarifa del usuario
El mecanismo de PpD introduce un esquema de incentivos en el cual el generador recibe un ingreso fijo garantizado por unidad de energía entregada al sistema, mientras que la diferencia entre dicho precio fijo y el precio horario de bolsa se liquida periódicamente a favor del agente o de la demanda, según corresponda. En particular, si el precio horario de bolsa es inferior al precio fijo adjudicado, la diferencia será cubierta por el sistema y trasladada a los usuarios del SIN a través del componente G del Costo Unitario (CU)(101). La transferencia de esta diferencia se realiza en la etapa de liquidación comercial posterior al despacho, con una periodicidad estimada mensual, mediante el sistema centralizado del mercado administrado por el ASIC. El monto resultante se reparte proporcionalmente entre los comercializadores en función de su participación en la demanda total, quienes, a su vez, lo trasladan a los usuarios finales como parte del costo reconocido en la tarifa regulada(102).
Esta autoridad evidencia que el sistema, si bien busca mitigar el riesgo de mercado para los generadores y facilitar la entrada de nuevas tecnologías, podría inducir efectos asimétricos en términos de incentivos. Al garantizarse un ingreso fijo independientemente del precio horario de bolsa, se reduce la exposición al riesgo de mercado y se elimina el incentivo para que los generadores respondan activamente a señales de precios marginales. En consecuencia, en un escenario donde el precio de bolsa sea sistemáticamente inferior al precio fijo adjudicado, la diferencia a pagar por la demanda será estructuralmente positiva. Esto implica que el precio de bolsa pierde su función como señal eficiente, al dejar de reflejar el costo de oportunidad relevante para una proporción significativa de agentes del sistema.
Además, si el diferencial entre el precio fijo y el precio horario de bolsa se mantiene en el tiempo, se podría generar un efecto ingreso negativo sobre la demanda teniendo en cuenta que los usuarios enfrentan un mayor costo total, su disposición a pagar por consumo marginal adicional se reduce, lo cual puede derivar en distorsiones en el uso eficiente de la energía. En un caso hipotético, si la cobertura del PpD es suficientemente amplia y los precios fijos están sobreestimados, se puede inducir una situación de exceso de capacidad en el sistema donde los generadores cubiertos seguirán despachando con independencia de señales de escasez o abundancia, elevando así la oferta efectiva por encima del nivel socialmente deseable, al tiempo que la demanda se retrae por efectos tarifarios.
Como lo señala Blin, este tipo de contratos, si no están diseñados con criterios de eficiencia dinámica y simetría de riesgos, pueden trasladar de manera regresiva los costos de estabilización hacia la demanda, lo que podría reducir el excedente del consumidor afectando la eficiencia productiva del sistema(103). Igualmente, Aghion et al. advierten que una intervención pública que reduzca completamente el riesgo del productor puede desalentar la innovación, la reducción de costos y la disciplina financiera, al debilitar los incentivos de los generadores para optimizar su estructura operativa(104).
En consecuencia, la Superintendencia considera que dentro del diseño del esquema tarifario se incorpore un análisis de impacto que permita proyectar los efectos acumulados del PpD sobre el CU y sobre la estructura de incentivos de los agentes. Lo anterior, con el fin evaluar si los beneficios de estabilidad para los generadores se obtengan a costa de mayores costos estructurales para los usuarios.
4.2.2.3. Riesgos de desalineación con otros mecanismos existentes
Uno de los principales riesgos identificados por la Superintendencia frente al diseño propuesto del mecanismo de PpD es su posible desalineación con los instrumentos ya existentes en el mercado de energía eléctrica, tales como las Obligaciones de Energía Firme(105) (OEF), el Cargo por Confiabilidad (CxC), las subastas de FNCE y los contratos bilaterales de largo plazo. Si bien el MME reconoce expresamente la necesidad de considerar dicha coexistencia(106), no se desarrollan reglas concretas que aseguren una articulación efectiva con los demás mecanismos de contratación, lo cual podría generar inconsistencias normativas, duplicidades en la remuneración y señales contradictorias para la inversión.
Sí se analiza desde la teoría de incentivos, la existencia de múltiples instrumentos con lógicas de remuneración diferentes puede inducir comportamientos estratégicos de los agentes, quienes podrían basar sus decisiones de participar entre alternativas regulatorias no por eficiencia sino por aquella le permita maximizar sus beneficios, lo que desvirtuaría los objetivos iniciales de cada esquema y debilitaría la coordinación global del mercado. Por ejemplo, si un generador percibe que los incentivos del PpD superan los derivados del CxC, puede optar por participar exclusivamente en el primero, reduciendo la competencia en las subastas de OEF y afectando su efectividad para garantizar la expansión de capacidad firme en el largo plazo.
Al respecto varios terceros han expresado sus preocupaciones. La Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Actividades Complementarias e Inherentes (en adelante, “ANDESCO”)(107) señaló que resulta fundamental la armonización de los lineamientos de este esquema con la regulación del Cargo por Confiabilidad, con el objetivo de evitar señales ineficientes para la inversión y minimizar el riesgo de precios artificiales. Adicionalmente, mencionó que si el mecanismo no se alinea de manera coherente con la regulación vigente y futura, podría incrementar la incertidumbre regulatoria, distorsionar las señales de precio y desincentivar la inversión en nueva capacidad de generación(108). Por su parte, ECOPETROL S.A.(109) menciona que es claro que los proyectos adjudicatarios del mecanismo deberán ofrecer confiabilidad al sistema, en el mismo sentido que lo hacen las plantas que participan en los diferentes mecanismos de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF). Y si bien consideran adecuado que estas plantas ofrezcan confiabilidad al sistema, es pertinente tener en cuenta el efecto que esta obligación podría tener sobre futuras subastas para asignar OEF. Para ECOPETROL S.A., la posibilidad de elegir la ruta por la cual ofertan confiabilidad las plantas que se construyan a partir del mecanismo, podría afectar los resultados de las subastas de asignación de OEF ya que potencialmente reduciría la competencia en dichas subastas. Es posible que algunas plantas se decanten por ofrecer su confiabilidad a través del mecanismo de precio por diferencia, en lugar de acudir a los mecanismos competitivos de los que trata la Resolución CREG 071 de 2006(110).
Para Empresas Públicas de Medellín (En adelante, “EPM”)(111) cualquier propuesta de mecanismo de contratación de energía y de expansión debe estar armonizada. Un ejemplo de esta necesidad, según EPM, es cómo compatibilizar que se mezclen mecanismos financieros, como los contratos bilaterales, con este mecanismo de entrega física de la energía, pues descontar ambos conceptos de la generación ideal y real de la planta se hace incompatible. Por último, para la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (en adelante, “ACOLGEN”)(112) el mecanismo debe estar alineado con el esquema de confiabilidad vigente para evitar distorsiones en las señales de inversión y garantizar la sostenibilidad financiera. Para ACOLGEN no está claro si los proyectos adjudicados bajo el esquema CfD podrán recibir ingresos adicionales del Cargo por Confiabilidad ni cuál sería el impacto en la metodología de asignación de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC). Además, es fundamental aclarar cómo se definirá la asignación de Obligaciones de Energía en Firme (OEF). Por lo tanto, el agente recomienda establecer lineamientos claros sobre la coexistencia de estos mecanismos y evaluar posibles ajustes en la regulación para garantizar una adecuada complementariedad.
Estos comentarios reflejan cómo la falta de reglas claras que definan los límites de participación y la interacción entre los distintos esquemas puede generar ineficiencia económica y pérdida de confianza regulatoria, lo que puede incrementar la incertidumbre y retrasar decisiones de inversión estratégicas para la expansión del sistema.
En ese sentido, es importante que el MME tenga en consideración esos impactos y, en desarrollo de sus funciones, establezca lineamientos explícitos sobre la complementariedad y compatibilidad regulatoria, y realice una evaluación de impactos que permita ajustar las normas relacionadas con el CxC, las subastas de OEF, los contratos bilaterales y demás mecanismos, de modo que se preserve la integridad y funcionalidad del mercado eléctrico en su conjunto.
4.3. Frente a la designación del Administrador del proceso de adjudicación del mecanismo de PpD.
4.3.1. Regla propuesta
El artículo 3 del proyecto define al administrador del proceso como el encargado de diseñar, planear, ejecutar y administrar el proceso de adjudicación del mecanismo, entre otras funciones descritas en el artículo 30 del proyecto. Además, precisa que este administrador será designado por el MME. Adicionalmente el artículo 32 del proyecto establece respecto de la designación del administrador que el MME definirá, en el acto administrativo que convoque el proceso de adjudicación del mecanismo, si designa las funciones de administrador del proceso a una entidad que cuente con las condiciones de idoneidad para hacerlo. De cualquier manera, el MME deberá publicar un borrador de acto administrativo con las características propias de administración del proceso de adjudicación que se basarán en lo sustentado en el análisis de conveniencia.
