CONCEPTO 183210 DE 2024

(marzo 10)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Bogotá, D.C.

Doctor

XXXXX

Director Ejecutivo

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

XXXXX@creg.gov.co

XXXXX@creg.gov.co

XXXXX@creg.gov.co

Respetado Doctor:

En respuesta a la comunicación enviada por la COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (en adelante CREG) el 24 de abril de 2024, la Superintendencia de Industria y Comercio rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos: primero, se expondrán los antecedentes normativos de la iniciativa; segundo, se enunciarán las razones presentadas por el regulador para su expedición; tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el análisis; cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y, por último, se formularán recomendaciones.

1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO

1.1. Ley 143 de 1994^[1]

Esta ley establece que el Estado debe regular aquellas situaciones en que, por razones de monopolio natural, la libre competencia no garantice la prestación eficiente en términos económicos del servicio público de electricidad. Además, definió como objetivo fundamental asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. A su vez, se estableció que el régimen tarifario para usuarios finales regulados estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo.

1.2. Resolución CREG No. 024 de 1995^[2]

Esta resolución establece el procedimiento para determinar el precio de bolsa nacional (en adelante PBN) con base en el Despacho Ideal. Este método calcula un precio único para cada mercado (nacional e internacional) optimizando los costos para atender la demanda diaria, considerando las ofertas de generación y los costos operativos de las plantas térmicas. Los precios se determinan ordenando las plantas por sus ofertas de precios de menor a mayor, siendo el máximo precio ofertado (en adelante MPO) el de la última planta necesaria para satisfacer la demanda. Además, se ajusta el MPO por un factor adicional relacionado con los costos de plantas térmicas no cubiertos por los precios horarios. Adicionalmente, esta resolución dispone que la oferta de precios en el mercado intradiario de energía debe seguir las directrices de la Resolución CREG No. 055 de 1994 y sus actualizaciones.

Respecto del mercado intradiario de energía, el artículo 20 establece que sus objetivos principales son: (i) establecer y operar un sistema de transacciones de energía en bloque que dé incentivos a generadores y comercializadores para asegurar que se produzcan y consuman cantidades óptimas de electricidad en la forma más eficiente posible; (ii) proveer un conjunto de reglas que determinen las obligaciones y acreencias financieras de los agentes participantes en el mercado intradiario de energía por concepto de transacciones de energía y del suministro de servicios complementarios de energía y (iii) facilitar el establecimiento de un mercado competitivo de electricidad. Así mismo, el Anexo A-4 determina la función para calcular los precios en la bolsa de energía a partir del despacho ideal.

1.3. Resolución CREG No. 025 de 1995^[3]

Esta resolución estableció el Código de Redes, el cual está compuesto por el Código de Planeamiento de la Expansión del Sistema Interconectado Nacional (en adelante SIN), el Código de Conexión, el Código de Operación y el Código de Medida. La Sección 3, denominada “Despacho económico horario”, establece cómo se determina la demanda y las reglas que deben seguir los agentes del sector eléctrico para la presentación de las ofertas de precio a la bolsa de energía para las 24 horas de cada día de la semana.

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

La CREG consideró pertinente abordar el tema del precio de bolsa nacional (PBN) con el objetivo de garantizar una formación de precios eficiente, de acuerdo con las siguientes consideraciones:

En el contexto del mercado de generación de energía en Colombia, con una capacidad instalada de 19.988 MW distribuidos en cinco tecnologías (hidráulica, térmica, solar, eólica y cogeneración), el 67% de la capacidad proviene de fuentes hidráulicas y el 30% de fuentes térmicas. Además, el 65% de esta capacidad está controlada por tres agentes principales^[4]. En este entorno, las ofertas de los recursos térmicos se basan en los costos variables de operación de las plantas térmicas más el riesgo asociado, mientras que, en las plantas hidráulicas, se considera el costo de oportunidad del recurso más el riesgo^[5]. Sin embargo, definir los costos de operación de una planta hidráulica presenta complicaciones debido a la dificultad de asignar un valor monetario preciso al costo del recurso energético primario que alimenta la planta, a diferencia de lo que sucede con el combustible en una central termoeléctrica. Por ello, el "valor del agua" se establece como el costo de oportunidad a partir del recurso que se espera reemplazar mediante el despacho^[6].

