• Colombia flexibilizó la integración vertical en el sector eléctrico, pero acompañó el proceso con medidas regulatorias para proteger la competencia y a los usuarios.
• La regulación de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) limita el traslado de costos ineficientes a los usuarios e impulsa mecanismos transparentes y competitivos para la contratación de energía.
• El BID está proporcionando asistencia técnica al país para modernizar el marco actual frente al desarrollo de nuevas tecnologías de generación de energía y promover el desarrollo de mercados financieros estandarizados.
En varios países de América Latina se establecieron límites a la integración vertical en el sector eléctrico, con el fin de promover la competencia y la participación del sector privado. Sin embargo, estos límites se han venido flexibilizando, lo que ha reabierto una discusión regulatoria clave para la región: en qué condiciones la integración vertical puede generar eficiencias sin afectar la competencia ni la protección de los usuarios.
La implementación de regulaciones que mitigan las potenciales afectaciones a la competencia de agentes integrados, ha permitido que empresas integradas participen en varias actividades de la cadena de valor.
En esta entrada discutimos el caso de Colombia, donde un marco normativo ha contribuido a mitigar riesgos anticompetitivos sin renunciar a las potenciales eficiencias de la integración vertical en la generación, distribución y comercialización. Esta entrada es la tercera y última de una serie en la que hemos analizado la tendencia de flexibilización de la integración vertical en la región y el ejemplo de Perú en materia de arreglos institucionales para la integración entre generación y transmisión.
Integración vertical: eficiencias y riesgos
De acuerdo con la literatura económica, la integración entre generación y distribución-comercialización puede tener efectos tanto positivos como negativos.
Por un lado, elimina la doble marginalización, que ocurre cuando empresas de diferentes etapas de la cadena aplican márgenes sucesivos sobre el mismo producto, elevando el precio final por encima del nivel eficiente para el consumidor.
Esto permite que los usuarios de la empresa integrada accedan a precios más eficientes en comparación con aquellos que hacen parte de esquemas desintegrados, siempre que se cumpla el supuesto de libre acceso a la red, según estudios de Kwoka, 2002; Kwoka J. e., 2020 y de Lafontaine, 2007.
Por el otro, podrían existir efectos anticompetitivos, como la exclusión o bloqueo al acceso al mercado (foreclosure), que ocurre cuando una empresa integrada impide la entrada de competidores, ya sea restringiendo el acceso a los proveedores (generadores) o al mercado (comercializadores) de acuerdo con Meade, 2021.
Caso Colombia: medidas mitigatorias para la competencia y la protección del usuario
Colombia reformó su sector eléctrico con la expedición de las Leyes 142 y 143 de 1994, que establecieron cuatro actividades principales: generación, transmisión, distribución y comercialización.
Originalmente, la Ley 143 dispuso que las empresas no podían participar en más de una de estas actividades, salvo aquellas que ya estuvieran constituidas antes de su promulgación. Sin embargo, esta restricción fue flexibilizada en 2019 mediante la Ley 1955, que permitió la integración de las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Dado que desde el inicio del mercado eléctrico se permitió la participación de empresas verticalmente integradas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entidad encargada de establecer las reglas del mercado eléctrico, ha dispuesto varios mecanismos para mitigar el potencial riesgo de foreclosure, en particular, a la hora de la compra de energía para la atención de los clientes residenciales, quienes se asume tienen poco margen de negociación y pueden ser considerados como clientes cautivos del distribuidor-comercializador (demanda regulada).
El primer mecanismo corresponde al diseño de la fórmula tarifaria definida en la Resolución CREG 119 de 2007, donde se trasladan a los usuarios regulados los costos de la compra de energía.
Dado que la energía puede ser comprada en contratos o en bolsa, una ineficiencia en la integración generación-comercialización podría trasladar al usuario contratos poco competitivos o altas volatilidades del precio de bolsa. La fórmula incluye dos medidas clave:
1. La primera, asociada a los contratos, acota el precio que los comercializadores pueden incluir en la tarifa del usuario final (regulado), siendo este precio, como máximo, un promedio ponderado entre los precios de los contratos resultantes de sus convocatorias y un precio promedio de mercado. En consecuencia, cuando los contratos suscritos tengan un precio superior al del mercado, ese mayor costo no podrá trasladarse en su totalidad a los usuarios.