4.3.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
La Superintendencia evidencia que el proyecto habilita la posibilidad de que el MME designe a un tercero como administrador del proceso. No obstante, la iniciativa no aborda cómo se materializará esta delegación ni las condiciones que se deberán tener en consideración para la selección de este agente más allá de la publicación de un acto administrativo. En ese sentido y con el propósito de contribuir al fortalecimiento del diseño del mecanismo PpD, la Superintendencia considera oportuno formular algunas recomendaciones orientadas a mitigar eventuales riesgos asociadas a la elección del administrador y así asegurar que la designación del administrador se realice bajo condiciones de selección objetiva(113), en un entorno que favorezca la elección del actor más idóneo para cumplir esta función.
En línea con lo anterior, la Superintendencia ha considerado que(114), contar con un mecanismo adecuado que asegure una selección objetiva del administrador del proceso es clave para garantizar que el mecanismo competitivo cumpla con los fines para los cuales fue diseñado. Si esta designación no se basa en criterios transparentes y competitivos, existe el riesgo de que la idoneidad o la independencia del administrador se vean comprometidas. En cambio, un proceso de selección abierto a la participación de múltiples actores, y guiado por principios de libre competencia, aumentará las probabilidades de que se elija al agente más calificado, capaz de aplicar correctamente las disposiciones del proyecto y asegurar un desarrollo técnico y confiable del mecanismo.
Teniendo en cuenta que en actual proyecto no señala qué tipo de agente puede ser administrador, se podría, en primer lugar, definir si habrá algún tipo de requisito o condición mínima para serlo y, en segundo lugar, se sugiere considerar la posibilidad de establecer que la selección de dicho agente se llevara a cabo mediante un procedimiento competitivo y abierto, en condiciones de igualdad y con criterios objetivos de evaluación, de modo que se garantice el acceso de distintos operadores potenciales, se eviten conflictos de interés y se reduzcan riesgos asociados a la independencia del administrador.
En línea con el punto anterior, esta Autoridad(115) también ha llamado la atención sobre la importancia que reviste la garantía de independencia entre el administrador del proceso competitivo y los proponentes. En este sentido, la Superintendencia observa que así como no se define el mecanismo de selección del tercero, el proyecto tampoco detalla las medidas que deberán implementarse para garantizar la total independencia entre el administrador y los proponentes. Bajo este contexto, la Superintendencia advierte que garantizar la total independencia entre el administrador del proceso competitivo y los proponentes es una condición necesaria para satisfacer la finalidad de la iniciativa regulatoria. Lo anterior, toda vez que en el evento de encontrarse en riesgo dicha independencia será más probable que los intereses particulares terminen socavando el interés general así como la objetividad que debe prevalecer en la elección de los adjudicatarios.
Por lo anterior, se recomendará al MME evaluar la posibilidad de incluir en el proyecto una disposición que especifique que indique que, en el evento en que decida delegar la administración del proceso, dicha delegación deba realizarse mediante un proceso competitivo que garantice la concurrencia, la libre competencia y la selección objetiva del administrador. Así mismo, se recomendará fijar las condiciones que se deberán tener en consideración para la selección de este agente teniendo en cuenta a la independencia entre el administrador del proceso competitivo y los proponentes como uno de los principales criterios a respetar.
4.4. Sobre la Asignación administrada o competitiva del mecanismo de PpD.
4.4.1. Regla Propuesta
El artículo 8 del proyecto señala que para la asignación del mecanismo de pago por diferencias, se establecen las siguientes alternativas:
1) Asignación competitiva: Esta alternativa contemplará una asignación eficiente del mecanismo mediante la definición de un precio fijo basada en la competencia entre agentes participantes. Dentro de las alternativas se podrán considerar esquemas tipo pague lo ofertado o de tipo marginalista, entre otras, de acuerdo con las condiciones de competencia de mercado y las tecnologías que participarían en la asignación. La definición y ponderación de los criterios de precio y criterios no asociados a precio serán definidos por el MME para cada ronda de asignación específica.
2) Asignación administrada: Este tipo de asignación fijará las condiciones del mecanismo a las que se someterán los participantes. En todo caso, se buscará la distribución de beneficios entre consumidores y promotores de proyectos, estableciendo requisitos mínimos de participación, como lo son criterios de viabilidad de los proyectos e impactos a la tarifa final del usuario, entre otros. Así mismo, los detalles de los criterios habilitantes para la asignación administrada serán estipulados en los pliegos de cada convocatoria. En todo caso, las condiciones de participación deberán ser objetivas y neutrales para los potenciales beneficiados.
Finalmente el artículo aclara que para determinar el tipo de asignación, el MME deberá fijar una meta o límite de asignación que podrá ser capacidad instalada, cantidad de energía estimada, presupuesto o cualquier otro parámetro que permita establecer las condiciones del mecanismo de asignación. Esta meta o límite deberá definirse para cada convocatoria.
Por otra parte, respecto de la convocatoria para la primera adjudicación del mecanismo PpD, el artículo 35 del proyecto establece que el tipo de asignación será administrada. La meta o límite de asignación considerará como principal criterio la capacidad instalada resultante de procesos de adjudicación de derechos para el aprovechamiento de recursos energéticos provenientes de FNCE para aquellas tecnologías que posean estos derechos. Lo anterior, sin perjuicio de que esta decisión incluya otras consideraciones contenidas en el análisis de conveniencia realizado por el Ministerio de Minas y Energía.
4.4.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
Del contenido de la regla prevista en el proyecto, se desprende que la adjudicación del mecanismo de PpD podrá realizarse mediante esquemas tanto competitivos como administrados, sin que se establezca una prelación normativa clara entre uno u otro. Esta habilitación dual también fue prevista en un proyecto reciente del mismo MME, orientado a establecer lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación, almacenamiento, transmisión, distribución y otros servicios relacionados con el servicio de energía eléctrica. Teniendo en cuenta que ambas iniciativas guardan relación temática y regulatoria respecto de contratación a largo plazo de servicios relacionados con el servicio de energía, resulta pertinente armonizar sus lineamientos y mantenerse en los argumentos presentados por la Superintendencia en el Concepto No. 25-276046, en el cual se analizaron los posibles efectos de esta disposición para la libre competencia económica.
Al respecto, la Superintendencia consideró que, al no establecer una preferencia explícita por alguno de estos dos enfoques, se podría generar incertidumbre en los agentes del mercado respecto a las condiciones bajo las cuales se realizarán futuras asignaciones y, así mismo, se podría desconocer tanto las ventajas intrínsecas de los esquemas competitivos como los riesgos inherentes asociados a los esquemas administrados.
Ahondando en el tema, la Superintendencia encuentra que la ausencia de una prelación normativa clara entre esquemas competitivos y administrados puede tener implicaciones relevantes desde el punto de vista de la transparencia, la eficiencia económica y la predictibilidad regulatoria. Es así como la falta de una directriz normativa que priorice uno de estos esquemas, o que al menos establezca criterios objetivos para su utilización, podría dar lugar a un uso discrecional de un mecanismo sobre otro, lo cual no solo podría afectar las señales económicas del mercado, sino también generar asimetrías en las condiciones de competencia entre los agentes. Así mismo, esta ambigüedad podría limitar la capacidad de los participantes para planear sus estrategias, al no contar con cierto nivel de certeza sobre el tipo de procesos a los que deberán someterse para participar en los mecanismos de asignación.
Sobre el particular, la Superintendencia ha señalado en otros pronunciamientos(116) que la actividad regulatoria debe procurar orientarse a preservar la transparencia en favor de los agentes, en tanto la observancia de este principio resulta esencial para atraer inversiones y fomentar la confianza entre los actores del mercado. Cuando los agentes conocen y entienden las reglas aplicables al desarrollo de una actividad económica, pueden tomar decisiones informadas y planificar sus operaciones con mayor certidumbre, lo que reduce los riesgos asociados a participar en los mercados y, por consiguiente, incentiva la concurrencia de agentes(117).
Ahora bien, en opinión de la Superintendencia, los mecanismos para la asignación por medio de esquemas competitivos para promover la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica implican, de suyo, ventajas importantes frente a los esquemas administrados. Mientras los esquemas competitivos, tienden a maximizar la eficiencia asignativa a través de la puja entre oferentes, los esquemas administrados suelen responder a contextos incipientes de mercados de asignación de energía(118). Históricamente, los mecanismos administrados –también conocidos como mecanismos no competitivos de asignación–, como las Tarifas de Alimentación (Feed-in Tariffs - FiTs)(119), fueron predominantes en las etapas iniciales del mercado. No obstante, a medida que estos maduraron, hubo un movimiento gradual de tarifas fijadas de forma administrada a tarifas establecidas competitivamente. La razón principal de este cambio fue la búsqueda de precios de mercado más bajos y la necesidad de capturar la caída de los costos de la tecnología(120).