Durante períodos de sequía, como los inducidos por el fenómeno de El Niño, el regulador observa dos fenómenos relevantes que impactan el precio de bolsa nacional (PBN) en este mercado: (i) la oferta del sistema hidrotérmico colombiano se reduce significativamente, ya que la contribución habitual de las plantas hidroeléctricas –que normalmente cubre entre el 70% y el 80% de la demanda– disminuye hasta aproximadamente el 50% de la generación requerida para atender la demanda; y (ii) se produce un incremento en la demanda que supera las proyecciones esperadas^[7].

A pesar de que en períodos de escasez de oferta se esperarían precios más elevados que en épocas de oferta normal, el regulador observó que, dado que el mercado de generación de energía opera como un oligopolio, en dichos periodos de escasez se dificulta el funcionamiento eficiente del mercado, lo cual facilita la transferencia a la demanda (compradores en la bolsa) de precios que no necesariamente reflejan el verdadero valor económico de los recursos^[8]. Además, de su análisis concluyó que existe la posibilidad de que se repita la situación en la que los precios en la bolsa de energía excedan las expectativas de los que serían considerados eficientes en un mercado competitivo. Lo anterior podría ocurrir incluso en condiciones normales de aportes hidrológicos a los embalses de las plantas de generación hidráulica, debido a la estrecha relación entre la oferta total y la demanda.

Por todo lo anterior, la CREG considera pertinente abordar el tema del precio de bolsa nacional (PBN) con el objetivo de garantizar una formación de precios eficiente y, de esta manera, evitar preventivamente la transferencia de precios ineficientes a los consumidores, derivados de la baja competencia y la reducción del recurso hídrico^[9].

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

El proyecto pretende modificar las reglas que definen el precio de bolsa nacional (PBN) en el SIN, estableciendo un procedimiento para ajustar el máximo precio ofertado (MPO) según los precios de bolsa horario, condicionado a que estos sean menores al precio marginal de escasez del mes. El ajuste se basa en el precio ofrecido por la última planta térmica no inflexible despachada. Así, la valoración del agua entendida como el costo de oportunidad del recurso queda asociada al costo del recurso térmico de la siguiente manera:

(i) El mecanismo propuesto únicamente opera si el precio de bolsa nacional (PBN) es inferior al precio de escasez de activación. En este caso se hacen exigibles las Obligaciones de Energía en Firme acordadas en la subasta de cargo por confiabilidad.

(ii) Si el máximo precio ofertado (MPO) corresponde a una planta hidráulica, el MPO se ajustará acorde con el precio ofertado por la última planta térmica flexible, de modo que el precio de bolsa nacional (PBN) será igual al último recurso térmico despachado para atender la demanda nacional.

(iii) Si no existe oferta de planta térmica incluida en el despacho ideal no se ajusta el máximo precio ofertado (MPO).

4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

En esta aparte se presentará el correspondiente análisis del proyecto desde la perspectiva de la libre competencia económica. Al respecto, es necesario advertir que esta Superintendencia enfrenta una limitación relevante para ese propósito debido a dos razones. Primero, porque los documentos soporte del proyecto no contienen sustentos técnicos suficientes que estén directamente relacionados con la versión actual de la propuesta regulatoria sometida al análisis de abogacía de la competencia. Segundo, porque esta Superintendencia no pudo acceder a los comentarios de las personas interesadas sobre la versión final del proyecto, teniendo en cuenta que los que se presentaron están asociados a versiones anteriores que tienen un contenido diferente. Sin embargo, teniendo en cuenta que, de conformidad con el regulador, la versión presentada para el análisis de abogacía de la competencia en esta oportunidad corresponde a la última versión del proyecto que resultó de la revisión de los comentarios propuestos por las personas interesadas en el curso del proceso de formación del documento, esta Superintendencia procederá a realizar el análisis correspondiente.

4.1. Sobre la finalidad que persigue el proyecto

La intervención del Estado en los mercados

La Constitución Política adopta un modelo de economía social de mercado que reconoce la iniciativa privada como motor de la economía, pero limita –razonable y proporcionalmente– la libertad de empresa y la libre competencia económica ante la necesidad de cumplir fines constitucionalmente valiosos, orientados a la protección del interés general. Bajo este contexto, la Corte Constitucional ha señalado que la función de regulación, como mecanismo de intervención del Estado en la economía, debe estar orientada a garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento de los mercados^[10].

