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Resolución 126 de 2020 CREG

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RESOLUCION 126 DE 2020

(junio 19)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Por la cual se resuelve una solicitud de revocatoria directa interpuesta en contra de la Resolución CREG 044 de 2020

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013 y,

CONSIDERANDO:

I. Antecedentes:

Mediante la Resolución CREG 034 del 1 de abril de 2019 se publicó el proyecto de resolución de consulta “Por medio de la cual se hacen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995, CREG 121 de 1998, CREG 062 de 2000 y CREG 034 de 2001 y se establecen otras disposiciones”. El término otorgado para recibir observaciones o sugerencias fue el de veinte (20) días hábiles.

El 13 de mayo de 2019, se llevó a cabo en las instalaciones de la CREG el “Taller Resolución CREG 034 de 2019”, el cual se convocó por medio de la Circular 033 del 2 de mayo de 2019.

A través de la Resolución CREG 100 del 30 de agosto de 2019 se publicó el proyecto de resolución de consulta “Por medio de la cual se proponen modificaciones a las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 063 de 2000 y se establecen otras disposiciones”. El término otorgado para recibir observaciones o sugerencias fue el de veinte (20) días hábiles.

El 2 de octubre de 2019, se llevó a cabo en las instalaciones de la CREG el “Taller Resolución CREG 100 de 2019”, el cual se convocó a través de la Circular 081 del 26 de septiembre de 2019.

En los plazos establecidos para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre las propuestas publicadas.

Mediante la Resolución 044 del 4 de abril de 2020, la Comisión modificó las Resoluciones CREG 024 de 1995, CREG 121 de 1998 y CREG 034 de 2001 y se establecieron otras disposiciones.

El 23 de abril de 2020, mediante radicado interno CREG No. E-2020-003702, el representante legal de TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P en adelante -TEBSA S.A. E.S.P- solicitó la revocatoria directa de la Resolución CREG 044 de 2020 y en subsidio la suspensión de la entrada en vigencia de la referida resolución.

II. Fundamentos de la solicitud de revocatoria directa

El representante legal de la empresa TEBSA S.A. E.S.P sustenta su solicitud en los siguientes términos:

“(...)

Consideraciones

1. TEBSA es el mayor agente térmico que opera con gas afectado, por cuanto, lideró y ha soportado con cerca del 50% de contratación, la terminal de regasificación, que ha probado y superado los beneficios estimados en su momento, en cuanto a la reducción de costo de restricciones, en reemplazo de líquidos y evitar racionamientos ante altos requerimientos de generación de energía de las plantas a gas que se abastecen de esta terminal. Adicionalmente, TEBSA ha soportado ocasionalmente con parte de su capacidad contratada de almacenamiento y regasificación la operación de la Refinería de Cartagena S.A.S.- REFICAR; sin dejar de mencionar, que este soporte coincidió con un momento de alto requerimiento de generación de TEBSA ante la indisponibilidad de dos líneas de 500 Kv por causas externas a la normal operación, y más recientemente, soportado los requerimientos de generación térmica para la correcta atención de la demanda durante el verano 2019-2020.

2. Como muy bien conoce usted y la Comisión, TEBSA para respaldar las obligaciones de energía firme y cumplir con los plazos establecidos por la regulación para la entrega oportuna de los contratos correspondientes, suscribió en espera de la construcción de la terminal, contratos de gas que han viabilizado sendos campos de gas, de los cuales se beneficia hoy el resto de la demanda, incluida la competencia directa de TEBSA. Estos contratos tienen una duración hasta el año 2022 y se deben a la suscripción de contratos de transporte por 7 años (tiempo mínimo definido por el transportador por viabilidad financiera) para viabilizar a su vez, dos gasoductos que de manera amplia y mayoritaria ha estado pagando TEBSA por cuatro años, cuando la expectativa del pago de las primas (valor fijo determinado por Promigas para el pago del transporte asociado) correspondientes al momento de la suscripción, era máximo de un año, plazo que no se ha cumplido por no haberse a la fecha aprobado para Promigas el ajuste de los cargos por transporte desde hace más de 5 años.

3. La ejecución de estos contratos en firme de gas natural en virtud de la Resolución CREG 044, conllevan a la inviabilidad financiera de TEBSA, por cuenta de la imposibilidad de recuperar el costo de estos, cuando la modalidad contractual en firme exigida por la CREG difiere de la que se encuentra dispuesta a reconocer, y representa un cambio a posteriori de los riesgos analizados e interiorizados al momento de la firma de los mismos.

4. De mantener la CREG la Resolución CREG 044, se generaría un grave impacto en el suministro eléctrico de la Costa Caribe y del país en general al poner en riesgo la viabilidad financiera de la tecnología de generación térmica de ciclo combinado que constituyen los activos de generación térmica más eficientes, y en particular de TEBSA, necesarios para atender la demanda ante la ocurrencia de fenómenos de hidrología crítica o de Niño.

Fundamentos de la Revocatoria Directa de la Resolución CREG No. 044.

(...)

Como se mencionó en el acápite anterior y se acreditará a lo largo de este documento, la aplicación de la Resolución CREG 044, es manifiestamente opuesta a los artículos 333 y 365 de la Constitución Política, así como de los artículos 34, 98 y 87.4 de la Ley 142 y 6, 12, 23, 43 y 44 de la Ley 143 de 1994, y causa un agravio injustificado a TEBSA, razones por las cuales la misma debe ser revocada por la CREG, al cumplirse la causales 1 y 3 del artículo 93 del C.P.A.C.A. antes referenciadas.

Procedencia de la petición de revocatoria directa de la Resolución CREG No. 044.

La Resolución No. 044, es un acto de carácter general y abstracto frente al cual cualquier persona, en este caso TEBSA, está habilitado para solicitar su revocatoria directa ante la administración en caso de que se presente alguna de las causales mencionadas en el artículo 93 del C.P.A.C.A.

En el presente caso, por tratarse de un acto de carácter general frente al cual no procede recurso alguno, no hay lugar a la aplicación del artículo 94 del C.P.A.CA, referente a que no procede la revocatoria directa del acto por la causal primera, “cuando el peticionario haya interpuesto los recursos de que dichos actos sean susceptibles”, así como que tampoco, se ha configurado la caducidad del medio de control judicial, en tanto el medio de control de nulidad puede ser interpuesto en cualquier tiempo mientras el acto administrativo se encuentre vigente.

Marco Normativo que soporta la solicitud de Revocatoria Directa de la Resolución No. 044.

III. Configuración de la causal 1. Manifiesta oposición a la Constitución Política y a la Ley.

a) Violación del régimen de libre competencia

La Resolución CREG 044 de 2020, es una norma que atenta contra el Régimen Especial de Libre Competencia establecido en el artículo 333 (...) de la Constitución Política, en la Ley 142 y 143 de 1994, así como también vulnera el principio de libre competencia que rige la expedición de regulación ex - ante por parte de las comisiones de regulación en el marco de las mismas normas, además de atentar contra el interés público.

Es importante anotar que la expedición de normas que atenten contra el funcionamiento concurrencial del mercado por fuera del marco y los principios establecidos en la Ley 142 y 143 de 1994, constituyen en sí, una infracción del Régimen General de Libre Competencia, como en su momento lo decidió la Superintendencia de Industria y Comercio en la Resolución 25036 de 2014:

"En efecto, como se señalará más adelante, la UAESP, la EAB, Aguas de Bogotá y las personas naturales investigadas, desplegaron conductas que resultaron en un bloqueo para que los competidores legítimamente interesados y facultados legalmente para prestar el servicio público de aseo en Bogotá, pudieran hacerlo.

Dentro de estas conductas se incluyen: i) los diversos actos y contratos firmados por las Entidades investigadas en los que se decretaba que únicamente las empresas autorizadas por el Distrito Capital de Bogotá podían prestar el servicio público de aseo en la ciudad (...)

De esta forma, las entidades investigadas adoptaron un régimen de prestación directa y exclusiva por parte del Distrito sin que se cumplieran los requisitos legales para ello, lo cual no solo se aparta de lo establecido en el artículo 6 de la Ley 14 de 1994, sino además resulta en una infracción del artículo 1 de la Ley 155 de 1959."

Está bastante decantado en la jurisprudencia y doctrina el esquema de libre competencia, el cual se fundamenta en el principio de igualdad reconocido en los artículos 13 de la Constitución Política y 23 de la Ley 142 de 1994. Este principio conlleva al principio de neutralidad en la prestación de los servicios, el cual requiere que el Estado se abstenga de establecer regulación discriminatoria o que atente contra la independencia del prestador del servicio. Cualquier limitación a las anteriores debe corresponder a una medida pro-competitiva como se desprende de la lectura literal de las facultades otorgadas a las comisiones de regulación.

En el presente caso, se ha presentado la siguiente situación:

- La falta de planeación, articulación y coordinación por parte de las entidades estatales, ha generado que exista una falla en el mercado, consistente en las restricciones del sistema de transmisión nacional STN y STR, conforme al cual no existe suficiente capacidad para transportar energía desde el interior del país a la Costa Caribe, lo que hace necesario que parte de la demanda de la región, sea proveída por plantas de generación ubicadas en la Costa Atlántica. Además, existen limitaciones en la capacidad de transformación en la región, motivo por el cual, los generadores térmicos deben despachar constantemente mediante el esquema de generaciones de seguridad o fuera de mérito, para evitar cortes de energía en el área cuando el precio de bolsa es inferior a sus costos marginales de producción, el cual es remunerado bajo los precios regulados de reconciliaciones positivas, según las Resoluciones CREG 034, 038, 094 y 099 de 2001, y sus modificaciones o complementarias.

La generación de energía eléctrica tiene una relación vertical con el mercado mayorista de gas natural, puesto que este combustible representa una opción viable y eficiente de abastecimiento de combustible para la generación térmica. La planeación de la adquisición de este insumo parte de la base que existe un ingreso regulado en las actividades aguas abajo, en esencia el precio de escasez y el precio de las reconciliaciones. En esa medida, bajo un esquema de ingresos regulados el incentivo de los competidores en el mercado es reducir sus costos y ser más eficientes en la prestación del servicio para aumentar su competitividad.

- Por ello, la contratación de estos insumos debe tener en cuenta al menos las siguientes consideraciones:

I. Incertidumbre en cuanto al despacho de la planta (volumen de energía que se debe entregar), y que debe estar en condiciones de poder entregar el 100% de su capacidad instalada en cualquier momento;

II. En el escenario del precio de escasez, existe incertidumbre del momento en el cual deberán entrar a operar los generadores térmicos, puesto que sus obligaciones de energía en firme sólo se hacen exigibles cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación, sin embargo, si son llamados a operar deben hacerlo, por lo cual deben suscribir acuerdos marco de largo plazo con condiciones en firme;

III. Las generaciones de seguridad no son estables, puesto que: a) La capacidad de la red de transmisión ha aumentado por lo cual la generación por seguridad ha disminuido, y b) existen otros generadores térmicos a gas, carbón y líquidos e hidráulicos instalados en la región Caribe que pueden atender la demanda por lo cual la oferta eficiente de precio es fundamental en un mercado competitivo como se evidencia aún más desde marzo de 2019.

De igual manera, existen eventos intempestivos como las fallas en la red de transmisión y subtransmisión y variaciones relevantes de la demanda proyectada para cada día, que inciden en la volatilidad de la generación requerida diaria. En el caso específico de TEBSA se han soportado más de 10,000 variaciones diarias del programa de generación en los últimos 4 años.

Por todo lo anterior, en la actualidad existen incentivos en el mercado que hacen que el precio de reconciliaciones reconocido a los térmicos este sujeto a presión competitiva. De otra parte, el Precio de Oferta está controlado por los dos hechos antes mencionados: la presión competitiva de otros generadores térmicos e hidráulicos que pueden ser llamados en los despachos por seguridad y a la vez, porque los mismos cada vez son menores en tanto la capacidad de transmisión de la red aumenta.

Ahora bien, la Resolución CREG 044 obligaría a los agentes del mercado a incurrir en las conductas prohibidas en los artículos 43 de la Ley 143 de 1994, y 34 y 98 de la Ley 142 de 1994, puesto que los obliga a ofrecer precios y operar por debajo de costos, lo cual es una conducta abiertamente ilegal, sin perjuicio de representar una expropiación sobre una actividad económica, puesto que en todos los regímenes de regulación a los generadores se les reconocen sus costos más una utilidad razonable.

Obligar a los generadores a trabajar por debajo de sus costos y a pérdida, conociendo de antemano la exigencia y marco regulatorio de contratación de gas natural, representa una violación por parte de la CREG del esquema constitucional de prestación de estos servicios puesto que llevará a que los mismos solo puedan ser prestados por el Estado, modelo que ya se demostró fallido (Corte Constitucional. Sentencia C-032 de 2017), pero que además contradice el modelo de prestación de servicios públicos diseñado por la Constitución Política y las Leyes 142 y 143.

