Concepto 351191 de 2024 SIC
DESCARGAS
CONCEPTO 351191 DE 2024
(octubre 31)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO
Bogotá D.C.
Señores
XXXXX
| Asunto: | Radicación: | 24-351191- -6-0 |
| Trámite: | 396 | |
| Evento: | 310 | |
| Actuación: | 440 | |
| Folios: | 32 | |
| Referencia: | Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: “Por la cual se adoptan programa para mejorar la formación del precio de bolsa del Mercado de Energía Mayorista” (en adelante, el proyecto). | |
Respetados señores:
En respuesta a la comunicación enviada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG) el 20 de agosto 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. Por último, se formularán algunas recomendaciones.
1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO
Esta ley estableció 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 energía. 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 024 de 1995[2]
Esta resolución estableció 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 el de la última planta necesaria para satisfacer la demanda. Además, se ajusta el precio máximo ofertado por un factor adicional relacionado con los costos de plantas térmicas no cubiertos por los precios horarios. Lo anterior, se puede reflejar en la siguiente gráfica:
Fuente: CREG[3]
Así pues, el precio de bolsa corresponde al precio de la planta marginal, es decir, el precio ofertado por la última planta despachada en mérito requerida para atender la demanda.
1.3. Resolución CREG 025 de 1995[4]
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
Con fundamento en el análisis económico contenido en el capítulo 4 del Documento soporte del proyecto, la CREG consideró que la formación del PBN en el mercado mayorista de energía presenta algunas ineficiencias, las cuales podrían derivarse de causas atribuibles a niveles bajos de competencia en el mercado. Las causas identificadas por el regulador fueron las siguientes[5]:
(i) Concentración entre moderada y alta en el mercado de corto plazo.
(ii) Márgenes de reserva en el corto plazo en ciertos periodos.
(iii) La naturaleza del mercado, la cual puede ser comprendida como un juego repetido con un alto grado de información y baja incertidumbre, facilitando así comportamientos estratégicos.
(iv) Falta de mayor competencia en algunos períodos.
Para el regulador, los aspectos señalados anteriormente podrían afectar la eficiencia en la prestación de un servicio esencial por tres razones. Primero, estarían promoviendo que los precios de la energía transada en bolsa disten de los que se obtendrían en un mercado con presiones competitivas. Segundo, la formación de los precios en este mercado tendría la potencialidad de afectar a los usuarios regulados, según el cálculo tarifario establecido en la Resolución CREG No. 119 de 2007[6]. Finalmente, el comportamiento de los precios en la bolsa de energía sirve como una señal que influye en la fijación de los precios de los contratos de energía registrados, cuyos costos también terminan siendo trasladados a los usuarios del servicio. Con base en lo anterior, la CREG considera apropiado ajustar la metodología establecida en la Resolución CREG No. 024 de 1995 para la determinación del precio horario nacional en la bolsa de energía en Colombia. Esto con el fin de asegurar una formación eficiente de los precios en el mercado, en consonancia con los principios y criterios establecidos por la normativa vigente.
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El proyecto tiene como objeto adoptar un programa para mejorar la formación del precio de bolsa del mercado de energía mayorista, el cual tendrá las siguientes etapas:
i. Verificación de la planta marginal. Se verifica la planta marginal cuando el precio de bolsa es inferior al precio marginal de escasez. El procedimiento por adelantar y los plazos de la puesta en marcha, están contenidos en los artículos 4 y 5 de la iniciativa regulatoria.
ii. Mitigación ex ante. La CREG definirá un mecanismo de pruebas de cantidades y conducta a las ofertas para identificar los agentes pivótales[7] y su conducta. Dichas pruebas serán aplicadas por el operador del mercado hasta la entrada del monitor del mercado. Para lo anterior, el regulador adelantará estudios para establecer si, potencialmente, un agente podría estar haciendo uso de una posición dominante. La CREG reglamentará el mecanismo en resolución independiente y, una vez entre en aplicación, se suspendería el paso 1.
iii. Monitoreo del mercado. La CREG adelantará los estudios y análisis para definir la reglamentación necesaria para implementar la figura del monitor del mercado, que será un equipo de dedicación exclusiva, con el objetivo de supervisar las actividades del mercado en aras de detectar y prevenir conductas anticompetitivas, además de aplicar las pruebas de cantidades y conducta. El monitor deberá ser contratado por el Operador del Sistema Interconectado y el Administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia (en adelante XM).
4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA
El programa propuesto por la CREG abarca una serie de medidas escalonadas, que inician con la verificación de la planta marginal a corto plazo y de manera temporal, continúan con la implementación de mecanismos ex ante para la mitigación de eventuales ejercicios de poder de mercado y culminan con la creación de una figura de monitor del mercado con dedicación exclusiva. Este enfoque modular por parte del regulador evidencia un esfuerzo por garantizar una intervención regulatoria progresiva orientada a mejorar la eficiencia en la formación del PBN.
En este contexto, esta Autoridad considera que la implementación del programa propuesto, particularmente los pasos 2 y 3, podría resultar beneficiosa para el mercado mayorista de energía. Por un lado, la introducción de las pruebas de cantidades y conducta permitiría a la CREG identificar a los agentes pivótales y analizar su comportamiento a lo largo del tiempo. Esta capacidad de análisis podría contribuir a detectar y limitar el ejercicio del poder de mercado por parte de los generadores, específicamente en lo que respecta a su capacidad para influir en el precio de la bolsa nacional. Así, las pruebas ex ante servirían como una medida preventiva que podría mitigar comportamientos estratégicos que distorsionen los precios de la energía que se transa diariamente en la bolsa.
Por otro lado, la figura del monitor del mercado introduciría un nivel adicional de supervisión especializada, lo que presumiblemente mejoraría la transparencia y permitiría una vigilancia continua sobre las estrategias de los agentes. Este mecanismo podría actuar como un disuasivo contra conductas perjudiciales para la libre competencia económica, reforzando así la confianza en el mercado y fomentando un entorno de mayor competitividad. Lo anterior podría resultar en que los precios de bolsa nacional, formados diariamente en el mercado de energía mayorista en Colombia, se aproximen más a los precios que se observarían en un mercado altamente competitivo.
Sin perjuicio de lo anterior, esta Superintendencia considera relevante presentar en primer lugar sus consideraciones respecto al paso 1 del programa. Si bien los pasos subsiguientes podrían generar efectos positivos en el mercado de energía mayorista en Colombia, resulta necesario analizar en primera instancia la incidencia de la verificación de la planta marginal en las dinámicas competitivas de dicho mercado. En consecuencia, a continuación, se llevará a cabo un análisis detallado de esta disposición con el propósito de ofrecer una perspectiva constructiva que contribuya al desarrollo eficiente del mercado energético en el país.
4.1. Sobre la aplicación de la verificación de la planta marginal
4.1.1. Regla propuesta
En el marco del Paso 1 -Verificación de la planta marginal- del programa para mejorar la formación del precio de bolsa del mercado de energía mayorista, el artículo 4 del proyecto estipula que, una vez se han fijado los precios de bolsa horario para atender la demanda nacional, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (en adelante ASIC) verificará si estos precios son menores al Precio de Escasez de Activación[8] del mes correspondiente. En caso afirmativo, se procedería a realizar lo siguiente:
Para cada Máximo Precio Ofertado para la Demanda Total Doméstica horario del despacho ideal (en adelante 
), se identificará si el 
corresponde al precio ofertado por una planta hidráulica y si dicho valor es mayor al precio ofertado por la última planta térmica no inflexible despachada en el despacho ideal de la hora y día correspondientes, más un margen del 10%. Si lo anterior ocurre, se procedería con el siguiente ajuste: modificar el valor del 
horario, reemplazándolo por el precio ofertado por la última planta térmica no inflexible despachada en el despacho ideal de la hora y día correspondientes[9]. Si no se encuentra una planta térmica que cumpla con estas condiciones, no se procederá con el ajuste del 
horario. En este orden de ideas, el parágrafo 2 del artículo 4 especifica que, cada vez que se realice el ajuste del presente artículo, este corresponderá al 
horario que se utilizará en el cálculo del precio de bolsa horario del día d en el mes m para las transacciones del Mercado de Energía Mayorista.
Como se señaló anteriormente, la iniciativa regulatoria busca asegurar que los precios de la energía reflejen una combinación eficiente de los costos de producción, especialmente cuando las plantas hidráulicas, que dependen del agua, tienen un precio superior a cierto margen en comparación a las plantas térmicas, que usan combustibles como gas o carbón. Para cada hora, el sistema revisará el 
para satisfacer la demanda de energía doméstica y verificará si dicho precio proviene de una planta marginal hidráulica. Si el precio de la planta marginal hidráulica resulta ser un 10% más alto que el precio de la última planta térmica utilizada en ese horario, se hará un ajuste. Este ajuste consistirá en que, en lugar del precio hidráulico, se usará el precio de la última planta térmica como referencia. Esto quiere decir que, solo cuando el precio de la planta marginal hidráulica es más alto, como mínimo un 10%, que el precio de la última planta térmica que en entra en mérito, se sustituye el valor por uno menor para evitar incrementos en el precio de la energía en bolsa.
Ahora bien, con respecto a la puesta en marcha del programa para mejorar la formación del precio de bolsa, el artículo 5 del proyecto establece que, para la ejecución del Paso 1 (Verificación de la planta marginal), se adelantarán las siguientes tres actividades:
a. Implementación. El ASIC tendrá un plazo (30) días calendario para implementar las reglas definidas en la presente resolución.
b. Marcha blanca. Durante un periodo de (15) días calendario, contado a partir de finalizada la implementación, el ASIC adelantará la liquidación del precio de bolsa con las reglas implementadas en el literal a. Los resultados no tendrán implicaciones comerciales.
c. Aplicación. Una vez finalizada la marcha blanca, el ASIC inicia la aplicación de las reglas con implicación comercial durante un período de (6) meses calendario. El período de aplicación podrá ser ajustado por la CREG mediante resolución.