En efecto, los esquemas competitivos son reconocidos principalmente por su capacidad para revelar precios formados por la dinámica de competencia(121). Esta ha sido una motivación importante para su adopción global(122), dado que a medida que los costos de la tecnología disminuyeron progresivamente, los responsables de la formulación de políticas públicas consideraron las subastas como un medio idóneo para determinar el precio de mercado y evitar ganancias extraordinarias para los agentes(123). Adicionalmente, la flexibilidad en el diseño de los esquemas competitivos permite que estos se adapten a las condiciones específicas de cada país y a objetivos que van más allá de la reducción de precios. Esto implica que pueden diseñarse esquemas competitivos específicos, con el fin de lograr metas de política pública específicas y no únicamente para asegurar la asignación de energía al menor costo posible(124). Además, los esquemas competitivos de asignación tienen una capacidad inherente para atraer inversión privada, tanto nacional como extranjera, precisamente porque operan mediante procesos claros y transparentes(125).
Así las cosas, la Superintendencia considera que la fijación administrativa y unilateral de las condiciones de la asignación, sin someterse a un procedimiento competitivo, representaría desafíos en términos de libre competencia económica. Lo anterior, toda vez que podría propiciar la materialización de tratos diferenciados injustificados, afectar las condiciones de acceso al mercado y debilitar las señales económicas que permiten una asignación eficiente de recursos.
Sin perjuicio de las implicaciones regulatorias o técnicas que podría tener esta omisión, es importante considerar su efecto sobre la confianza de los agentes del mercado y la estabilidad de las condiciones de inversión. La certidumbre en las reglas del juego constituye un elemento esencial para promover la participación del sector privado, especialmente tratándose de proyectos de largo plazo que requieren altos niveles de inversión y planeación. En ausencia de lineamientos normativos claros sobre el tipo de esquema que se aplicará –y las condiciones bajo las cuales podrá utilizarse cada uno–, los agentes enfrentan mayores niveles de incertidumbre, lo cual puede limitar su disposición a invertir, elevar los costos de transacción o generar distorsiones en la toma de decisiones estratégicas.
Así, establecer una orientación normativa definida que priorice los esquemas competitivos y delimite con precisión los supuestos que justificarían el uso excepcional de esquemas administrados, no solo contribuiría a fortalecer la transparencia, la seguridad jurídica y la eficiencia del marco regulatorio, sino que además propiciaría un entorno de libertad de competencia que redundaría en la eficiencia del mercado y el bienestar de los consumidores.
Con fundamento en las consideraciones expuestas, la Superintendencia recomendará al regulador: (i) priorizar los esquemas competitivos para la asignación de los mecanismos de PpD, de modo que los esquemas administrados tengan una aplicación residual y excepcional; y (ii) precisar los criterios que deberán ser tenidos en cuenta para determinar los eventos en que será procedente –de manera residual y excepcional– la asignación mediante esquemas administrados.
En este contexto, se destaca además que, si bien el proyecto habilita ambas modalidades de asignación, fija expresamente que la primera convocatoria del mecanismo se realizará mediante un esquema administrado. Esta elección refuerza la importancia de contar con criterios objetivos, públicos y verificables para justificar el uso de esquemas no competitivos, de manera que se eviten riesgos de selección discrecional o distorsión de las señales económicas que podrían impactar negativamente la competencia en el mercado eléctrico.
Si bien en esta oportunidad el MME no profundiza sobre las razones que justifican una asignación administrada, en la memoria justificativa(126) describe y menciona que la asignación administrada es recomendada para tecnologías entrantes al país o cuando es necesario generar las condiciones adecuadas para atraer la inversión. Así mismo señala que este tipo de estructura de asignación administrada es muy útil para el despliegue de proyectos piloto, o cuando una tecnología se encuentra en fases poco maduras. El MME también indica que la asignación administrada requiere establecer condiciones límite que eviten ineficiencias trasladables a la tarifa del usuario final, y que para definir un precio fijo adecuado se necesita un conocimiento detallado de los costos nivelados de energía de los proyectos. Como alternativa a la fijación centralizada del precio, menciona la posibilidad de una negociación bilateral entre el regulador y el generador.
Teniendo en cuenta que esta será la primera convocatoria del mecanismo de PpD, se considera especialmente relevante que el regulador complemente y fortalezca la justificación de su decisión de realizarla mediante un esquema de asignación administrada. Esta justificación no solo sustentará la ronda inicial, sino que también servirá como antecedente normativo y técnico para las decisiones que se adopten en futuras convocatorias. En ese sentido, y conforme a las recomendaciones ya expuestas por la Superintendencia en este acápite, se sugiere que se priorice el uso de esquemas competitivos como regla general, reservando los esquemas administrados únicamente para casos excepcionales y sobre todo debidamente justificados.
Así, una forma de fortalecer la transparencia y la objetividad del diseño institucional del mecanismo sería que el regulador establezca de forma expresa cuáles son los criterios técnicos, económicos o de política pública que justificarían, de manera excepcional, la utilización de esquemas administrados en lugar de competitivos. Esta justificación podría, por ejemplo, ir acompañada de una evaluación del impacto que tendría dicha elección sobre la dinámica del mercado e incluso sobre la tarifa final al usuario.
4.5. Sobre las justificaciones respecto de la primera ronda de adjudicación del mecanismo PpD.
Como ya se vio, el diseño y desarrollo de la primera ronda de adjudicación del mecanismo de PpD reviste una importancia estratégica, en la medida en que sus condiciones iniciales no solo determinarán los proyectos beneficiarios en esta etapa, sino que también sentarán un precedente regulatorio y técnico para futuras convocatorias. En este contexto, la claridad, la justificación y la objetividad de las decisiones adoptadas resultan fundamentales para garantizar la confianza de los agentes del mercado, preservar condiciones equitativas de participación y promover resultados eficientes.
Sin embargo, a partir de los comentarios recibidos por diversos agentes del sector, se advierte una preocupación transversal por la ausencia de un análisis de conveniencia robusto y públicamente disponible que justifique de forma clara las decisiones adoptadas para esta primera convocatoria. Esta ausencia afecta la transparencia del proceso y limita la capacidad de los participantes para anticipar las reglas de entrada, evaluar sus riesgos y competir en condiciones de igualdad. Adicionalmente, aunque el proyecto indica de manera general que las justificaciones detalladas deberán desarrollarse en los análisis de conveniencia que acompañan cada ronda del mecanismo, la definición actual de dicho análisis podría fortalecerse mediante algunos ajustes que permitan garantizar que este instrumento cumpla efectivamente su función como soporte técnico y contenga explicaciones claras, completas y pertinentes para sustentar las decisiones adoptadas en cada convocatoria.
Por lo tanto, a continuación la Superintendencia abordará los dos riesgos relacionados con la justificación de las medidas a implementar, no sin antes resaltar que, en diversas oportunidades, ha mencionado que el regulador debe tener en cuenta que la seguridad jurídica de la norma consiste en el establecimiento de disposiciones legales claras con sus respectivos límites y justificaciones(127). Así las cosas, establecer regulaciones justificadas asegura la transparencia, seguridad y claridad en torno a los motivos de la regulación. Del mismo modo, la materialización de estos atributos concede la oportunidad a los agentes de evaluar la medida en términos de proporcionalidad y efectividad, de forma que se puedan advertir y prevenir afectaciones injustificadas a la libre competencia económica(128)
Pues bien, en primer lugar, la Superintendencia evidenció que para varios agentes que enviaron sus comentarios al proyecto, las condiciones definidas para la primera ronda de adjudicación del mecanismo PpD no se encontrarían del todo justificadas y argumentadas. Por ejemplo para ASOCODIS(129), en general, no se encuentra el Análisis de Conveniencia que argumente las definiciones que se hicieron para convocar la primera ronda. En opinión del agente, el proyecto no justifica la conveniencia y pertinencia al utilizar el precio de bolsa como referente, no identifica los argumentos para definir como principal criterio la capacidad instalada, ni argumenta la escogencia de la vigencia de 15 años de duración de la asignación para el caso colombiano. Por su parte, en cuanto a la convocatoria para la primera ronda, ENEL(130) señaló que las definiciones tempranas propuestas para la primera ronda carecen de una justificación sólida en la memoria justificativa que respalde dichas decisiones. Adicionalmente, mencionó que la limitación de participación exclusivamente a la tecnología eólica offshore no está acompañada de un análisis de beneficio/costo que justifique esta medida. A su vez, ANDESCO(131) ve necesario que primero se haga una definición del mecanismo general acompañado con un Análisis de Impacto Normativo y, posteriormente, se realicen los análisis que permitan definir la pertinencia de una primera ronda y sus definiciones. En su opinión, resulta complejo que el MME, sin exponer los argumentos suficientes, proponga una primera ronda que se limite inicialmente a estas tecnologías de alto costo, restringiendo la competencia y disminuyendo las posibilidades de obtener precios más bajos.
