CONCEPTO 373747 DE 2024

(septiembre 24)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Bogotá D.C.

Señores

XXXXX

Asunto:	Radicación:	24-373747-5-0
Trámite:		396
Evento:		0
Actuación:		440
Folios:		21
Referencia:	Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: “Por la cual se adoptan medidas transitorias sobre los mecanismos de cubrimiento para las transacciones del mercado de energía mayorista” (en adelante, el proyecto).

Respetados Señores:

En respuesta a la comunicación enviada desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG) el 3 de septiembre de 2024^[1], la Superintendencia de Industria y Comercio rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos: primero, se expondrán los antecedentes normativos de la iniciativa; segundo, se enunciarán las razones presentadas por el regulador para su expedición; tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el análisis; cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y; por último, se formularán recomendaciones.

1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO

1.1. Resolución CREG 024 de 1995^[2]

Esta resolución introdujo disposiciones aplicables a la actividad de comercialización de energía eléctrica a través del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Con este propósito, la resolución estableció reglas que regulan el funcionamiento del mercado mayorista en los aspectos relacionados con las transacciones comerciales realizadas entre los agentes que participan en ese mercado. Tales como: contratos de energía a largo plazo, contratos de energía en la bolsa, prestación de servicios asociados de generación y tratamiento de las restricciones en las redes de transmisión y distribución.

El Anexo C de esta resolución estableció que el cumplimiento de todas las obligaciones de los comercializadores, entre sí o respecto de los transportadores, será objeto de garantías a favor del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), en su calidad de operador del mercado y mandatario de los agentes. Las garantías deben asegurar el pago de: (i) todas las obligaciones de cada uno de los agentes que participe en el mercado mayorista a través de la Bolsa de Energía; (ii) los cargos del Centro Nacional de Despacho y del del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC); (iii) los cargos por uso del Sistema Interconectado Nacional (SIN); (iv) los pagos por reconciliaciones; (v) servicios complementarios; (vi) cargo por capacidad; y (vii) cualquier otro concepto que sean liquidados y recaudados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), o por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC).

1.2. Resolución CREG 019 de 2006^[3]

Esta resolución reguló los mecanismos de cubrimiento de las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en Colombia. En particular, esta normativa estableció las reglas para la gestión de las garantías, prepagos y pagos anticipados de las transacciones comerciales que se realizan entre los agentes participantes del mercado. El propósito central de esta resolución es asegurar que todos los agentes del mercado cuenten con medidas adecuadas para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones financieras, minimizando los riesgos de incumplimiento y protegiendo la estabilidad del sistema eléctrico.

Particularmente, su artículo 2 dispone que los agentes del Mercado de Energía Mayorista (MEM) deben garantizar el pago de las transacciones comerciales en las que estén involucrados. Para ello, pueden elegir entre varios mecanismos: otorgar garantías; realizar prepagos o pagos anticipados; o ceder créditos existentes en el mercado.

A continuación, el artículo 3 determina que el valor de la cobertura (garantías, prepagos o cesión de créditos) debe ser suficiente para satisfacer el pago de todas las obligaciones de los agentes en el mercado, incluyendo los cargos de la Bolsa de Energía, y los requeridos por el Centro Nacional de Despacho, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), entre otros. En concordancia, establece que este valor será fijado por el del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), de acuerdo con el reglamento correspondiente.

El Anexo de esta Resolución establece que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) determinará el valor total cubrir a través de la suscripción de las garantías. Para el efecto, define el Valor de la Energía en Bolsa (VEB) a partir de la siguiente ecuación:

Donde:

-  corresponde al Valor de la Energía en Bolsa.

-  corresponde a las compras en contratos vigentes para el mes a cubrir o para la semana a prepagar en kWh.

-  corresponde a las ventas en contratos vigentes para el mes a cubrir o para la semana a prepagar, que sean susceptibles de ser despachados en kWh.

-  equivale al promedio mensual o semanal, según el caso, de la generación ideal del agente de los últimos tres meses facturados en kWh.

-  corresponde a la demanda comercial calculada con las curvas típicas de demanda para cada submercado o frontera comercial obtenidas en kWh.

-  equivale al precio promedio ponderado de Bolsa de la última semana disponible en la liquidación de transacciones del Mercado de Energía Mayorista(MEM), en pesos por kWh.

-  equivale al precio de escasez ponderado del último mes facturado, en pesos por kWh.

1.3. Resolución CREG 12 de 2020^[4]

Esta resolución tiene por objeto ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los comercializadores minoristas en el Sistema Interconectado Nacional. En su artículo 2 dispone que las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica pueden continuar calculando la tarifa aplicable a los usuarios regulados según la fórmula tarifaria general establecida mediante la Resolución CREG 119 de 2007 u optar por calcular dicha tarifa de conformidad con las reglas introducidas mediante la resolución. De acuerdo con la documentación soporte, esta resolución se introdujo con el propósito de que, ante cambios importantes en el costo unitario de prestación del servicio, la adopción de la opción tarifaria permitiera tener variaciones graduales y moderadas en las tarifas percibidas por los usuarios regulados

1.4. 1.4. Resolución CREG 101-016 de 2023^{[5] [6]}

Esta resolución tiene por objeto mejorar la disponibilidad de capital de trabajo y el flujo de caja de los comercializadores que atienden a usuarios finales, facilitando el cumplimiento de sus obligaciones en el mercado y garantizando la continuidad del servicio a los usuarios. Esta medida acoge únicamente a los agentes que: (i) desarrollan de manera integrada la distribución y comercialización de energía; (ii) atienden usuarios finales; (iii) tienen saldos acumulados pendientes de cobro a los usuarios por la aplicación de la opción tarifaria a la que se refiere la Resolución CREG 012 de 2020 y sus modificaciones^[7]; y (vi) se acogieron al ajuste temporal de los factores de indexación en los términos del artículo 4 de la Resolución CREG 101-027 de 2022^[8].

Con este fin, mediante el artículo 2 se estableció un nuevo valor de referencia para calcular las garantías financieras que cubren las transacciones financieras en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Este ajuste solo tiene aplicación en aquellos periodos en los cuales no se cuenta con información completa para el cálculo de las garantías. Para el cálculo del Valor de la Energía en Bolsa , se planteó la siguiente ecuación:

Donde:

- : corresponde al valor más reciente al momento de cálculo de la garantía, obtenido y publicado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), conforme a la Resolución CREG 119 de 2007^[9].