4.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
La aplicación con efectos comerciales del Paso 1 del programa propuesto por la CREG constituye una intervención regulatoria de carácter temporal con la idoneidad para incidir en la formación de los precios de bolsa nacional en el mercado de energía mayorista. El mecanismo ejercerá un impacto directo en el precio de la bolsa nacional, cuando se cumplan las siguientes tres condiciones de mercado: (i) una vez fijados los precios horarios de la bolsa para atender la demanda nacional, el precio debe ser inferior al Precio de Escasez de Activación del mes correspondiente; (ii) el 
debe corresponder al precio ofertado por una planta hidráulica; y (iii) dicho valor del 
de la planta hidráulica debe ser mayor en más del 10% que el precio ofertado por la última planta térmica no inflexible despachada, en el despacho ideal de la hora y el día correspondientes, excluyendo aquellas que operan con gas proveniente de campos no conectados al Sistema Nacional de Transporte. Acaecidas estas condiciones, el mecanismo de ajuste consistirá en modificar el valor del 
horario, sustituyéndolo por el precio ofertado por la última planta térmica no inflexible despachada en el despacho ideal de la hora y el día correspondientes.
Así las cosas, esta Autoridad considera que la aplicación con efectos comerciales del Paso 1 –Verificación de la planta marginal- establecería un trato diferenciado entre los generadores térmicos e hidráulicos, que podría distorsionar el mecanismo de ajuste de la oferta y la demanda en el mercado de energía mayorista en Colombia y que podría reducir, potencialmente, las rentas inframarginales percibidas por los generadores, sin importar la tecnología empleada. No obstante, esta Superintendencia advierte desde ya que la magnitud del impacto de estas incidencias en la dinámica competitiva del mercado sería limitada dado que, en principio, la regla propuesta tan solo estaría vigente por seis (6) meses.
Teniendo en cuenta lo anterior, a continuación, se presentará el análisis desde una perspectiva de libre competencia económica en relación con la aplicación del Paso 1. Primero, se examinarán las justificaciones presentadas por el regulador para sustentar el proyecto. Luego, se abordará el marco teórico de la regulación de precios, con el fin de proporcionar contexto sobre las implicaciones de este tipo de iniciativas. Finalmente, se evaluará la razonabilidad y proporcionalidad de la regla propuesta, con el propósito de determinar si su adopción es constitucionalmente válida.
4.1.2.1. Justificaciones presentadas por el regulador
La CREG sustentó la introducción de la intervención regulatoria con fundamento en la existencia de las siguientes causas inherentes al funcionamiento del mercado de energía mayorista en Colombia: (i) concentración entre moderada y alta en el mercado de corto plazo; (ii) bajos márgenes de reserva en el corto plazo en ciertos periodos; (iii) la naturaleza del mercado, que puede ser comprendida como un juego repetido con un alto grado de información y baja incertidumbre, facilitando así comportamientos estratégicos; y (iv) falta de mayor competencia en algunos períodos.
En primer lugar, el regulador señaló que la concentración moderada-alta en el mercado de corto plazo permite que algunos agentes ejerzan poder de mercado, fijando precios elevados sin enfrentar una competencia real. Mediante la Tabla No. 1, el regulador expuso la situación actual frente a la distribución de la capacidad efectiva neta de generación de energía entre los principales actores del mercado eléctrico colombiano. Esta tabla presenta los diez principales agentes generadores de energía en el país que tienen la mayor participación en la capacidad efectiva neta de generación en Colombia. En conjunto, estos diez agentes agrupan aproximadamente el 85% de la capacidad total del Sistema Interconectado Nacional[10].
Tabla No. 1. Capacidad Efectiva Neta y Participación por agente
| Agente | Capacidad efectiva neta (MW) | % CEN | Acumulado | |
| 1 | EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. | 4.764,7 | 23,5% | 23,5% |
| 2 | ENEL COLOMBIA SA E.S.P. | 3.404,3 | 16,8% | 40,3% |
| 3 | ISAGEN S.A. E.S.P. | 3.011,1 | 14,9% | 55,2% |
| 4 | CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P. | 1.839,6 | 9,1% | 64,3% |
| 5 | AES COLOMBIA & CIA. S.C.A. E.S.P. | 1.039,6 | 5,1% | 69,4% |
| 6 | TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. | 911,0 | 4,5% | 73,9% |
| 7 | GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA DEL CARIBE S.A. E.S.P. | 728,2 | 3,6% | 77,5% |
| 8 | PRIME TERMOFLORES S.A.S. E.S.P. | 605,0 | 3,0% | 80,5% |
| 9 | TERMOCANDELARIA S.A.S. E.S.P. | 555,0 | 2,7% | 83,2% |
| 10 | EMPRESA URRA S.A. E.S.P. | 338,0 | 1,7% | 84,9% |
Fuente: CREG[11]
Según la tabla anterior, la capacidad efectiva neta total del Sistema Interconectado Nacional es de 20.258 MW. EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. se destaca como el mayor generador, con una capacidad efectiva neta de 4.765 MW, lo que representa el 23,5% del total del sistema. Le sigue ENEL COLOMBIA SA E.S.P. con 3.404 MW, equivalente al 16,8% de la capacidad total. ISAGEN S.A. E.S.P. ocupa el tercer lugar con 3.011 MW, lo que equivale al 14,9% del total. Mientras que CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P. ocupa el cuarto lugar con 1.839 MW equivalente al 9,1%. Estas cuatro empresas, según el regulador, concentraron alrededor del 64,3% de la capacidad instalada del sistema, con corte a abril de 2024.
A partir de las cifras presentadas, la CREG concluyó que la capacidad de generación está concentrada en estos pocos agentes, y que ello tiene implicaciones en términos de competencia y fijación de precios en el mercado. La supuesta alta concentración del mercado que señala el regulador, le permite afirmar que los principales actores pueden tener un poder de mercado sobre la fijación de precios. Lo anterior, es consistente con lo identificado por el regulador en la Tabla No. 2, en la que se observa la participación de cada generador en la fijación del PBN, durante los meses de septiembre, octubre y noviembre de 2023. Adicionalmente, se pudo identificar que, ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P., ISAGEN S.A. E.S.P. y EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. tuvieron una participación conjunta de 86,1%, 67,2% y 74,7% sobre la fijación del PBN durante los meses de septiembre, octubre y noviembre de 2023, respectivamente.
Tabla No. 2. Porcentaje de participación en la fijación de precio
| Agente generador | Sep./23 | Oct./23 | Nov./23 |
| ISAGEN | 35,3% | 44,1% | 31,8% |
| ENEL | 40,8% | 15,7% | 15,8% |
| EPM | 10,0% | 7,4% | 27,1% |
| CELSIA | 6,5% | 7,5% | 4,4% |
| AES - CHIVOR | 3,1% | 10,7% | 0,0% |
| TEBSA | 2,1% | 5,2% | 2,2% |
| GECELCA | 0,1% | 1,9% | 6,7% |
| TERMOTASAJERO | 0,0% | 0,0% | 4,6% |
| PRIME - TERMOFLORES | 0,4% | 2,5% | 0,4% |
| SOCHAGOTA | 0,0% | 0,4% | 2,4% |
| PRIME - TERMOVALLE | 0,9% | 1,3% | 0,3% |
| TERMOCANDELARIA | 0,0% | 0,7% | 1,8% |
| TERMOTASAJERO DOS | 0,0% | 0,3% | 1,4% |
| TERMONORTE | 0,4% | 0,9% | 0,1% |
| GESTION ENERGETICA | 0,1% | 0,4% | 0,4% |
| PROELECTRICA | 0,0% | 0,5% | 0,4% |
| TERMOYOPAL GENERACION 2 | 0,1% | 0,1% | 0,4% |
| TERMOEMCALI | 0,0% | 0,3% | 0,0% |
Fuente: CREG[12]
A partir de estas cifras, el regulador concluyó que la posible concentración media-alta del mercado y el hecho de que unos pocos agentes tengan un rol predominante en la fijación de precios podría implicar que las condiciones de competencia en el mercado se encuentren en riesgo y que, por consiguiente, la formación de precios no se desarrolle de manera eficiente. Al respecto, la CREG subrayó la necesidad de adoptar mecanismos de intervención regulatoria con el propósito de mitigar el impacto de estos comportamientos con la potencialidad de afectar los niveles de competencia, asegurando que el precio de bolsa refleje los costos reales o eficientes de generación.
Con respecto a la justificación presentada por el regulador, esta Superintendencia considera importante que se tengan en cuenta los siguientes aspectos. En primer lugar, se observa que la capacidad efectiva neta de generación tendría la potencialidad de no reflejar fielmente los niveles de concentración del mercado si el uso de esa capacidad está condicionado a restricciones económicas o estacionales que limitan su producción en ciertos momentos.
Para ilustrar la anterior situación, considérese una temporada de sequía como la observada durante la incidencia del Fenómeno de El Niño. Durante estos periodos el nivel de los embalses disminuye, factor que opera reduciendo la capacidad real de los generadores hidráulicos para producir energía. En efecto, durante el periodo de incidencia de este fenómeno, la participación de este tipo de generadores en el despacho económico tiende a disminuir, sin que exista alguna variación en su capacidad de generación como tal. Esta circunstancia genera un impacto en los ingresos percibidos por ventas de energía a través del mercado intradiario de energía que no son capturados a través de las variaciones observadas en la capacidad efectiva neta de generación.
Así mismo, piénsese la situación de plantas térmicas que operan a partir de combustibles líquidos. En la medida en que estas plantas enfrentan mayores costos variables de generación que las plantas que operan a partir de fuentes renovables, en periodos de disponibilidad media y alta de agua, su participación en el despacho económico se reduce y, por ende, la cantidad de energía suministrada al sistema. De manera análoga al caso anterior, durante estos periodos se reducen los ingresos percibidos por ventas de energía a través del mercado intradiario sin que ello se relacione con una variación en la capacidad efectiva neta de generación de estas plantas.
Así pues, las situaciones antes descritas permiten inferir razonablemente que los datos relacionados con la capacidad efectiva neta de generación podrían generar algunos inconvenientes para un análisis adecuado sobre la participación en el mercado. Esto en razón a que se pueden presentar limitaciones climáticas y económicas que impactan la capacidad de los generadores para entregar energía en el sistema y competir activamente en determinados periodos. Por las razones descritas, esta Superintendencia considera que el enfoque adoptado por el regulador para evaluar la competencia en función de la capacidad efectiva neta podría generar algunos inconvenientes al momento de analizar los niveles de concentración en el mercado.