Por lo tanto, es fundamental que el regulador fortalezca la justificación técnica de cada uno de los criterios propuestos para la primera ronda de adjudicación, atendiendo los comentarios recibidos y evitando argumentaciones generales, pues la ausencia de dicho análisis no solo afecta la transparencia y la confianza en el diseño del instrumento, sino que también limita la capacidad de los agentes para anticipar las condiciones de entrada y competir en igualdad de condiciones, lo que podría tener impactos negativos sobre la libre competencia económica. En ese sentido, resulta fundamental que este análisis no se limite a una declaración general de beneficios del mecanismo, sino que ofrezca una justificación técnica rigurosa y verificable de cada una de las decisiones regulatorias que condicionan el acceso y participación en la convocatoria.
Al respecto, la Superintendencia resalta que, como ya se señaló en el capítulo 4.1.2.2. sobre la focalización tecnológica en la primera ronda de adjudicación, el MME sí realizó un estudio sobre los efectos de la implementación del mecanismo PpD en un eventual proceso de adjudicación para la Energía Eólica Costa Afuera(132), no obstante, por los comentarios citados, se observa que los agentes no han tenido la oportunidad de conocerlo de forma completa sino solo por los apartes que el MME citó de este estudio en la Memoria Justificativa del proyecto. En ese sentido, se podrían compartir con los agentes los hallazgos de la consultoría si así lo considera pertinente el regulador, respetando en todo caso la confidencialidad de la información sensible o reservada.
Desde esta perspectiva, la Superintendencia recomienda al regulador fortalecer la justificación de los criterios definidos para la primera convocatoria del mecanismo PpD en la memoria justificativa, así como considerar de manera sustantiva los comentarios presentados por los agentes del mercado. Si bien aún está pendiente la elaboración del análisis de conveniencia y del acto administrativo que establecerán los elementos definitivos de la convocatoria, resulta clave que los participantes puedan comprender, desde ahora, el fundamento técnico y regulatorio que sustenta las decisiones adoptadas hasta el momento.
En línea con lo anterior, a continuación, la Superintendencia analizará con mayor detalle la definición y el contenido del análisis de conveniencia, con el propósito de contribuir a su fortalecimiento como herramienta central para garantizar decisiones informadas, objetivas y transparentes.
4.5.1. Importancia de la transparencia y objetividad en los Análisis de Conveniencia.
El análisis de conveniencia, tal como se define en el artículo 3 del proyecto, constituye el instrumento mediante el cual el MME debe justificar técnica y económicamente la pertinencia de convocar una ronda del mecanismo PpD. A través de este análisis, el MME determina las tecnologías elegibles, el tipo de asignación que se aplicará, así como otras condiciones operativas y contractuales. En ese sentido, este documento tiene una función estructural en el diseño y funcionamiento del mecanismo, ya que condiciona las reglas de entrada, la asignación de beneficios y, en consecuencia, las condiciones de competencia en el mercado de generación de energía renovable.
No obstante, la definición contenida en el proyecto resulta general y presenta limitaciones que podrían comprometer su capacidad para garantizar decisiones informadas, objetivas y previsibles. En particular, no se establecen de manera clara los elementos mínimos que debe contener el análisis, ni se exige que incorpore una evaluación comparativa frente a otras alternativas regulatorias. Tampoco se fijan lineamientos sobre la metodología que debe seguirse para sustentar las decisiones, lo cual reduce la trazabilidad y dificulta el control que los agentes interesados puedan hacer sobre las decisiones del regulador.
Desde la perspectiva de la libre competencia económica, esta falta de estructuración puede derivar en decisiones que afecten negativamente la apertura y la diversidad del mercado. Por ejemplo, la selección de determinadas tecnologías o la exclusión de otras, la adopción de esquemas de asignación administrada o competitiva o la definición de plazos contractuales que no sean uniformes, son decisiones que deben sustentarse en criterios verificables y proporcionales, ya que tienen efectos directos sobre las posibilidades de participación de agentes con distinto poder de mercado, escalas de operación o acceso a financiamiento. Lo anterior se complementa con el principio de necesidad de la Política de Mejora Normativa según el cual se debe justificar que la regulación es requerida para mitigar un problema o un riesgo existente que afecta a la sociedad(133).
En síntesis, una normativa bien fundamentada se relaciona con la libre competencia pues como se puede concluir de lo expuesto, evita la creación de barreras, los tratos diferenciados y, en general, las distorsiones injustificadas del mercado ya que favorece la claridad, seguridad jurídica y la transparencia. Respecto a este último, conforme a las buenas prácticas recomendadas por la OCDE(134), los gobiernos deben adherirse a los principios de gobierno abierto, considerando la transparencia y la participación en el proceso regulatorio a fin de asegurar que la regulación se encuentre al servicio del interés público y esté informada de las necesidades legítimas de aquellos a quienes concierne y afecta.
En este contexto, la Superintendencia recomienda al regulador fortalecer el contenido del análisis de conveniencia a través de la incorporación de criterios mínimos obligatorios. Entre ellos, se sugiere incluir una evaluación del impacto esperado sobre la estructura del mercado, el número de agentes potencialmente afectados con la medida y los efectos proyectados en los precios y tarifas al usuario final. Así mismo, el análisis debería contener una justificación sobre la selección entre esquemas de asignación competitiva y administrada como ya se analizó en capítulos anteriores, así como entre distintas tecnologías, considerando sus costos nivelados, madurez tecnológica, tiempos de desarrollo y riesgos asociados.
Adicionalmente, sería conveniente que el MME defina una metodología estándar para la elaboración del análisis, incluyendo los modelos, supuestos, fuentes de información y escenarios utilizados. Esto permitiría aumentar la transparencia, estandarizar criterios entre rondas y facilitar el escrutinio técnico por parte de los agentes del mercado. Aunque el proyecto prevé la publicación del análisis para comentarios junto con la propuesta de resolución de convocatoria, lo cual es valorado positivamente, se considera importante que dicho documento sea suficientemente detallado y estructurado para que los comentarios que reciba estén debidamente informados y puedan ser considerados de manera sustantiva. Finalmente, se recuerda que el primer análisis de convivencia que se publique para la primera convocatoria de adjudicación del mecanismo PpD podrá sentar las bases y las metodologías para el resto de análisis, por lo que este debe ser un instrumento técnico riguroso y transparente, que sustente todas las decisiones regulatorias.
4.6. Sobre las garantías del mecanismo de PpD
4.6.1. Regla propuesta
El proyecto establece tres tipos de garantías para los promotores de proyectos adjudicados bajo el mecanismo de PpD, las cuales deberán cumplir principios como liquidez, irrevocabilidad, facilidad de ejecución y posibilidad de sustitución por otras equivalentes(135). Los tipos de garantía son:
- Garantía de seriedad(136): Requisito para participar en el proceso de adjudicación. Debe ser emitida por una entidad financiera a favor del administrador del mecanismo. Sus condiciones serán definidas en los Pliegos y Bases de Condiciones Específicas de cada convocatoria.
- Garantía de entrega de energía(137): Requisito para formalizar la adjudicación. Los promotores que resulten adjudicados deberán cubrir el riesgo de no entregar el volumen mínimo comprometido. Su diseño y condiciones serán definidos por la CREG en un plazo de 18 meses.
- Garantía de puesta en operación(138): Asegura que los proyectos de generación entren en operación comercial y el uso efectivo de los activos requeridos para habilitar la capacidad de transporte que permite su conexión al Sistema Interconectado Nacional. Será definida por la UPME, e incluirá causales de modificación como atrasos por infraestructura, permisos o razones de orden público. No se ejecutará si al momento de la fecha de puesta en operación vigente se ha conectado al menos un 80% de la capacidad aprobada en el permiso de conexión otorgado por la UPME. Lo anterior mantiene la obligación de conectar el 100% de la capacidad total hasta un (1) año después de haber completado el 80% mínimo.
4.6.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
Según el estudio realizado por el Grupo de Abogacía de la Competencia sobre Lineamientos para la celebración de subastas en el marco de la celebración de contratos de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER):una perspectiva desde la libre competencia económica(139), las garantías son esenciales para mitigar los riesgos asociados a la construcción y operación de los proyectos. Estas garantías aseguran que los proyectos cumplan con los estándares de calidad y cronogramas establecidos, y que los inversionistas estén protegidos ante fallos en la ejecución. Sin embargo, desde el punto de vista de la libre competencia, estos requisitos podrían llegar a convertirse en barreras de entrada y desincentivar la competencia si son fijados de forma desproporcionada. Por eso, se debe ser cuidadoso a la hora de establecer los montos y tipos de garantías, evitando sobredimensionar las exigencias que solo grandes empresas con recursos abundantes podrían cumplir.