En línea con lo anterior, en Colombia la intervención estatal en la economía se justifica cuando los mercados por sí solos no logran obtener resultados eficientes. Esto es así porque el adecuado funcionamiento de los mercados constituye en sí mismo uno de los fines que la Constitución asigna al Estado a través de la regulación económica. Es así como el artículo 334 constitucional encarga al Estado la dirección general de la economía y la intervención en los mercados con miras a racionalizar la economía, mejorar la calidad de vida de los habitantes, fomentar el desarrollo y promover la productividad y la competitividad. En tal virtud, la Corte Constitucional ha señalado que la intervención estatal se justifica en aquellos escenarios en los que el mercado carece de condiciones de competitividad o en aquellos en que la intervención resulte necesaria para proteger al mercado de quienes realizan acciones orientadas a romper el equilibrio que lo rige. Para la Corte, estos fenómenos obedecen al concepto de fallas del mercado. Así lo ha dicho esa corporación:

“Un mercado competitivo conlleva a una permanente búsqueda de la eficiencia de los oferentes, lo cual supone que los compradores podrán beneficiarse de una reducción relativa de los precios o de una mejora de la calidad de lo que adquieren. Sin embargo, cuando no se presentan los supuestos teóricos de la libre competencia, el mercado genera resultados indeseables, muchos de los cuales resultan contrarios al Estado social de derecho.

(…) Así pues, la intervención estatal se justifica cuando el mercado carece de condiciones de competitividad o para proteger al mercado de quienes realizan acciones orientadas a romper el equilibrio que lo rige, fenómenos ambos que obedecen al concepto de "fallas del mercado"(…). La corrección del mercado por medio de la regulación es una tarea entre cuyas funciones –además de perseguir condiciones básicas de equidad y solidaridad como ya se analizó– se encuentra la de propender por unas condiciones adecuadas de competitividad” (Negrita fuera del texto original)^[11].

Siguiendo los planteamientos de la Corte Constitucional, la intervención del Estado en los mercados se justifica por la existencia de fallas de mercado que exigen a las entidades regulatorias ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines sociales que justifican su existencia. En otros términos, cuando los mercados, por sí solos, no garantizan la obtención de dichas finalidades, el Estado –como director de la economía– está llamado a intervenir para orientar su adecuado funcionamiento.

La intervención del Estado en el régimen de precios del sector de energía eléctrica

Desde la Constitución Política^[12] se establecieron criterios a tener en cuenta para la regulación de las tarifas o precios en los servicios públicos domiciliarios^[13]. En ese sentido, el régimen tarifario debe tener en cuenta los costos del servicio junto con los criterios de solidaridad y redistribución de los ingresos. Por su parte, la Ley 142 de 1994 establece determinados principios que deben orientar la intervención del Estado en los servicios públicos, como lo es la prestación eficiente y la libre competencia. Además, el literal a) del artículo 74.1 de la misma ley establece que la CREG será la encargada de regular el ejercicio de las actividades del sector de energía para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia e impedir el abuso de posición dominante en el mercado.

Así mismo, la Ley 143 de 1994^[14] establece que la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia y creará y preservará las condiciones que la hagan posible. Esta Ley, además, le impone el deber al regulador de que cree condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia.

Sobre la base de lo anterior, la intervención del Estado en el sector energético no solo se encuentra justificada desde la perspectiva constitucional, sino que también resulta ser necesaria para garantizar la consecución de ciertas finalidades previstas en la normativa que regula este sector, como lo es garantizar una oferta energética eficiente que contribuya a la realización de las finalidades de la regulación de energía eléctrica.

Así las cosas, esta Superintendencia reconoce la relevancia de esta iniciativa regulatoria para ajustar las reglas que definen el precio de bolsa nacional (PBN) en el mercado de generación energética en Colombia. Resulta legítimo que la CREG pretenda solucionar los posibles problemas asociados a la formación de precios ineficientes en la bolsa de energía del Mercado de Energía Mayorista, previniendo que dicha ineficiencia se traslade al consumidor final. De acuerdo con la justificación del proyecto, la coyuntura observada podría derivar en la reducción de la oferta de energía, lo cual implicaría la disminución de la competencia de los agentes generadores. En ese sentido, la iniciativa pretende corregir la eventual formación ineficiente del precio que los generadores ofertan en la bolsa, así como mitigar los impactos que podrían generarse sobre el eslabón de comercialización.