En ese orden de ideas, esta Superintendencia sugiere que el regulador podría considerar la siguiente la información para efectos de soportar en mayor medida los datos que justifican el paso 1 de este proyecto. Sobre el particular, esta Superintendencia tuvo la posibilidad de examinar el valor de los ingresos percibidos por ventas en bolsa de energía por parte de los agentes generadores para 2023 y lo corrido del 2024[13]. A partir de estos datos fue posible estimar los siguientes indicadores de concentración para cada uno de los periodos descritos:
Tabla No. 3. Índices de concentración generadores 2023 - 2024
| Índice de concentración | IHH | Kwoka | Stenbacka | Líder | CR2 |
| 2023 | 1065 | 0,00 | 49,8% | 16,2% | 31,9% |
| 2024 | 962 | 0,00 | 48,9% | 15,0% | 27,8% |
Fuente: SIC. Elaboración propia
La información económica presentada anteriormente podría ser tenida en cuenta para efectos de estudiar con mayor detalle la participación de mercado de los agentes que concurren al mercado intradiario de energía. Lo anterior en la medida en que refleja tanto la participación de cada agente en la generación efectiva como su capacidad para aprovechar precios altos en momentos críticos. Obsérvese que estos indicadores demuestran aspectos importantes para efectos de analizar con mayor detalle los niveles de concentración en el mercado. En primer lugar, un IHH por debajo de 1500 indica un mercado con concentración baja a moderada. La disminución de este indicador entre 2023 y lo corrido de 2024, de 1065 a 962, sugiere que se ha reducido la concentración del mercado. A su vez, un valor de 0 en el Índice Kwoka sugiere que los agentes tienen una participación muy balanceada. Mientras que, el Índice Stenbacka que indica el umbral a partir del cual una empresa puede considerarse dominante en el mercado tiene un valor de 49,8% en 2023, y 48,9% en 2024. Por último, obsérvese que el Índice CR2 que mide la participación de las dos principales empresas en el mercado presenta un valor de 31,9% para 2023 y 27,8% para 2024.
En este orden de ideas, es importante que el regulador considere, en su análisis, integrar algunas variables adicionales que contemplen, por ejemplo, los ingresos percibidos por los agentes, a fin de obtener una visión más precisa y exhaustiva del grado de concentración del mercado. Esto permitiría robustecer la justificación económica que sustenta tanto la necesidad de aplicar el Paso 1, como su pertinencia para alcanzar los objetivos propuestos en los Pasos 2 y 3 del programa.
En segundo lugar, la CREG señaló que durante periodos de baja hidrología o mayor demanda se reducen los márgenes de reserva (i.e. diferencia entre la capacidad disponible para generar energía y la demanda real que el sistema debe atender[14]). En periodos en los que el margen se reduce, es decir, cuando el sistema está más cercano a su capacidad máxima, el mercado se enfrenta a una mayor vulnerabilidad. Estos momentos de menor margen coinciden, generalmente, con periodos de baja disponibilidad de recursos hídricos, que son esenciales para la matriz energética colombiana, dependiente en su mayoría de plantas hidroeléctricas. A partir de las cifras presentadas para el periodo enero y noviembre de 2023, el regulador concluyó que el margen de reserva fluctuó entre un 15% y un 50%[15].
En tercer lugar, el regulador consideró que una de las causas que podrían llegar a contribuir en cómo se forman los precios en el mercado intradiario de energía, es la naturaleza del mercado entendido como un juego repetido, con un alto grado de información y baja incertidumbre[16]. El regulador adoptó esta definición del mercado con fundamento en los siguientes cuatro factores[17]:
(i) El número de agentes que participan en el Sistema Interconectado Nacional se mantiene relativamente estable a lo largo del tiempo, lo que implica que el número de competidores en el lado de la oferta es predecible.
(ii) Los agentes que ofrecen energía en el mercado cuentan con un amplio conocimiento del potencial técnico de los recursos de generación de sus competidores. Esto significa que no solo conocen la capacidad de generación propia, sino también la de los demás participantes, lo que implica el acceso a información estratégica al momento de presentar sus ofertas. El conocimiento detallado sobre la capacidad de generación de otros jugadores en el mercado les permite prever con mayor precisión la capacidad de generación a ser ofertada en el mercado intradiario de energía.
(iii) Las variables que influyen en la determinación del precio de bolsa y sus fluctuaciones a lo largo del tiempo también son conocidas por todos los agentes del mercado. Lo anterior implica que los participantes del mercado pueden anticipar con un alto grado de precisión cómo se comportará el precio de la energía, lo que facilita la planificación y ejecución de sus estrategias de oferta.
(iv) Los oferentes de energía pueden prever con baja incertidumbre el comportamiento de los precios de oferta de los recursos de generación de sus competidores. En general, estos agentes son capaces de anticipar cómo se configurarán los portafolios de generación de sus rivales bajo diferentes condiciones del sistema, ya sea en escenarios de hidrología baja o alta. Esto les permite ajustar sus ofertas de manera estratégica para aprovechar las condiciones del mercado y maximizar su rentabilidad, al tiempo que minimizan el riesgo de ser desplazados por la competencia.
En suma, el regulador concluyó que la naturaleza del mercado intradiario de energía, entendido como un juego repetido con un alto grado de información y baja incertidumbre, facilita el comportamiento estratégico de los generadores “mediante el aprovechamiento de coyunturas de pivotalidad de ciertos recursos de generación, o de condiciones de hidrología crítica"[18]. En concordancia, la CREG concluye que uno de los comportamientos estratégicos propios de este tipo de mercado conlleva a la “Formación ineficiente del precio acentuado en algunos períodos de tiempo con baja competencia, lo que a su vez puede redundar en un aumento de los costos en las transacciones en el mercado de corto plazo o bolsa de energía”.
Al respecto, obsérvese la Gráfica No. 1 que ilustra el comportamiento esperado en el mercado en un escenario competitivo, con respecto a un escenario en el que los agentes generadores emplean comportamientos estratégicos.
Gráfica No. 1. Oferta hidráulica marginal en un escenario competitivo respecto de un escenario en el que se adopta un comportamiento estratégico
Fuente: CREG[19]
El panel de la izquierda representa un escenario competitivo. Este escenario describe una situación en la que el precio de bolsa es fijado por una planta hidráulica marginal, cuyo precio de oferta es cercano al precio de la última planta térmica en mérito. El regulador considera este escenario eficiente porque el costo marginal del agua es comparable al costo marginal de la planta térmica en mérito, de modo que el precio tiende a reflejar los costos de los diferentes recursos de generación despachados.
Por su parte, el panel de la derecha representa un escenario en el que existe un comportamiento estratégico desplegado por una planta hidráulica marginal. En este escenario, la planta hidráulica marginal, que debería estar fijando el precio en función de su costo marginal del agua, oferta un precio muy cercano al de la primera planta térmica fuera de mérito. Para el regulador, este comportamiento puede ser interpretado como estratégico, ya que la planta hidráulica está fijando un precio mucho más alto al que parece justificarían sus costos reales de producción, acercándose más a los niveles de precio de una planta térmica que tiene costos excesivos y que, por lo tanto, no está siendo despachada. En este caso, el regulador considera que el precio de oferta de la planta hidráulica se aleja de un precio eficiente, generando un resultado subóptimo en términos de eficiencia económica.
En cuarto lugar, con el propósito de corroborar si el mercado intradiario de energía se asemeja en mayor medida a un escenario competitivo, o en su lugar, a un escenario en el que los agentes despliegan comportamientos estratégicos para influir en el PBN, la CREG analizó el comportamiento promedio de los precios de oferta del recurso marginal hidráulico por mes y el promedio de precios de oferta de la última planta térmica desde enero de 2019 hasta marzo de 2024 en la hora 20. (Ver Gráfica No. 2).
Gráfica No. 2. Comportamiento promedio de los precios de oferta del recurso marginal hidráulico mensual y el promedio de precios de oferta de la última térmica planta (enero de 2019 hasta marzo de 2024 en la hora 20)
Fuente: CREG[20]
Con base en el análisis del gráfico anterior, el regulador consideró que, en ciertos momentos, las plantas hidroeléctricas podrían estar obteniendo rentas adicionales en el mercado sin enfrentar una competencia real. Este comportamiento estratégico introduce una distorsión que impide que el PBN refleje los verdaderos costos de generación. En consecuencia, la CREG ha identificado unos elementos característicos del mercado que podrían llegar a poner en riesgo el desarrollo de eficiencias y la dinámica competitiva.
Por último, el regulador sustenta la introducción de la intervención regulatoria, con fundamento en la evidencia de elementos que, en determinados periodos, tienen la potencialidad de poner en riesgo las presiones competitivas en el mercado. Esta conclusión es congruente, según el regulador, con el análisis gráfico presentado anteriormente, en relación con el precio de oferta de la planta hidráulica, que en determinados periodos se aproxima al precio de la planta térmica fuera de mérito, circunstancia que refleja un menor grado de competencia en concordancia con lo advertido por la CREG mediante la Gráfica No. 2.
4.1.2.2. Sobre la regulación que influye en los precios
En este acápite se abordarán algunas consideraciones en torno a la facultad de intervención del Estado en la economía y, en particular, a la regulación que tiene una potencial incidencia sobre los precios. Lo anterior, teniendo en cuenta que, pese a que el proyecto no propone la fijación de un precio en sentido estricto, la regla descrita influiría en la formación del precio, por lo que podría llegar a tener cierta incidencia en la capacidad de los agentes para establecer libremente sus ofertas en la bolsa de energía, ante este cambio en las reglas de formación del precio en bolsa que pretende el proyecto.