-Las demás variables contenidas en la ecuación conservan la definición prevista en el Anexo de la Resolución 019 de 2006.

El artículo 3 de la resolución estableció que los comercializadores previstos en el ámbito de aplicación del acto administrativo podrían utilizar como garantía admisible un mecanismo de fiducia de administración y pagos, con el objetivo de recolectar ingresos de sus usuarios hasta garantizar un valor definido por el comercializador que sirva como respaldo y en el cual se tenga prioridad de pago a las obligaciones del Mercado de Energía Mayorista (MEM).

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

El regulador identificó la necesidad de introducir la iniciativa regulatoria a partir de las condiciones excepcionales que ha enfrentado el mercado energético colombiano en los últimos años. En primer lugar, durante la pandemia provocada por el COVID-19, la implementación de la opción tarifaria de la Resolución CREG 012 de 2020 y sus modificaciones, cuyo propósito era aliviar la carga económica de los consumidores, restringió la capacidad de los comercializadores de energía para trasladar a los usuarios finales las tarifas completas correspondientes a la prestación del servicio. Adicionalmente, las repercusiones económicas de la guerra entre Rusia y Ucrania generaron un incremento significativo en los precios de los insumos energéticos a nivel global, afectando directamente los componentes del costo unitario del servicio que están indexados al Índice de Precios del Productor. Estos factores, en conjunto, han alterado la estabilidad del sistema energético nacional, lo cual justifica la adopción de nuevas medidas regulatorias.

En el contexto descrito, la CREG consideró necesario implementar medidas regulatorias orientadas a mitigar el impacto de las presiones al alza en los componentes del costo unitario de la prestación del servicio, que afectan a los usuarios finales. Aunque estas medidas fueron adecuadas para abordar la problemática en su momento, resultaron en una reducción de los ingresos a corto plazo percibidos por los comercializadores de energía en Colombia y en la acumulación significativa de saldos por cobrar a los usuarios. El regulador advirtió que esta situación había generado un escenario de estrés financiero para muchos comercializadores, lo cual dificulta su acceso a los mecanismos de garantía necesarios para operar en el Mercado de Energía Mayorista (MEM).

En consonancia con lo anterior, el proyecto propone ajustar temporalmente los esquemas de garantías y coberturas que deben asumir los comercializadores de energía eléctrica en Colombia para cumplir con sus obligaciones en el mercado. Considerando que los problemas de liquidez aún persisten, se busca reinstaurar las disposiciones transitorias adoptadas previamente mediante la Resolución CREG 101-016 de 2023, orientadas a aliviar la carga financiera de los comercializadores.

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El proyecto tiene por objeto mitigar la presión sobre el flujo de caja de los agentes que cumplen con estas tres características: (i) desarrollan la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica; (ii) atienden a usuarios finales regulados; y (iii) tienen saldos pendientes de recuperación por la aplicación de la opción tarifaria. Para tal fin, el artículo 2 del proyecto adopta la ecuación para el cálculo del Valor de la Energía en Bolsa (VEB) planteada en la Resolución CREG 101-016 de 2023. Dicha medida estará en vigor hasta el 31 de julio de 2025.

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

En primer lugar, es preciso señalar que el proyecto tiene como objetivo prorrogar hasta el 31 de julio de 2025 una medida temporal ya establecida en el artículo 2 de la Resolución CREG 101-016 de 2023^[10], cuya vigencia inició el 30 de mayo de 2023 y terminó el 31 de julio de 2024.^[11] Al respecto, el regulador señala que, durante la aplicación de la medida en cuestión, no se han registrado eventos de incumplimiento de las obligaciones por parte de los agentes que decidieron acogerse a las disposiciones establecidas^[12]. Sin embargo, debido a que existe un cambio en el ámbito de aplicación de la medida, resulta necesario que la Superintendencia realice el análisis de la nueva propuesta.

4.1. Sobre el trato diferenciado entre comercializadores de energía

4.1.1. Regla propuesta

El artículo 1 del proyecto dispone que las disposiciones allí contenidas relacionadas con el precio de referencia transitorio para el cálculo de garantías serán aplicables a todos los agentes que: (i) realicen actividades de comercialización de energía eléctrica; (ii) atiendan a usuarios finales regulados; y (iii) tengan saldos pendientes de recuperación por la aplicación de la opción tarifaria.

4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

Esta Superintendencia observa que la regla descrita consagra un trato diferenciado al aplicar una fórmula para la determinación del Valor de la Energía en Bolsa (VEB) únicamente a los comercializadores con saldos pendientes derivados de la opción tarifaria^[13]. Como lo ha señalado la Superintendencia en otros pronunciamientos, la existencia de un trato diferenciado no constituye per se una limitación a la libre competencia económica, ya que este puede estar debidamente justificado. Sin embargo, es un elemento de juicio que se debe tener en cuenta de cara a los posibles efectos que puede tener dicho tratamiento en la competencia si el mismo no tiene una debida justificación^[14].

Al respecto, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) ha sostenido que la regulación asimétrica puede conducir a una distorsión en la dinámica de competencia que caracteriza el mercado objeto de la regulación, a causa del tratamiento diferenciado que se les otorgaría regulatoriamente a unos agentes sobre otros^[15]. En esa medida, es necesario reiterar que aquellos tratos diferenciados, a pesar de tener un potencial efecto negativo en la competencia, pueden estar respaldados por razones de fondo de índole técnica o económica que los justifiquen.

En adición a lo anterior, cabe resaltar que la intervención estatal en los mercados, en particular en el sector energético, debe ajustarse a los principios establecidos por la Constitución Política de Colombia. Estos principios buscan proteger el desarrollo de la libre competencia económica y, al mismo tiempo, facultan al Estado para regular, intervenir y orientar la economía con el fin de garantizar un servicio público esencial –como es la energía eléctrica– en condiciones de eficiencia, seguridad y sostenibilidad.

En este orden de ideas, las consideraciones que se expondrán a continuación tienen como objetivo evaluar, desde una perspectiva de libre competencia económica, si la regla propuesta es razonable y proporcional a la luz del marco constitucional^[16].