4.2. Ausencia de justificación del mecanismo de ajuste del máximo precio ofertado (MPO) establecido en el proyecto

4.2.1. Regla propuesta

El artículo 3 del proyecto establece que, una vez aplicadas las reglas de liquidación definidas en el artículo 21 de la Resolución CREG 157 de 2011, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (en adelante ASIC) verificará si todos los precios de bolsa nacional (PBN) horarios de los 24 periodos horarios del despacho ideal del día  en el mes , son menores al precio marginal de escasez de activación del mes . En caso de que esta condición se satisfaga, el ASIC verificará si cada máximo precio ofertado (MPO) horario corresponde al precio de oferta de una planta hidráulica. Si es así, el proyecto plantea que el máximo precio ofertado (MPO) horario será el precio ofertado por la última planta térmica que no sea inflexible, incluida en el despacho ideal de la hora del día  en el mes , excluyendo las plantas térmicas que no se encuentren conectadas al Sistema Nacional de Transporte de Gas. En el evento contrario, no se procederá con el ajuste del máximo precio ofertado (MPO) horario. En concordancia con lo anterior, el artículo 4 del proyecto establece que el precio de bolsa nacional (PBN) horario corresponderá al máximo precio ofertado (MPO) ajustado en aplicación de las reglas descritas en el artículo 3.

4.2.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio

De conformidad con la regla propuesta y las razones presentadas en el documento soporte^[15], es razonable considerar que la medida podrá propiciar una reducción en el precio de bolsa nacional (PBN). Esto se debe a que, siempre que se cumplan las condiciones estipuladas por el proyecto (i.e. un precio de bolsa nacional inferior al precio de escasez de activación y la existencia de al menos una oferta correspondiente a una planta térmica despachada en el despacho ideal), el precio de bolsa nacional (PBN) se determinará en función del precio ofertado por el último generador térmico despachado. Lo anterior ocurre independientemente de la existencia de ofertas de mayor valor provenientes de generadores hidráulicos que también formen parte del despacho. En ese sentido, esta Superintendencia resalta el beneficio que el proyecto representa para los comercializadores y los usuarios finales. Por un lado, los comercializadores obtendrán un beneficio económico derivado de la medida reflejado en el valor pagado en bolsa. Por otro lado, los usuarios finales percibirán este beneficio económico a través de la tarifa que abonan por el servicio de energía eléctrica.

No obstante, se debe advertir que la iniciativa podría establecer un trato diferenciado entre los generadores térmicos e hidráulicos que no se encuentra debidamente justificado en el proyecto ni en los documentos soporte. En consecuencia, se presentarán las siguientes consideraciones desde una perspectiva de libre competencia, que estarán relacionadas con los riesgos que la regla –en la forma en que está planteada y sobre la base del sustento que elaboró el regulador– podría generar en el funcionamiento del mercado y en el objetivo que se pretende con su implementación.

a. La iniciativa podría alterar el mecanismo de ajuste de la oferta y la demanda en el mercado intradiario de energía

Si bien la aplicación del mecanismo propuesto tiene la idoneidad de lograr una reducción en el precio de bolsa nacional (PBN), esta Superintendencia considera que las nuevas reglas propuestas para la fijación de ese valor podrían distorsionar el mecanismo de ajuste de la oferta y la demanda del mercado intradiario de energía.

Desde una perspectiva teórica, la distorsión de precios en un mercado económico se refiere a cualquier desviación del precio de un bien o servicio de su nivel de equilibrio natural, el cual se determina por la intersección de las fuerzas de oferta y demanda. En un mercado competitivo el precio refleja el costo de producción de la última unidad del producto demandado (i.e. costo marginal). Este equilibrio económico refleja el verdadero valor del bien basado en su escasez relativa y en la valoración que los consumidores le otorgan. Así, cuando los precios son distorsionados por factores exógenos, se generan efectos en la oferta y demanda de los productos. Por el lado de la oferta, si el precio de bolsa nacional (PBN) es establecido artificialmente y se sitúa por debajo del costo marginal de la última planta hidráulica despachada, se produciría una señal distorsionada que no refleja adecuadamente los costos totales de generación ni la escasez del recurso energético^[16]. Cabe señalar que, de conformidad con el artículo 3 de la Resolución CREG 232 de 2015, ninguna oferta puede resultar inferior al Costo Equivalente de Energía^[17] (CEE) más el FAZNI^[18]. Por el lado de la demanda, precios artificialmente bajos pueden llevar a un consumo mayor al óptimo, lo cual no solo es ineficiente, sino que también puede tener impactos ambientales negativos.