En efecto, el emparejamiento de los Contratos de Suministro de Combustible y de los Contratos de Transporte de Combustible, como está planteado en la Resolución CREG 044, no está estableciendo un parámetro para el reconocimiento de los precios, lo cual debió ser analizado, más cuando los contratos y sus términos no son comparables entre sí, puesto que:

- Existen contratos de corto y largo plazo, los cuales, como consecuencia natural de los costos de transacción, afectan el precio final de cada uno.

- Varían las cantidades disponibles en cada uno, lo cual, de nuevo como reflejo de los costos de transacción, afectan el precio final de cada uno.

- Las fechas y en consecuencia las condiciones de mercado mayorista de gas, en que se suscribieron son diferentes por lo cual sus condiciones no son comparables.

La ubicación de los campos productores son diversas por lo que no es posible asociar la capacidad y el costo de transporte sin tener en cuenta los distintos puntos de entrega.

- La Creg eliminó la compensación en los contratos, que ha acentuado el problema para las térmicas. Dado que el despacho de estas plantas es incierto e inclusive volátil durante el día, debería considerarse la viabilidad de establecer para las térmicas, períodos de compensación para manejar el riesgo de consumo, o incluso considerar para las térmicas un contrato pague lo consumido.

En esa medida, pretender enlistarlos conforme a una variable, es antitécnico puesto que no refleja las condiciones reales en las cuales se suscribió cada contrato, ni la capacidad real y necesidades de abastecerse de estas fuentes para poder ofrecer al mercado la totalidad de la capacidad de la planta de generación que en cualquier momento puede ser requerida por el Centro Nacional de Despacho-CND, en mayor o menor grado de generación.

En efecto, si el ejercicio se limita a la variable precio, se desconoce que dicho precio no es al cual podrá operar el generador térmico, puesto que la cantidad de dicho contrato puede o no ser la necesaria para generar en dicho periodo. En esa medida el indicador de eficiencia en el mercado debería diseñarse teniendo en cuenta otras variables puesto, como ya se ha dicho, este indicador obligará a operar a pérdidas a los generadores térmicos.

Un efecto adicional, es que la nueva regulación representa una barrera artificial para entrar al mercado de generación (y un desincentivo a contratar gas doméstico), toda vez que, al disminuir el ingreso a un nivel por debajo de los costos, en la práctica no existirá ningún nuevo participante en el mercado, lo cual es en sí mismo contradictorio con todas las finalidades establecidas en la Ley.

Con todo lo anterior, la Resolución CREG 044 establecería la obligación de operar por debajo de los costos, conducta prohibida por las leyes 142 y 143 de 1994. Esto además significa que la CREG crearía una barrera de entrada al mercado, puesto que los ingresos no permitirían que los agentes recuperen los costos de generación.

b) Potencial nulidad de la Resolución CREG 044 por flagrante desconocimiento de las normas en que debió fundarse.

Aunado a lo antes expuesto, es claro que la regulación de la CREG desconoce las normas fundamentales de la prestación de los servicios públicos en Colombia, de lo que se deriva un vicio de nulidad claramente demostrable ante la jurisdicción contenciosa administrativa.

Específicamente, consideramos que se desconocen los principios de eficiencia y sostenibilidad económica de la prestación de los servicios públicos, sumado a la sostenibilidad ambiental exigida en casos de generación eléctrica con base en recursos naturales no renovables.

Desconocimiento de los principios de eficiencia y sostenibilidad económica

Tanto la Ley 142 de 1994, como la Ley 143 del mismo año, contemplan como principio rector de la prestación de los servicios públicos domiciliarios la sostenibilidad y suficiencia financiera de la misma.

Así, se encuentra que el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 define este principio como la garantía a los distintos actores del servicio -como son los generadores- de la "recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento".

Similar disposición se contempla para el caso particular del sistema eléctrico nacional, cuando el artículo 44 de la Ley 143 de 1994 dispone que:

(...)

Frente a estas disposiciones, es necesario destacar que el citado artículo 87.4 fue objeto de revisión por parte de la Corte Constitucional la cual, en Sentencia C-150 de 2003 y que contó con ponencia del Magistrado Manuel José Cepeda Espinosa, declaró la exequibilidad de la norma. Así, en dicha sentencia se hicieron importantes precisiones sobre la necesidad de garantizar la remuneración de costos e inversiones que garanticen la prestación y mejoramiento del servicio en el largo plazo, siendo contrario a la Constitución Política exigir al prestador privado su sacrificio a través de la participación en un mercado que le impida la recuperación de dichos costos e inversiones.

Explicó la Corte Constitucional que la norma "protege el interés de los usuarios en la medida en que se establecen condiciones para que la prestación sea sostenible en el largo plazo, para que cuenten con adecuados niveles de calidad", cosa que se logra a través de una concepción de la eficiencia como una mejoría continua del servicio.

Evidentemente y en referencia al caso concreto, una prestación de calidad del servicio exige como primera condición que la oferta esté en capacidad de satisfacer la demanda del mercado de la Costa Caribe. Sin embargo y como se expondrá en la siguiente sección, la regulación de la CREG atenta el interés público de dicha región, en tanto amenaza la suficiencia de la referida oferta en la medida en que prefiere y da ventajas competitivas ilegales a la generación hidráulica, desconociendo que la capacidad de transporte hacia el mercado de la Costa Caribe no es suficiente y exige generación in situ, generación, que por las condiciones hidrológicas de la región, sólo es posible hacerla de manera eficiente y suficiente principalmente mediante termoeléctricas.

En igual sentido, debe destacarse que la Corte Constitucional, en la ya citada sentencia, llamó la atención respecto a que en desarrollo de la garantía constitucional de prestación de los servicios públicos, el principio de libertad de la iniciativa privada -también de rango constitucional- y la libertad de configuración del legislador, a través de las Leyes 142 y 143 de 1994, se permitió la participación del sector privado en el sector de los servicios públicos domiciliarios, cosa que exige la preservación de un ambiente de competencia que permita la obtención de utilidades, siempre que se opere de manera eficiente y sin que haya una exposición a riesgos diferentes a los propios de un mercado abierto. Precisamente, en dicha sentencia se afirmó que:

"La autorización que contiene la Carta para que los particulares puedan prestar los servicios públicos en desarrollo del derecho a la iniciativa privada, supone la posibilidad de que los particulares obtengan por medio de dicha actividad los efectos que motivan tal iniciativa privada, uno de los cuales es la obtención de utilidad, siempre que ésta sea la propia de un mercado competitivo, en los términos previstos en la Constitución, y no la que se genera en condiciones ineficientes, como sucede cuando la provisión monopólico u oligopólica carece de un adecuado ejercicio de lo función de regulación.

Por ello, el criterio que fija el legislador para que las respectivas comisiones de regulación determinen el factor para cuantificar la remuneración del patrimonio de los accionistas, toma como referencia la utilidad que podría obtener una empresa similar en una situación de mercado competitivo y sujeta a los riesgos propios de su actividad. (....).

En este orden de ideas, el criterio que establece el legislador consiste en que la fórmula tarifaria que fijen las respectivas comisiones de regulación cuente con unas características tales que para un inversionista sea "igualmente" atractivo e “igualmente" riesgoso invertir en una empresa prestadora de servicios públicos sujeta a la regulación estatal o en una de similares características, pero en condiciones eficientes de libre competencia." (Negrillas y subrayado fuera del texto original).

Es clara entonces la improcedencia de que la CREG a través de la Resolución CREG 044, elimine de tajo el principio de libre competencia que irradia la prestación de los servicios públicos domiciliarios y, en su lugar, pretenda exigir un sacrificio irracional de los generadores térmicos de tecnología de ciclo combinado de la Costa Caribe. Esto no solo representa una violación del mandato del artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994, sino también del artículo 365 Constitucional.

Así se expuso en la mencionada sentencia al explicar que:

"si la norma dispusiera un factor de remuneración del patrimonio inferior al del mercado, la empresa privada no se vería motivada a participar de esta actividad, con lo cual la prescripción del artículo 365 de la Carta, en el sentido de que los particulares podrán prestar los servicios públicos, carecería de aplicación real."

Finalmente, el citado artículo 87.4 dispone que la remuneración a los distintos actores debe permitir utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios. Sin embargo, la Resolución CREG 044 hace todo lo contrario: no garantiza la suficiencia de la oferta eléctrica en la Costa Caribe ni para el país, dada la afectación que tendría sobre el parque de generación termoeléctrica y, más grave aún, ni siquiera cumple con el objetivo de lograr una generación más económica en la medida en que prefiere contratos de suministro más flexibles (y por ende más costosos).

Esta situación contraría claramente el mandato de la mencionada norma, al igual que el de la Corte Constitucional. En la ya citada sentencia, se explica que la remuneración a los diferentes actores del mercado debe motivar la innovación y la eficiencia; sin embargo, es claro que en el caso concreto la regulación propende por fines totalmente opuestos.

En conclusión, es evidente que la Resolución CREG 044 contradice normas fundamentales del régimen de prestación de servicios públicos domiciliarios previsto en la Constitución y la ley, al afectar la eficiencia económica y viabilidad financiera de los agentes, generando barreras de entrada al mercado a nuevos agentes en detrimento del interés público, derivándose de ello un vicio de nulidad.

Desconocimiento del principio de sostenibilidad ambiental

Así mismo, es un mandato legal el que, sin poner en peligro la efectiva prestación de los servicios públicos, ésta se realice con la mayor eficiencia y menor impacto ambiental posibles.

Habiéndose hecho claridad en el sentido que la generación termoeléctrica es necesaria para satisfacer la demanda energética en la Costa Caribe, y que por insuficiencia de la capacidad de transporte es actualmente inviable reemplazarla por generación hidráulica con origen en el centro del país, se encuentra que la alternativa más sostenible con la que se cuenta en la actualidad es la utilización de plantas de ciclo combinado. Así mismo dichas plantas de tecnología de ciclo combinado, son esenciales para la atención de la demanda de la totalidad del país cuando se presentan situaciones críticas de fenómeno de Niño, y son esenciales en la confiabilidad del abastecimiento energético de La Nación.

Es así como al aprovecharse el vapor generado en las turbinas a gas, se logran eficiencias energéticas cercanas al 50%, lo que redunda en un menor impacto ambiental y menor costo de producción, todo a través de una mayor generación de kilovatios de energía eléctrica por cada unidad de combustible utilizada. Se trata entonces de la implementación de una tecnología que desarrolla a cabalidad el mandato contenido en el artículo 12 de la Ley 143 de 1994, cuando dispone que en la planeación del SIN se buscará que los proyectos "sean técnica, ambiental y económicamente viables y que la demanda sea satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos."

En igual sentido, representa la puesta en práctica del principio de adaptabilidad establecido en el artículo 6o de la misma Ley 143 de 1994, el cual dispone que los diferentes actores propenderán por "la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico."

Ahora bien, como hemos venido señalando, la regulación propuesta tiene efectos totalmente contrarios a los mandatos de la Ley 143 de 1994. Esto en la medida en que lejos de propender por una utilización más eficiente de los recursos naturales no renovables, desincentiva el uso de tecnologías de punta como son los ciclos combinados.

En sí mismo, esto representa un vicio de nulidad del acto administrativo, dado el frontal desconocimiento de una norma en la que debió fundarse. Ahora bien, la situación se ve agravada al verificarse que implicaría también un desconocimiento de derechos e intereses colectivos susceptibles de protección a través de acciones populares, como son el medio ambiente sano, la prestación eficiente de los servicios públicos y la utilización adecuada de los recursos públicos, sin olvidar la libre competencia a la que también se le reconoce el rango de interés colectivo susceptible de protección judicial.

Se tiene entonces que esto, además de exponer a la CREG a eventuales acciones populares y la responsabilidad fiscal y disciplinaria que de ellas se derive, implica un frontal desconocimiento de una norma esencial del régimen de servicios públicos domiciliarios y, por ende, un vicio de nulidad del acto administrativo.

Confianza legítima en la adjudicación de obligaciones de energía en firme y desconocimiento de los actos propios

Finalmente, se llama la atención respecto a que la Resolución CREG 044 contradice los propios actos del Estado, al haber promovido en el mes de febrero del año anterior la subasta para la asignación de obligaciones de energía en firme del cargo por confiabilidad (OEF), en la cual se adjudicaron OEF a plantas de ciclo combinado e, incluso, a un proyecto de reconversión a cierre de ciclo. Se trata entonces de un actuar contrario a la confianza legítima en los actos de la administración, lo que además de cuestionable desde un punto de vista de señales dadas al mercado, puede ser jurídicamente censurado y generar el derecho a reparaciones económicas.

Precisamente, el principio de confianza legítima ha sido reiteradamente reconocido tanto por la jurisprudencia de la Corte Constitucional como del Consejo de Estado, indicándose que implica "que el ciudadano debe poder evolucionar en un medio jurídico estable y previsible, en cual pueda confiar", sumado al que la confianza legítima, previene a las autoridades y a los particulares a "mantener una coherencia en sus actuaciones, un respeto por los compromisos a los que se han obligado y una garantía de estabilidad y durabilidad de la situación que objetivamente permita esperar el cumplimiento de las reglas propias del tráfico jurídico".