La Corte Constitucional ha establecido que el análisis de razonabilidad y proporcionalidad de una intervención estatal en la economía debe basarse en parámetros específicos, relativos a la evaluación acerca de "(i) si la limitación, o prohibición, persiguen una finalidad que no se encuentre prohibida en la Constitución; (ii) si la restricción impuesta es potencialmente adecuada para conseguir el fin propuesto, y (iii) si hay proporcionalidad en esa relación, esto es que la restricción no sea manifiestamente innecesaria o claramente desproporcionada."^[17] Por lo tanto, según estos criterios, a continuación se hará el análisis de la medida de trato diferencial.

4.1.2.1. La finalidad que persigue el proyecto resultaría legítima

El regulador ha señalado que la necesidad de introducir la iniciativa regulatoria con un trato diferenciado se fundamenta en las condiciones excepcionales que ha enfrentado el mercado de energía colombiano en los últimos años. Estas condiciones incluyen eventos como la pandemia de COVID-19, que llevó a que mediante la Resolución CREG 012 de 2020 y sus modificaciones se impusiera una opción tarifaria para aliviar la carga económica sobre los consumidores. Como ya se indicó, esta opción tarifaría restringió la capacidad de los comercializadores de energía para trasladar a los usuarios finales las tarifas completas correspondientes a la prestación del servicio. A este hecho se sumaron las implicaciones económicas derivadas del conflicto entre Rusia y Ucrania, que han afectado los precios y la estabilidad del suministro energético.

Actualmente el mercado atraviesa una situación diferente. La opción tarifaria ha generado acumulaciones de saldos para los comercializadores, ocasionándoles un desajuste temporal entre sus ingresos y obligaciones, lo que podría estar afectando su flujo de caja y su liquidez en el corto plazo. Es ahí donde surge la necesidad de implementar medidas que contribuyan a que los comercializadores recuperen los saldos pendientes de la opción tarifaria. De esta manera, se garantiza la estabilidad financiera del mercado de energía, asegurando la continuidad del servicio y corrigiendo las distorsiones en el mercado causadas por las medidas temporales adoptadas durante la pandemia. En otras palabras, el regulador busca restaurar las condiciones del mercado para que todos los agentes puedan volver a competir en condiciones equitativas.

Para esta Superintendencia, el trato diferenciado que busca mitigar la presión sobre el flujo de caja únicamente de los agentes comercializadores de energía que tienen saldos pendientes de recuperación por la aplicación de la opción tarifaria, tendría un fin legítimo y constitucionalmente válido. Es importante destacar que, de conformidad con la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de energía eléctrica es considerado un servicio esencial en el marco del ordenamiento jurídico colombiano. La prestación continua y eficiente de este servicio es una condición sine qua non para garantizar los derechos fundamentales de los ciudadanos, entre ellos, el derecho a la vida en condiciones dignas, la salud, el trabajo, la educación y la vivienda digna, especialmente en el caso de sujetos de especial protección constitucional.^[18]

Así, el Estado tiene una obligación constitucional de garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica de manera eficiente, continua y universal, como una manifestación del principio de solidaridad^[19]. Esta responsabilidad se inscribe en el marco de los fines esenciales del Estado colombiano, tal como lo establece el artículo 2 de la Constitución Política, que señala la necesidad de asegurar la convivencia pacífica, garantizar los derechos fundamentales y promover la prosperidad general. Por lo tanto, al propiciar la estabilidad del sector energético y evitar que las distorsiones económicas – derivadas tanto de las medidas regulatorias adoptadas durante la pandemia como de otras situaciones– afecten su capacidad para prestar el servicio, el proyecto contribuye de manera directa a la consecución de estos fines constitucionales.

De igual forma, la intervención del Estado debe considerar, además de los intereses de los usuarios, los derechos y necesidades de los prestadores del servicio, quienes deben operar en condiciones justas y adecuadas para garantizar su sostenibilidad. En este contexto, los empresarios deben orientar sus esfuerzos, factores empresariales y de producción a la conquista de un mercado en un marco de igualdad de condiciones. Este marco de igualdad, que se puede lograr mediante la intervención del regulador, se encuentra en concordancia con los artículos 333 y 334 de la Constitución Política de Colombia, los cuales promueven la libre competencia y la intervención del Estado en la economía cuando sea necesario para corregir desequilibrios.

En ese sentido, la creación de un marco de igualdad para los agentes del mercado no solo es coherente con la Constitución, sino también es esencial para mantener un ambiente de libre y leal competencia. Así, cualquier trato diferenciado destinado a equilibrar las condiciones entre los diferentes actores es plenamente compatible con los principios del Estado Social de Derecho, siempre que este favorezca el desarrollo armónico del mercado y no suponga ventajas anticompetitivas e injustificadas para alguno de los competidores.

Adicionalmente, aunque la opción tarifaria fue una respuesta del regulador para enfrentar una situación crítica que afectó temporalmente al mercado, como lo fue la pandemia, es igualmente legítimo corregir las distorsiones o efectos negativos que dicha medida haya generado. Es importante recordar que uno de los principales objetivos de la regulación es justamente mitigar o resolver las fallas del mercado. Si una medida correctiva, implementada en un momento específico, genera externalidades negativas no previstas, la intervención del Estado para ajustarla o compensar sus efectos no solo resulta justificada, sino necesaria para mantener la estabilidad del sector. Esta acción regulatoria reafirma el compromiso del Estado de garantizar tanto el bienestar de los consumidores y usuarios como la viabilidad económica de los prestadores del servicio, asegurando así que la regulación cumpla su propósito último de proteger el interés general.

Finalmente, sobre los beneficios temporales y específicos que se les otorgarán a unos agentes en virtud del actual proyecto, es importante resaltar que estas medidas de incentivo y fomento económico son plenamente válidas dentro del ordenamiento jurídico colombiano. Como forma de intervención indirecta del Estado, estos beneficios permiten alcanzar los objetivos específicos de una política determinada, satisfaciendo así necesidades de interés público. Sobre el particular, la Corte Constitucional ha señalado que:

"En el repertorio de las técnicas de intervención indirectas, sobresalen los estímulos o incentivos al desarrollo económico, los cuales sirven para articular políticas económicas participativas y consensuales, de corte no autoritario. El fomento económico, en los términos del artículo 334 de la C.P., constituye una forma legítima de intervención del Estado en la economía y corresponde a una técnica de dirección y manejo de los agentes y variables que en ella inciden, que por su eficacia resulta imprescindible en las actuales condiciones.