Ahora bien, del documento soporte aportado se puede deducir que el regulador observa que el mercado de generación de energía en Colombia presenta una estructura oligopólica donde un número reducido de agentes posee poder de mercado, lo cual podría tener impacto al momento en que esos agentes ofertan su precio en bolsa. De acuerdo con la interpretación de las consideraciones del regulador, estos agentes con poder de mercado podrían tener incidencia sobre generadores hidráulicos, dado que, al utilizar agua como recurso primordial, enfrentan costos de insumo significativamente menores en comparación con los generadores térmicos. Al respecto, de acuerdo con los datos proporcionados por el regulador, el mercado de generación de energía en Colombia se encuentra altamente concentrado. Aproximadamente el 65% de la capacidad instalada es controlada por tan solo tres agentes. Además, la composición tecnológica del mercado revela una predominancia de un 67% en tecnología hidráulica frente a un 30% térmica. Así mismo, se resalta que, durante los meses de junio a agosto de 2023, el regulador registró que cuatro generadores principales fueron responsables de fijar el precio de bolsa nacional (PBN) en el 90% de las ocasiones^[19].

En adición a lo anterior, debe resaltarse que existe una complejidad en la determinación de la eficiencia del precio ofertado por estos generadores hidráulicos, entendiendo por eficiencia que el precio debería reflejar el costo marginal de generación. Esta dificultad reside en la estimación del costo del agua que, a diferencia de los costos de carbón, gas o combustibles líquidos utilizados por las plantas térmicas, no cuenta con un precio de mercado claramente determinable. En consecuencia, aunque los generadores hidráulicos puedan disfrutar de ventajas relativas en términos de costos operativos más bajos en comparación de las térmicas, la falta de un método preciso para valorar el costo del agua representa un gran desafío para el regulador de cara a asegurar que los precios ofertados en el mercado por estos generadores hidráulicos reflejen efectivamente sus costos marginales.

Esta Superintendencia comprende la preocupación del regulador en relación con la posible formación ineficiente del precio ofertado por los generadores hidráulicos. La inquietud se centra en la dificultad para evaluar adecuadamente el costo del agua, un factor crucial en la determinación del costo marginal de la generación hidroeléctrica, el cual difiere significativamente del costo del insumo utilizado por las plantas térmicas. En este contexto, se observa que el mecanismo propuesto por el regulador para ajustar el máximo precio ofertado (MPO) pretende disciplinar a los generadores hidráulicos al igualar el costo de oportunidad de la generación térmica con el del agua, lo que se espera que contribuya a una mayor eficiencia en la formación de precios en el mercado. En ese sentido, se observa que la regla analizada podría tener una razonabilidad en torno a mantener un precio que tenga en cuenta los principios de eficiencia, transparencia, solidaridad y redistribución, especialmente en lo que concierne a la reducción del precio de bolsa nacional (PBN). Sin embargo, es imperativo profundizar en la justificación y en la presentación de información adicional que permita una evaluación más precisa del posible impacto real de la propuesta sobre la estructura y dinámica del mercado.

Esta Superintendencia debe enfatizar que la decisión de implementar este nuevo diseño en la fijación del máximo precio ofertado (MPO), si bien se basa en intenciones válidas, requiere un examen más exhaustivo desde un punto de vista económico y técnico. Esto es especialmente relevante dadas las características complejas del mercado de energía intradiario, donde la interacción de múltiples fuentes de generación, la formación del precio de bolsa nacional (PBN) y los diversos factores que afectan la disponibilidad y los costos de estas fuentes pueden generar dinámicas de mercado no deseadas. En efecto, es fundamental asegurar que cualquier intervención en el mecanismo de fijación de precios no solo aborde los problemas identificados, sino que también fomente una competencia libre y que no distorsione, en la medida de lo posible, el mecanismo de ajuste de oferta y demanda.

Así las cosas, se recomendará al regulador que explique y justifique con mayor suficiencia y profundidad económica y técnica, por qué el mecanismo propuesto para corregir las fallas que el regulador ha identificado en relación con el precio ofertado por las hidráulicas es idóneo, razonable y proporcional para las dinámicas competitivas del mercado de energía intradiario.

b. El proyecto podría desincentivar la participación de las plantas hidráulicas en el mercado intradiario de energía

El proyecto podría desincentivar la participación de las plantas hidráulicas en el mercado intradiario de energía. Bajo el esquema propuesto, las plantas hidráulicas despachadas que establezcan un precio superior al de la última planta térmica no inflexible despachada se verán obligadas a aceptar un precio menor al inicialmente ofertado. Este factor de coerción que se pretende introducir podría impactar negativamente la planificación y la gestión económica de estos generadores hidráulicos, posiblemente conduciendo a una eventual subutilización de los recursos hídricos o a decisiones operativas que no maximicen la eficiencia económica y ambiental del sistema energético. La magnitud de esta coerción dependerá de cuán alejado este el precio de bolsa nacional (PBN) del precio ofertado por las hidráulicas despachadas tras la última térmica en cada periodo.