Tradicionalmente se ha establecido que, en general, las intervenciones regulatorias –incluidas las que influyen sobre los precios– tienen que encontrarse sustentadas por la identificación de una falla de mercado. En ese orden de ideas, la Corte Constitucional ha señalado que la intervención del Estado en la economía debe estar orientada a remediar las fallas del mercado y promover el desarrollo económico y social[21]. Particularmente, la Corte ha expresado que:
“En el modelo de economía social de mercado se reconocen las libertades económicas en cabeza de los individuos, entendidas éstas como la facultad que tiene toda persona de realizar actividades de carácter económico, según sus preferencias o habilidades, con miras a crear, mantener o incrementar su patrimonio; libertades que no son absolutas, pudiendo ser limitadas por el Estado para remediar las fallas del mercado y promover desarrollo con equidad. Se reconocen dos tipos de libertades económicas: la libertad de empresa y la libre competencia. Si bien las libertades económicas no son absolutas, éstas solamente pueden ser restringidas cuando lo exija el interés social, el ambiente y el patrimonio cultural de la Nación y, en virtud de los principios de igualdad y razonabilidad que rigen la actividad legislativa, cualquier restricción de las libertades económicas debe (i) respetar el núcleo esencial de la libertad involucrada, (ii) obedecer al principio de solidaridad o a alguna de las finalidades expresamente señaladas en la Constitución, y (iii) responder a criterios de razonabilidad y proporcionalidad."[22]
En línea con lo anterior, en Colombia la intervención en la economía se justifica cuando se haya constatado la existencia de una falla en el mercado; es decir, cuando los mercados por sí solos no logran obtener resultados eficientes. Esto es así, adicionalmente, 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[23].
En ese sentido, la Corte Constitucional ha puntualizado que debe optarse por intervenir en la economía en aquellos escenarios en los que el mercado carece de condiciones de competitividad, o en aquellos eventos 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. Sobre este asunto, esta Corporación ha sostenido que:
“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”.[24]
A la luz de la jurisprudencia constitucional expuesta, se puede concluir que la identificación de una falla en el mercado es un requisito necesario para una intervención económica legítima. Así pues, toda intervención de este tipo debe, por un lado, estar justificada por la constatación de una falla de mercado y, por otro lado, tener como objetivo corregirla.
Ahora bien, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (en adelante OCDE) ha abordado las intervenciones regulatorias que influyen sobre los precios como mecanismos regulatorios que limitan la capacidad de los agentes para competir en el mercado[25] Por lo tanto, este tipo de regulación debe analizarse desde la perspectiva de la libre competencia económica, de manera que se asegure que su contenido sea razonable y compatible con la libertad de competencia.
A saber, la OCDE ha señalado que, históricamente, los reguladores de diversos países han diseñado este tipo de medidas con el objetivo de proteger a los consumidores de precios excesivamente altos. No obstante, dicha Organización ha resaltado que, aunque puedan perseguir fines socioeconómicos legítimos, las intervenciones regulatorias con incidencia sobre los precios pueden traer consigo desventajas que deben ser consideradas por los reguladores. Lo anterior, con ocasión de los desincentivos que representan para los agentes.
En particular, se ha identificado que las intervenciones regulatorias a los precios, en el largo plazo, podrían llegar a generar una reducción en la eficiencia de la producción; una menor adopción de nuevas tecnologías; y disminuciones en la calidad y variedad de los productos.[26] En esa medida, la OCDE ha concluido que “en mercados en los que la competencia entre empresas tiene posibilidades de florecer, la regulación de precios debe ser vista con un gran escepticismo y evitarse en la medida de lo posible"[27].
Sin perjuicio de lo anterior, esta Organización reconoce la necesidad de adoptar este tipo de medidas ante circunstancias específicas, o para la consecución de objetivos legítimos de orden económico y/o social. En particular, la OCDE ha sostenido que tradicionalmente el sector energético y, en particular, la industria de suministro de energía se ha visto sujeta a diferentes formas de intervención sobre los precios con el propósito de proteger a los usuarios de precios altos injustificados[28]. Así mismo, ha resaltado el papel preponderante que desempeñan los gobiernos mediante sus intervenciones regulatorias para, a través de estas, fomentar los niveles de competencia –especialmente– en industrias como la de suministro de energía[29].
En adición a lo anterior, la Corte Constitucional ha concluido que la regulación e intervención del Estado en materia de servicios públicos tiene como una de sus principales finalidades garantizar la prestación eficiente y su correspondiente acceso en favor de todos los habitantes del país[30]. En ese sentido, la Corte Constitucional ha caracterizado los servicios públicos domiciliarios mediante los siguientes elementos: “(i) efectivizan otros derechos; (ii) son inherentes a la finalidad social del Estado; (iii) tienen vocación de universalidad; (iv) pueden ser prestados por el Estado, por las comunidades organizadas, o por los particulares; (v) se encuentran en la esfera de lo público, por cuanto es el Estado el que debe asegurar su prestación eficiente; (vi) se sujetan a un régimen jurídico especial; (vii) su régimen tarifario debe ser congruente con los criterios de costos, solidaridad y redistribución del ingreso; (viii) pueden ser estatizados por razones de soberanía o de interés social, siempre que se indemnice a los particulares afectados; y (ix) su prestación puede ser descentralizada “para corregir los errores de un mercado imperfecto y delimitar el ejercicio de la libertad de empresa, así como para preservar la sana y transparente competencia, con el fin de lograr una mejor prestación de aquéllos”[31].
Así las cosas, tanto la OCDE como la Corte Constitucional coinciden en la admisibilidad de las intervenciones regulatorias sobre determinados mercados –como los relacionados con los servicios públicos domiciliarios– para asegurar el acceso justo y eficiente a estos servicios esenciales. De una parte, la OCDE destaca la importancia de la regulación para proteger a los usuarios de precios injustificados y fomentar la competencia en el sector energético. De otra parte, la Corte Constitucional subraya que los servicios públicos deben atender criterios que persigan el bienestar social. Así, se busca un equilibrio entre la protección de los derechos de los usuarios y la promoción de un mercado justo y competitivo en beneficio de la sociedad en general.
En cuanto a las intervenciones sobre los precios en mercados energéticos, se destacan varias experiencias internacionales reconocidas y analizadas por el regulador para la formulación del proyecto[32].
Por un lado, se tiene que el Consejo de la Unión Europea implementó una intervención de emergencia para hacer frente a los elevados precios de la energía en 2022[33]. Este ascenso comenzó en 2021 con la reactivación económica post COVID-19 y se agravó con el conflicto entre Rusia y Ucrania, lo que redujo el suministro de gas y provocó interrupciones, elevando aún más los precios del gas y; en consecuencia, de la energía eléctrica. Dicha intervención contempló la adopción de medidas excepcionales, específicas y limitadas en el tiempo, para reducir la demanda de electricidad y recaudar y redistribuir los ingresos excepcionalmente elevados del sector de la energía a los clientes finales -esto último, mediante la introducción de un tope temporal de los ingresos para los productores de energía inframarginales y la ampliación de los instrumentos a disposición de los Estados miembros para proteger a los usuarios[34].
La Comisión Europea revisó dicha intervención y concluyó que no se encontraba acreditada la necesidad y razonabilidad de prorrogar las medidas adoptadas. Esto, debido a que se habían superado la coyuntura extraordinaria que dio lugar a la adopción de estas reglas excepcionales. Adicionalmente, la Comisión sostuvo que los beneficios derivados de mantener el tope temporal de los ingresos inframarginales no resultaban superiores al eventual impacto en la seguridad de los inversores y los riesgos para el funcionamiento del mercado y la transición energética. No obstante, reconoció que las medidas aludidas habían contribuido a solucionar los problemas asociados a los elevados precios de la energía en la coyuntura de crisis experimentada. Así, en virtud de la reducción y estabilización del precio de la energía, la Comisión decidió no proponer la prórroga de las medidas analizadas[35].
Por otro lado, España y Portugal adoptaron una medida dirigida a reducir los costos de los insumos de las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles, así como consecuentemente sus costos de producción y, en última instancia, el precio en el mercado mayorista de energía. En virtud de esa medida, los generadores reciben un pago que funciona como subvención estatal directa para financiar parte de su costo de combustible. Esta medida se adoptó con ocasión de un contexto de crisis energética, con el propósito de reducir los precios al por mayor de la electricidad en el mercado ibérico (Mercado Ibérico de la Electricidad, MIBEL) para, de este modo, beneficiar a los usuarios. La medida estaría vigente hasta el 31 de mayo de 2023. Sin embargo, España y Portugal notificaron a la Comisión Europea su intención de prorrogarla hasta el 31 de diciembre de 2023 con ciertas modificaciones para suavizar su aplicación en aras de lograr una eliminación progresiva[36]
Al respecto, la Comisión Europea revisó la conveniencia de prorrogar dicha medida con sus modificaciones. Sobre el particular, la Comisión se pronunció de forma favorable al señalar que la prórroga y las modificaciones de la medida se encontraban ajustadas a las normas sobre ayudas estatales de la Unión Europea. En ese sentido, concluyó que esta resultaba adecuada, necesaria y proporcional, toda vez que mantiene su carácter temporal destinado a afrontar la coyuntura que dio origen a su adopción, en el contexto de una situación geopolítica volátil. Adicionalmente, señaló que las modificaciones permiten una eliminación fluida y predecible de la medida, y que esta sigue reduciendo al mínimo las distorsiones a la competencia, evitando repercusiones negativas en mercados conexos[37].
Como se observa a partir de las consideraciones presentadas, las intervenciones regulatorias que influyen en los precios deben ser evaluadas de forma cuidadosa. Aunque se reconoce la conveniencia de ciertas iniciativas de este tipo bajo contextos específicos, es crucial reducir las distorsiones derivadas de las medidas adoptadas. Lo anterior, de modo que las restricciones en la libre competencia se limiten a las estrictamente necesarias para la consecución del objetivo regulatorio perseguido.
4.1.2.3. Análisis de razonabilidad y proporcionalidad de la regla propuesta
El presente acápite tiene como objetivo evaluar si la regla propuesta es razonable y proporcional a la luz del marco constitucional[38]. En este sentido, la Corte Constitucional ha establecido que el análisis de razonabilidad y proporcionalidad de una intervención estatal en la economía, debe basarse en parámetros específicos, relativos a la evaluación acerca de “(i) si la limitación, o prohibición, persiguen una finalidad que no se encuentre prohibida en la Constitución; (ii) si la restricción impuesta es potencialmente adecuada para conseguir el fin propuesto, y (iii) si hay proporcionalidad en esa relación, esto es que la restricción no sea manifiestamente innecesaria o claramente desproporcionada"[39].