El fomento económico apela a la oferta de estímulos positivos que se formulan a las empresas y personas que libremente colaboren en el logro de los objetivos concretos de una determinada política a través de la cual se satisfacen necesidades de interés público, sin que el Estado se vea en la necesidad de crear o gestionar directamente el servicio o la actividad económica de que se trate. No obstante no existir una contraprestación específica a cargo de las empresas y personas favorecidas con las medidas de apoyo, el Estado y la sociedad pueden beneficiarse en el mediano y en el largo plazo, pues si éstas tienen éxito el crecimiento de los agentes económicos puede repercutir en mayores impuestos, creación de un mayor número de empleos, aumento de las reservas cambiarias del país y, en fin, un mayor poder de ordenación y control de la administración sobre el respectivo sector de la economía"^[20].

En ese sentido, los beneficios de fomento económico, como el que pretende otorgar el proyecto, constituyen una forma legítima de intervención del Estado en la economía y encuentran su justificación en la necesidad y los efectos positivos que su implementación puede traer a la economía, en primacía del interés general.

Por todo lo anterior, esta Autoridad concluye que el trato diferenciado previsto en el proyecto tendría un objetivo legítimo consistente en corregir las distorsiones en el mercado causadas por las medidas temporales adoptadas durante la pandemia, lo cual garantiza la estabilidad financiera del mercado de energía y asegura la continuidad de la prestación del servicio, propósitos que se encuentran en línea con finalidades protegidas en la Constitución Política de Colombia.

4.1.2.2. La medida sería adecuada o razonable para la consecución del fin perseguido por el regulador

Una vez surtido el análisis acerca de su finalidad, esta Superintendencia procede a analizar si la medida planteada por el regulador es adecuada para abordar la problemática que se propone resolver mediante la intervención regulatoria.

Al respecto, téngase en cuenta que la finalidad de la medida consiste en aliviar las presiones financieras de los comercializadores de energía que cuentan con saldos pendientes de recuperación de la opción tarifaria a la que se refiere la Resolución CREG 012 de 2020 y sus modificaciones^[21]. Para la consecución de este objetivo, el regulador plantea la siguiente estrategia: Estabilizar el valor nominal de la cobertura o garantía que deben suscribir los comercializadores que participan en el Mercado de Energía Mayorista (MEM), mediante una modificación de la ecuación del Valor de la Energía en Bolsa () de que trata el Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006.

Mediante la aplicación de las reglas vigentes, se tiene que el cálculo del Valor de la Energía en Bolsa () se basa en la identificación del valor nominal del volumen de energía contratada mediante las transacciones realizadas en el mercado intradiario. Lo anterior, a partir de la identificación del valor mínimo entre el precio promedio ponderado de Bolsa () y el precio de escasez ponderado ().

Ahora bien, téngase en cuenta que el precio de bolsa () es el precio de la energía eléctrica que se establece diariamente en el Mercado Mayorista de Energía (MEM), y que refleja la interacción entre la oferta y la demanda de energía en el corto plazo. En relación con la determinación de este precio, la CREG ha señalado:

“(…) Se calculan los precios de bolsa de energía a partir del Despacho Ideal, estableciendo un precio único para cada mercado según la demanda que se atienda: demanda nacional y demanda internacional.

(…) El despacho ideal es un proceso de optimización en donde se busca atender al mínimo costo la demanda para el día de operación, considerando las ofertas de los recursos de generación, los costos de arranque-parada de las plantas térmicas, la demanda real, las características técnicas de las plantas y sin la red de transporte"^[22].

En concordancia, el precio de bolsa nacional varía en función de las ofertas presentadas por los agentes generadores en el mercado intradiario, reflejando, entre otros factores, los que se describen a continuación.

Por un lado, y en concordancia con el contenido la Resolución CREG 055 de 1994^[23], las ofertas de los recursos de generación térmica deben reflejar: el costo incremental del combustible, el costo incremental de administración, operación y mantenimiento y la eficiencia térmica de las plantas. Por otro lado, las ofertas de los recursos de generación hidráulica deben reflejar los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica a mediano y largo plazo del Sistema Interconectado Nacional. Por su parte, las ofertas correspondientes a recursos de generación variable deben reflejar los costos de oportunidad de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica para el día de operación del Sistema Interconectado Nacional.

Finalmente, la Resolución CREG 024 de 1995 prevé que la oferta de precios en la Bolsa de Energía incluya la incertidumbre y las diferentes percepciones de riesgo de los generadores. Al respecto, la dicha resolución señala:

“La oferta de precios en la Bolsa de Energía se hará de acuerdo con la Resolución CREG 055 de 1994, o demás normas que la modifiquen o sustituyan. Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios serán flexibles e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferentes percepciones de riesgo de los generadores. (…)

La incertidumbre y las diferentes percepciones de riesgo deberán estar fundamentadas en criterios objetivos, ya sea de análisis de los agentes basados en los fundamentales de los costos de generación, y/o tendencias históricas, observaciones o pronósticos de entidades de reconocida independencia a nivel nacional o internacional, tales como: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales -IDEAM, Operador del sistema y administrador del mercado -XM S.A. E.S.P., Unidad de Planeación Minero–Energética -UPME, Administración Atmosférica y Oceánica de los Estados Unidos – NOAA, entre otros”. (Subrayas fuera del texto original).

Así las cosas, se puede inferir que existen múltiples factores que inciden en la formación de precios de bolsa que abarcan: las condiciones climáticas, la disponibilidad de las plantas de generación, los costos de los combustibles, la percepción de riesgo y la incertidumbre, entre otros factores. Todos estos factores introducen variabilidad en la formación de precios de bolsa. Esta volatilidad tiene efectos directos sobre los comercializadores que deben suscribir garantías para cubrir sus transacciones en el mercado intradiario. Así, a medida que el precio de bolsa se incrementa, los comercializadores enfrentan mayores exigencias de capital de trabajo para cumplir con las garantías, lo que aumenta sus costos financieros; introduce incertidumbre en su planificación; y eleva el potencial riesgo de que llegue a ocurrir un eventual incumplimiento en el mercado.

De otra parte, se debe tener en cuenta que el precio de escasez ponderado () es "el valor al cual se liquidan las transacciones de compra y venta en la Bolsa en las horas en las cuales el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación"^[24]. De este modo, el artículo 1 de la Resolución 140 de 2017 define la siguiente ecuación para estimación del Precio de Escasez Ponderado ():

Donde:

-  corresponde al precio de escasez de la planta  del generador  en el mes . El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 o precio marginal de escasez, según corresponda;

-  corresponde a la obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006

A su vez, el precio de escasez se determina de acuerdo con los costos variables asociados al Sistema Interconectado Nacional y al precio del combustible (residual fuel No.6 1,0% sulfur fuel oil)^[25]. De este modo, se puede colegir que estas variables tienen una incidencia sobre el precio de escasez ponderado ().