Es importante señalar que en el marco de las negociaciones que se realizan en el Mercado de Energía Mayorista (MEM), se realizan operaciones de corto y de largo plazo. De un lado, en el mercado de corto plazo los generadores realizan ofertas de precio por la disponibilidad de energía puesta a disposición del sistema. La demanda, representada por los comercializadores, es tomadora de precios con respecto al precio de corto plazo de la energía correspondiente al precio de bolsa nacional (PBN), precio que constituye el valor único de negociación de energía para todo el sistema en cada hora del día. Este resulta de un modelo de optimización horaria sin restricciones de transmisión denominado despacho ideal. De otro lado, en el mercado de largo plazo los comercializadores y generadores registran sus contratos de compraventa de energía ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

Esta Superintendencia considera que la medida propuesta puede incentivar a los generadores hidráulicos a comprometer una mayor proporción de su capacidad de generación mediante la suscripción de contratos de compraventa resultantes de las transacciones realizadas en el mercado de largo plazo, reduciendo sus ofertas en el mercado de corto plazo. Esta circunstancia reviste un riesgo en materia de seguridad y estabilidad en el suministro de energía, en la medida en que una menor disponibilidad de energía en el mercado de corto plazo podría limitar la capacidad de los comercializadores de adquirirla cuando se presentan cambios repentinos en la demanda que estos atienden y que no se encuentra comprometida mediante contratos de largo plazo suscritos con generadores. Sin perjuicio de los posibles beneficios de contar con una mayor proporción de contratos (como, por ejemplo, que contribuya a que una mayor proporción de la demanda regulada se encuentre cubierta a un precio pactado contractualmente), la medida descrita podría reducir la resiliencia del sistema eléctrico a las fluctuaciones inesperadas de la demanda de corto plazo, limitando su capacidad para garantizar el suministro de energía en momentos de alta demanda o contingencias del sistema.

c. La regla podría comprometer la planeación de agentes que participan en bolsa de energía

La iniciativa regulatoria podría reducir las rentas inframarginales percibidas por los generadores despachados, sin distinción de la tecnología de generación empleada. Esto podría afectar de manera más gravosa a los generadores que por su estructura de costos perciben menores ingresos por este concepto. La potencial reducción en la concurrencia de agentes al mercado intradiario de energía, además de elevar la concentración del mercado, puede llegar a contrarrestar el efecto pretendido por el regulador, esto es, una reducción en el precio de bolsa nacional (PBN).

Esta circunstancia tiene la potencialidad de afectar a las plantas térmicas de manera considerable. Ello obedece a que, por lo general, el costo promedio de generación de energía a partir de fuentes térmicas supera el costo de generación hidráulica, en la medida en que requiere incurrir en costos de suministro del combustible (Carbón, Diesel, Gas, Jet-A1, Fuel Oil), costos de transporte de combustible, costos de operación y mantenimiento y otros costos variables^[20]. Por ende, cuando las condiciones hidrológicas lo permiten, las plantas hidroeléctricas tienen la capacidad de generar energía a precios inferiores a los de las plantas térmicas, por lo que estas últimas requieren ingresos de fuentes distintas a la generación en mérito para garantizar su sostenibilidad financiera y continuar participando en el mercado colombiano. Estas fuentes de ingreso adicionales abarcan, el cargo por confiabilidad y la generación de seguridad por problemas de restricciones que se remunera vía reconciliación positiva en los términos de las Resoluciones CREG No. 034 de 2001 y 044 de 2020.

Dado que el despacho ideal se construye con base en las ofertas de precios por orden de mérito de menor a mayor, las plantas térmicas solo logran hacer parte del despacho ideal cuando el precio en bolsa se incrementa y logran percibir una renta inframarginal superior a cero. Esto ocurre con mayor frecuencia en periodos de baja hidrología en los que el precio de bolsa nacional (PBN) aumenta permitiendo recuperar sus costos y obtener una remuneración. En efecto, la generación realizada por las plantas térmicas durante los periodos del año de menor aporte hídrico y durante fenómenos o eventos climáticos cíclicos constituyen un ingreso importante para los generadores que contribuyen a la sostenibilidad financiera y la adecuada remuneración de la actividad, que constituye un incentivo crucial para entrar al mercado y permanecer en este. En ese contexto, la iniciativa regulatoria podría resultar gravosa para las plantas térmicas en el sentido de reducir las rentas inframarginales que estas perciben vía las transacciones que realizan en el mercado intradiario de energía.