(i) La finalidad que persigue la medida
Sobre el particular, esta Superintendencia considera que la regla descrita tiene un fundamento constitucionalmente admisible. Por un lado, el artículo 334 de la Constitución Política establece que corresponde al Estado la dirección general de la economía, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes. En concordancia, el artículo 365 de la Constitución establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que este debe asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. Del mismo modo, el artículo 2 de la Ley 142 de 1994 dispone que el Estado intervendrá en materia de servicios públicos para, entre otros fines, asegurar la prestación eficiente, continua e ininterrumpida de los mismos. Así mismo, 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.
Por otro lado, el artículo 20 de la Ley 143 de 1994[40] 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. Con este fin, dicho artículo dispone que el Estado promoverá la competencia y creará y preservará las condiciones que la hagan posible. Adicionalmente, para el cumplimiento del señalado objetivo de la regulación, el artículo 23 de esta ley, entre otras directrices, le impone el deber al regulador de crear 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.
Al respecto, es importante resaltar que, dentro de los objetivos de protección y promoción de la libre competencia económica, se encuentran tanto la eficiencia económica como el bienestar de los consumidores, ya que un mercado competitivo permite que los recursos se asignen de manera óptima y que los precios reflejen el costo marginal de producción. En este contexto, el programa que se propone en el proyecto contribuye a los anteriores objetivos en razón a lo siguiente.
Por un lado, un precio de bolsa eficiente permite que la señal de precio se alinee con los costos marginales de generación, lo cual es fundamental para la eficiencia económica, ya que evita distorsiones en la formación de precios que pueden derivar en prácticas anticompetitivas o en el ejercicio de poder de mercado. Esto incentiva a los generadores a ofertar de acuerdo con sus costos reales, promoviendo una competencia justa y mitigando el riesgo de manipulación de precios. Por otro lado, cuando el precio de bolsa refleja de manera fiel las condiciones de oferta y demanda en un entorno competitivo, las rentas inframarginales que perciben los agentes responden únicamente al libre juego de las fuerzas de mercado y no a prácticas indeseables desde la perspectiva de la libre competencia. Esto evita que dichas rentas provengan del ejercicio de poder de mercado, lo cual promueve el bienestar de los consumidores, asegurando que paguen tarifas que correspondan a un valor justo con respecto al componente de generación.
En este sentido, la regla propuesta pretende contribuir a solucionar la preocupación manifestada por la CREG, con respecto a la formación del precio en la bolsa de energía del mercado de energía mayorista[41]; preocupación que tiende a acentuarse en períodos marcados por una baja hidrología y un aumento de los costos en las transacciones en el mercado de corto plazo. Por lo tanto, la CREG definió como objetivo general de esta iniciativa regulatoria, propender por la formación eficiente del precio en la bolsa de energía, de modo que se atiendan los principios y criterios establecidos en las Leyes 142 y 143 de 1994 sobre el régimen tarifario[42]. Lo anterior, de conformidad con la definición legal de eficiencia económica, según la cual el régimen de tarifas debe procurar que éstas se acerquen a los precios de un mercado competitivo, garantizando así una asignación eficiente de los recursos en la economía, respetando en todo momento el principio de solidaridad y redistribución del ingreso a través de la estratificación[43].
Así las cosas, se concluye que la medida tiene como objetivo corregir la generación de potenciales ineficiencias en la formación del precio ofertado por los generadores en la bolsa, previniendo que el surgimiento de posibles ineficiencias afecte a los usuarios[44]. En consecuencia, esta Autoridad considera que el propósito de la regla propuesta se alinea con los principios constitucionales y legales expuestos. Por lo tanto, la iniciativa se encuentra respaldada por una finalidad constitucionalmente legítima.
(ii) La idoneidad de la medida para alcanzar el fin propuesto
En línea con lo anterior, la finalidad que pretende alcanzar el regulador a través del proyecto es establecer un programa destinado a mejorar la eficiencia en la formación del precio de bolsa. En este contexto, la eficiencia se entiende como la convergencia del precio de bolsa con el costo marginal de la última planta despachada en el despacho ideal para la hora h del día d en el mes m. Este enfoque busca garantizar que los precios en el mercado de energía mayorista reflejen con precisión los costos marginales de generación de los agentes que operan en el sistema, evitando distorsiones que podrían surgir de comportamientos estratégicos o del ejercicio de poder de mercado.
No obstante, esta Superintendencia reconoce que estimar un precio eficiente de la bolsa de energía representa un desafío considerable. Esto se debe a la dificultad de calcular el costo marginal de las plantas hidráulicas, ya que el insumo de generación que utilizan, el agua, no tiene un precio de mercado establecido. Esta situación contrasta con las plantas térmicas, cuyo costo marginal puede determinarse con base en los precios de sus insumos de generación, como el gas, el carbón o los combustibles líquidos. En atención a esta particularidad del mercado, el regulador establece que el valor del agua debe comprenderse como el costo de oportunidad del recurso[45], considerando que el recurso que se busca reemplazar mediante el despacho es el recurso térmico.
Bajo este entendimiento, esta Autoridad considera que la regla propuesta es, en principio, adecuada para alcanzar una mayor eficiencia en la formación de los precios en bolsa, por las siguientes razones.
En primer lugar, el ajuste propuesto implica una corrección al 
de una planta hidráulica, cuando este excede en más de un 10% el precio ofertado por la última planta térmica despachada en mérito. Esta corrección busca asegurar que el precio de bolsa no se eleve por encima de dicho umbral de tolerancia. Así, el ajuste evita que las ofertas de las plantas hidráulicas generen distorsiones en la formación de precios, asegurando que su precio ofertado se mantenga dentro de un rango razonable respecto al costo marginal de la generación térmica.
Al respecto, del documento soporte del proyecto se puede observar que el margen del 10%, surge de un análisis estadístico de los precios de oferta de los recursos de generación del Sistema Interconectado Nacional entre enero de 2019 y abril de 2024. Este análisis evaluó las ofertas de las plantas marginales y se obtuvo que, en aproximadamente el 80% de los periodos, un recurso hidráulico definía el precio de bolsa. Así, al comparar los precios de las plantas hidráulicas con los de las térmicas despachadas, el regulador encontró que, en promedio, la diferencia entre el precio de la última planta térmica en mérito y el precio de la planta hidráulica marginal era del 10,36%. Con base en este análisis, la mediana de esta brecha fue de 9,29%. De ahí que se estableciera un umbral del 10% para corregir los precios de oferta cuando la planta hidráulica marginal sobrepasa este margen respecto al precio de la última térmica despachada.[46]
En segundo lugar, la inclusión de un margen del 10% introduce una incertidumbre estratégica que podría disuadir a los generadores hidráulicos de sobreestimar el costo del agua como insumo en sus ofertas. Obsérvese que este margen añade un riesgo para las plantas hidráulicas, ya que si su 
supera el margen establecido, este sería ajustado al 
de la última planta térmica despachada, lo que resultaría en una disminución de sus ingresos. En este contexto, bajo las nuevas condiciones del mercado que pretende instaurar el proyecto, las plantas hidráulicas podrían considerar más razonable ajustar sus precios en función de los costos marginales térmicos, lo cual promovería una formación de precios, en principio, más eficiente en el mercado mayorista de energía.
Así mismo, esta Superintendencia observa que el mecanismo propuesto genera una penalización implícita sobre las plantas hidráulicas cuyos 
superen el margen del 10%. Nótese que, en lugar de corregir al límite del 10%, el ajuste se realiza directamente al precio de la última planta térmica despachada, lo que implica una reducción más pronunciada. En este sentido, la medida no solo pretende corregir ineficiencias en la formación del precio, sino que también funciona como un mecanismo de disciplina económica para los generadores hidráulicos que sobrevaloren sus precios por encima del margen dispuesto en el proyecto.
En tercer lugar, el margen del 10% refleja el reconocimiento de que, en determinadas circunstancias, el costo de oportunidad del agua puede superar al de la última planta térmica despachada. Este margen admite que el valor del agua puede ser superior, por ejemplo, durante períodos de baja hidrología o debido a su valor futuro. Así, al establecer este umbral de tolerancia, el regulador busca equilibrar la corrección de precios potencialmente ineficientes, con la compleja realidad económica de este mercado, ajustando el mecanismo sin imponer una equivalencia rígida con los costos térmicos. Lo anterior, tiende a favorecer una formación de precios más eficiente y adaptada a las condiciones del mercado de generación de energía en Colombia.
Sin perjuicio de lo anterior, resulta relevante señalar que el mecanismo propuesto podría enfrentar ciertos desafíos en su capacidad para cumplir plenamente con el objetivo de promover una formación eficiente de precios en bolsa. Estos desafíos, aunque no definitivos, podrían condicionar su efectividad en escenarios específicos. Por ejemplo, en escenarios donde el costo de oportunidad del agua sea muy superior al del recurso térmico que se busca reemplazar, como es posible que ocurra en periodos de baja hidrología. En estos casos, el costo marginal de las plantas hidráulicas podría ser justificadamente mayor debido a la escasez del recurso, lo que legitimaría desde una óptica de eficiencia, un precio de oferta más elevado. Bajo estas circunstancias, la regla propuesta podría llegar a producir una subvaloración del costo real del agua, lo que generaría señales de precios distorsionadas, afectando potencialmente la eficiencia del mercado.
Por consiguiente, para garantizar que la medida sea la más adecuada para alcanzar los objetivos de eficiencia perseguidos y reconociendo las numerosas complejidades que confluyen en el mercado de energía mayorista en Colombia, esta Superintendencia considera valioso que el regulador disponga de información económica y ajustada a las dinámicas actuales del mercado, que vaya más allá de estadísticas descriptivas sobre datos históricos. En este contexto, los pasos 2 y 3 del programa propuesto en el proyecto, que incluyen pruebas ex ante de cantidades y conducta, así como la implementación de un monitor del mercado, permitirían obtener información más rigurosa, pertinente y conducente sobre el comportamiento de los agentes en la formación del precio en bolsa. Con esta información, es razonable esperar que el regulador pueda desarrollar un marco regulatorio más preciso para estimar el precio eficiente en bolsa para cada período horario.