Resulta entonces censurable, haber asignado OEF a generadores térmicos bajo unas condiciones regulatorias determinadas, para ahora cambiarlas.

Similar situación se da con los contratos de suministro y transporte antes mencionados, los cuales fueron suscritos y negociados por los generadores bajo el presupuesto de que habría una estabilidad en la regulación emitida por la CREG; incluso, se llama la atención respecto a que fue la misma regulación de la Comisión la que previó la suscripción de estos contratos de suministro en firme. Sin embargo, es claro que la propuesta normativa en cuestión rompe con la confianza legítima que se tenía en esa estabilidad, resulta incoherente y, para el caso particular de dichos contratos, puede generar la imposición de multas por terminación anticipada o incumplimiento, las cuales serían un daño antijurídico susceptible de reclamo en los términos del artículo 90 Constitucional.

Violación de normas de procedimiento

De conformidad con el artículo 2.2.2.30.3. del Decreto 1074 de 2015, deberán informarse a la Superintendencia de Industria y Comercio los proyectos de regulación que puedan tener incidencia sobre la libre competencia.

Conforme a esta misma disposición, se entiende que un acto administrativo tiene dicha incidencia cuando el mismo, independientemente de su objetivo legal o constitucional:

1. “Tenga por objeto o pueda tener como efecto limitar el número o variedad de competidores en uno o varios mercados; y/o

2. Imponga conductas a empresas o consumidores o modifique las condiciones en las cuales serán exigibles obligaciones previamente impuestas por la ley o un acto administrativo, cuando el acto tenga por objeto o pueda tener como efecto limitar la capacidad de las empresas para competir, reducir sus incentivos para competir, o limitar la libre elección o información disponible para los consumidores, en uno o varios mercados relevantes relacionados.”

La Resolución CREG 044 no cumple con los requisitos necesarios contemplados en el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015 para considerarse exento del deber de informar a esta entidad; teniendo en cuenta el contenido de la misma, no es posible que la respuesta al conjunto de las preguntas centrales contenidas en el cuestionario hubiese resultado negativa. Como consecuencia de esto, la CREG no estaba facultada para concluir que el acto no representaba una restricción indebida a la competencia, ni tampoco de prescindir de su deber de informar a la Superintendencia de Industria y Comercio, como lo establece el artículo 2.2.2.30.6. del Decreto 1074 de 2015. Por el contrario, como se ha visto anteriormente, la Resolución CREG 044 no solo tiene como efecto limitar la capacidad de las empresas para competir, sino que la regulación en si misma, constituye una infracción a las normas de derecho de la competencia que regulan el sector.

Así las cosas, la norma contiene un vicio de procedimiento que acarrea su nulidad.

Teniendo en cuenta lo anterior, de conformidad con lo establecido en el artículo 137 de la Ley 1437 de 2011, por el cual se considerarán nulos los actos administrativos "cuando hayan sido expedidos con infracción de las normas en que deberían fundarse, o sin competencia, o en forma irregular", debe concluirse que no se cumplieron los requisitos formales necesarios para expedir la Resolución CREG 044, y por ende, la misma está viciada de nulidad.

IV. Configuración de la causal 3. Agravio injustificado a las generadoras Térmicas como TEBSA.

Violación del artículo 23 a) y 44 de la Ley Eléctrica

Imposibilidad de recuperar el costo de contratación de combustible

(...)

Lo anterior por cuanto la aplicación de las medidas establecidas en la Resolución CREG 044 de 2020 en conjunto con las normas establecidas en materia de contratación de gas natural, impiden claramente que las plantas térmicas a gas recuperen sus gastos de administración, operación y mantenimiento, por las razones que a continuación se detallan:

Coordinación de la regulación de gas natural y energía expedida por la CREG.

La CREG ha establecido para: El sector gas natural:

a) Las modalidades de contratación de gas natural permitidas por la regulación CREG son las siguientes:

I. De Interrupciones. Contrato que no establece a priori compromisos de compra o venta de gas, sin embargo, ante la nominación de cantidades, estas se convierten en firme diario.

II. Firme Diario. Contrato que establece el pago de la cantidad contratada diaria se debe pagar se consuma o no se consuma.

III. Los contratos C1 y C2. Contratos que establecen un componente fijo equivalente a un porcentaje de la cantidad máxima y un derecho del comprador a ejercer el porcentaje restante únicamente para su consumo y no para reventa. Componente fijo que implica la cantidad firme diaria, que se debe pagar se consuma o no.

b) La Comisión no contempla dentro de las modalidades de contratación la alternativa de “Pague lo consumido.”

El Mercado de energía Mayorista

I. Que los generadores diariamente se someten a los requerimientos de despacho del CND, donde:

- El CND envía un despacho de generación el día anterior, con el cual el generador gestiona y nomina el gas natural requerido, causando una obligación de consumirlo al día siguiente, en virtud de las modalidades establecidas por la CREG, utilizando los contratos firmes suscritos con anterioridad, contratos firmes diarios adicionales y/o nomine cantidades de contratos de interrupciones, por cuya cantidad se convierte en firme diario, si los requerimientos de gas para atender el despacho lo amerita.

- Durante el día de generación (llamado en el sector gas, “Día de Gas”), El CND en virtud del comportamiento de la demanda y el estado de la red, puede aumentar en cualquier hora los requerimientos de generación del agente térmico a gas natural (al igual que con otros generadores). Esto causa que se requiera más gas natural nominado de sus contratos vigentes o gestionar compras adicionales.

Sin embargo, es posible también, y pasa con frecuencia que una(s) hora(s) después reciba una instrucción de reducir la generación, pero el contrato en firme persiste y el agente debe honrarlo en las cantidades contratadas.

El CND puede, en virtud del comportamiento de la demanda y el estado de la red, reducir en cualquier hora los requerimientos de generación del agente térmico a gas natural (al igual que con otros generadores). Esto causa que se requiera menos gas natural nominado de sus contratos vigentes o gestionar compras adicionales.

Lo anterior, significa que el agente térmico a gas natural, en virtud de las modalidades establecidas por la CREG, se vea expuesto a pagar una cantidad de gas que no corresponde a la cantidad consumida, por cuanto debe pagar las cantidades contratadas en firme de contratos de largo plazo y las que haya requerido por el despacho inicial o los requerimientos adicionales durante el día de operación o de gas.

Particularmente para el ciclo combinado de TEBSA, al menos 6 horas de cada día recibe variaciones al despacho o requerimiento de generación, con lo cual, el ciclo combinado tiene un 25% de probabilidad de tener que pagar una cantidad de gas que no corresponde a la cantidad consumida.

La CREG establece igualmente que se pague solo la cantidad consumida y ordenando los contratos en términos de precios de menor a mayor, desconociendo que puede existir un contrato de mayor precio con costo fijo de transporte, que puede no tener otro contrato de menor precio.

Adicionalmente, y no obstante plantea que se reporten los costos incurridos en el día anterior, y que al finalizar el mes se envíen las facturas de suministro y transporte de gas natural correspondiente, mantiene que la remuneración de la generación por restricciones fuera de mérito sea al mínimo entre el precio de oferta y el valor a remunerar con base en los costos declarados, con lo cual, se promueve que el agente oferte por debajo de sus costos, si desea generar.

Partiendo de que en virtud de las modalidades de contratación de gas natural que la regulación contempla, el agente térmico debe contar con la contratación en firme para respaldar las obligaciones de energía en firme, debe propender por generar y amortizar las cantidades de gas contradas en esta modalidad, estaría ofertando un precio que contribuya a ello, aun cuando sea para minimizar la pérdida incurrida por las cantidades de gas natural que, si bien debe pagar, la regulación no le reconocería.

(...)

Valoración de inventario

La CREG establece en la Resolución CREG 044 de 2020:

“Para el caso de combustibles líquidos (Metodología 2), el costo de suministro declarado deberá corresponder al promedio ponderado por las cantidades de combustible recibidos durante el mes que se liquida (Interviene en la valoración del inventario).

Si durante el mes que se liquida no se tienen compras de combustibles, se tomará la información del último mes en el que se haya recibido combustible.”

Con lo cual, la comisión:

I. Está desincentivando contar con un inventario suficiente, y en su lugar propender por un inventario mínimo ajustado a las cantidades promedio mes que se estimen consumir, con el agravante que de llegarse a requerir de manera abrupta mayor generación de estas unidades, esté en riesgo de reabastecerse oportunamente.

II. Esta desconociendo el costo del inventario anterior que se pueda consumir posterior a una nueva compra, lo que claramente obligaría al generador a operar a pérdida.

III. Está la Comisión interviniendo en la valoración del inventario y desconociendo el costo del inventario inicial del mes, por cuanto, plantea que el precio a reportar solo debe corresponder a las compras realizadas durante el mes correspondiente.

Así las cosas, si bien la CREG al expedir la Resolución CREG 044 ejerció sus facultades regulatorias no puede dejarse de lado que el acto administrativo causa un agravio injustificado a TEBSA, en tanto que sin justificación alguna y en detrimento de los intereses de la empresa, no reconoce las condiciones reales de generación de la planta y los costos de operación de la misma, conllevando a que la actividad de generación desconozca los principios de suficiencia y viabilidad financiera reconocidos en la constitución y en la ley.

Peticiones

Con fundamento en lo expuesto, respetuosamente solicito a la CREG:

1. REVOCAR la Resolución CREG 044 de 2020, expedida por la CREG, de conformidad con el numeral 1 del artículo 93 del C.P.A.C.A, como quiera que es manifiestamente contraria a los artículos 333 y 365 de Constitución Política, así como de los artículos 34, 98 y 87.4 de la Ley 142 y 6, 12, 23, 43 y 44 de la Ley 143 de 1994; y

2. REVOCAR la Resolución CREG 044 de 2020, expedida por la CREG, de conformidad con el numeral 3 del artículo 93 del C.P.A.C.A, como quiera causa un agravio injustificado a TEBSA y a las demás generadoras térmicas del país.

SUBSIDIARIAMENTE, solicito respetuosamente a la CREG que proceda a la suspensión de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 044, hasta tanto se aclaren y modifiquen los aspectos señalados a lo largo de esta comunicación para ajustar dicha Resolución a la Constitución y la Ley, y que adicionalmente, se aclaren los siguientes aspectos:

1. Frente al CAPÍTULO II. AJUSTES DECLARACIÓN DE COSTOS DE COMBUSTIBLES (Artículos del 9 al 10 de la Resolución CREG 044 de 2020):

La Resolución incluye la definición de “Contrato de suministro/transporte de ocasión”, la cual no está contenida en las resoluciones CREG que regulan el sector gas, CREG 114 de 2017, lo cual se presta para confusiones en la terminología que utiliza el Gestor del Mercado de Gas con los agentes para cumplir con la operación. Igualmente, no es comprensible, y tampoco lo explica el documento soporte, por qué se diferencian los contratos con fechas, anteriores o posteriores al Contrato de Suministro Principal, entendiéndose este con el cual se respaldan las OEF, que para nuestro caso es Gas Natural Importado (Artículo 9o) y fue reportado a la CREG según lo establecido en la resolución CREG 062 de 2013 (OPACGNI) y las que la modifican y complementan.

a) De acuerdo con la metodología para estimar el valor a incluir en el reporte de costos de suministro y transporte de combustibles, para empresas que tienen un portafolio amplio de contratos, entre los que se encuentran los contratos de largo plazo que fueron firmados y registrados antes del Contrato de Suministro Principal, no es claro cómo realizar el ordenamiento de las cantidades de menor a mayor precio, logrando un balance entre Suministro y Transporte, debido a que el Contrato de Transporte que se menciona en la Resolución, no es consecuente con los tipos de contratos que se pueden conseguir en el mercado y puede haber diferentes contratos por fuente y con parejas de cargos distintos.

b) En el caso que el agente aplique a contratos de “ocasión”, es preciso considerar que los agentes pueden estar expuestos a condiciones de mercado ajenas que pueden llevar a que el precio del combustible alcance altos costos como ya se ha presentado; por lo tanto, no es prudente colocar techos a los precios de los contratos de “ocasión”, sabiendo de antemano que el soporte es la factura que tendrá como mecanismo de pago.

c) No está claro qué sucederá con los reportes que se realizan diariamente con el combustible consumido, específicamente en días en los que se realicen pruebas por unidad. O cuando para el mismo día hay generación en mérito y generación fuera de mérito, ¿Se debe desagregar a prorrata el combustible por cada tipo de generación? ¿Qué prioridad en el orden se debe dar a la asignación de combustible, se entiende que la de mérito es la más económica por la concepción del mercado?

d) A pesar de que se entiende el interés de mitigar el riesgo cambiario por TRM en los reportes de los costos de combustible, no se establece una metodología para la determinación de la TRM a utilizar diariamente. Lo anterior, considerando que la liquidación de los contratos de combustible normalmente se realiza con un valor de TRM que únicamente puede determinarse al finalizar el mes.

e) Adicionalmente sería importante que esta Resolución contemple propuestas regulatorias para la terminación o modificación de contratos, sin penalidad para los agentes térmicos, con el fin de revisar las modalidades contractuales que sean acordes con estas propuestas (Pague lo Nominado) y no como estaban clasificados en la resolución CREG 114 de 2017 (obligación firme, páguelo o consúmalo).