Así mismo, la medida podría reducir las rentas inframarginales que perciben las plantas variables (hidráulicas, eólicas, solares, entre otras), al reducir el precio de bolsa nacional (PBN) que estas percibirían en aplicación de las normas vigentes cuando se satisfacen las condiciones exigidas por el regulador para el ajuste del máximo precio ofertado (MPO). Es importante señalar que la medida descrita involucra un cambio significativo en las reglas vigentes que determinan el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM), circunstancia que puede operar erosionando la confianza de los participantes en la estabilidad y previsibilidad del mercado y, por ende, limitando la disposición de empresas constituidas o entrantes de participar de las transacciones que se realizan en este mercado.

Por último, téngase en cuenta que el proyecto solo dispone de 10 días hábiles para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) implemente las reglas definidas en el mismo. Este plazo tampoco tiene una justificación dentro de los documentos soporte. Así las cosas, esta Superintendencia también recomendará a la CREG que analice y justifique si el plazo para la implementación del proyecto es suficiente de cara a los riesgos identificados en el presente documento.

d. Costos en escenarios de baja hidrología

En eventos de baja hidrología cobran especial relevancia las consideraciones anteriormente expuestas, ya que podría esperarse un incremento en el costo de oportunidad del agua durante estos períodos, así como un consecuente aumento en el costo medio de las plantas hidráulicas.

Esto resulta crucial, en tanto el artículo 6 de la Resolución CREG No. 55 de 1994, modificado por el artículo 28 de la Resolución 60 de 2019, dispone que los precios de oferta de las plantas hidráulicas deben reflejar los costos variables de generación en que esperan incurrir, tomando en consideración los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta atendiendo la operación económica a mediano y largo plazo del SIN. En consecuencia, la medida podría conducir a que no se reconozca adecuadamente el costo de oportunidad del agua, sobre todo en los períodos de sequía en los que –previsiblemente– este costo estaría llamado a aumentar. En similar sentido, la regla propuesta ocasionaría un efecto equivalente en el costo medio que asumen las plantas hidráulicas, comoquiera que este, así mismo, tendería a incrementar en períodos de baja hidrología. Por tanto, el proyecto implicaría que, incluso en los periodos de escasez de agua –en que el costo de oportunidad de este recurso tendería a aumentar–, los generadores hidráulicos estarían forzados a vender en bolsa en función del precio ofertado por la última planta térmica no flexible despachada.

Pese a que el proyecto prevé un mecanismo para administrar este riesgo, esta Superintendencia encuentra que dicho mecanismo puede resultar insuficiente para mitigar su eventual materialización. En concreto, el proyecto condiciona su aplicación a los eventos en que el ASIC verifique que todos los precios de bolsa horario de los 24 periodos horarios del despacho ideal del día d en el mes m, sean menores al precio marginal de escasez de activación del mes m. Por lo tanto, en caso de no cumplirse esta condición, se aplicarán las reglas actualmente vigentes. Dicho con otras palabras: si se da la situación crítica en la que el precio de bolsa nacional (PBN) es mayor que el precio de escasez de activación, el precio se establece en función de la planta marginal. Así las cosas, se mantienen las reglas relativas al cargo por confiabilidad para hacer efectivas las obligaciones de energía firme y las transacciones en bolsa se harían al precio de escasez ponderado^[21].

Este mecanismo puede resultar insuficiente en tanto los agentes que participan en el mercado tienen un conocimiento tan detallado de éste que potencialmente estarían en la capacidad de diseñar estrategias de oferta en bolsa con el propósito de evitar que se refleje el precio de escasez de activación y que, de esta manera, no se hagan exigibles las reglas asociadas al cargo por confiabilidad. En tal sentido, los agentes podrían adecuar su comportamiento en el mercado para prevenir la aplicación del mecanismo previsto por el regulador. En un escenario como el descrito, resulta de gran relevancia que se reduzca el consumo de energía que permita preservar el recurso hídrico y reducir la probabilidad de ocurrencia de una crisis energética. Como la medida propuesta impide que el precio de bolsa nacional (PBN) refleje adecuadamente el costo de oportunidad del agua, esto puede llevar a un uso excesivo de la energía en periodos en los que debería preservarse para evitar una crisis de esa naturaleza.