En este sentido resulta de gran relevancia que la determinación de las garantías exigibles asegure un equilibrio entre la necesidad de mitigar los riesgos asociados a la construcción y operación de los proyectos y la de fomentar una participación amplia y diversificada en el mercado. Si las garantías son excesivas en su monto o restrictivas en su modalidad, podrían favorecer a actores con mayor capital y limitar la entrada de empresas emergentes o de menor escala, que podrían aportar innovación y competitividad en el sector. Por lo tanto, es recomendable que las garantías financieras sean suficientemente altas como para disuadir la especulación y asegurar el compromiso de los licitadores; pero no tan elevadas que limiten la participación de nuevos entrantes en el mercado.
Bajo ese contexto, la Superintendencia entiende que el proyecto establece tres tipos de garantías asociadas al mecanismo PpD: (i) la garantía de seriedad; (ii) la garantía de entrega de energía; y (iii) la garantía de puesta en operación.
En primer lugar, la garantía de seriedad corresponde típicamente a una garantía de oferta o de compromiso(140), destinada a desincentivar la participación de agentes que no tengan una intención real de ejecutar los proyectos. Este tipo de garantía cumple una función preventiva frente a comportamientos especulativos y es común en procesos de selección competitiva. No obstante, el proyecto deja a los Pliegos la definición de sus condiciones específicas (vigencia, términos, valores), lo que podría generar incertidumbre regulatoria y afectar la planificación de los interesados. Por lo tanto, sería recomendable que el MME establezca rangos orientativos o criterios técnicos para su cálculo, de modo que se garantice su proporcionalidad frente al tamaño del proyecto.
En segundo lugar, la garantía de entrega de energía actúa como una garantía de cumplimiento de contrato, ya que busca respaldar la obligación de entregar un volumen mínimo de energía durante la vigencia del mecanismo. Si bien sus condiciones las fijará la CREG, sería recomendable que su definición final considere niveles diferenciados de exigencia según el tipo de tecnología, el grado de madurez del proyecto y los riesgos técnicos asociados, a fin de evitar rigideces que puedan excluir a ciertas tecnologías o a nuevos agentes, pues no todos los proyectos asociados a FNCER tendrán las mismas condiciones.
Finalmente, la garantía de puesta en operación representa una garantía de ejecución, orientada a asegurar que el proyecto entre en operación comercial en la fecha comprometida y en la capacidad autorizada. Aunque su diseño está delegado a la UPME y contempla flexibilidades razonables ante causas justificadas (por orden público, permisos o infraestructura), su carácter abierto y la falta de parámetros preliminares podrían generar incertidumbre para los agentes. Además, su exigibilidad condicionada (80% de conexión) aunque podría ser una buena práctica que mitiga riesgos sin penalizar injustamente a los promotores, no se encuentra debidamente justificada en la memoria justificativa, sobre todo en lo relativo a la selección del porcentaje de 80% como referente.
Por estos motivos, la Superintendencia recomendará al regulador considerar: i) establecer rangos orientativos o criterios técnicos para el cálculo de la garantía de seriedad, de modo que se garantice su proporcionalidad frente al tamaño del proyecto; ii) dar un lineamiento general para que la garantía de entrega de energía considere niveles diferenciados de exigencia según el tipo de tecnología, el grado de madurez del proyecto y los riesgos técnicos asociados; y iii) justificar de manera amplia y suficiente los términos y porcentajes estipulados para la garantía de puesta en operación.
Adicionalmente, dentro de los comentarios al proyecto respecto de las garantías, varios agentes como Copenhagen Infrastructure Partners (CIP)(141), SER Colombia(142) y Dyna Energy(143) señalaron que el proyecto podría exigir múltiples garantías para el mismo proyecto o hitos que ya están cubiertos por garantías en procesos previos (como el Permiso de Ocupación Temporal - POT o la conexión a la red), lo que resultaría en costos adicionales y redundantes para los agentes. Así mismo, CIP y SER Colombia expresaron preocupación por la ejecución de la "garantía de entrega de energía" si el proyecto no cumple con un volumen mínimo de energía, especialmente ante eventos de fuerza mayor o restricciones de red. Sugirieron "anillos de seguridad" o mecanismos que permitan compensar la energía de otra manera sin ejecutar la garantía, y preguntaron qué sucede con las obligaciones o si se necesita una nueva garantía en caso de incumplimiento(144).
En respuesta a observaciones formuladas por varios agentes, el regulador precisó en el Excel de respuesta a los comentarios(145) que no se impondrá duplicidad de garantías, ya que el artículo 24 permite sustituir garantías del mecanismo por otras ya exigidas en procesos como permisos de ocupación o asignación de derechos, siempre que tengan igual o mayor cobertura. A su vez, señaló que las causales de fuerza mayor, atrasos regulatorios o problemas de conexión están contempladas como eximentes de responsabilidad o causales de ajuste de condiciones, evitando así la ejecución automática de la garantía en escenarios justificados. Si bien estos elementos aportan claridad sobre ciertos principios que buscan prevenir sobrecostos y penalizaciones injustificadas, así como evitar la duplicación innecesaria de coberturas, sería bueno ampliar la justificación de cada una de las garantías dentro del proyecto o de su memoria justificativa para resaltar su funcionalidad y garantizar la seguridad jurídica del proyecto.
En particular, aunque se contempla la posibilidad de sustituir garantías, esta sustitución no es automática ni se encuentra detallada en su procedimiento, lo que puede generar incertidumbre para los desarrolladores en la estructuración financiera de sus proyectos. En este sentido, la Superintendencia recomienda al MME, publicar lineamientos técnicos claros sobre los criterios de equivalencia y el procedimiento para la validación de garantías sustitutas, de modo que todos los participantes cuenten con reglas anticipadas y verificables.
Así mismo, la ausencia de parámetros preliminares sobre los montos o modalidades admisibles de cada tipo de garantía puede generar asimetrías entre agentes con mayor capacidad financiera o acceso preferencial a instrumentos bancarios y aquellos que deben recurrir a alternativas como pólizas o fiducias. Por lo tanto, sería recomendable que la reglamentación contemple expresamente un catálogo abierto de formas de garantía, con criterios de admisibilidad objetivos que permitan su uso equitativo.
Con fundamento en lo anterior, la Superintendencia recomienda ampliar la justificación de cada una de las garantías dentro del proyecto o de su memoria justificativa, asegurar que la sustitución de garantías por otras equivalentes no sea un proceso discrecional o incierto, sino un procedimiento regulado, transparente y con criterios objetivos verificables, y revisar si procede la expedición de parámetros preliminares sobre montos o modalidades admisibles sobre cada tipo de garantía al margen del posterior desarrollo normativo por parte de la CREG y la UPME. Lo anterior, considerando que la determinación de garantías que puedan resultar demasiado onerosas respecto de la naturaleza y el valor potencial de los objetos a ejecutar puede desincentivar la concurrencia de un mayor número de agentes interesados al proceso de selección(146).
5. RECOMENDACIONES
Por las razones expuestas, la Superintendencia recomienda al MME:
- En relación con el artículo 8: i) Priorizar los esquemas competitivos para la asignación de los mecanismos de PpD, de modo que los esquemas administrados tengan una aplicación residual y excepcional; y ii) Precisar los criterios que deberán ser tenidos en cuenta para determinar los eventos en que será procedente –de manera residual y excepcional– la asignación mediante esquemas administrados.
- En relación con el artículo 32: i) Evaluar la posibilidad de incluir en el proyecto una disposición que especifique que, en el evento en que decida delegar la administración del proceso, dicha delegación deba realizarse mediante un proceso competitivo que garantice la concurrencia, la libre competencia y la selección objetiva del administrador. Así mismo, se recomendará fijar las condiciones que se deberán tener en consideración para la selección de este agente teniendo en cuenta a la independencia entre el administrador del proceso competitivo y los proponentes como uno de los principales criterios a respetar.
- En relación con el artículo 35: i) Complementar y fortalecer la justificación de su decisión de realizar la convocatoria para la primera adjudicación del mecanismo PpD mediante un esquema de asignación administrada.
- En relación con la convocatoria para la primera adjudicación del mecanismo PpD: i) Fortalecer la justificación de todos los criterios definidos para la primera convocatoria del mecanismo PpD en la memoria justificativa, así como considerar de manera sustantiva los comentarios presentados por los agentes del mercado. ii) Considerar publicar el estudio realizado en el marco de la “Consultoría para la simulación y cálculo de impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera en el mercado de energía mayorista colombiano a través del mecanismo de contratos por diferencias” desarrollada por RIGHTSIDE S.A.S. con el apoyo del WORLD BANK GROUP.