En cuarto lugar, esta Superintendencia considera necesario advertir sobre el riesgo que implicaría la facultad otorgada a la CREG de ajustar, sin limitación temporal, el período de aplicación comercial de la "Verificación de la planta marginal". Lo anterior podría permitir que una regla diseñada inicialmente como temporal, se convierta en permanente, lo cual iría en contravía con el enfoque mismo de la iniciativa regulatoria.
A saber, el proyecto propone un esquema escalonado de intervención con tres fases: la verificación de la planta marginal como un primer paso temporal, seguido de medidas más avanzadas en los pasos 2 y 3 (mitigación ex ante y monitoreo del mercado). Este diseño progresivo sugiere que la intervención inicial de ajuste de precios debería tener una duración limitada, dando paso a las fases de monitoreo y pruebas de conducta, las cuales proporcionarían al regulador información más robusta y herramientas de supervisión más precisas. En esa medida, dejar la posibilidad de mantener indefinidamente el ajuste de la planta marginal podría diluir la efectividad de estos pasos posteriores, generando incertidumbre para los agentes sobre la permanencia de una intervención de precios transitoria.
Por lo anterior, se recomendará a la CREG que se abstenga de prorrogar el período de aplicación de la medida de verificación de la planta marginal más allá de los seis meses inicialmente previstos, garantizando así que la estructura del proyecto se ejecute como un proceso integral y coherente con sus objetivos de corto y largo plazo. Además, con esta recomendación contribuiría a incrementar la transparencia de la iniciativa y evitar que los agentes lleguen a percibir dicha habilitación como un espacio de discrecionalidad o arbitrariedad.
Finalmente, se observa que tanto las causas identificadas por el regulador como la presunta falla de mercado parecen corresponder a situaciones estructurales del mercado de energía mayorista en Colombia. En este sentido, la temporalidad de la regla propuesta podría suscitar algunas inquietudes sobre su congruencia con el objetivo de lograr una eficiencia sostenida en la formación de precios. En consecuencia, dado que el propósito del regulador es corregir fallas que no parecen ser coyunturales, es oportuno que se desarrollase una fundamentación económica más sólida que respalde la aplicación de una medida temporal en ausencia de una situación excepcional. Esta consideración es coherente con los pasos 2 y 3 del programa, ya que su inclusión sugiere la conveniencia de disponer de información económica más detallada, con el fin de diseñar una solución regulatoria precisa y rigurosa, que contribuya a mejorar la eficiencia en la formación de precios en el mercado de energía mayorista.
Así las cosas, esta Autoridad observa que existe una oportunidad de mejora para que el regulador justifique de manera más sólida, desde una perspectiva económica y técnica, la necesidad de aplicar con efectos comerciales el paso 1 -Verificación de la planta marginal- dentro del marco del programa propuesto. Específicamente, esta Superintendencia considera valioso que se explique con mayor profundidad (i) cuáles son los objetivos específicos que se espera alcanzar durante los seis meses de aplicación del Paso 1; (ii) cuál es la justificación en términos de relevancia y necesidad que esta regla propuesta tendría en relación con los pasos 2 y 3 del programa.
En concordancia con lo anterior, extender el período de aplicación del Paso 1 –más allá de los seis meses– podría generar algunas percepciones de excesiva discrecionalidad y riesgo de permanencia de una medida transitoria, afectando la confianza en la estabilidad regulatoria. La temporalidad de esta medida también permite que no se adopten intervenciones con impacto en los precios sin contar con los datos técnicos y económicos adecuados, que se espera, razonablemente, se obtengan en pasos siguientes. Por tal motivo, resulta relevante que el regulador se abstenga de prorrogar el período de aplicación del Paso 1 más allá de los seis meses iniciales, asegurando así una implementación clara, delimitada y coherente con la finalidad del programa para mejorar la formación de los precios en bolsa.
(iii) En relación con la proporcionalidad de la medida
El análisis de proporcionalidad de una intervención regulatoria se enfoca en evaluar si los beneficios derivados de su implementación superan las posibles restricciones o desventajas que esta pueda generar. En este caso, resulta necesario valorar si los beneficios potenciales para el mercado mayorista de energía en Colombia, que se podrían derivar con la corrección a la baja del precio de bolsa contemplada en el Paso 1, para un periodo temporal de seis meses, son superiores a las posibles limitaciones que impone la regla propuesta. A la luz de este análisis, a continuación, se analizarán los beneficios y las restricciones que podrían derivarse de la medida.
En cuanto a los beneficios derivados de la regla propuesta, es pertinente destacar la posibilidad de una reducción en el PBN. Al implementar el mecanismo de ajuste sugerido, se podría evitar que el precio de bolsa se incremente significativamente, ya sea por una sobreestimación del valor del agua como insumo de generación o por factores relacionados con el ejercicio de poder de mercado. De este modo, al alinear las ofertas con los costos marginales reales del recurso que se espera reemplazar, es posible que en determinados escenarios se logre una formación de precios más eficiente en comparación con las reglas actuales.
A su vez, la potencial reducción en el PBN que podría derivarse de la implementación de la regla propuesta tendría, en principio, un impacto favorable para los usuarios finales de energía. Si los comercializadores que atienden la demanda regulada adquieren energía a precios formados en bolsa y estos, en ciertos escenarios, son ajustados a la baja, sería razonable esperar, de conformidad con el régimen tarifario actual, que las tarifas para los usuarios finales también puedan experimentar una reducción. Al respecto, es importante precisar que la magnitud de este efecto dependerá tanto de la eficacia con la que se implemente la medida, como a la diferencia entre el precio ofertado por la planta hidráulica marginal y el de la última planta térmica despachada en mérito, además de la exposición que cada agente tenga en bolsa.
De otra parte, otro posible beneficio de la regla podría residir en la introducción de incertidumbre y riesgo para los agentes generadores. En un mercado mayorista de energía con características oligopólicas y baja incertidumbre, la capacidad de anticipar y potencialmente influir en los precios podría generar distorsiones perjudiciales para la eficiencia del mercado. En esa medida, al establecer un margen del 10% para corregir los precios de las plantas hidráulicas, se introduciría un elemento de riesgo para aquellos generadores que sobrestimen sus ofertas, ya que sus precios podrían ser ajustados al nivel de la última planta térmica despachada. Este riesgo, en teoría, podría disminuir la previsibilidad del mercado, lo que podría disuadir a los agentes de adoptar comportamientos estratégicos que, de otro modo, afectarían la eficiencia del mercado.
No obstante, aunque la introducción del margen del 10% podría, en principio, dificultar la previsión y reducir la previsibilidad en la formación de precios, es preciso señalar que las condiciones estructurales e inherentes del mercado de energía mayorista permanecen. En este sentido, los agentes con mayor capacidad de adaptación podrían, con el tiempo, incorporar esta nueva regla a su comportamiento estratégico.
Lo anterior adquiere relevancia considerando que varios generadores cuentan con plantas tanto térmicas como hidráulicas. En este contexto, podría ser razonable contemplar la posibilidad de que estos agentes aprovechen la complementariedad de sus tecnologías para optimizar sus rentas inframarginales. Aunque bajo las reglas actuales los generadores ya buscan influir en el precio de bolsa, el hecho de que, en aproximadamente el 80% de los periodos horarios, este sea definido por un recurso hidráulico[47], sugiere que la regla propuesta tendría una alta activación. Esta regularidad podría introducir un grado de previsibilidad para los generadores, quienes podrían excluir de sus estimaciones los precios ofertados por las plantas hidráulicas, lo cual les facilitaría la identificación, diseño e implementación de comportamientos estratégicos para maximizar sus rentas inframarginales en cada periodo horario.[48]
Ahora bien, en relación con las posibles restricciones que podrían derivarse de la aplicación de la regla propuesta, esta Autoridad considera relevante, en el marco del análisis de proporcionalidad, exponer las siguientes consideraciones.
En primer lugar, la nueva regla propuesta para la fijación del precio de bolsa podría generar eventuales distorsiones en el mecanismo de ajuste de la oferta y la demanda en el mercado intradiario de energía. Desde una perspectiva teórica, el precio de un producto, alcanzado por la intersección de las fuerzas de oferta y demanda, debería reflejar tanto su escasez relativa como la valoración subjetiva de los consumidores. En este sentido, si el precio de bolsa resultante de la aplicación de la regla se sitúa por debajo del costo marginal de la última planta hidráulica despachada en mérito, se generaría una señal de mercado que no reflejaría con precisión el valor real del último recurso en ese periodo.[49]
La consideración anterior adquiere especial relevancia en escenarios de baja hidrología, ya que podría preverse un aumento legítimo en el costo de oportunidad del agua, acompañado de un incremento en el costo medio de las plantas hidráulicas. Aunque el proyecto contempla un mecanismo para gestionar este riesgo, es razonable pensar que dicho mecanismo podría llegar a resultar insuficiente para mitigar su eventual materialización.
Esto, por cuanto el precio de escasez cumple tres funciones relevantes en el marco del esquema del cargo por confiabilidad: (i) activa la condición crítica, es decir, define el momento a partir del cual son exigibles las Obligaciones de Energía Firme (OEF)[50]; (ii) actúa como un techo al precio que paga la demanda por sus compras en bolsa; y (iii) define el precio al cual se remuneran las Obligaciones de Energía Firme (OEF) al generador cuando se hacen exigibles. De este modo, los agentes podrían adecuar su comportamiento en el mercado para prevenir el despliegue efectivo del esquema del cargo por confiabilidad previsto por el regulador.