f) Se entiende que diariamente se debe enviar un reporte de precio, pero los contratos tienen condiciones mensuales, por lo tanto, al finalizar el mes se debe enviar una ponderación mensual de la información, que sería diferente a los valores reportados diariamente.

g) Con respecto al reporte de Facturación de la reconciliación positiva, no es claro la fecha límite de envío ni tampoco la información que se debe incluir.

h) De la metodología para determinar los costos de combustible, se observa que no se incluyen los costos financieros de combustibles que presentan inventario, lo que no representaría los costos reales del mismo, generando esto detrimento para los agentes.

i) Es necesario fijar correctamente los tiempos de reporte de la información mensual, debido a que mensualmente se hacen conciliaciones de inventarios con los proveedores que se deberían incluirse en estos reportes.

j) No se entiende claramente la razón por la cual a pesar de que la Resolución pretende conocer el detalle de los costos de combustible, la fórmula para determinar el Precio de Reconciliación sigue tomando el mínimo con respecto al cálculo y el precio de oferta, lo cual es contrario a la intención de cancelar los costos incurridos, tal como dice el documento soporte.

k) Consideramos de gran relevancia que, si XM tendrá acceso a los detalles de la facturación de combustibles de los agentes, se tengan previos acuerdos de confidencialidad de la información entregada y que esta no sea sujeta a publicación.

l) Se hace importante que este dinero de Reconciliación Positiva, tal como obedece a la factura que se paga por el suministro y transporte de combustible, el cual debe ser remitido a dichos proveedores, no se encuentre sujeto a descuentos por tasas, contribuciones o cualquier otro impuesto, dado que es el resultado de una cuenta por pagar que de lo contrario no cerrarían los balances y el equilibrio económico, o en su defecto, la CREG incluya dichos factores en la formulación especifica que permita que el agente reciba el dinero completo para pagar dichas facturas.

c) Frente a la Auditoría

a) Consideramos importante que al regular los aspectos de la auditoria, específicamente en el inicio de la aplicación de las mismas, esta sea posterior a la implementación de la nueva metodología, esto con el fin de evitar cálculos retroactivos o reportes de información en formatos que no se conocían previamente, tal como ha sucedido en ocasiones anteriores, donde la Auditoria es retroactiva, pero con información no conocida previamente.

b) Es importante aclarar cuál sería la periodicidad de realización de dicha auditoria y si es posible elaborar una metodología estándar, con el fin de automatizar el proceso y estructurar la información requerida. Igualmente, los costos que esta representa deberán incluirse en la remuneración del mes respectivo.

c) Es importante definir variables como el Heat Rate, debido a que el valor de referencia teórico es el que se obtiene de las pruebas. Sin embargo, éste no es constante y depende de la operación diaria, así como, de condiciones internas o externas que afectan el rendimiento. Al momento de la realización de las auditorías, este factor podría ser un causal de diferencias en la información revisada

d) Se desconoce el costo de la auditoría en mención y, si dentro del alcance de la misma se auditarán también los procesos de XM, para el procesamiento de la información aquí solicitada y para la determinación de unidades para la operación. (...)”

2. ANÁLISIS DEL RECURSO

a. Requisitos de Procedibilidad

La jurisprudencia del Honorable Consejo de Estado ha definido la institución de la revocatoria directa como una de las modalidades de desaparición de los actos administrativos, mediante la cual la administración decide de oficio, o a petición de parte, retirar del ordenamiento jurídico un acto administrativo anterior.

Dentro del ámbito del Derecho Administrativo representa una de las formas de autotutela, en la medida en que proviene de la misma administración, como consecuencia del examen de sus propias decisiones, en sede administrativa.

Sin embargo, no es posible concebir tal institución jurídica sin un marco legal determinante de los motivos que dan lugar a la aplicación de la figura, pues lo contrario conllevaría a una inseguridad jurídica e inestabilidad del ordenamiento.

A este respecto, el artículo 93 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo consagra:

“Los actos administrativos deberán ser revocados por las mismas autoridades que los hayan expedido o por sus inmediatos superiores jerárquicos o funcionales, de oficio o a solicitud de parte, en cualquiera de los siguientes casos:

1. Cuando sea manifiesta su oposición a la Constitución Política o a la Ley.

2. Cuando no estén conformes con el interés público o social, o atenten contra él.

3. Cuando con ellos se cause agravio injustificado a una persona.”

En tal sentido, la figura de la revocatoria directa sólo opera por las causales taxativamente señaladas en la Ley.

Adicionalmente, en cuanto a la improcedencia y oportunidad de la revocación directa de los actos administrativos, el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo señala:

“Artículo 94. –Improcedencia. La revocación directa de los actos administrativos a solicitud de parte no procederá por la causal del numeral 1o del artículo anterior, cuando el peticionario haya interpuesto los recursos de que dichos actos sean susceptibles, ni en relación con los cuales haya operado la caducidad para su control judicial.

Artículo 95. –Oportunidad. La revocación directa de los actos administrativos podrá cumplirse aun cuando se haya acudido ante la jurisdicción de lo contencioso administrativo, siempre que no se haya notificado auto admisorio de la demanda. (...)”

En tal contexto, a partir de la naturaleza del acto administrativo, es decir, un acto de carácter general y abstracto frente al cual no procede recurso alguno, cualquier persona se encuentra habilitada para solicitar su revocatoria cuando considere que se presenta alguna de las causales establecidas en el mencionado artículo 93 del CPACA, por lo cual la petición presentada es procedente.

b. Análisis de las argumentaciones que sustentan la solicitud

Las causales invocadas serán analizadas a partir de las argumentaciones expuestas por el peticionario y el marco legal y regulatorio que es aplicable.

1. Contenido de la Resolución CREG 044 de 2020

Las decisiones adoptadas en la Resolución CREG 044 de 2009, se materializaron modificando las resoluciones CREG 024 de 1995, CREG 121 de 1998 y CREG 034 de 2001, y estableciendo algunas disposiciones relacionadas con auditorías de costos y cantidades declaradas.

Del contenido del documento CREG-025, que soporta la Resolución CREG 044 de 2020, se destaca, en el numeral 1 “Antecedentes”, lo siguiente:

“(...)

Teniendo en cuenta la relevancia que han adquirido los costos de las restricciones en la tarifa al usuario final, la CREG publicó para comentarios las Resoluciones 034 de 2019 y 100 de 2019. En los documentos soporte de las citadas normas, D-022 de 2019 y D-063 de 2019, respectivamente, se identifican que las principales razones por las cuales se presentan dichos costos son: i) falta de infraestructura, ii) disponibilidad de activos de transporte, iii) reglas operativas, iv) cambios en demanda y v) características de las plantas de generación, ver Ilustración 1

(...)

Por tanto, nos encontramos frente a un problema en donde los costos de las restricciones se generan por la confluencia de múltiples procesos, en donde el valor total de las restricciones es diferente a la suma de los costos individuales de cada uno los procesos que conllevan a las restricciones, es decir, la suma de los costos individuales que se generan por cada uno de los procesos que afectan las restricciones es diferente a costos totales, teniendo en cuenta todos los efectos al mismo momento, tal como se presenta en la operación.

Lo anterior es lo que podríamos denominar procesos relacionados, dado que se tienen varios procesos que comparten los costos de las restricciones, y para obtener la contribución de cada uno de los procesos, se requiere mirar la contribución de cada uno y después en el conjunto, establecer una metodología aproximada de contribución de cada uno a los costos totales, para establecer un proxy de la contribución de cada proceso.

Razón por la cual, se encuentra que lo más conveniente es que, una vez identificados los procesos relacionados con las restricciones, se defina una estrategia que permita dar las señales para mejorar en cada uno de estos procesos, sin depender de la valoración individual para definir sus ajustes.

Teniendo en cuenta lo anterior, la CREG ha identificado los ajustes que se deben implementar en diferentes horizontes de tiempo, ver Ilustración 2

(...)” (Subrayas fuera del texto)

De lo expuesto, la Comisión identificó como necesarios implementar ajustes que corresponden a cambios estructurales en el mediano y largo plazo y, cambios operativos en el mediano y corto plazo.

En la Resolución CREG 044 de 2020, se establecieron ajustes operativos de corto plazo, desde el lado de la oferta, que pretenden mejorar los procesos que tienen efecto sobre el costo de las restricciones, los cuales corresponden a la declaración de los costos de combustible y las pruebas de generación por unidades.

a. Declaración de los costos de combustible

La Resolución CREG 055 de 1994, en su artículo 6 [1], establece sobre los precios de oferta para participar en la Bolsa de Energía que deben corresponder a los costos variables del generador.

La regulación sobre la remuneración de los costos de generación por reconciliación positiva, que corresponde a la generación despachada fuera de mérito para atender criterios eléctricos de un área, se encuentra definida en la Resolución CREG 034 de 2001, para las plantas de generación hidráulicas y térmicas.

En esa Resolución CREG 034 de 2001, a partir de lo determinado en la Resolución CREG 055 de 1994, se señaló que en caso de que el sistema requiera una generación de seguridad fuera de mérito, dicha generación se pagará al menor precio entre el precio de oferta del generador (parte del hecho de que el precio de oferta es libre, y constituye el precio al cual está dispuesto a generar el agente en cada una de sus plantas), y los costos variables en que incurre el generador para producir la energía requerida por seguridad del sistema.

De esta forma, para las plantas hidráulicas, lo que establece la regla es que se le remunera al precio de bolsa, cuando el nivel del embalse se encuentre por debajo del nivel de probabilidad de vertimiento (NPV[2]) y, en caso de que el nivel del embalse se encuentre por encima del NPV, la remuneración se hará con valor de la componente OCV (otros costos variables), que corresponde a la suma del: Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad (CERE), Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI), regulación secundaria de frecuencia -Automatic Generation Control, AGC- y Ley 99 de 1993.

Para remuneración de las plantas térmicas, se calculan los costos variables de operación (CV), que resultan de la suma de:

- CSC (Costos de Suministro)

- CTC (Costos de Transporte)

- OCV (Otros costos variables = CERE + FAZNI + AGC + Ley 99 de 1993)

- COM (Costos de operación y mantenimiento)

- PAR (Precio de arranque y parada)

En este punto, resulta pertinente señalar que la norma establecía que las variables de costos de suministro de combustible (CSC) y costos de transporte de combustible (CTC) se reportaban cada viernes para la operación de la semana siguiente.

Los otros costos variables (OCV) corresponden a costos liquidados por el administrador del mercado, teniendo en cuenta las obligaciones que tienen los generadores de recaudarlos.

Los costos de operación y mantenimiento fueron definidos por el regulador a partir de los costos típicos según tecnología, y los costos de arranque-parada (PAR) se reportan trimestralmente por los agentes generadores con plantas térmicas.

El cambio que introduce la Resolución CREG 044 de 2020, buscando incorporar los desarrollos del mercado de gas natural, en donde los tiempos de transacción son más cercanos a la operación, por la flexibilidad que se tiene en los contratos que allí se transan, se resume en que ahora la declaración de los contratos del mercado primario y secundario de suministro y transporte de gas natural vigentes para la operación, se hará al otro día de la operación, es decir, el generador térmico cambia de realizar una declaración ex ante a la operación (7 días) a realizarla al día siguiente ex post.

Este cambio busca demás, eliminar el riesgo para el generador de declarar costos por debajo de los realmente incurridos y, para la demanda, de pagar costos superiores a los realmente incurridos.

b. Pruebas de generación por unidades

Las pruebas de generación, solicitadas por agentes generadores, se encuentran reglamentadas en la Resolución CREG 121 de 1998, en donde se estableció que, cuando una planta está conformada por varias unidades y sale a prueba una de dichas unidades, se consideraba en prueba toda la planta.

El cambio que introduce la Resolución CREG 044 de 2020, en síntesis, consiste en que, cuando una planta compuesta por varias unidades saque a pruebas una de sus unidades, se considere en prueba solamente esa unidad, y el resto de las unidades de la planta se le consideren en las mismas condiciones de cualquier planta que oferta en el sistema. Lo anterior buscando optimizar el sistema y disminuir posibles riesgos que se pueden presentar en la operación del SIN.

Es importante considerar que, cuando una planta se declara en pruebas, dependiendo el tipo de pruebas, el Centro Nacional de Despacho (Operador del Sistema), no la considera para efectos de atender de forma segura y confiable la demanda requerida por los usuarios, en función de que dichas pruebas no garantizan la operación continua de las plantas.

Expuesto, el contexto y las medidas de corto plazo que se establecieron en la Resolución CREG 044 de 2020, se procede a analizar los argumentos planteados por el peticionario, en donde sustenta cada una de las causales invocadas.

2. Causal 1. Cuando sea manifiesta su oposición a la Constitución Política o a la Ley.

A. Violación del régimen de libre competencia.

El representante de la prestadora señala que la expedición de normas que atenten contra el funcionamiento concurrencial del mercado por fuera del marco y los principios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994, constituyen en sí, una infracción del Régimen General de Libre Competencia.