Adicionalmente, durante períodos de baja hidrología la medida propuesta podría no reflejar las señales de precio que se esperaría fuesen transmitidas al mercado. Al aplicarse el mecanismo de ajuste contenido en el proyecto en épocas de sequía, el precio percibido podría perder su función orientada a dotar de información al mercado sobre la disponibilidad del recurso. Por tanto, la imprecisión de esta señal podría derivar en un uso ineficiente de los recursos. Con ocasión de las consideraciones expuestas en este literal, esta Superintendencia recomendará al regulador que considere la adopción de un mecanismo idóneo orientado a prevenir la aplicación de la medida introducida por el proyecto en los períodos de baja hidrología determinados objetivamente por las autoridades competentes.

En conclusión, entendiendo los riesgos explicados en el presente documento, es recomendable que el proyecto y sus documentos soporte expresen las razones que justifican la razonabilidad^[22] del mecanismo de ajuste del máximo precio ofertado (MPO), teniendo en cuenta que se pretende que el precio de bolsa se establezca de acuerdo con el precio de la última planta térmica despachada.

5. RECOMENDACIONES

Por las razones expuestas en la sección anterior, la Superintendencia recomienda a la CREG, en relación con los artículos 3 y 4 del proyecto:

(i) Explicar y justificar con mayor suficiencia económica y técnica por qué el mecanismo propuesto para corregir las fallas que el regulador ha identificado en relación con el precio ofertado por las plantas hidráulicas es idóneo, razonable y proporcional para las dinámicas competitivas del mercado de energía intradiario.

(ii) Indicar cuál es la justificación jurídica y económica que fundamenta el mecanismo de ajuste del máximo precio ofertado (MPO) establecido en el proyecto, teniendo en cuenta que se pretende que el precio de bolsa se establezca de acuerdo con el precio de la última planta térmica despachada.

(iii) Analizar y justificar si el plazo para la implementación del proyecto es suficiente de cara a los riesgos identificados en el presente documento.

(iv) Considerar la adopción de un mecanismo idóneo orientado a prevenir la aplicación de la medida introducida por el proyecto en los períodos de baja hidrología determinados objetivamente por las autoridades competentes.

Finalmente, agradecemos a la CREG que, al momento de expedir la regulación en cuestión, remita una copia al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.

Cordialmente,

FRANCISCO MELO RODRÍGUEZ

Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia

<NOTAS DE PIE DE PÁGINA>

1. “Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.”

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

3. “Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.”

4. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Páginas 4-5.

5. Ibid. Página 4.

6. Ídem.

7. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Página 6.

8. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Página 5.

9. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Página 6.

10. Corte Constitucional. Sentencia C-150 de 2003.

11. Corte Constitucional. Sentencia C-150 de 2003.

12. Constitución Política de 1991. Artículo 367.

13. Cabe señalar que la generación de energía es considerada como una actividad complementaria del servicio público de energía eléctrica.

14. “Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.”

15. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Páginas 44-45.

16. El artículo 6 de la Resolución CREG 55 DE 1994, modificado por el artículo 28 de la Resolución 60 de 2019, dispone que los precios de oferta de las plantas hidráulicas deben reflejar los costos variables de generación en que esperan incurrir, tomando en consideración los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta atendiendo la operación económica a mediano y largo plazo del Sistema Interconectado Nacional.

17. El Costo Equivalente de Energía calculado por el CND por mandato de la CREG, se ejecuta cada mes y sirve para valorar la energía de los generadores. Entra como uno de los costos fijos en la oferta diaria para el Despacho Económico. Disponible en: https://www.xm.com.co/operaci%C3%B3n/planeaci%C3%B3n/planeaci%C3%B3n-largo-plazo/costo-equivalente-de-energ%C3%ADa-cee

18. Gravamen con destino al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas.

19. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Página 19.

20. González, Cristhian y Espinel, Javier. Determinantes del precio de la energía eléctrica en el mercado de energía de Colombia. 2019. Escuela Colombiana de Ingeniería Julio Garavito. Página 29. Disponible en:

https://repositorio.escuelaing.edu.co/bitstream/handle/001/939/Gonz%C3%A1lez%20Garz%C3%B3n%2C%20Cristhian%20Camilo%20-%202019.pdf?sequence=1&isAllowed=y

21. CREG. Metodología para la Determinación del Precio de Bolsa. Propuesta de Ajuste. Páginas 39-40.

22. Cfr. Corte Constitucional. Sentencia C-403 de 2010; C-830 de 2010; C-615 de 2002.