En segundo lugar, se observa que la regla propuesta tiene la idoneidad para reducir las rentas inframarginales de los generadores, independientemente de la tecnología de generación utilizada; el efecto esperado sería una disminución en los ingresos de los generadores despachados en mérito. El regulador precisa que dicha disminución no afectaría la sostenibilidad financiera de las empresas que operan en el mercado intradiario de energía[51] [52] Para sustentar esta afirmación, se presenta dentro del documento soporte del proyecto, un análisis gráfico que ilustra la proporción de ingresos por diferentes fuentes (contratos, bolsa nacional, cargo por confiabilidad, bolsa TIE, AP, AFC) de (21) generadores durante el año 2022[53]. A continuación, se presenta dicho gráfico:
ESPACIO EN BLANCO
Gráfica 3. Ingresos de (21) empresas generadoras, según fuente de ingresos durante el año 2022
Fuente: CREG[54]
Así pues, el impacto financiero de la regla propuesta dependerá, en gran medida, de la estructura del portafolio de cada generador y de su solidez financiera actual. En efecto, aquellos generadores cuyos ingresos estén más vinculados a la volatilidad del mercado intradiario podrían, en principio, enfrentar una reducción de ingresos más significativa, lo cual afectaría su capacidad de inversión y operación. Por otro lado, los generadores que cuentan con una mayor diversificación de fuentes de ingresos, como contratos a largo plazo o ingresos derivados del cargo por confiabilidad, experimentarían un impacto menos pronunciado. Además, el efecto en la estabilidad financiera de los generadores también podría ser asimétrico, dependiendo del tamaño y capacidad financiera de cada uno. Los generadores grandes, con estructuras financieras robustas, estarían mejor posicionados para absorber temporalmente la reducción de ingresos sin comprometer su viabilidad. Sin embargo, aquellos con una estructura financiera más limitada o con una menor diversificación de ingresos, podrían enfrentar un impacto más severo, lo cual podría llegar a poner en riesgo su sostenibilidad y permanencia en el mercado. Este análisis de carácter diferenciado es fundamental para evaluar el verdadero alcance de los efectos de la medida sobre los distintos actores del mercado energético.
En este sentido, y en razón a su importancia para un adecuado examen de proporcionalidad, se estima necesario ampliar el análisis del impacto de la regla propuesta, considerando no solo a los (21) agentes evaluados inicialmente, sino también a la totalidad de generadores registrados[55], o una muestra representativa de ellos. Un estudio más amplio a nivel temporal y actualizado, que contemple la relevancia de las ventas de energía en bolsa sobre los ingresos de la totalidad de generadores, junto con una estimación de la proporción en que dichos ingresos podrían verse impactados por la iniciativa regulatoria, proporcionaría una visión más completa del posible impacto financiero para todos los actores del mercado.
Así las cosas, de acuerdo con el análisis realizado en esta sección, es importante destacar que tanto los beneficios como las posibles restricciones de la regla propuesta estarían sujetos a su duración limitada a seis meses. Esta temporalidad podría mitigar algunos de los efectos negativos advertidos por los generadores, especialmente en relación con la inversión y la sostenibilidad financiera; dado que, tal como está diseñada la regla propuesta, no se espera que la medida genere un impacto permanente en el mediano-largo plazo. En cuanto al riesgo de que se generen posibles distorsiones en el mecanismo de oferta y demanda, este parecería ser más pronunciado en periodos de baja hidrología, cuando el costo de oportunidad del agua tiende a incrementarse significativamente. No obstante, si la medida se implementa en un periodo de alta o normal hidrología, dicho riesgo podría verse atenuado.
En conclusión, esta Autoridad considera que la proporcionalidad de la medida se justifica, en gran medida, por su carácter temporal y su aplicación durante meses de hidrología alta o normal. En este escenario, los posibles efectos adversos se verían atenuados, mientras que los beneficios esperados, como la disminución del precio de bolsa y una eventual mejora en la eficiencia del mercado, podrían concretarse sin generar un impacto desproporcionado en el equilibrio económico de los generadores, y sin comprometer la estabilidad financiera del mercado en su conjunto.
4.2. Sobre el monitor del mercado
4.2.1. Regla propuesta
En el marco del Paso 3 -Monitor del mercado-, el proyecto estipula que la CREG llevará a cabo estudios y análisis para definir la reglamentación necesaria para implementar la figura del monitor del mercado. Este monitor, que deberá contar con un equipo de dedicación exclusiva, tendrá como objetivo supervisar las actividades del mercado para detectar y prevenir conductas anticompetitivas, así como para aplicar las pruebas de cantidades y conducta. Además, se establece que el monitor de mercado deberá ser contratado por XM y sus costos serán reconocidos en el presupuesto que la CREG le apruebe a dicha entidad.
4.2.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
Esta Autoridad valora de manera positiva la iniciativa del regulador de implementar la figura del monitor del mercado, ya que este mecanismo puede desempeñar un papel fundamental en la supervisión del mercado mayorista de energía. La detección y prevención de conductas anticompetitivas, junto con la aplicación de las pruebas de cantidades y conducta, son aspectos esenciales para, por un lado, fomentar un entorno más transparente y competitivo y, por otro lado, proporcionar de información objetiva, técnica y rigurosa al regulador, permitiéndole diseñar intervenciones regulatorias más precisas y eficaces.
En ese sentido, para que esta medida sea plenamente efectiva, esta Superintendencia considera fundamental que se garantice que el proceso de selección del monitor sea objetivo, abierto y competitivo. Este enfoque pro competitivo permitirá elegir al monitor más adecuado para cumplir con sus funciones de manera eficiente y sin conflictos de interés, fortaleciendo la correcta supervisión del mercado. De igual forma, es esencial que se garantice la independencia del monitor respecto de los agentes del mercado, ya que su autonomía será clave para evitar influencias externas y salvaguardar el interés general, asegurando la objetividad en la aplicación de las pruebas de conducta y cantidades.
En consecuencia, se recomendará a la CREG que, en el articulado del proyecto, determine que la contratación del monitor del mercado se llevará a cabo mediante un proceso competitivo que asegure la concurrencia, la selección objetiva y promueva la libre competencia; y establezca mecanismos para preservar la independencia del monitor frente a los agentes que operan en el mercado, garantizando así la imparcialidad y transparencia en el cumplimiento de sus funciones.
5. RECOMENDACIONES
Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG:
- En relación con el literal c del numeral i del artículo 5 del proyecto: (i) Profundizar la justificación económica que fundamenta tanto la necesidad de aplicar durante seis meses las reglas contenidas en los artículos 3 y 4, en el marco del Paso 1 -Verificación de la planta marginal-, como la relevancia de esta aplicación para alcanzar los objetivos previstos en los Pasos 2 y 3 del programa; (ii) Ampliar el análisis del impacto financiero a la totalidad de los generadores registrados en el mercado de energía mayorista, utilizando datos actualizados; y (iii) Abstenerse de prorrogar la vigencia de la medida.
- En relación con el numeral ii del artículo 3 del proyecto: Surtir el trámite de abogacía de la competencia frente al proyecto de acto administrativo que establezca el mecanismo de pruebas de cantidades y conducta a las ofertas de los agentes.
- En relación con el numeral iii del artículo 3 del proyecto: (i) Determinar que la contratación del monitor del mercado se llevará a cabo mediante un proceso competitivo que asegure la concurrencia, la selección objetiva y promueva la libre competencia; y (ii) Establecer mecanismos para preservar la independencia del monitor frente a los agentes que operan en el mercado.
Para finalizar, se solicita amablemente a la CREG que, al expedir el proyecto, remita una copia de este acompañada con la última versión de su memoria justificativa, al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.
Cordialmente,
INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO
Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia
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. CREG. Documento soporte, METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA. PROPUESTAS DE AJUSTE. 2024.
4. “Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional”.
5. Ibid. Página 39.
6. “Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional”.
7. Se refiere a aquellos participantes en un mercado que poseen un poder de mercado significativo, tal que sus decisiones de oferta o demanda pueden influir de manera determinante en el precio de equilibrio del mercado.
8. Resolución CREG 140 de 2017. Artículo 1. “Es el valor máximo entre el precio de escasez calculado como se define en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 y el precio marginal de escasez.”
9. Se excluyen las térmicas que operan con gas proveniente de campos que no están conectados al Sistema Nacional de Transporte de gas. En concordancia, el parágrafo 1 del artículo 4 del proyecto precisa que: “Las plantas térmicas que operan con gas de campos de gas que no se encuentran conectados al SNT deben informar dicha condición al CND, en el formato que para tal fin disponga el CND. Está actividad debe finalizar antes de iniciar la marcha blanca de que trata el artículo 5 de la presente resolución.”
10. Las redes del Sistema Interconectado Nacional son un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, que transportan la energía desde las plantas de generación a las subestaciones de transformación y finalmente al consumidor final. Este sistema está conformado por el Sistema de Transmisión Nacional y el Sistema de Transmisión Regional.
11. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 6.
12. Ibid. Pág. 20.
13. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191.
14. Para el cálculo del margen de reserva el regulador tuvo en cuenta la siguiente ecuación:
: representa la capacidad total de generación de energía disponible en el sistema en un momento determinado, por ende, refleja la cantidad máxima de energía que el sistema puede generar en ese instante, dadas las condiciones actuales de las plantas generadoras.
: Es el requerimiento de energía por parte de los usuarios, tanto regulados como no regulados, y refleja la carga que el sistema debe atender.
15. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 24.
16. Ibid. Pág. 30. En términos de teoría de juegos, un juego repetido hace referencia a una situación en la que los mismos agentes interactúan entre sí de manera constante y en la que las reglas del juego se mantienen sin cambios significativos.
17. Ídem.
18. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 33.
19. Ibid. Pág. 31.
20. Ibid. Pág. 33.
21. Corte Constitucional. Sentencia C-263 de 2011.
22. Ídem.
23. Corte Constitucional. Sentencia C-150 de 2003.
24. Ídem.
25. OCDE. Herramientas para la Evaluación de la Competencia Volumen II: Guía. Pág. 70. Disponible en: https://www.oecd-ilibrary.org/docserver/b6fb652d-es.pdf?expires=1725557548&id=id&accname=guest&checksum=08D938AE850D6F6095939132E379D937
26. Ibid. Págs. 70 y 71.
27. Ibid. Pág. 71.
28. Ibid. Página 70.
29. Ibid. Página 95.
30. Corte Constitucional. Sentencia C-048 de 2024.
31. Idem
32. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Págs. 65 y 66.