Por las razones descritas, de manera análoga al precio de bolsa, el precio de escasez ponderado () está expuesto a un alto nivel de volatilidad debido a los factores que influyen en su determinación. En particular, el precio del fuel oil No.6 está directamente relacionado con el precio del petróleo en los mercados internacionales. Las fluctuaciones en el precio del petróleo –que pueden ser causadas por factores geopolíticos, cambios en la oferta y demanda global, o decisiones de organizaciones como la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo)– afectan directamente el costo de este combustible. En efecto, las variaciones en estos factores introducen un alto grado de variabilidad en el precio de escasez ponderado ().

Ahora bien, obsérvese que el proyecto introduce la variable , como un factor adicional para evaluar en el ámbito de la determinación del Valor de la Energía en Bolsa (). De este modo, la iniciativa propone que el precio empleado como un factor en la ecuación, corresponderá al mínimo valor entre el precio promedio ponderado de Bolsa (), el precio de escasez ponderado () y el costo promedio ponderado por energía de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) con destino al mercado regulado ().

En este sentido, la Gráfica No. 1. representa la evolución del precio promedio ponderado de Bolsa; el precio promedio ponderado escasez; y el precio promedio ponderado de contratos con destino al mercado regulado, en el periodo comprendido entre enero de 2020 y septiembre de 2024.

En principio, obsérvese que el costo promedio ponderado de los contratos bilaterales () es significativamente más bajo que el precio promedio de bolsa () y el precio de escasez ponderado (), en la mayoría de los periodos analizados. Lo anterior es congruente con las estadísticas descriptivas incluidas en el Cuadro No. 1., a partir de las cuales se puede concluir que la variable  (265,26) tiene una media aritmética más baja que  (327,64) y  (909,18). Esta medida proporciona una visión general del comportamiento típico de estas variables a lo largo del tiempo.

Los anteriores hallazgos sugieren, razonablemente, que los precios de los contratos de largo plazo pueden llegar a ser inferiores a los precios que se transan en el mercado intradiario de energía y en situaciones de escasez. Ello se atribuye a que los precios resultantes de la suscripción de contratos bilaterales estarían reflejando los costos de generación de largo plazo, en la medida en que se pacta un precio determinado para un periodo extenso. Mientras que el precio de bolsa y el precio de escasez ponderado están influenciados por factores de corto plazo.

Gráfica No. 1. Evolución del precio promedio ponderado de Bolsa, el precio de escasez ponderado y el precio promedio ponderado de contratos con destino al mercado regulado en el periodo comprendido entre enero 1 de 2020 y el 12 de septiembre de 2024

Fuente: Elaboración SIC con base en SINERGOX^[26]

Obsérvese que, para el periodo analizado, la desviación estándar de  (30,91) es significativamente más baja que la desviación observada para  (243,3382) y el (262,4495). Como ya se describió, la mayor volatilidad de la variable se atribuye al hecho de que se determina diariamente en función de las fluctuaciones de la oferta y la demanda. A su vez, la mayor volatilidad de la variable  se atribuye a su exposición a las fluctuaciones de corto plazo que presentan los costos de los combustibles. En contraste, la variable  muestra una volatilidad significativamente menor, lo que refuerza la idea de que los contratos a largo plazo ofrecen mayor estabilidad en comparación con las transacciones en el mercado diario.

Además, teniendo en cuenta que la iniciativa regulatoria plantea que el cálculo del Valor de la Energía en Bolsa () se calculará identificando el mínimo valor entre , y , es razonable esperar que  ejerza una influencia a la baja en el Valor de la Energía en Bolsa (). Esto es especialmente relevante en momentos de escasez o fluctuaciones significativas en los precios del mercado intradiario y los precios de los combustibles, donde y  tienden a aumentar. En esos casos, la inclusión de  con su menor valor operará anclando a la baja el Valor de la Energía en Bolsa ().

A su vez,  también juega un papel fundamental en la reducción de la volatilidad. Como se indicó anteriormente,  tiene la desviación estándar más baja entre las tres variables, lo que significa que es una variable mucho más estable. Por ende, al introducir  en la fórmula del Valor de la Energía en Bolsa (), la variabilidad del  se verá limitada por la menor variabilidad endógena de . Incluso, si  y  experimentan grandes fluctuaciones, la presencia de  en la ecuación podría llegar a mitigar estos efectos, suavizando las fluctuaciones del Valor de la Energía en Bolsa ().

Cuadro No. 1. Media y desviación estándar de precio promedio ponderado de Bolsa, el precio de escasez ponderado y el precio promedio ponderado de contratos con destino al mercado regulado en el periodo comprendido entre enero 1 de 2020 y el 12 de septiembre de 2024

Variable	Media	Desviación estándar
PEp	909,18	262,4495
PB	327,64	243,3382
Mc	265,26	30,9174

Fuente: Elaboración SIC con base en SINERGOX^[27]

Este análisis es consistente con lo indicado por el regulador en el documento soporte, quien señaló que:

"La utilización del Mc como referencia para la estimación de los valores a garantizar disminuye los cambios en los ajustes semanales positivos y negativos. Para la situación analizada en este documento, relacionada con empresas que tienen una disminución en sus recursos de caja ocasionada por los saldos pendientes de la opción tarifaria, tendrían una menor exigencia en cuanto a los requerimientos para la constitución de las garantías cuando el precio de bolsa esté alto.(…) Lo anterior, con el objeto de contribuir a la continuidad en la prestación del servicio y aliviar la exigencia de capital de trabajo para suscribir las garantías que requieran los comercializadores que atienden usuarios finales regulados" ^[28]. (Subrayas fuera de texto original)