Al respecto, resulta pertinente señalar que, el derecho a la libre competencia económica garantiza en esencia a los agentes de un mercado, la posibilidad de concurrir al mismo, en disputa con los demás, con el fin de ofrecer y vender bienes o servicios, y de establecer y mantener una clientela. Dicho principio no es absoluto, sino que, como lo establece el propio artículo 333 de la Constitución Política, es un derecho de todos, que supone responsabilidades.

Las decisiones adoptadas en la Resolución CREG 044 de 2020, no establecen límites o restricciones para que los agentes generadores puedan acceder al Mercado Mayorista de Energía a ofrecer y vender su energía, así como tampoco para establecer y mantener la clientela.

Esta resolución no modificó las condiciones de libre competencia que rigen las principales transacciones del Mercado Mayorista, como son las ventas en la Bolsa de Energía y los contratos de largo plazo. Por el contrario, lo que pretende es dar señales para mejorar los procesos que impactan los costos de las restricciones que se producen por la generación fuera de mérito.

La Resolución CREG 044 de 2020 no desconoce el derecho a que cualquier interesado realice la actividad de generación, ni estableció limitaciones o restricciones que imposibiliten la realización de tal actividad. Esta Resolución, se reitera, lo que busca mejorar los procesos que impactan los costos de las restricciones que se producen por la generación fuera de mérito, y no definir cuáles son los costos que se tendrán en cuenta para la remuneración de la generación por reconciliación positiva para las plantas térmicas, pues estos ya fueron discutidos y definidos desde la Resolución CREG 034 de 2001.

En efecto, el Consejo de Estado, en la providencia proferida en la Sección Primera, CP: Marco Antonio Velilla, Radicación número: 11001-03-24-000-2002-00070-01, fecha 23 de agosto de 2012, cuando se analizó la solicitud de nulidad de la Resolución CREG 034 de 2001 y sus modificatorias, señaló en lo pertinente:

“(...)

La Sala considera que deben hacerse algunas precisiones en cuanto al reproche planteado por el demandante en el sentido que: (i)en las normativas acusadas existe falta de proporcionalidad de las decisiones frente a los hechos que les sirven de causa y (ii) la Resolución CREG 0034 de 2001 no reconoció costos fijos con el argumento de que existen otros mecanismos en el mercado que permiten tal recuperación, pero no todas las plantas perciben ingresos por tales mecanismos, y ello puede llevar a pérdida a dichas empresas lo cual, a juicio del actor, es una medida desproporcionada, circunstancia que en el mediano y largo plazo colapsará la actividad de generación, por insuficiencia financiera de las empresas, afectando la prestación del servicio, como lo advierte el Contralor General de la república en el editorial de la Revista Economía Colombiana No. 285, de agosto de 2001, denominado “Muy cerca de Apagón”.

En primer lugar, como lo afirma la entidad demandada, el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, el riesgo inherente a la explotación del negocio de la electricidad debe ser asumido íntegramente por cada actor en el mercado, por lo cual no corresponde a la CREG garantizarlo.

En segundo lugar, desde la Resolución 055 de 1994 los generadores deben ofertar según sus costos variables, por lo cual es claro que el mercado fue diseñado en ese sentido y no para recuperar los costos fijos a través del precio de bolsa. Adicionalmente, como lo ha subrayado Borenstein, los costos fijos no forman parte del costo marginal y por tanto son irrelevantes para la empresa cuando adopta decisiones de corto plazo.[3]

De hecho, el diseño del mercado mayorista de energía incluyó las operaciones que se realizan en el mismo como los contratos de energía a largo plazo; los contratos de energía en la bolsa y la prestación de servicios asociados de generación de energía a la empresa de transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad. Además, está el Cargo por Capacidad[4], mediante el cual se remunera parcialmente los costos fijos, basado en costos de eficiencia y aportes de firmeza al sistema en condiciones de hidrología crítica.

Adicionalmente, en un mercado competitivo, no necesariamente toda la capacidad en una industria es suficiente para cubrir sus costos fijos en un mercado desregulado. Algunos generadores pueden tener que salir del mercado porque no son capaces de cubrir sus costos de operación. Ello puede ocurrir porque esos generadores no son lo suficientemente eficientes para ser viables en un mercado competitivo, o porque hay demasiada capacidad en el mercado y algunas empresas deben salir para que las demás puedan mantenerse en el mercado en un proceso competitivo de oferta y demanda[5].

(...)

En este orden de ideas encuentra la Sala que la decisión adoptada por la CREG no tenía por que considerar los costos fijos de los generadores y que, como lo ha demostrado el tiempo transcurrido y contrario a lo que predijeron el demandante y la Contraloría General de la República en el editorial de la Revista Economía Colombiana No. 285, de agosto de 2001, denominado “Muy cerca de Apagón” la actividad de generación no colapsó.” (Subrayas fuera de texto)

Con base en lo anterior, resulta claro que la discusión de cuáles son los costos que se deben incluir en la remuneración de la generación por reconciliación positiva ya se encuentra superada, y que no es este el escenario para discutirlos, dado que las modificaciones que se introdujeron en la Resolución CREG 044 de 2020 tienen un alcance diferente, el cual ya se ha explicado.

Adicionalmente, el peticionario señala que, conforme el esquema de libre competencia, el cual se fundamenta en el principio de igualdad, este último que conlleva el de neutralidad en la prestación de los servicios, el estado debe abstenerse de establecer regulación discriminatoria o que afecte la independencia del prestador del servicio.

Continúa destacando la forma como, en el presente caso, se presentan las restricciones y su forma de remuneración, la relación que tiene la generación de energía eléctrica y el mercado mayorista de gas natural, mencionando que en la contratación de estos insumos debe tenerse en cuenta la incertidumbre en cuanto al despacho de la planta, el momento en el cual deben entrar a operar (precio de escasez), la inestabilidad en la generación de seguridad y las fallas intempestivas en la red.

Que, por lo anterior, en la actualidad existen los incentivos en el mercado que hacen que el precio de reconciliaciones reconocido a los térmicos esté sujeto a presión competitiva, y que el precio de oferta está controlado por los dos hechos mencionados: la presión competitiva de otros generadores térmicos e hidráulicos que pueden ser llamados en los despachos por seguridad, y a la vez, porque los mismos son menores en tanto la capacidad de transmisión de la red aumenta.

También, señala que la Resolución CREG 044 de 2020, obliga a los agentes del mercado a ofrecer precios y operar por debajo de costos, incurriendo por ello en conductas prohibidas en los artículos 43 de la Ley 143 de 1994 y, 34 y 98 de la Ley 142 de 1994, sin perjuicio de que se configure una expropiación sobre una actividad económica y en una violación por parte de la CREG del esquema constitucional de prestación de servicios públicos.

En cuanto a la existencia de regulación discriminatoria o que afecte la independencia del prestador, resulta pertinente precisar que, la Comisión no hizo uso de su facultad de adoptar reglas de comportamiento diferencial, al contrario, lo que hizo fue modificar la Resolución CREG 034 de 2001, frente a la forma de reportar costos a quienes previamente se habían determinado como obligados a realizarlo.

Las condiciones establecidas en mencionada Resolución CREG 044 de 2020 no afectan el principio de neutralidad que, tal como se señaló en la Ley 143 de 1994, “dentro de las mismas condiciones, un tratamiento igual para los usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas de su condición social o de las condiciones y características técnicas de la prestación del servicio.”, dado que es necesario que exista un tratamiento diferente frente a iguales, situación que no se presenta en el presente caso.

En el mencionado acto administrativo se modificaron algunas reglas que habían sido concebidas desde los años 1995, 1998 y 2001, aplicables de manera uniforme a quienes participan en el mercado de energía eléctrica.

La remuneración de los costos de generación por reconciliación positiva, para quienes realicen la actividad de generación hidráulica o térmica, se encuentra definida en la Resolución CREG 034 de 2001. La Resolución CREG 044 de 2020, lo que dispuso frente a dos componentes de los costos variables CSC y CST (definidos en la Resolución CREG 034 de 2001) en el caso de los generadores térmicos, es que se declaren al día siguiente de la operación, sin imponer alguna carga excepcional o diferente.

Por ello, no es posible aceptar, como lo afirma el representante de la empresa TEBSA S.A. E.S.P., que la regulación dispuso alguna norma discriminatoria en la Resolución CREG 044 de 2020.

Ahora bien, en cuanto a que la Resolución CREG 044 de 2020 obliga a los generadores a operar por debajo de costos y a pérdida, resulta pertinente realizar el siguiente contexto:

A. La modificación que realiza la Resolución CREG 044 de 2020, implica que los agentes, para calcular los valores a declarar, como costos de suministro y transporte de combustibles, puede aplicar dos metodologías determinar dichos costos, considerando la forma en que llegan los combustibles a su planta. De esta forma, se mantienen los principios establecidos en la resolución CREG 034 de 2001, que indican que:

- El agente es quién tiene la responsabilidad de calcular y reportar el valor de los costos en que incurre para prestar el servicio de generación de seguridad.

- Cuando se hace referencia a los costos que le es posible sustentar, se hace referencia a los costos reales en los que incurre el agente utilizando los contratos disponibles y despachados de menor valor.

Para aplicar las dos metodologías de suministro señaladas en la resolución CREG 044 de 2020, se considera:

Metodología 1. Aplicable a plantas cuyos combustibles no tienen posibilidad (económica) de almacenamiento, tales como el gas natural. El agente, para declarar las variables CSC y CTC, debería considerar los precios que corresponden a las cantidades nominadas hasta alcanzar la cantidad utilizada, iniciando con la cantidad nominada de menor precio.

Metodología 2. Aplicable a combustibles que tienen posibilidad de almacenamiento, tales como carbón mineral, diesel, fuel oil y gas natural importado. El agente, para declarar las variables CSC y CTC, debería considerar el precio correspondiente al promedio ponderado por cantidad de los productos recibidos en la planta durante el mes.

Las metodologías anteriores establecen referencias para que sean utilizadas por los agentes para sustentar los costos en que incurre para generar, los cuales se conocen después del mes de operación, dado que la facturación por el vendedor del combustible se hace posterior al mes de consumo, siendo esta última liquidación realizada en fecha posterior a las fechas en las que se liquidan las transacciones en el mercado eléctrico. Razón por la cual, las metodologías prevén que los agentes hagan una declaración preliminar con los costos de combustibles que estiman y, posteriormente, actualicen dicha declaración con la información de los precios realmente facturados (ajustados por cambios en TRM principalmente), con lo cual se adelanta la liquidación definitiva de los valores a pagar al agente generador.

B. Ingresos de los generadores térmicos.

En Colombia, el Mercado de Energía Mayorista, MEM, es el mercado de grandes bloques de energía, en donde participan los compradores (generalmente comercializadores) y los vendedores (generalmente generadores).

Según lo establecido en las Resoluciones CREG 024 y 025 de 1995, y CREG 071 de 2006, los generadores derivan sus ingresos de la participación en el mercado, en los diferentes escenarios de transacción y, prestando servicios adicionales para los cuales la regulación ha definido esquemas de mercado o administrados para su remuneración.

Los conceptos que se liquidan en el mercado, de donde tal como se expuso, obtienen su ingreso los generadores, son los siguientes:

- Esquemas de mercado: Compra y venta de energía en contratos de largo plazo o en la Bolsa de Energía.

- Remuneración por confiabilidad: Participación en las subastas o los esquemas de asignación del Cargo por Confiabilidad, obteniendo una remuneración en función de las obligaciones de energía firme que adquieren.

- Generación de seguridad fuera de mérito: Se presenta cuando, si como consecuencia de su participación en el mercado de la Bolsa de Energía, las plantas no salen despachadas por no tener precio competitivo en una o varias horas del día, el operador del sistema las puede programar, para cubrir la generación de seguridad requerida para la atención de la demanda, originada en limitaciones eléctricas y operativas de la red.

La naturaleza de las transacciones y servicios que confluyen en el Mercado de Energía Mayorista permite identificar dos tipos de mercados, el Mercado de Energía y el Mercado de Confiabilidad.

Las características de cada uno de los tipos de mercado son las siguientes:

i. Mercado de Energía. En este mercado se hace referencia a la Bolsa de Energía y a los Contratos de Energía.

a. Bolsa de energía. Es el mecanismo de compra y venta de energía entre agentes que participan en el mercado, en un horizonte de corto plazo (1 día).

Para participar en este mercado, los agentes generadores deben declarar la energía disponible que tienen para el día siguiente, y ofertar el precio al cual están dispuestos a vender dicha energía. Con esta información, el operador del sistema realiza el despacho de generación, de tal forma que se atienda la demanda de todo el Sistema Interconectado Nacional.

Para la declaración de los generadores de la cantidad de energía disponible para el despacho, deben tener en cuenta el estado en que se encuentran sus plantas de generación, y el insumo (combustible, viento, sol, agua, entre otros) necesario para que, en caso de ser despachados, puedan cumplir con dicho despacho. Es decir, en el caso de las plantas hidráulicas, deben tener agua suficiente para generar lo que declaran disponible, y en el caso de las plantas térmicas, que se cuente con el suministro del combustible en la planta, según su operación (carbón, gas, ACPM, entre otros).