33. Consejo de la Unión Europea. Reglamento (UE) 2022/1854 del Consejo de 6 de octubre de 2022, relativo a una intervención de emergencia para hacer frente a los elevados precios de la energía. Disponible en: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/?uri=CELEX:32022R1854&qid=1686199157583
34. Ídem.
35. Comisión Europea. Informe de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la revisión de las intervenciones de emergencia para hacer frente a los elevados precios de la energía de conformidad con el Reglamento (UE) 2022/1854 del Consejo. Disponible en: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:52023DC0302
36. Comisión Europea. Comunicado de prensa. Ayudas estatales: La Comisión aprueba la medida española y portuguesa, prorrogada y modificada, para reducir los precios de la electricidad en un contexto de crisis energética. Disponible en: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/ip_23_2408
37. Ídem.
38. Corte Constitucional. Sentencias C-398 de 1995 y C-615 de 2002.
39. Corte Constitucional. Sentencias C-624 de 1998, C-332 de 2000, C-392 de 2007 y C-830 de 2010.
40. “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.”
41. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 39.
42. Ídem.
43. Ley 143 de 1994. Artículo 44.
44. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 48.
45. Esta Superintendencia se ha pronunciado sobre la importancia que reviste el costo de oportunidad del recurso hídrico en el mercado energético en los Conceptos de Abogacía de la Competencia No. 10-5440, 23-239257, y 24-183210.
46. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Págs. 58-61.
47. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 58.
48. En concordancia con dicha consideración, dentro de los comentarios al proyecto se destaca lo manifestado por Gecelca: “la propuesta no permitiría cumplir con una mayor eficiencia en la formación de precios, teniendo en cuenta que otros agentes que cuentan con un portafolio amplio de recursos de generación podrían a través de sus ofertas eludir la restricción planteada en el proyecto de resolución y realizar su oferta de tal forma que se ubiquen por encima del siguiente recurso térmico más costoso con el objetivo de continuar maximizando sus ganancias.”.
49. En concordancia con lo expuesto, dentro de los comentarios presentados al proyecto se destacan los siguientes: (i) Grupo Energía Bogotá: “cuando el Máximo Precio de Oferta (MPO) en un día determinado corresponde al precio de oferta de una planta hidroeléctrica, y entre este precio y el de la térmica utilizada para ajustar el MPO hay una o más hidroeléctricas, existe una alta probabilidad de que la propuesta regulatoria lleve a perder la señal horaria que envía el precio de Bolsa. Esta señal es vital, ya que indica si, a medida que la demanda del sistema aumenta a lo largo del día, se requiere o no un mayor uso de recursos hidráulicos para atender el incremento. (…) Eliminaría una señal esencial para el consumo eficiente, especialmente en épocas de sequía donde el precio de Bolsa no supere el precio de escasez de activación. En el escenario que muestra la ilustración 1, aunque el aumento de demanda entre las horas X e Y requiere la generación de dos recursos hidroeléctricos adicionales, la propuesta regulatoria llevaría a que el precio de Bolsa sea el mismo. Durante condiciones críticas como el fenómeno de El Niño, sin una diferencia de precio entre requerir n generación hidroeléctrica y n+3 generación hidroeléctrica, los usuarios no percibirán la importancia de consumir eficientemente y se podría acelerar el desembalsamiento”; (ii) Tebsa: “Distorsiona la formación de precios al implementar estrategias para adaptarse al cambio del concepto del MPO (Máximo Precio de Oferta)”; (iii) Celsia: “estas medidas traerían efectos negativos, ya que cuando se modifica el precio marginal para ajustarlo al de la última térmica en mérito conlleva a que el MPO se vuelve una curva escalonada con grandes saltos entre las ofertas térmicas, que además de llevar a una mayor volatilidad, no permite estimar la valoración intermedia entre escalones que tienen los otros recursos y podría llevar a que la incertidumbre implique que el hidro que busca regular el embalse prefiera ofertar por el siguiente escalón de la térmica, causando el efecto contrario al que se busca ocasionando un incremento del precio promedio de bolsa.”; (iv) Andesco: “Consideramos que la medida planteada afecta la naturaleza del comportamiento de un mercado en la formación de precios. Como lo hemos manifestado en diferentes espacios, expresamos nuestra preocupación por este tipo de intervenciones, ya que el precio de bolsa es una señal de las condiciones del mercado y uno de los indicadores fundamentales para la toma de decisiones tanto de contratación como de la expansión del sistema.”
50. El artículo 2 de la Resolución CREG 71 de 2006 define Obligación de Energía Firme (OEF) como el “Vínculo resultante de la subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez de Activación. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución”.
51. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 46.
52. En contraposición a lo manifestado por el regulador, varios agentes advirtieron lo siguiente: (i) CAC: “los comentarios del CAC se realizan en un contexto en el que se están balanceando resultados de corto plazo con efectos de largo plazo. Si bien en la coyuntura tarifaria, y dada la situación de flujo de caja de algunos agentes, se tendrían beneficios por los ajustes propuestos en el MPO, se debe ser consciente que las afectaciones de largo plazo revertirían esos beneficios por el impacto que tendría en la menor expansión en la generación hidrotérmica, lo cual no cambiaría la estructura actual en el mercado de generación, y su respectivo coletazo económico en la contratación de los agentes.”; (ii) Tebsa: “-Erosiona la confianza de los participantes y futuros inversionistas en la estabilidad y previsibilidad del mercado, acarreando consecuencias nefastas en las señales de inversión en cuanto podría reducir las rentas inframarginales percibidas por los generadores despachados, sin distinción de la tecnología de generación empleada, siendo más gravosa a los generadores que por su estructura de costos perciben menores ingresos por este concepto. -Ante posibles afectaciones en la suficiencia financiera de las empresas generadoras, se podría estar llevando al país rápidamente a una situación de riesgo de desabastecimiento de energía que podría derivar en un racionamiento de energía afectando el desarrollo económico y la calidad de vida de los colombianos.”; (iii) EPM: “Los agentes que estamos hoy en el mercado hemos desarrollado los proyectos de generación con una expectativa de ingresos que incluyen los distintos mercados (corto plazo, contratos, confiabilidad), por lo que afectar ese balance significa afectar la expectativa legítima del generador. Quienes tienen proyectos por entrar verán un desincentivo por el cambio en las reglas de juego y la inestabilidad regulatoria pues se vuelve complejo anticipar el cierre de los proyectos ante la posibilidad de cambio en la regulación. El proyecto de norma genera efectos inmediatos y futuros sobre la inversión al desincentivar a los inversionistas actuales y futuros. Esto sucede al cambiar las reglas de juego, restringir el libre desarrollo de la competencia en el mercado para la formación del precio y tomar decisiones aisladas y desarticuladas de la modernización del mercado de corto plazo.”; (iv) Proeléctrica: “Este proyecto de resolución representa un cambio inesperado para los inversionistas en proyectos de plantas térmicas, dado que las expectativas de remuneración estarán por debajo de las estimaciones, particularmente durante periodos en los que se prevén ingresos por renta inframarginales. Esta modificación abrupta en las condiciones de mercado podría comprometer la viabilidad financiera de dichos proyectos, generando una incertidumbre innecesaria entre los inversionistas, mucho más cuando se ha evidenciado una posible insuficiencia energética en el mediano plazo en el SIN.”; (v) Andesco: “Por tanto, una consecuencia que debe ser revisada es el impacto en los incentivos para los inversionistas y desarrolladores de proyectos. Los cambios en las reglas del mercado pueden disuadir el desarrollo de nuevos proyectos, lo cual es problemático dado que, como mencionamos anteriormente, necesitamos una mayor oferta para lograr precios más competitivos para los usuarios. Esta propuesta genera un cambio en las reglas de mercado que podría desincentivar la entrada de nueva oferta de energía, es decir, la expansión del mercado.” (vi) Termonorte: “en el momento de implementarse acciones regulatorias enfocadas en garantizar precios eficientes a los usuarios finales, no se causen perjuicios a los inversionistas en la actividad de generación de energía, quienes, en caso de resultar impactados financieramente no tendrían incentivos ni seguridad para prestar el servicio de generación de energía en Colombia, desencadenando de esa manera un riesgo colectivo de desabastecimiento en la oferta de energía debido a que en Colombia ningún agente está obligado a prestar sus servicios en un entorno anticompetitivo que no le permita el retorno de los costos reales de sus operaciones.”; (vii) Celsia: “no se evalúa el costo que la medida podría tener por la distorsión de las reglas del mercado en la confianza y sostenibilidad del mismo para la futura expansión, de manera que se pueda determinar si el costo es compensado con el beneficio estimado.”; (viii) Prime Energía: “al eliminar la marginalidad del mercado, distorsionando el costo de generación de la última unidad de generación que cubre las cantidades demandadas, se genera un desincentivo a la inversión que afecta la señal de expansión de energía en firme, atentando contra la confiablidad y seguridad en la atención de la demanda. Contrario a tener una mayor oferta de generación, se concentraría el poder del mercado y por consiguiente se incrementaría el riesgo de abuso de poder de mercado.”; (ix) Termotasajero: “Contrario a lo que debería buscar la CREG para mejorar la competencia, el intervenir la formación del precio de Bolsa desincentiva la entrada de nueva capacidad de generación. Adicionalmente compromete la estructura de ingresos esperados de las plantas de generación existentes, ingresos que son fundamentales al momento de evaluar las decisiones en inversión y mantenimiento. No se puede desconocer que las rentas inframarginales, en conjunto con el mercado de contratos y el Cargo por Confiabilidad, son las fuentes de ingresos que permiten recuperar la inversión en una central de generación.”
53. Documento soporte aportado al trámite con radicado No. 24-351191. Pág. 47.
54. Ídem.
55. XM. Estructura del mercado. Disponible en: https://www.xm.com.co/transacciones/registros/registro-agentes-y-contactos/estructura-del-mercado. Según la información disponible, ascienden a 133.