En suma, esta Superintendencia concluye que la medida resulta idónea para aliviar las presiones financieras que asumen los comercializadores de energía que cuentan con saldos pendientes de recuperación de la opción tarifaria a la que se refiere la Resolución CREG 012 de 2020. En efecto, la inclusión de  en el cálculo del Valor de la Energía en Bolsa () tiene la idoneidad de reducir tanto el valor como la volatilidad de este indicador, generando un potencial efecto estabilizador en el valor nominal de las garantías a suscribir por concepto de Valor de Energía en Bolsa (. A su vez, podría llegarse a reducir la exposición a las fluctuaciones bruscas que experimentan los precios en el mercado de corto plazo, lo que impactaría el cálculo del Valor de Energía en Bolsa (. Esto, eventualmente, reduciría las exigencias de capital de trabajo que asumen los comercializadores, facilitando así la planificación financiera y disminuyendo, en cierta medida, el riesgo de insolvencia o incumplimiento en el mercado

4.1.2.3. La medida no sería manifiestamente innecesaria o arbitraria

Esta Autoridad considera que el trato diferenciado no es manifiestamente innecesario. A saber, la aplicación de la opción tarifaria implementada con la Resolución CREG 012 de 2020 ha generado acumulaciones de saldos para los comercializadores. Esta situación, desde una perspectiva financiera, ha ocasionado un desajuste temporal entre los ingresos y obligaciones de los comercializados, situación que podría estar afectando su flujo de caja y reduciendo su liquidez en el corto plazo. En consecuencia, es probable que los comercializadores que aún tienen saldos pendientes por recuperar enfrenten dificultades para cumplir con los requerimientos financieros exigidos por el Mercado de Energía Mayorista (MEM), incluidas las garantías transitorias.

En la siguiente gráfica se muestra el saldo acumulado, en millones de pesos y en $/kWh, para cada mercado de comercialización para junio de 2023, enfocándose en los usuarios del nivel de tensión 1.

Gráfica No. 2. Saldo acumulado por mercado- agosto de 2023 Nivel de tensión 1.

Fuente: CREG^[29]

En línea con lo anterior, la CREG estimó que, a agosto de 2023, el saldo acumulado en el nivel de tensión 1 ascendía a aproximadamente 4,7 billones de pesos, con el 78% concentrado en cinco mercados: Caribemar, Air-e, EPM, Tolima y Codensa. De este total, el 51% se encuentra en los dos mercados de la región Caribe. Lo anterior, se ve reflejado en la siguiente gráfica:

Gráfica No. 3. Saldo acumulado por mercado de comercialización en el nivel de tensión 1 – Millones de pesos

Fuente: CREG^[30]

Según lo expuesto, y de conformidad con las cifras públicas de 2023^[31], esta Superintendencia observa una necesidad razonable de aliviar los problemas financieros que enfrentan los comercializadores con saldos acumulados. En efecto, es posible considerar que, de no implementarse medidas adecuadas, la presión sobre el flujo de caja de estos agentes podría traducirse en un riesgo para la correcta y continua prestación del servicio público de energía eléctrica en el país. En este sentido, la implementación de la regla propuesta no solo resulta necesaria para mitigar el riesgo de interrupciones en la prestación del servicio, sino que también contribuiría a preservar la estabilidad del mercado y proteger los intereses de los usuarios finales.

Sin embargo, se pone de presente que para el presente análisis se usaron los datos públicos del año 2023 por ser los únicos disponibles. Por lo tanto, se recomendará justificar que la medida no es manifiestamente innecesaria con base en los datos actualizados que así lo demuestren, pues se debe considerar el hecho de que los saldos acumulados pudieron haber sufrido variaciones en el último año.

4.1.2.4. La medida no sería claramente desproporcionada

La Corte Constitucional ha señalado que la proporcionalidad de una medida de intervención diferencial se satisface cuando los beneficios derivados de la finalidad de la medida excedan a las restricciones sobre los derechos o bienes intervenidos o, dicho de otro modo, que "el sacrificio que produce en los mencionados derechos, en aras de la obtención de un fin legítimo, no sea superior al beneficio conseguido"^[32]. En cuanto al análisis de la proporcionalidad del proyecto, esta Superintendencia considera relevante presentar las siguientes consideraciones sobre los posibles riesgos que el trato diferenciado podría ocasionar en la libre competencia económica y los beneficios potenciales que la medida busca alcanzar.

En relación con los eventuales riesgos

Esta Autoridad observa que la regla propuesta otorga una ventaja competitiva a los comercializadores con saldos acumulados en comparación con aquellos que no los tienen. Dicha ventaja se materializa en que los comercializadores con saldos pendientes enfrentarían menores exigencias en cuanto a la constitución de garantías cuando el precio de bolsa sea alto, brindándoles un alivio financiero en términos de liquidez que no estaría disponible para los agentes excluidos del ámbito de aplicación del proyecto.

En este contexto, la implementación de reglas de juego diferenciadas podría, eventualmente, generar distorsiones en la competencia al alterar el equilibrio natural del mercado. En un entorno competitivo ideal, los actores operan bajo las mismas condiciones, y su éxito depende de factores como la eficiencia, la capacidad para gestionar riesgos y la innovación. Sin embargo, cuando se introduce –vía regulación– un alivio financiero a ciertos agentes, se genera la posibilidad de que el mercado se desvíe de este equilibrio. En este caso particular, la magnitud de dicha distorsión dependerá de dos factores: la magnitud del alivio financiero y la estructura actual del mercado.

Sobre el primero, se resalta que, si el alivio es significativo en términos de reducción de costos o mejora de liquidez, los comercializadores beneficiados podrían tener una mayor flexibilidad para ajustar precios, invertir o gestionar operaciones de manera más competitiva que aquellos que no reciben dicho beneficio. Esto podría, por ejemplo, permitirles responder mejor a la volatilidad del mercado o acceder a condiciones contractuales más favorables, lo que alteraría la dinámica competitiva.

Por otro lado, el impacto dependerá en gran medida de la estructura actual del mercado, en particular, de la solidez financiera y la participación de los agentes beneficiados frente a los no beneficiados. Si los beneficiarios ya cuentan con una posición sólida, el alivio financiero podría reforzar su ventaja competitiva, lo que podría llevar a una mayor concentración de mercado y una disminución de la competencia a largo plazo. Así mismo, si las empresas no beneficiadas son más pequeñas o financieramente vulnerables, podrían enfrentar mayores dificultades para competir en igualdad de condiciones. Sin embargo, si los beneficiarios de la medida son principalmente actores más pequeños o financieramente débiles, el alivio financiero podría fortalecer su liquidez, permitiéndoles competir más eficazmente con las empresas consolidadas; esto contribuiría a reducir la concentración del mercado y a fomentar un escenario competitivo más equitativo.