Para asegurar el suministro de combustibles, es necesario que los generadores realicen la contratación de su insumo, lo cual les permite declararse disponibles para el sistema y participar en el mercado de la Bolsa de Energía.

Con los precios y cantidades disponibles de cada planta de generación, el despacho de energía selecciona las plantas más económicas para atender la demanda en cada hora del día, lo que se denomina generación en mérito. El precio de la energía en cada hora corresponde a la oferta de la última planta requerida para atender la demanda (planta marginal). El precio de la energía es el que se paga a cada generador que quedó en el despacho.

b. Contratos de energía. Es el mecanismo de compra y venta de energía entre agentes. Mediante la venta en contratos, el generador le asegura el comprador el precio de la energía, la cual puede ser generada en sus propias plantas, o ser comprada en el mercado diario para honrar el contrato, según le sea más económico. Los contratos no aseguran entrega física. Son instrumentos de cobertura de precios, tanto para los compradores como para los vendedores.

ii.  Mercado por confiabilidad (Cargo por Confiabilidad). Corresponde al mercado en donde los generadores participan voluntariamente, ofreciendo el servicio de tener una energía disponible para el sistema, buscando asegurar que se cuente con la energía suficiente para atender la demanda en todo momento, aún en condiciones críticas en el sistema, generalmente asociadas con bajos aportes hidrológicos.

Para participar en este mercado, los agentes generadores deben contar con: i) el activo de generación; y, ii) los contratos que aseguren el suministro del combustible en la planta para generar en el momento en que el sistema los requiera.

La remuneración del Cargo por Confiabilidad se obtiene a partir de las asignaciones de obligaciones de energía firme, las cuales se pueden adquirir en uno de los siguientes mecanismos:

1) Participando en una subasta de sobre cerrado, en donde, quienes quieren participar, declaran la energía firme con la que están dispuestos a comprometerse, y el precio al cual está dispuesto a prestar el servicio de confiabilidad; o, 2) Mediante la asignación de obligaciones por mecanismo administrado, en donde, conforme la energía firme declarada por los agentes generadores, se asignan las obligaciones hasta cubrir la demanda en proporción a la energía firme declarada por todos los generadores existentes del sistema.

Una vez asignadas las obligaciones, diariamente se verifica que la planta esté disponible para el sistema, para lo cual debe contar con el combustible necesario para cumplir con dichas obligaciones. Si no se declara disponible para el despacho diario, pierde el derecho a recibir la remuneración del Cargo por Confiabilidad para el día en que no está disponible.

De acuerdo con lo anterior, podemos destacar que, para participar en la bolsa de energía y recibir remuneración del Cargo por Confiabilidad, el agente generador debe cumplir con dos requisitos fundamentales: i) contar con un activo de generación; y, ii) contar con el suministro del combustible para poder asegurar las cantidades que se compromete con la declaración.

Por tanto, la remuneración del servicio de confiabilidad, que resulta de las subastas realizadas para asignación de obligaciones de energía firme, y que es aceptada por las plantas de generación existentes en el momento de presentar su energía firme disponible para la asignación administrada, ya considera los costos en que incurren los agentes para declararse disponibles para cumplir con las obligaciones de energía firme que adquieren en dicho mercado de confiabilidad.

Las condiciones en que los agentes generadores contratan sus insumos (combustibles), no son definidas por la Comisión. La única condición que establece la regulación, como requisito para acceder al cargo por confiabilidad, es que el agente generador debe demostrar que el mecanismo de contratación que utilice para los insumos, le garanticen la disponibilidad de estos en el momento en que la planta sea llamada a cumplir con las obligaciones de energía firme[6].

Con base en lo anterior, podemos destacar que los ingresos que puede percibir un generador térmico, pueden originarse en el mercado de energía actuando como vendedor o comprador de energía; o suscribiendo contratos de energía en condiciones normales de funcionamiento del mercado, y otro en el mercado de confiabilidad, cuando actúa adquiriendo obligaciones de energía en firme, para lo cual debe tener los contratos que aseguren el suministro del combustible en la planta para generar en el momento en que el sistema esté en condiciones críticas.

Otra de las fuentes de ingreso de los generadores, es el que está asociado con la generación de seguridad fuera de mérito, para cubrir los requerimientos de generación del sistema, cuando se presentan restricciones, eléctricas u operativas, en la red de transporte de energía.

De esta forma, cuando las capacidades de las redes no son suficientes para transportar la energía de las plantas más económicas para atender la demanda, se dice que las generaciones de seguridad se asocian a restricciones eléctricas. Y cuando dicha generación se requiere para mantener condiciones operativas del sistema, tales como voltaje, frecuencia o estabilidad, entre otros, se entiende que la misma está asociada con restricciones operativas.

Ahora, cuando, como producto del proceso de despacho en el mercado de la Bolsa de Energía, la generación requerida para aliviar las restricciones del Sistema no se alcanza con plantas que se despachan en mérito (las de menor precio de oferta), se recurre a programar otras plantas que, habiéndose declarado disponibles para el despacho de la Bolsa, no alcanzaron a ser programadas para generar, por haber ofertado un precio alto en ese momento, proceso que se denomina Generación de Seguridad Fuera de Mérito.

Por ello, la Generación de Seguridad Fuera de Mérito no es posible establecerla antes del despacho, ni existe un mecanismo de mercado específico para asignarlas, sino que se programa después de que se conocen las condiciones de despacho de los generadores, como producto de la competencia en el mercado de corto plazo, al establecer cuál de la generación de seguridad requerida por el sistema no ha sido despachada en mérito.

Para ilustrar lo anterior, es importante considerar que, cuando hay abundancia de recurso hídrico, normalmente las plantas que resultan en mérito son las hidráulicas, que se ubican, en general, en lugares por fuera de la región Caribe. Por tanto, para atender la demanda en dicha región, se hace necesario programar generación ubicada allá, generalmente térmica, más costosa en ese momento, como generación de seguridad fuera de mérito.

Sin embargo, cuando se presenta escasez del recurso hídrico y la generación en mérito corresponde a plantas termoeléctricas, que buena parte de ellas se ubican en la región Caribe, la generación de seguridad requerida en dicha región se programa en mérito, y en cambio de esto, se requiere llevar energía a otras regiones del país, llegando incluso a programarse generación de seguridad fuera de mérito con plantas de generación hidráulicas.

Por tanto, la remuneración como seguridad fuera de mérito de una generación, es una condición que resulta de las condiciones del despacho diario, y no es una condición garantizada para ningún agente en particular, y como se señaló, no corresponde a un mercado específico para su asignación.

Adicionalmente, como bien se analiza en el documento soporte (Doc. Soporte 055) de la Resolución CREG 034 de 2001, la generación de seguridad fuera de mérito corresponde, en muchas ocasiones, a situaciones en las cuales no se presenta competencia para atender la demanda, dada la situación eléctrica del área, y por esta razón es que, en dicha resolución, se definió que su remuneración corresponde al menor valor entre la oferta que hizo el agente a la Bolsa de Energía (que es el precio al cual está dispuesto a vender la energía el generador), y los costos variables de la producción de la energía.

En cuanto al cálculo de los costos variables de producción de energía, según la Resolución CREG 034 de 2001, tal como ya se expuso, corresponden a los costos de suministro de combustible, transporte del combustible, operación y mantenimiento, arranque-parada, y los otros costos de mercado (costos cargo por confiabilidad, fondo zonas no interconectadas, aportes ambientales, regulación secundaria de frecuencia). En cuanto a los costos de combustible, corresponde a los costos variables en que incurre el agente para entregar la energía requerida por seguridad.

En la citada Resolución CREG 034 de 2001 se definió que a los agentes se les remunera la parte variable de los costos de suministro y transporte. Además, en el documento soporte de dicha resolución, se dice que “..., cada agente generador realiza una oferta de precios a la Bolsa de Energía que debería reflejar su estructura de costos variables”. Y en los considerandos de la citada norma se señala “Que se ha considerado que, al eliminar el riesgo de los agentes en términos de cobertura de costos, se elimina explícitamente la necesidad de incorporar la variable de percepción de riesgo de las ofertas de precio”.

Para establecer los costos de suministro y transporte de combustible en que incurría el agente, la Resolución CREG 034 de 2001 creó un procedimiento, en el cual cada agente generador declaraba, antes de la operación, los costos variables que esperaba tener para operar. Es importante considerar que, en el momento de expedición de la norma, el precio de suministro de gas para una buena parte de las plantas de generación térmica a gas era regulado por la CREG, razón por la cual, dicha norma limitaba el precio declarado, al precio determinado por la Comisión para dicho producto.

La Resolución CREG 044 de 2020, tal como se precisó anteriormente, cambia el momento en que se realiza dicha declaración y, establece unos parámetros para que los generadores determinen sus costos a declarar bajo la premisa de la Resolución CREG 034 de 2001, los cuales deben corresponder a aquellos en los que el generador incurre para generar, y que pueden ser sustentados.

Por tanto, la norma no hizo algún cambio en la remuneración de la generación de seguridad fuera de mérito, y solamente se limitó a establecer los parámetros para que cada generador, en función de sus contratos de gas (que hoy son libres), determinen los costos variables en que incurrió para el suministro y transporte del combustible utilizado para la generación, soportado en las facturas que se pagan.

Adicionalmente, resulta pertinente destacar que, las plantas Flores IV, Flores I, Tebsa, Termobarranquilla 3, Termobarranquilla 4, Termocandelaria I y Termocandelaria II, hacen parte del grupo térmico que está vinculado con la planta de regasificación ubicada en la región Caribe.

En la región Caribe, mientras se adelantan las obras de expansión de las redes de transmisión, se hace necesario despachar generación de seguridad. Sin embargo, dada la situación de la oferta de gas, varias de las plantas de generación térmica estaban migrando a operar con combustibles líquidos, conllevando a que los costos de operación y, por ende, la remuneración de la generación de seguridad, cuando se programaba fuera de mérito, se incrementaba sustancialmente.

Dado lo anterior, y teniendo en cuenta que la tecnología de gas natural líquido (GNL) se había desarrollado, permitiendo que dicho combustible se transará internacionalmente a precios inferiores a los combustibles líquidos, la CREG definió un mecanismo para que los generadores del caribe pudieran utilizar GNL, con beneficios para la demanda eléctrica.

En ese sentido, la CREG, mediante la Resolución CREG 062 de 2013, definió un esquema para la instalación de infraestructura de importación de gas natural líquido en la región Caribe, en donde la inversión por la construcción de dicha infraestructura es asumida por los beneficiarios de ella, es decir: i) los usuarios de energía eléctrica[7], por tener que pagar por un combustible de menor costo; y ii) los generadores que podrían utilizar dicha infraestructura para respaldar las obligaciones de energía firme del Cargo por Confiabilidad para la plantas térmicas del grupo térmico[8], tal como lo permitió la Resolución CREG 106 de 2011, modificada por la Resolución CREG 142 de 2014, a la cual se acogieron las plantas que hacen parte del grupo térmico.

De esta forma, dicha planta recibe una remuneración por la disponibilidad del servicio de regasificación, correspondiente a USD 40.750.000 anuales, asumidos directamente por la demanda eléctrica, y el resto de la inversión es asumida por los generadores que respaldan sus obligaciones de energía firme con gas de esa planta. Por tanto, su viabilidad se logró con el pago, por parte de la demanda eléctrica, de una parte importante de la inversión requerida para construirla, y así lo hará durante los primeros nueve años de operación[9], a través del componente de restricciones, y el resto lo está pagando indirectamente la demanda eléctrica, con el pago del servicio de confiabilidad, conforme las obligaciones de energía firme respaldadas por los generadores con el gas proveniente del mercado internacional que utiliza dicha infraestructura.

Habiendo precisado qué implica el cambio introducido en la Resolución CREG 044 de 2020, los mercados en donde es posible obtener ingresos por parte de los generadores térmicos, y el ingreso que se obtiene como consecuencia de una situación técnica, no es posible entender cómo el peticionario pueda concluir que se obligue a los generadores térmicos a operar por debajo de sus costos y a pérdida, y mucho menos que se vulneren los artículos 43 de la Ley 143 de 1994, y los artículos 24 y 98 de la Ley 142 de 1994.

Lo que se evidencia es el olvido por parte del representante de TEBSA S.A  E.S.P. de que los agentes generadores pueden vender en Bolsa o cubrir sus contratos sin importar el estado de la red, tal como lo establece la Resolución CREG 034 de 2001 y que, si sale asignado en el Despacho Ideal, cubre sus contratos con este Despacho. También omite los demás ingresos que puede recibir derivados de los compromisos que adquirió por confiabilidad, y los derivados del hecho de hacer parte del Grupo Térmico.

Se precisa entonces que lo anterior se refiere, por los argumentos expuestos por el solicitante, pero que el alcance de la Resolución CREG 044 de 2020, no se encuentra el de modificar los ingresos que se originan en el mercado de energía o de confiabilidad para los térmicos, sino que desarrolla las reglas establecidas en la Resolución CREG 034 de 2001, en relación con dos de los componentes variables (CSC y CST), sobre el momento en que se realiza la declaración de los costos de suministro y transporte, los cuales deben corresponder a aquellos en los que el generador incurre para generar, y que pueden ser sustentados.