- En relación con las tecnologías consideradas: se recomienda en futuras convocatorias i) garantizar condiciones abiertas, competitivas y técnicamente justificadas para evitar que el mecanismo derive en esquemas cerrados que limiten innecesariamente la competencia. Así mismo, puntualmente se deberá ii) Reforzar la justificación técnica-económica de la inclusión de la energía eólica costa afuera en la primera ronda de adjudicación del mecanismo y de las otras tecnologías que finalmente sean seleccionadas por el MME o el administrador del proceso que éste seleccione para ser parte de la primera ronda.
- En relación con el Análisis de Conveniencia: i) Fortalecer el contenido del análisis de conveniencia a través de la incorporación de criterios mínimos obligatorios. Entre ellos, se sugiere incluir una evaluación del impacto esperado sobre la estructura del mercado, el número de agentes potencialmente afectados con la medida y los efectos proyectados en los precios y tarifas al usuario final. Así mismo, el análisis debería contener una justificación sobre la selección entre esquemas de asignación competitiva y administrada según la recomendación ya dada, así como entre distintas tecnologías, considerando sus costos nivelados, madurez tecnológica, tiempos de desarrollo y riesgos asociados. ii) Evaluar la pertinencia de definir una metodología estándar para la elaboración del análisis, incluyendo los modelos, supuestos, fuentes de información y escenarios utilizados.
- En relación con el Capítulo IV sobre Garantías del Mecanismo: i) Considerar establecer rangos orientativos o criterios técnicos para el cálculo de la garantía de seriedad, de modo que se garantice su proporcionalidad frente al tamaño del proyecto; ii) Considerar dar un lineamiento general para que la garantía de entrega de energía considere niveles diferenciados de exigencia según el tipo de tecnología, el grado de madurez del proyecto y los riesgos técnicos asociados; y iii) Justificar de manera amplia y suficiente los términos y porcentajes estipulados para la garantía de puesta en operación. Adicionalmente, iv) Ampliar la justificación de cada una de las garantías dentro del proyecto o de su memoria justificativa; v) Considerar implementar un proceso transparente y objetivo para la sustitución de garantías por otras equivalentes y vi) Revisar si procede la expedición de parámetros preliminares sobre montos o modalidades admisibles sobre cada tipo de garantía.
Para finalizar, la Superintendencia solicita amablemente al MME que, al expedir el proyecto, remita una copia de este acompañada con la última versión de su memoria justificativa, al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.
Cordialmente,
INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO
SUPERINTENDENTE DELEGADA PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA
DESPACHO DEL SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA
1. “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”
2. “Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética”.
3. “Por el cual se modifica la estructura del Ministerio de Minas y Energía”.
4. “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.”.
5. “Política de Transición Energética”.
6. “Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026 “Colombia Potencia Mundial de la Vida”
7. Carbono Neutralidad: es la equivalencia a cero entre las emisiones y absorciones antropogénicas de Gases Efecto Invernadero (GEI). Ley 2169 de 2021.
8. Según el artículo 3 del Proyecto, el mecanismo PpD es el "Mecanismo de mercado que funciona como opción de contratación de energía a largo plazo. Este mecanismo se caracteriza porque durante un periodo específico, remunera la diferencia entre un precio fijo asociado a un proyecto de un agente generador y un precio de referencia del Mercado de Energía Mayorista del país, dicha diferencia se asocia a un volumen de referencia coincidente para el periodo específico. Esta remuneración se realizará a favor de las contrapartes, de acuerdo con lo señalado en el artículo 17, según el resultado de la diferencia entre el precio fijo y el de referencia”.
9. Pueden encontrarse múltiples definiciones de un contrato por diferencias, pero, de manera general, el Instituto para Estudios en Energía de Oxford define los CpD como instrumentos de gestión de riesgos para proyectos de energías limpias que originalmente fueron adaptados de instrumentos financieros, más conocidos como opciones. En este contexto, sirven principalmente como instrumentos para apoyar los precios de las tecnologías emergentes y fomentar comportamientos deseados, como la inversión de agentes privados en métodos de producción más sostenibles. MME. Memoria Justificativa. Pág. 25. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
10. MME. Memorando Viabilidad Técnica. Pág. 2 y 3. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-7.
11. MME. Memorando Viabilidad Técnica. Pág. 2. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-7.
12. Idem.
13. Idem.
14. Idem.
15. Precio fijo: será el valor resultante tras el proceso de asignación a cada participante, ya sea un valor fijado de manera administrada o resultante de un proceso competitivo. Será expresado en la divisa que se defina en cada convocatoria por megavatio hora. Este precio se expresa con dos (2) decimales de precisión. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 10. Documento radicado con el No.25-284104-0000400004-2.
16. Precio de referencia: será el precio representativo del mercado de energía mayorista de energía sobre el cual se calculará la diferencia respecto al precio fijo. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 10. Documento radicado con el No.25-284104-0000400004-2.
17. Cargo por confiabilidad: Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas. Resolución CREG 071 de 2006.
18. Promotor de un proyecto de generación: es la persona jurídica responsable de la planificación, desarrollo, gestión y ejecución de un proyecto de generación de energía, que para la presente resolución, será a partir de Fuentes No Convencionales de Energía. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 3. Documento radicado con el No.25-284104-0000400004-2.
19. Representación gráfica del avance acumulado del proyecto de generación en función del tiempo que permite comparar el avance real con el avance planificado, con el propósito de establecer las desviaciones del proyecto de generación y tomar acciones correctivas oportunas. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 3. Documento radicado con el No.25-284104-0000400004-2.
20. a) Cubrir todos los conceptos que surjan dentro de los procesos de adjudicación del mecanismo a cargo de los participantes; b) El administrador designado debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente, a primer requerimiento, y de manera inmediata, el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución; c) Deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del administrador; d) Deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas. e) Podrán ser reemplazadas por garantías que se exijan como parte de un proceso de asignación de derechos para la exploración y aprovechamiento de recursos energéticos, siempre y cuando las mencionadas garantías cubran, al menos, los mismos riesgos y posean iguales o mejores condiciones que aquellas contenidas en la presente resolución. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 24. Documento radicado con el No.25-284104-0000400004-2.
21. La energía eólica costa afuera se basa en el aprovechamiento de la velocidad del viento para la transformación y obtención de energía eléctrica. Esta generación se realiza a través de aerogeneradores que se encuentran instalados mar adentro donde la velocidad es mas constante y productiva. Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Energía Eólica Costa Afuera. Disponible en: https://calculadoracarbono.minambiente.gov.co/assets/onepage/4.pdf
22. La energía geotérmica es aquella que se obtiene del calor natural de la Tierra. Tiene aplicaciones como la generación de energía eléctrica por medio del aprovechamiento de vapores y líquidos alojados al interior del planeta y que, extraídos a alta presión y temperatura, tienen la capacidad de mover una turbina que genera electricidad. Servicio Geológico Colombiano. Disponible en: https://www2.sgc.gov.co/Noticias/Paginas/Lo-que-debe-saber-sobre-la-energia-geotermica-en-Colombia-y-el-volcan-Azufral.aspx
23. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 50. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
24. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 8. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
25. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 12. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
26. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 11. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
27. Este precio corresponde a el precio del despacho ideal realizado al día siguiente de la operación. También se entiende como el precio de bolsa.
28. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 13. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
29. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 17. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
30. Entendido como la capacidad o producción potencial estimada que refleja escenarios operativos realistas alineadas con el mercado con el fin de evitar generar distorsiones en este como, por ejemplo, una sobreproducción en periodos de baja demanda.
31. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 29 y 32. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
32. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 15. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
33. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 20. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2..
34. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 21. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2
35. MME. Proyecto de Resolución. Artículos 25 y 26. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
36. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 18. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
37. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 35. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
38. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 36. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
39. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 37. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
40. Los cimientos son los encargados de anclar las estructuras de aerogeneradores y torres al lecho marino. Estas estructuras son típicamente estructuras de acero que se introducen en las capas del lecho marino. El tipo específico de estructura de cimentación, estaí influenciado por una serie de factores, incluidas las características del lecho marino (por ejemplo, tipos y propiedades del suelo), la profundidad del agua, las cargas de las olas del viento, la probabilidad de eventos climáticos extremos, asíí como la resistencia de carga necesaria a las fuerzas dinámicas del propio aerogenerador. Hasta la fecha, las estructuras tubulares (cimentación fija) de un solo miembro llamadas monopilotes, han sido el tipo más común de cimentación de turbinas eólicas costa afuera para parques eólicos costa afuera. Las chaquetas, típicamente estructuras de celosía de tres (3) o (4) patas, también son comunes y tienden a usarse en áreas con mayores profundidades de agua (típicamente 50-70 metros) y sujetas a condiciones de carga más onerosas. Los tipos de cimientos flotantes también han logrado hitos de viabilidad críticos para las turbinas eólicas costa afuera en los últimos años, y desbloquean el potencial de proyectos eólicos costa afuera en aguas de más de 60 m de profundidad (aunque hay un punado de tecnologías flotantes para aguas menos profundas). MME. Hoja de ruta para el despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia. Pág. 109. Disponible en: https://www.minenergia.gov.co/documents/5858/Español_Hoja_de_ruta_energía_eólica_costa_afuera_en_Colombia_VE_compressed.pdf
41. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 38. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
42. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 39. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
43. “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”.
44. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 40. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
45. CERE: Corresponde al valor con el cual se liquidan mensualmente las Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad. La fórmula para su cálculo se encuentra en la resolución CREG 071 de 2006.
46. El precio fijo podrá considerar una banda de límite inferior y/o superior, en la que se pueda eximir la aplicación del pago de las diferencias. De ser considerada, esta debe ser establecida para cada tecnología en cada una de las convocatorias, y podrá ser aplicada de manera diferencial según condiciones de precios del mercado o según ciclos hidrológicos. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 12. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
47. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 41. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
48. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 42. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
49. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 43. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
50. Índice de precios al productor publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas (DANE)
51. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 44. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
52. La magnitud de las reconciliaciones es la diferencia entre la generación real y la ideal. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 40. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
53. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 45. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
54. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 46. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
55. RIGHTSIDE S.A.S. Impacto de la aplicación de los CfD en las tarifas de energía eléctrica en Colombia. Documento soporte entregado por MME. Pág. 19. Radicado No. 25284104–0000600004-3.
56. Idem.
57. RIGHTSIDE S.A.S. Impacto de la aplicación de los CfD en las tarifas de energía eléctrica en Colombia. Documento soporte entregado por MME. Pág. 20. Radicado No. 25284104–0000600004-3.
58. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 9-11. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
59. MME. Respuesta requerimiento. Radicado No. 25-284104–0000600002.
60. MME. INFORME PERIÓDICO DE GESTIÓN. GRUPO DE FONDOS DE INVERSIÓN Y GESTIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO JUNIO 2024. Disponible en: https://www.minenergia.gov.co/documents/12220/Variables_junio_2024.pdf
61. MME. Respuesta requerimiento. Radicado No. 25-284104–0000600002.
62. MME. Respuesta requerimiento. Radicado No. 25-284104–0000600002.
63. SIC. Concepto de abogacía de la competencia No. 21-347433. Reiterado en el concepto de abogacía de la competencia No. 23-334346, 24-259117 y 24-375915, entre otros.
64. SIC. Concepto de abogacía de la competencia No. 21-347433. Reiterado en el Concepto de abogacía de la competencia No. 23-334346 y 24-259117.
65. OCDE. “Competition Assessment Toolkit: Operational Manual”. Disponible en: https://www.oecd.org/en/publications/competition-assessment-toolkit-principles-version-4-0-volume-3_1f253011-en.html
66. MME. Cuestionario de abogacía. Documento Radicado No. 25-284104-0000400004-4.
67. Idem.
68. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 21. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2. Entrega mínima de energía. El proyecto al cual que se le haya adjudicado un mecanismo deberá garantizar un volumen de referencia mínimo que se haya liquidado dentro de un periodo de igual duración a aquel en el cual se realicen los pagos por parte del Administrador del mecanismo. Para la definición de este volumen mínimo se hará uso de la metodología para el cálculo de Energía Firme (ENFICC) o una proporción de esta, de acuerdo con lo dispuesto para cada tecnología o fuente de energía, y en consonancia con la resolución CREG 071 de 2006, así como toda aquella regulación que la adicione, modifique o sustituya. La estimación de este volumen mínimo deberá definirse en la convocatoria de cada una de las rondas y la metodología para el cumplimiento de la entrega mínima hará parte del contenido del acto administrativo del que trata el artículo 7 de la presente Resolución.
69. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 21. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2. El incumplimiento de la entrega de un volumen de referencia mínimo dentro de la liquidación estipulada en el artículo 17, deberá ser causal de ejecución de la garantía de entrega de energía de la que trata el artículo 26. Las causales de incumplimiento deberán ser detalladas en el acto administrativo que convoca la ronda.
70. MME. Cuestionario de abogacía. Documento Radicado No. 25-284104-0000400004-4.
71. La energía eólica onshore es la energía obtenida del viento por aerogeneradores ubicados en tierra. Consiste en transformar la fuerza del viento en energía mecánica, gracias al movimiento que este provoca en las palas de un aerogenerador; y, posteriormente, convertir esta energía mecánica en energía eléctrica a través de un generador. Se diferencia de la energía eólica offshore en que esta aprovecha la fuerza del viento en alta mar a través de aerogeneradores ubicados en el lecho marino. Energía eólica onshore en Colombia. Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Bogotá. Pág. 2. Disponible en: https://www.camarabilbao.com/wp-content/uploads/2023/03/ENERGÍA-EÓLICA-Ficha-sector-Energía-eólica-onshore-en-Colombia-2022.pdf
72. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 217. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
73. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 56. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
74. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 9-11. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
75. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 14. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
76. OCDE. (2011). Herramientas para la Evaluación de la Competencia Versión 2.0. Disponible en: https://www.oecd.org/content/dam/oecd/es/publications/reports/2010/03/competition-assessment-toolkit-guidance-version-2-0-volume-2_dd0442f0/b6fb652d-es.pdf
77. Aghion, Philippe and Bergeaud, Antonin and Van Reenen, John. (2021). The Impact of Regulation on Innovation. National Bureau of Economic Research. Disponible en: http://www.nber.org/papers/w28381 Disponible en: https://www.nber.org/papers/w28381
78. Blind, K. (2012). The Impact of Regulation on Innovation. Nesta Working Paper No. 12/02. Disponible en: https://media.nesta.org.uk/documents/the_impact_of_regulation_on_innovation.pdf
79. Klemperer, P. (2002). What Really Matters in Auction Desing. Journal of Economic Perspectives. 16 (1). Pp. 169–189. Disponible en: https://pubs.aeaweb.org/doi/pdfplus/10.1257/0895330027166
80. Joskow, P.L. (2008). Capacity payments in imperfect electricity markets: Need and design, Utilities Policy- 16 (3). Pág. 159-170. Disponible en: https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0957178707000926?via%3Dihub
81. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 103. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
82. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 250. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
83. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 11-15. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
84. MME. Memoria Justificativa del proyecto Pág. 61-67. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
85. RIGHTSIDE S.A.S. Informe ejecutivo. Consultoría simulación e impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400002-4.
86. La Resolución CREG 119 de 2007 establece la fórmula general para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU), el cual se define en la misma Resolución como: “Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) y en pesos por factura que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en la presente resolución, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica.”. El CU se encuentra conformado por la suma de los componentes de Generación (G), Transmisión (T), Distribución (D), Comercialización (Cv), Pérdidas (PR) y Restricciones (R).
87. RIGHTSIDE S.A.S. Informe ejecutivo. Consultoría simulación e impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera. Págs. 19 a 21. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400002-4.
88. Idem.
89. Idem.
90. MME. Proyecto de resolución Artículo 3. Análisis de conveniencia: Proceso de evaluación técnica y económica que realiza el Ministerio de Minas y Energía para convocar un mecanismo de pago por diferencias en el que, entre otras cosas, se define la pertinencia de otorgar mecanismos a las tecnologías que brindarán seguridad, resiliencia, complementariedad, externalidades positivas, entre otros beneficios tras su integración al Sistema Interconectado Nacional. Este análisis deberá publicarse a comentarios junto con la propuesta de resolución que convoca cada ronda de asignación del mecanismo. (Resaltado propio)
91. RIGHTSIDE S.A.S. Informe ejecutivo. Consultoría simulación e impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400002-4.
92. Vives, X. (2001). Oligopoly Pricing: Old Ideas and New Tools, vol 1. Mit Press Book. Disponible en: https://econpapers.repec.org/bookchap/mtptitles/026272040x.htm
93. Según Villaseca-Rodríguez (2017) el modelo de precios límite, las empresas, mediante un comportamiento estratégico, limitan sus precios para prevenir la entrada de potenciales competidores. Es así, que la empresa preferirá, a un corto plazo, limitar sus beneficios con el objetivo de evitar la entrada de nuevos competidores en el mercado para poder obtener la maximización de sus beneficios en un periodo de largo plazo.