Al respecto, se debe advertir que el regulador no estimó el valor del alivio financiero que generaría el proyecto, ni su impacto real en la salud financiera de cada comercializador. Esto impide realizar un análisis mucho más completo respecto de la magnitud de los riesgos para la competencia que eventualmente podría genera la implementación de reglas de juego diferenciadas. Es por esta razón que se recomendará al regulador que considere realizar la estimación de estos factores.

Ahora bien, en línea con lo señalado por XM en sus comentarios al proyecto, es pertinente mencionar que la iniciativa regulatoria podría, eventualmente, incrementar el riesgo sistémico. En efecto, al reducir la sensibilidad de las coberturas frente a la volatilidad de los precios de la energía, existe la posibilidad de que estas no reflejen de manera adecuada los riesgos reales del mercado durante periodos de alta volatilidad. En escenarios de aumentos abruptos de precios, las coberturas que estén basadas en el indicador Mc podrían resultar insuficientes, lo que incrementaría la exposición a impagos, especialmente entre los agentes con menor liquidez. En este contexto, el efecto contagio, teóricamente, podría llegar a verse amplificado, ya que se estaría debilitando, en cierta medida, los mecanismos de protección habituales del Mercado de Energía Mayorista (MEM). Un ejemplo de lo anterior sería que, si un comercializador importante incumpliera sus obligaciones y su cobertura resultara insuficiente, esto podría afectar a otros agentes que dependen de esos pagos, generando incertidumbre financiera y aumentando el riesgo de incumplimientos en cadena. Frente a lo anterior, la CREG manifestó lo siguiente:

"en primer lugar, que la medida aplica de manera general a un grupo de prestadores o agentes que se encuentran en una situación coyuntural o de disminución de capital de trabajo debido a los saldos pendientes por recuperar de la opción tarifaria. Por lo cual, esta propuesta pretende disminuir el valor de las garantías que estos agentes deben respaldar cuando se haga referencia a proyecciones, manteniendo condiciones de cobertura en el mercado y realizando los ajustes pertinentes cuando se cuenta con la información necesaria de consumos reales y precios de bolsa a aplicar para estos consumos. En segundo lugar, no se están modificando o flexibilizando el cumplimiento de las obligaciones que tienen estos agentes frente al MEM, pues las obligaciones de pago de las correspondientes facturas del mercado, no se modifican"^[33].

(ii) Beneficios potenciales de la medida

Esta Autoridad considera que el beneficio potencial de la medida radica en el alivio financiero que proporcionaría a los comercializadores con saldos acumulados. La reducción de las exigencias de garantías aliviaría la presión sobre el capital de trabajo de estos agentes, otorgándoles mayor liquidez para operar con mayor flexibilidad. El impacto positivo de la medida se traduciría en una mayor estabilidad del mercado. Al reducir la presión sobre la liquidez, se mitiga el riesgo de que los comercializadoras enfrenten dificultades financieras que puedan llevarlos a incumplir sus compromisos o, en casos más severos, a cesar sus operaciones. Este alivio no solo beneficiaría directamente a los comercializadores afectados, sino que también contribuiría a la estabilidad del Mercado de Energía Mayorista (MEM) en su conjunto, reduciendo el riesgo de disrupciones en la prestación del servicio de energía.

Sobre esta base, de manera preliminar esta Autoridad considera que el trato diferenciado no sería desproporcionado. El alivio financiero focalizado que propone la medida mejoraría la liquidez de los comercializadores aún afectados por la opción tarifaria, fortaleciendo su capacidad operativa y contribuyendo a la estabilidad del Mercado de Energía Mayorista (MEM). No obstante, como se indicó, en el documento soporte del proyecto el regulador no proporciona una estimación precisa del valor del alivio financiero que generaría esta medida, ni de su impacto en la salud financiera de cada comercializador beneficiado. Por tanto, aunque la reducción o estabilidad de las garantías probablemente mejoraría la liquidez, el efecto de este alivio dependerá de diversos factores como el volumen de los saldos acumulados, las condiciones particulares de cada comercializador y la volatilidad futura de los precios de la energía. Aun así, tanto la medida en sí misma como los comentarios presentados por otros agentes, generan una expectativa razonable de que proporcionará un beneficio importante.

Así mismo, es relevante destacar que, aunque existen riesgos inherentes al trato diferenciado, el proyecto tiene un carácter temporal (menor a un año) y su aplicación es condicional, beneficiando únicamente a los comercializadores que mantengan saldos acumulados. Esto implica que los riesgos potenciales disminuirán progresivamente a medida que los comercializadores recuperen la totalidad de sus saldos. Dicho diseño regulatorio asegura que los riesgos no se amplifiquen ni se prolonguen de forma injustificada, lo que refuerza la proporcionalidad de la medida.

Por lo tanto, esta Superintendencia considera que los beneficios esperados de la medida superarían tanto la ventaja competitiva temporal derivada del trato diferenciado, como el eventual aumento en el riesgo sistémico asociado a la nueva fórmula para el cálculo del Valor de Energía en Bolsa (que aplicaría únicamente a los comercializadores que atiendan a usuarios finales regulados y tengan saldos pendientes de recuperación por la aplicación de la opción tarifaria.

4.1.2.5. Conclusiones

Con base en las consideraciones expuestas, esta Superintendencia concluye que el trato diferenciado que introduce el proyecto se encontraría justificado. La intervención persigue un objetivo constitucionalmente admisible, como es garantizar la estabilidad financiera del mercado de energía, asegurando la continuidad del servicio y corrigiendo las distorsiones en el mercado causadas por las medidas temporales adoptadas durante la pandemia. Además, la iniciativa resultaría adecuada ya que el efecto razonablemente esperado de incluir la variable Mc en el cálculo del Valor de Energía en Bolsa (), es aliviar la presión sobre el flujo de caja de los comercializadores beneficiados. Adicionalmente, la medida respondería a la necesidad de mitigar los problemas financieros reales y significativos que enfrentan los comercializadores que aún tienen saldos acumulados derivados de la opción tarifaria, los cuales podrían comprometer su capacidad para cumplir con sus obligaciones en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Por último, la medida no resultaría manifiestamente desproporcionada, dado que los beneficios esperados, en términos de mayor liquidez y estabilidad del sistema, superan los riesgos potenciales, especialmente considerando su carácter temporal y condicional.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:

- Ampliar la justificación relacionada con la necesidad de la medida, fundamentándola con cifras y datos actualizados.