Ahora bien, otra de las argumentaciones expuestas para soportar esta causal hace referencia a que el emparejamiento de los contratos de suministro y transporte no establece un parámetro para el reconocimiento de los precios, más aún cuando los contratos y sus términos no son comparables entre sí por su duración, cantidades, fechas y costos de transporte, es decir, tienen costos de transacción diferentes que afectan el precio final.

Además, precisa que la CREG eliminó la compensación de los contratos, que hace aún más grave la situación de las térmicas, por la naturaleza de su despacho, llevando a que sea necesario considerarse períodos de compensación y contratos pague lo consumido.

Concluyendo que, pretender enlistarlos en una sola variable precio, es antitécnico, pues desconoce que no corresponde con el que puede operar el generador térmico, creando una barrera artificial para entrar al mercado de generación, ya que no existiría algún interés de ingresar al mercado al tener que operar por debajo de costos.

Al respecto, resulta pertinente destacar el siguiente aparte del documento soporte de la Resolución CREG 044 de 2020:

“(...)

Metodología para la remuneración de los costos

En la propuesta presentada definida en la Resolución CREG 034 de 2019, se presentó una alternativa para definir los costos reconocidos de suministro y transporte a partir de los contratos reportados por los agentes, el día siguiente a la operación.

Sin embargo, a partir de los comentarios se identifica que en el SIN se tienen dos (2) formas del manejo de los combustibles con los cuales se opera. La primera, corresponde a los combustibles como el gas natural que pasa directamente del transporte a la planta, y la segunda, cuando el combustible llega de la fuente a los sitios de almacenamiento de la planta, donde posteriormente se toma el combustible para la operación.

Por otra parte, la propuesta de la Resolución CREG 034 de 2019 establecía que, con la información de contratos reportada por los agentes, el ASIC construía la función de oferta, organizando los contratos en orden de mérito, para establecer los contratos requeridos para cubrir el consumo de la planta, de tal forma que se tenían los precios de los contratos de combustibles respectivos.

Ahora, dicha metodología se encontró inconveniente por los riesgos en su aplicación, tanto para el agente como para el ASIC, que tendría que elaborar las parejas de suministro y transporte.

Teniendo en cuenta que el agente es quién tiene la responsabilidad de reportar el dato de los costos en que incurre para prestar el servicio de generación de seguridad, que los costos reales son los que incurre el agente utilizando los contratos disponibles de menor valor, y que existen dos (2) diferentes formas de manejar los combustibles, se proponen las siguientes metodologías:

Metodología 1. Aplica a combustibles que no tienen almacenamiento, tales como gas natural. El agente deberá declarar los precios que corresponden a las cantidades nominadas hasta alcanzar la cantidad utilizada, iniciando con la cantidad nominada de menor precio.

Metodología 2. Aplica a combustibles que tienen almacenamiento, tales como CM, DO, FO y GNI. El agente deberá declarar el precio correspondiente al promedio ponderado por cantidad de los productos recibidos durante el mes. (Subrayas fuera del texto)

(...)”

Con base en lo expuesto, se observa que, en la propuesta inicial la Comisión establecía que, con la información de contratos reportada por los agentes, el ASIC construía la función de oferta organizando los contratos en orden de mérito, para establecer los contratos requeridos para cubrir el consumo de la planta. Pero del análisis realizado a los comentarios recibidos en el período de consulta, se encontró inconveniente la aplicación de esa metodología.

Por lo anterior, se incluyeron dos nuevas metodologías, teniendo en cuenta que es el agente quién tiene la responsabilidad de reportar el dato de los costos en que incurre para prestar el servicio de generación de seguridad con base en sus contratos, que los costos reales son los que incurre el agente utilizando los contratos disponibles de menor valor, y que existen dos formas diferentes de manejar los combustibles.

En consecuencia, no es posible considerar que exista emparejamiento de contratos de suministro y transporte por parte de la CREG, como lo denomina el peticionario, pues quien tiene la responsabilidad de declarar el costo o los costos correspondientes es el mismo agente.

Por otra parte, como argumentos en los que sustenta la causal primera invocada, afirma el representante de la empresa generadora, que se presenta potencial nulidad de la Resolución CREG 044 de 2020, por el flagrante desconocimiento de las normas en que debió fundarse, específicamente los principios de eficiencia y sostenibilidad económica de la prestación de los servicios públicos en Colombia, sumado a la sostenibilidad ambiental exigida en casos de generación eléctrica con recursos renovables.

1. Principios de eficiencia y sostenibilidad económica.

El peticionario cita el artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, destacando que cuando el artículo 87.4 fue objeto de revisión por la Corte Constitucional en la Sentencia C-150 de 2003, se precisó sobre la necesidad de que la remuneración de costos e inversiones deben garantizar la prestación y mejoramiento del servicio en el largo plazo, siendo contrario a la Constitución Política exigir al prestador del servicio privado su sacrificio a través de la participación en un mercado que le impida la recuperación de dichos costos e inversiones.

De igual forma, destaca del contenido de la sentencia, que el desarrollo de la garantía de prestación de los servicios públicos, el principio de libertad de la iniciativa privada y la libertad de configuración del legislador, a través de las Leyes 142 y 143 de 1994, al permitir la participación del sector privado en el sector de los servicios públicos domiciliarios, que exige la preservación de un ambiente de competencia que permita la obtención de utilidades, siempre que se opere de manera eficiente y sin que haya una exposición a riesgos diferentes a los propios de un mercado abierto.

Que, por lo anterior, queda clara la improcedencia de que la CREG, a través de la Resolución CREG 044 de 2020, elimine de tajo la libre competencia, y en su lugar, pretenda un sacrificio irracional por parte de los generadores térmicos de ciclo combinado de la Costa Caribe.

Finalmente, señala que el artículo 87.4 dispone que la remuneración a los distintos actores debe permitir utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios, pero que, a pesar de ello, la Resolución CREG 044 de 2020 no garantiza la suficiencia de la oferta eléctrica en la Costa Caribe ni para el país, dada la afectación que tendría sobre el parque de generación termoeléctrica y, más aún, ni siquiera cumple con el objetivo de lograr una generación más económica en la medida en que prefiere contratos de suministro más flexibles (y por ende más costosos).

Al respecto, resulta pertinente precisar cuál es el alcance de los principios de eficiencia y sostenibilidad económica.

El artículo 87.4 de la Ley 142 de 1994 señala que por suficiencia financiera se entiende que las fórmulas de tarifas garantizarán la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios.

El Ley 143 de 1994, en su artículo 44 establece que “Por suficiencia financiera se entiende que las empresas eficientes tendrán garantizada la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, con el valor de las ventas de electricidad y el monto de los subsidios que reciban en compensación por atender a usuarios residenciales de menores ingresos.”

Y el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, dispuso que por “eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste”.

Conforme lo anterior, de acuerdo con este principio de eficiencia económica se tiene que:

a) Aún en el caso de las actividades para las cuales se establezca una tarifa por parte de la CREG, los precios fijados deben procurar que éstos se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, lo cual no ha cambiado la Resolución CREG 044 de 2020, pues no modificó lo establecido en la Resolución CREG 034 de 2001, que buscó incentivar que los generadores cuyas plantas son requeridas por generaciones de seguridad oferten su energía en Bolsa bajo condiciones de competencia; y

b) que el principio de eficiencia económica únicamente permite trasladarles a los usuarios los costos económicos eficientes, por cuanto, de manera expresa, la norma prohíbe el traslado de costos ineficientes.

En consecuencia, la Resolución CREG 044 de 2020, al no modificar la forma en que se remuneran los costos de suministro y transporte de combustible en que incurre el agente, sino el momento en que se realiza su declaración a partir de la premisa establecida desde la Resolución CREG 034 de 2001, no estaría vulnerando los principios invocados.

En este punto, resulte relevante destacar que en la Resolución CREG 034 de 2001, la Comisión buscó promover la competencia en la Bolsa de Energía y en la asignación de la generación de seguridad, de tal manera que, dicha generación se remunere a precios resultantes del libre juego del mercado (Precio de Bolsa), pero, en aquellos casos en que la competencia no es posible y existan generadores que son requeridos por el Sistema, la CREG determinó los precios máximos a los cuales se remuneraría tal generación. Desde dicha resolución, el precio de remuneración de las generaciones de seguridad fuera de mérito ha tenido un tratamiento distinto al mecanismo de formación de los precios en la Bolsa de Energía.

2. Principio de sostenibilidad ambiental.

El representante de TEBSA S.A. E.S.P afirma que es un mandato legal el que sin poner en peligro la efectiva prestación de los servicios públicos, ésta se realice con la mayor eficiencia y menor impacto ambiental posibles.

Señala que la alternativa más sostenible que tiene actualmente la Costa Caribe es la generación termoeléctrica con las plantas de ciclo combinado.

Que, al aprovecharse el vapor generado en las turbinas a gas, se logran eficiencias energéticas cercanas al 50%, lo que redunda en un menor impacto ambiental y menor costo de producción, todo a través de una mayor generación de kilovatios de energía eléctrica por cada unidad de combustible utilizada. El uso de esta tecnología desarrolla el contenido del artículo 12 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 6 de la Ley 143 de 1994.

Por ello concluye que, al desincentivar la regulación el uso de tecnologías de punta como son los ciclos combinados contraría los mandatos de la Ley 143 de 1994. Situación que se agrava al implicar también el desconocimiento de derechos colectivos como son el medio ambiente sano, la prestación eficiente de los servicios, la utilización adecuada de los servicios públicos y la libre competencia.

Expuestas las razones en que se sustenta la vulneración de este principio, se considera que carecen de fundamento, en la medida que la interpretación expuesta no tiene conexidad con las decisiones contenidas en la Resolución CREG 044 de 2020.

En efecto, no es posible entender cómo la Resolución CREG 044 de 2020 traiga como consecuencia que se desincentive el uso de tecnologías de punta. En el documento soporte de la mencionada resolución se señaló en el numeral 4. Objetivo que "(...) es proponer ajustes regulatorios de corto plazo que permitan, desde el lado de la oferta, mejorar los procesos que tienen efecto sobre los costos de las restricciones. En específico, en esta primera parte, se harán los análisis relacionados con los costos de combustible ofertados y las pruebas de generación por unidades. (...)”, de donde no es posible concluir que se esté afectando la utilización de la tecnología que menciona el peticionario.

Además, la forma en que puede participar en el Mercado de Energía Mayorista no ha sido modificada. Por ello, la decisión de si la planta térmica termina despachada o no en el Despacho Ideal, corresponde al precio al cual oferte, decisión que depende exclusivamente de su injerencia, así como la decisión de contratación de suministro y transporte del combustible que respalde su oferta.

En consecuencia, no es posible acoger como válidas las argumentaciones expuestas para sustentar este aspecto.

Continúa el representante de la prestadora, señalando en esta causal 1 que se vulnera el principio de confianza legítima, al cambiar las condiciones regulatorias con las cuales en el mes de febrero del 2019 se asignaron obligaciones de energía en firme -OEF- del cargo por confiabilidad a los generadores térmicos de ciclo combinado y, que esta situación de cambio de condiciones también aplica, de manera similar, en el momento en que se suscribieron y negociaron los contratos de suministro y transporte.

Al respecto, resulta pertinente anotar que el Mercado de Confiabilidad explicado brevemente en esta resolución, no ha sido modificado. Por ende, las obligaciones de energía en firme adquiridas no pueden verse afectadas. El tema que toca la Resolución CREG 044 de 2020, como se ha venido indicando en este análisis, corresponde a la forma en que se reportan unos costos variables que ya habían sido reconocidos desde la Resolución CREG 034 de 2001, para remunerar la generación que es necesario despachar fuera de mérito, lo que se traduce en el pago por restricciones por parte de la demanda.

En consecuencia, al no existir asidero legal válido, en la medida en que las decisiones contenidas en la Resolución CREG 044 de 2020 no cambian las condiciones de la asignación de las obligaciones de energía en firme, ni mucho menos las condiciones en que se suscribieron los contratos de gas requeridos para declararse disponibles en el mercado y recibir remuneración por confiabilidad, no es posible acoger los argumentos expuestos por el representante de la prestadora.

Finalmente, TEBSA S.A. E.S.P. para sustentar la causal 1, señala que existe violación de normas de procedimiento, dado que la Resolución CREG 044 de 2020 no cumple con los requisitos necesarios contemplados en el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015 para considerarse exento del deber de informar a la Superintendencia de Industria y Comercio, pues las decisiones allí contenidas no solo tiene como efecto limitar la capacidad de las empresas para competir, sino que la regulación en sí misma, constituye una infracción a las normas de derecho de la competencia que regulan el sector.

A partir de lo expuesto en los numerales anteriores, en donde se demuestra que no se han vulnerado los principios de eficiencia y sostenibilidad económica, ni el de sostenibilidad ambiental, ni el de confianza legítima, ni el de libre competencia a partir del entendimiento adecuado de la Resolución CREG 044 de 2020, no es posible concluir que, con la medida, hubiese sido necesario informar a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC.