94. Zabalza Martí, A (1974). El concepto de precio sombra. Cuadernos de Economía 2.3 (1974): 90-111. Disponible en: https://repositorio.uam.es/handle/10486/6061?show=full
95. Según A.S.O. Ogunjuyigbe, T.R. Ayodele, M.A. Alao (2017) se trata de una métrica mediante la cual se puede medir la viabilidad económica de un proyecto. Es el costo mínimo (en $/kWh) de la energía generada por un sistema de energía renovable con el que el sistema alcanza el punto de equilibrio. Puede servir como una base para comparar diferentes tecnologías en términos de viabilidad económica. Disponible en: https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1364032117308134
96. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 6. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5
97. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 6-20. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5
98. Laffont, J.-J., & Tirole, J. (1993). A Theory of Incentives in Procurement and Regulation. MIT Press.
99. Cramton, P. (2017). Electricity market design. Oxford Review of Economic Policy, 33(4), 589–612. Disponible en: https://academic.oup.com/oxrep/article/33/4/589/4587939
100. Mas-Colell, A., Whinston, M. D., & Green, J. R. (1995). Microeconomic Theory. Oxford University Press. Pág. 545 - 575.Disponible en: https://microeconomiaavanzada210.wordpress.com/wp-content/uploads/2012/04/microeconomic-theory-andreu-mas-colell-michael-d-whinston-y-jerry-r-green.pdf
101. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 60-63. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
102. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 50. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
103. Blind, K. (2012). The Impact of Regulation on Innovation. Nesta Working Paper No. 12/02. Disponible en: https://media.nesta.org.uk/documents/the_impact_of_regulation_on_innovation.pdf
104. Aghion, Philippe and Bergeaud, Antonin and Van Reenen, John. (2021). The Impact of Regulation on Innovation. National Bureau of Economic Research. Disponible en: http://www.nber.org/papers/w28381
105. Artículo 1o de la Resolución CREG 101 066 de 2024. Obligación de Energía Firme (OEF): Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere al precio de escasez asociado a la obligación asignada. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.
106. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 19. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-2.
107. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 231. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
108. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 233. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
109. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 91. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
110. “Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía”.
111. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 119. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
112. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 198. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
113. El principio de escogencia o selección objetiva de los contratistas fundamenta uno de los principales deberes de todos los responsables de la contratación estatal en derecho colombiano, como es el de mantener intacta la institucionalidad por encima de los intereses personales, individuales o subjetivos cuando se trate de escoger al contratista, con independencia del procedimiento utilizado para estos efectos mediante la utilización de pluralidad de variables que eviten el abuso, desvío de poder, y en consecuencia el actuar arbitrario o corrupto de los servidores públicos. C. Const., Sentencia C-128, feb 18 de 2003. M.P. Álvaro Tafur Galvis.
114. SIC. Conceptos de Abogacía de la Competencia radicados con los Nos. 22-216989 y 24-351191.
115. SIC. Concepto de Abogacía de la Competencia radicado con el No. 22-216989.
116. SIC. Conceptos de abogacía de la competencia No. 24-282574, 24- 375915 y 24-422517, entre otros.
117. Instituto de Estudios Económicos. Las buenas prácticas regulatorias. Informe de opinión. Noviembre de 2019. Pág. 21. Disponible en: https://www.ceoe.es/sites/ceoe-corporativo/files/content/file/2020/01/24/38/buenas_practicas_regulatorias_iee_2019_11.pdf
118. IRENA. “RENEWABLE ENERGY AUCTIONS. STATUS AND TRENDS BEYOND PRICE”. Pág. 30. Disponible en: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Dec/IRENA_RE-Auctions_Status-and-trends_2019.pdf, consultado el 2 de julio de 2025.
119. “Las Tarifas de Alimentación (FiTs) son un conjunto de políticas regulatorias y de incentivos con características que incluyen pagos en efectivo basados en el rendimiento ($/kWh), determinados administrativamente (en lugar de por la competencia del mercado), y disponibles sobre una base de oferta estándar.” Tomado de: “Feed-in Tariffs as a Policy Instrument for Promoting Renewable Energies and Green Economies in Developing Countries”. Disponible en: https://unfccc.int/files/documentation/submissions_from_parties/adp/application/pdf/unep_us___ws2.pdf
120. IRENA. “RENEWABLE ENERGY AUCTIONS. STATUS AND TRENDS BEYOND PRICE”. Disponible en: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Dec/IRENA_RE-Auctions_Status-and-trends_2019.pdf, consultado el 2 de julio de 2025.
121. Idem., p. 8.
122. Idem., p. 9.
123. Idem.
124. Idem., p. 8.
125. Idem. p, 11.
126. MME. Memoria Justificativa del proyecto. Pág. 48. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-5.
127. Kordela, M. (2008). The Principle of Legal Certainty as A Fundamental Element of The Formal Concept of The Rule of Law. Revue du notariat, 110(2), 587–605. Disponible en: https://doi.org/10.7202/1045553ar
128. La política regulatoria debe basarse en evidencia e incluir la identificación del problema que se busca atender, los objetivos perseguidos, las alternativas regulatorias y no regulatorias consideradas, y una evaluación de los probables costos y beneficios de cada alternativa. OCDE. Recomendación del consejo sobre política y gobernanza regulatoria. 2012. Pág. 29-30. Disponible en: https://www.oecd.org/en/publications/recommendation-of-the-council-on-regulatory-policy-and-governance_9789264209022-en.html
129. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 250. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
130. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 101. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
131. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 234. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
132. RIGHTSIDE S.A.S. Informe ejecutivo. Consultoría simulación e impactos de la incorporación de energía eólica costa afuera. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400002-4.
133. DNP. Función Pública. Manual de la Política de Mejora Normativa. 2023. Pág 8. Disponible en: https://www1.funcionpublica.gov.co/documents/28587410/34299507/Mejora+Normativa.pdf/406f9ecb-90b2-e251-0c6b-e7cebed52ef5?t=1683231646930
134. OCDE. Recomendación Del Consejo Sobre Política Y Gobernanza Regulatoria. 2012. Pág. 7. Disponible en: https://www.oecd.org/content/dam/oecd/es/publications/reports/2012/11/recommendation-of-the-council-on-regulatory-policy-and-governance_g1g3fce5/9789264209046-es.pdf
135. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 24. Principio de las garantías. Las garantías establecidas en esta resolución deberán acoger los siguientes principios: a) Cubrir todos los conceptos que surjan dentro de los procesos de adjudicación del mecanismo a cargo de los participantes; b) El administrador designado debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente, a primer requerimiento, y de manera inmediata, el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución; c) Deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del administrador; d) Deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas. e) Podrán ser reemplazadas por garantías que se exijan como parte de un proceso de asignación de derechos para la exploración y aprovechamiento de recursos energéticos, siempre y cuando las mencionadas garantías cubran, al menos, los mismos riesgos y posean iguales o mejores condiciones que aquellas contenidas en la presente resolución.
136. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 25. Documento radicado con el no. 25-284104-0000400004-2.
137. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 26. Documento radicado con el no. 25-284104-0000400004-2.
138. MME. Proyecto de Resolución. Artículo 27. Documento radicado con el no. 25-284104-0000400004-2.
139. SIC. Grupo de Abogacía de la Competencia. Lineamientos para la celebración de subastas en el marco de la celebración de contratos de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): una perspectiva desde la libre competencia. Pág. 67 y 68. Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/Estudio%20Económico%20subasta.pdf
140. Una garantía financiera puede dividirse en dos etapas: garantía de oferta (Compromiso) y garantía de ejecución (Finalización). Las subastas sin garantías pueden ser vulnerables a licitadores especulativos que participan con la esperanza de que los costos tecnológicos disminuyan. Estos licitadores podrían abandonar el proyecto si las condiciones no mejoran. Para evitarlo, se imponen garantías de oferta que se devuelven sólo después de firmar un contrato o si el proyecto no es seleccionado; así como también, garantías de ejecución, que se reembolsan tras la finalización exitosa del proyecto. Ambos tipos de garantías contribuyen a disuadir el abandono de proyectos y a asegurar el cumplimiento de los plazos de ejecución. SIC. Grupo de Abogacía de la Competencia. Lineamientos para la celebración de subastas en el marco de la celebración de contratos de suministro de energía a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER): una perspectiva desde la libre competencia. Pág. 67 y 68. Disponible en: https://www.sic.gov.co/sites/default/files/Estudio%20Económico%20subasta.pdf
141. Comentarios de agentes al proyecto. Comentarios 17, 18, 23 y 27. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
142. Comentarios de agentes al proyecto. Comentarios 74,77 y 79. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
143. Comentarios de agentes al proyecto. Comentario 185. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
144. Comentarios de agentes al proyecto. Comentarios 17, 18, 23 y 27. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1 y Comentarios de agentes al proyecto. Comentarios 74,77 y 79. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
145. Comentarios de agentes al proyecto. Columna de respuestas del MME. Documento radicado con el No. 25-284104-0000400004-1.
146. Dicha circunstancia operaraí reduciendo la presión competitiva inherente al proceso. SIC. Abogacía de la competencia. SIC.Concepto de Abogacía de la Competencia radicado con el no. 22-181857.