- Considerar la necesidad de estimar el valor del alivio financiero que generaría el proyecto, así como su impacto real en la salud financiera de cada comercializador, teniendo en cuenta los datos actuales del mercado.

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

Cordialmente,

INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO
Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. Esta Superintendencia formuló requerimiento de información al regulador, solicitando que se precisara el proyecto de acto administrativo sobre el cual se estaría solicitando el trámite de abogacía de la competencia. La CREG remitió respuesta mediante comunicación radicada con el No. 24-373747-4 el pasado 10 de septiembre de 2024.

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

3. “Por la cual se modifican algunas disposiciones en materia de garantías y pagos anticipados de los agentes participantes en el Mercado de Energía Mayorista”. Modificado por las resoluciones CREG 087 de 2006, 013 de 2010, 158 de 2011, 043 de 2012, 184 de 2015 y 031 de 2021.

4. “Por la cual se establece una opción tarifaria para definir los costos máximos de prestación del servicio que podrán ser trasladados a los usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional”.

5. “Por la cual se adoptan medidas transitorias sobre los mecanismos de cubrimiento para las transacciones del mercado de energía mayorista”. Mediante la Resolución 101-024 de 2023, se amplió el ámbito de aplicación a todos aquellos agentes que desarrollen la actividad de comercialización de energía eléctrica y que, al momento de entrar en vigencia la resolución, atendieran usuarios finales regulados; y se extendió su vigencia hasta el 30 de abril de 2024. A continuación, la Resolución CREG 101-037 de 2024 amplió la vigencia nuevamente hasta el 31 de julio de 2024.

6. En los considerandos de dicha resolución, se manifestó que “como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta normativa no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre la presente resolución.”

7. CREG. DOCUMENTO CREG 901 037 - RECUPERACIÓN DE LOS SALDOS ACUMULADOS DE LA OPCIÓN TARIFARIA EN ENERGÍA ELÉCTRICA. 2023. Página 5. “La CREG, de conformidad con sus funciones de ley que le permiten establecer cambios graduales en las tarifas para minimizar el impacto de fuertes variaciones, estableció una “opción tarifaria” que consiste en permitir que un comercializador modere las variaciones en las tarifas a los usuarios del mercado de comercialización en el que desarrolla su actividad trasladando, de manera controlada, los aumentos en el CU. Bajo este esquema el comercializador va “prestando” al conjunto de usuarios del mercado la diferencia entre lo que se encuentra autorizado a cobrar y el valor inferior cobrado”.

8. Modificado por el artículo 2 de la Resolución CREG 101 031 de 2022.

9. La Resolución CREG 119 de 2007 define la variable  como el costo promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el MEM en el mes  con destino al mercado regulado.

10. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-373747. Pág. 14.

11. La Resolución CREG 101-016 de 2023 tuvo inicialmente una vigencia hasta el 30 de septiembre de 2023. Posteriormente, la Resolución CREG 101-024 de 2023 extendió dicha vigencia hasta el 30 de abril de 2024, y, finalmente, la Resolución CREG 101-037 de 2024 la amplió nuevamente hasta el 31 de julio de 2024.

12. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-373747. Pág. 13.

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

14. Superintendencia de Industria y Comercio. Concepto de abogacía de la competencia No. 21-347433. Reiterado en el concepto de abogacía de la competencia No. 23-334346, 24-259117, y 24-282757.

15. OCDE. Competition Assessment Toolkit: Volume 3. Operational Manual. 2019. Págs. 41 y 42.

16. Corte Constitucional. Sentencias C-398 de 1995 y C-615 de 2002.

17. Corte Constitucional. Sentencias C-624 de 1998, C-332 de 2000, C-392 de 2007 y C-830 de 2010.

18. Corte Constitucional. Sentencia C-186 de 2022.

19. Corte Constitucional. Sentencias C-741 de 2003 y C-565 de 2017.

20. Corte Constitucional. Sentencia C- 254 de 1996.

21. “La CREG, de conformidad con sus funciones de ley que le permiten establecer cambios graduales en las tarifas para minimizar el impacto de fuertes variaciones, estableció una “opción tarifaria” que consiste en permitir que un comercializador modere las variaciones en las tarifas a los usuarios del mercado de comercialización en el que desarrolla su actividad trasladando, de manera controlada, los aumentos en el CU. Bajo este esquema el comercializador va “prestando” al conjunto de usuarios del mercado la diferencia entre lo que se encuentra autorizado a cobrar y el valor inferior cobrado”. D – 901 037 DE 2023 – RECUPERACIÓN DE LOS SALDOS ACUMULADOS DE LA OPCIÓN TARIFARIA EN ENERGÍA ELÉCTRICA.

22. DOCUMENTO CREG – 901 044. 18 DE DICIEMBRE DE 2023. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA. Pág. 7.

23. Modificada por la Resolución 60 de 2019 y la Resolución 51 de 2009.

24. Artículo 1 de la Resolución 140 de 2017.

25. XM, Sinergox. Precio de bolsa y escasez. Disponible en: https://www.xm.com.co/transacciones/cargo-por-confiabilidad/precio-de-bolsa-y-escasez

26. XM. Precio de bolsa y escasez. Disponible en: https://www.xm.com.co/transacciones/cargo-por-confiabilidad/precio-de-bolsa-y-escasez

27. XM. Precio de bolsa y escasez. Disponible en: https://www.xm.com.co/transacciones/cargo-por-confiabilidad/precio-de-bolsa-y-escasez.

28. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-373747. Pág. 9.

29. CREG. Documento 901 037 del 24 de noviembre de 2023. Recuperación de los saldos acumulados de la opción tarifaria en energía eléctrica. Disponible en: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_028_2023/Documento%20Soporte%20CREG%20901%20037%20de%202023.pdf.

30. Ídem.

31. En el documento soporte del proyecto, no se incluyen cifras actualizadas sobre los saldos acumulados por los comercializadores. Esta limitación podría influir en la evaluación del impacto de la medida propuesta y en la comprensión de las condiciones actuales de los comercializadores en el MEM.

32. Corte Constitucional. Sentencia C-615 de 2002. Continúa el fallo: “La proporcionalidad en este caso hace alusión a que la medida no resulte excesiva frente a la finalidad buscada, de manera que sacrifique innecesariamente derechos y garantías de los particulares, llegando a afectar su núcleo esencial y aun afectando el interés público”.

33. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-373747. Pág. 12.