En efecto, la Resolución CREG 044 de 2020, no establece reglas que impidan la participación de algún agente que esté interesado en realizar la actividad de generación de energía eléctrica, ni ninguna otra, lo que establece, se reitera, es la modificación en la forma como se realiza la declaración de dos de los costos variables para las plantas térmicas (CSC y CTC), manteniendo los principios que se establecieron en la Resolución CREG 034 de 2001, que consisten en que, es el agente quién tiene la responsabilidad de calcular y reportar el valor de los costos en que incurre para prestar el servicio de generación de seguridad y que cuando se hace referencia a los costos que le es posible sustentar, corresponde a los costos reales en los que este incurre.

Adicionalmente, no se modifica alguna regla en relación con la participación de algún agente en el Mercado de Energía Eléctrica y en el Mercado de Gas Natural, por lo que resulta claro que las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 044 de 2020, no se encuentran dentro de las que son necesarias informar a la SIC.

Para la Comisión, es claro su deber de informar a la SIC, cuando en el ejercicio de sus funciones se vaya a emitir regulación que tenga potencial incidencia en la libre competencia.

Al respecto, el artículo 3 del Decreto 2897 de 2010 (compilado en el Decreto 1074 de 2015), artículo 2.2.2.30.3 establece: “Proyectos de regulación que deben informarse a la Superintendencia de Industria y Comercio. Las autoridades indicadas en el artículo 2o del presente decreto deberán informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre los proyectos de acto administrativo con fines de regulación que puedan tener incidencia sobre la libre competencia en los mercados. Se entenderá que un acto tiene esa incidencia cuando independientemente del objetivo constitucional o legal que persiga: 1. Tenga por objeto o pueda tener como efecto limitar el número o variedad de competidores en uno o varios mercados relevantes; y/o 2. Imponga conductas a empresas o consumidores o modifique las condiciones en las cuales serán exigibles obligaciones previamente impuestas por la ley o un acto administrativo, cuando el acto tenga por objeto o pueda tener como efecto limitar la capacidad de las empresas para competir, reducir sus incentivos para competir, o limitar la libre elección o información disponible para los consumidores, en uno o varios mercados relevantes relacionados”.

En consecuencia, al no presentarse ninguno de los eventos consagrados en el Decreto 2897 de 2010, carece de obligatoriedad para la Comisión cumplir con este requisito y, por ende, la totalidad de las normas de procedimiento que se deben acatar para la expedición del acto objeto de cuestionamiento se encuentran cumplidas.

3. Causal 2. Cuando con ellos se cause agravio injustificado a una persona.

El representante de la empresa solicitante desarrolla esta causal en lo que denominó “Violación del artículo 23 a) y 44 de la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994)”.

Afirma que, con base en lo dispuesto en la Resolución CREG 044 de 2020 y en las normas de contratación de gas natural, no es posible para las plantas térmicas a gas recuperar sus gastos de administración, operación y mantenimiento, por las razones que a continuación se sintetizan:

a. Coordinación de la regulación de gas natural y energía expedida por la CREG

Luego de exponer las modalidades de contratación de gas natural, donde resalta que no se contempla la alternativa de “Pague lo consumido”, y los requerimientos del Centro Nacional de Despacho a los cuales diariamente se someten los generadores, afirma que el agente térmico a gas natural se ve expuesto a pagar una cantidad de gas que no corresponde a la cantidad consumida, por cuanto debe pagar las cantidades contratadas en firme de contratos de largo plazo y las que haya requerido por el despacho inicial o los requerimientos adicionales durante el día de operación o de gas, que en el caso de TEBSA tiene una probabilidad del 25%.

Que, además la CREG establece que se pague solo la cantidad consumida, ordenando los contratos en términos de precios de menor a mayor, desconociendo que puede existir un contrato de mayor precio con costo fijo de transporte, que puede no tener otro contrato de menor precio.

Que, adicionalmente, a pesar de plantear que se reporten los costos incurridos en el día anterior, y que al finalizar el mes se envíen las facturas de suministro y transporte de gas natural correspondientes, mantiene que la remuneración de la generación por restricciones fuera de mérito sea al mínimo entre el precio de oferta y el valor a remunerar con base en los costos declarados, con lo cual, se promueve que el agente oferte por debajo de sus costos, si desea generar.

Señala que, a partir de las modalidades de contratación de gas natural, el agente térmico debe contar con la contratación en firme para respaldar las obligaciones de energía en firme, por lo que debe propender por generar y amortizar las cantidades de gas contradas en esta modalidad, ofertando un precio que contribuya a ello, aun sea para minimizar la pérdida incurrida por las cantidades de gas natural que, si bien debe pagar, la regulación no le reconocería.

En este aspecto, no es posible entender cómo se presenta la falta de coordinación expuesta por el peticionario, toda vez que las condiciones de los mercados de gas y de energía eléctrica se han mantenido.

En efecto, el mercado primario y secundario de gas, y el mercado de energía eléctrica, no fueron modificados con la resolución cuestionada y, las decisiones de contratación (comerciales) le competen exclusivamente al agente.

Adicionalmente, en relación con las formas contractuales que permite la regulación, en donde efectivamente no se permite el que denomina “pago lo consumido”, se considera pertinente advertir que las existentes son las que la Comisión definió como ajustadas a la naturaleza del mercado. Es la forma en que se ha desarrollado y, bajo las condiciones establecidas, quienes participan en él las conocen y entienden.

Así las cosas, creer que el cambio en el reporte que la Resolución CREG 044 de 2020 introduce, ya detallado en este acto, implica la falta de coordinación de la regulación de gas natural y de energía, no es posible, por lo cual los argumentos expuestos no se acogerán.

b. Valoración de inventario

Luego de transcribir el aparte del contenido de la Resolución CREG 044 de 2020 relacionado con este tema, el representante de la generadora señala que la Comisión esta desincentivando contar con un inventario suficiente, y desconoce el costo del inventario anterior que se pueda consumir posterior a una nueva compra.

Afirma que la Comisión está interviniendo el valor del inventario y desconociendo el costo del inventario inicial del mes, por cuanto plantea que el precio a reportar solo debe corresponder a las compras realizadas durante el mes correspondiente.

Finalmente señala que, al expedirse la resolución objeto de revocatoria, se causa un agravio injustificado a TEBSA S.A. E.S.P., en tanto que no reconoce las condiciones reales de generación de la planta y los costos de operación de esta.

En relación con el valor del inventario, resulta pertinente mencionar el contenido de la Circular 037 del 4 de mayo de 2020, en donde, como consecuencia de las inquietudes expuestas en el taller realizado el 27 de abril de 2020, se identificó la necesidad de precisar la interpretación de la aplicación de la metodología 2 para el reporte de los costos de suministro y transporte de combustibles, para el caso de plantas que cuentan con combustibles fósiles que tienen posibilidad de utilizar almacenamiento así:

“(...)

De manera que, como la metodología 2 aplica a las plantas que reciben el combustible del almacenamiento, tal como se señala en su descripción, entendemos que cuando se dice: “El costo CSC declarado deberá corresponder al promedio ponderado por las cantidades de combustible recibidos durante el mes que se liquida”, se debe considerar dentro de las cantidades de combustible recibidas durante el mes aquellas provenientes del almacenamiento. Ahora bien, el costo de las cantidades provenientes del almacenamiento lo establecerá el agente con la metodología de valoración de inventarios que utilice, pero lo deberá sustentar con las correspondientes facturas al auditor.

Además, cuando en la resolución se dice que: “Si durante el mes que se liquida no se tienen compras de combustible, se tomará la información del último mes en el que haya recibido combustible”, entendemos que se refiere al caso cuando la operación se hace con las cantidades de combustible provenientes del almacenamiento, que se valoran con las facturas de meses anteriores cuya información debe estar hasta el último mes en que se recibió combustible.

(...)”

Habiendo precisado el sentido de la norma, no es posible entender que con ésta se haya desincentivado que se cuente con un inventario suficiente, pues a partir de la aplicación de la metodología 2, se reconocen los costos en que se incurre cuando se utilizan las cantidades de combustibles almacenados.

En tal sentido, no es posible acoger lo planteado por el solicitante, dado que sus fundamentaciones desconocen el sentido e interpretación adecuada de la norma.

Por todo lo expuesto, habiendo analizado la totalidad de los planteamientos expuestos en la solicitud, no se establece la existencia de alguna causal de revocatoria directa de la Resolución CREG 044 de 2020. Los aspectos modificados en la mencionada resolución corresponden a desarrollos regulatorios que son conocidos por quienes participan en el mercado de energía, los cuales buscan mayores eficiencias.

Finalmente, se advierte que en el escrito de la solicitud de revocatoria solicita subsidiariamente, se proceda a la suspensión de la norma hasta tanto se aclaren y modifiquen los aspectos señalados a lo largo la comunicación para ajustar dicha Resolución a la Constitución y la Ley, y que se aclaren algunos aspectos.

Al respecto se precisa que, a través de la comunicación S-2020-002286 del 14 de mayo de 2020, se respondieron las inquietudes planteadas en relación con el entendimiento y aplicación de la Resolución CREG 044 de 2020, y como la solicitud de suspensión de la mencionada resolución se fundamenta en que se ajuste a la Constitución y a la Ley, no se considera procedente acceder a lo pretendido, por las razones anotadas a lo largo de este acto, en donde se demuestra que cada una de las decisiones allí tomadas se ajustan a lo pretendido por el regulador en el marco de la Constitución y la Ley.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, en su sesión No.1021 del 19 de junio de 2020, aprobó expedir la siguiente resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1. - No acceder a la solicitud de revocatoria directa interpuesta por el representante de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P, por las razones expuestas en la parte motiva de este proveído.

ARTÍCULO 2. - No acceder a la solicitud subsidiaria de suspensión de la Resolución CREG 044 de 2020, interpuesta por el representante de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P, por las razones expuestas en la parte motiva de este proveído.

ARTÍCULO 3. - Notificar al señor Luis Miguel Fernández Zaher en su calidad de representante legal de la empresa TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P., o a quien haga sus veces, del contenido de la presente resolución, conforme con lo establecido en los artículos 67 y 69 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

ARTÍCULO 4. - Contra lo dispuesto en la presente resolución no procede recurso alguno.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá D.C., a 19 JUN. 2020

MARÍA FERNANDA SUÁREZ LOMDOÑO
Ministra de Minas y Energía
Presidente
JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN
Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>.

1. Artículo 6. Ofertas de precio en la bolsa de energía. Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrezcan diariamente al Centro Nacional de Despacho (CND) energía de sus unidades de generación, por unidad de energía generada cada hora en el día siguiente, deben reflejar los costos variables de generación en los que esperan incurrir, teniendo en cuenta:

a) Para plantas termoeléctricas: el costo incremental del combustible, el costo incremental de administración, operación y mantenimiento, los costos de arranque y parada y la eficiencia térmica de la planta.

b) Para las plantas hidroeléctricas: 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.

2. El Nivel de Probabilidad de Vertimiento corresponde a aquel nivel del embalse a partir del cual el generador está en riesgo de verter agua, es decir, que debe dejarla pasar sin usarla para generar. Por tanto, se considera que en este nivel, el costo de oportunidad de dicha agua es cero (0).

3. Borenstein Severin, “Understanding Competitive Pricing and Market Power in Wholesale Electricity Markets” Agosto de 1999 University of California Energy Institute.

4. El cargo por capacidad fue creado mediante la Resolución CREG 01 de 1996 y las reglas aplicables para el cálculo, remuneración, recaudo, conciliación, liquidación, facturación y vigencia de dicho cargo se determinaron mediante la Resolución CREG 116 de 1996, y el pago de dicho cargo estaba vigente al momento en que se expidieron las resoluciones demandadas.

5. Borenstein Severin, Bushnell James and Knittel Christopher L., “Market Power in Electricity Markets: Beyond Concentration Measures” febrero de 1999, University of California Energy Institute.

6. Sobre la disponibilidad de combustibles la regla general definida en el artículo 44 de la Resolución CREG 071 de 2006 es la siguiente: “Los contratos de suministro de combustibles y transporte en firme de gas natural, así como los mecanismos adicionales que emplee el agente generador para sus plantas y/o unidades de generación térmica, deben garantizar el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme de un agente generador. El esquema de atención de las necesidades de combustible de la planta y/o unidad de generación puede incluir contratos en firme de suministro y transporte; almacenamiento e inventarios, Contratos de Respaldo, contratos del mercado secundario de suministro y transporte de gas, según sea el caso”.

7. La resolución que definió al valor a pagar por la demanda eléctrica es la Resolución CREG 195 de 2016, en donde se define un valor de $40.750.000 USD por año por un término de 9 años.

8. El grupo térmico está compuesto por las plantas Flores IV, Flores I, Tebsa, Termobarranquilla 3, Termobarranquilla 4, Termocandelaria I y Termocandelaria II.

9. Contados a partir de diciembre de 2016, fecha a partir del cual está disponible el servicio.

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