2. La segunda medida mitiga traslados de ineficiencias. En caso de existir una gran volatilidad en los precios de energía en bolsa, la fórmula considera un factor de ajuste que se activa únicamente cuando se presentan incrementos sustanciales en el costo de las compras de energía en bolsa, es decir, cuando el precio de bolsa supera un umbral definido por la regulación. En esos casos, se establece un valor máximo que limita el costo trasladado a los usuarios, dejando el valor remanente como un saldo a favor del comercializador, el cual será saldado en períodos posteriores de baja volatilidad en la bolsa.
El segundo mecanismo es la Resolución CREG 130 de 2019, la cual regula la celebración de contratos de energía destinados al mercado regulado. Esta norma define, de manera general, las etapas y plazos de las convocatorias para la suscripción de contratos, bajo el criterio de transparencia, publicidad y eficiencia.
Aunque la definición de los términos de la convocatoria, la metodología de evaluación de las ofertas y otros aspectos corresponde a cada comercializador, estas reglas deben sustentarse en criterios objetivos, previamente verificables, y orientarse a garantizar la minimización del costo para el usuario.
Esta norma tiene disposiciones adicionales para los agentes integrados verticalmente. En particular, dichos agentes deben implementar protocolos que garanticen:
i) la independencia del comercializador en la toma de decisiones sobre los contenidos de los pliegos de la convocatoria,
ii) la confidencialidad de la información relacionada con los requisitos habilitantes, la oferta reserva y las ofertas remitidas a la convocatoria y
iii) que los términos y condiciones de los contratos ofrecidos a los generadores integrados sean equiparables a los que se otorgan a aquellos con los que no existe vínculo económico.
Adicionalmente, impuso límites al porcentaje de energía que los comercializadores pueden adquirir a través de estas convocatorias de generadores integrados o en situación de control. Este porcentaje máximo de compras propias inició en 50% en 2020, con el objetivo de quedar en 10% desde 2027.
De esa forma, se incentiva a que los comercializadores integrados compren su energía a través de mercados estandarizados y anónimos, promoviendo la competencia.
La incursión de la generación distribuida
Si bien el riesgo de foreclosure en empresas integradas en generación-distribución-comercialización suele concentrarse en la relación generación-comercialización, la aparición de nuevas tecnologías – en particular la generación distribuida solar – amplía este riesgo cuando las empresas también están integradas con la actividad de distribución.
Precisamente debido a este potencial conflicto de interés, los marcos regulatorios de generación y distribuición suelen establecer mecanismos orientados a garantizar el acceso abierto y no discriminatorio a la red de distribución.
Entre estos mecanismos se incluyen la obligación de publicar mapas de capacidad de conexión, la definición de procedimientos estandarizados con etapas y tiempos máximos de respuesta, y la compra automática de la energía inyectada al sistema de distribución con precios predefinidos, entre otros.
Sin embargo, persisten riesgos asociados a la asimetría de información entre los GD y la empresa de distribución, especialmente en aspectos como la planificación de la red y la definición de las obras de inversión. Esta asimetría, que es más pronunciada en distribución que en transmisión, puede facilitar conductas de exclusión o foreclosure.
En este sentido, las reglas de cómo se traslada el costo de compra de energía al usuario final y los mecanismos de comercialización mayorista son una herramienta para mitigar los potenciales conflictos de interés y proteger al usuario final.
Asistencia técnica para el desarrollo de mercados eléctricos competitivos
En este contexto, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha apoyado al gobierno de Colombia, a través de asistencia técnica, en la formulación de lineamientos para un nuevo marco regulatorio orientado a proteger la competencia y facilitar la integración de nuevas tecnologías renovables.
En particular, a través de la cooperación técnica CO-T1051, el Banco apoyó la Misión de Transformación Energética, la cual desarrolló un diagnóstico integral del sector, tras 25 años de reforma, y formuló las bases de varias propuestas normativas para mitigar los riesgos de foreclosure, incluyendo el desarrollo de mercados financieros estandarizados y la modernización de la regulación de la actividad de distribución para habilitar la GD y garantizar el acceso a estas redes.
En Colombia la conversación sobre integración vertical en los segmentos de generación y comercialización/distribución involucran desde el regulador y Congreso de la República hasta el gobierno nacional como miembros de la industria.
Desde el BID, estamos comprometidos a trabajar de la mano con el gobierno y otras partes interesadas para implementar esquemas institucionales que mitiguen riesgos de comportamientos anticompetitivos y promuevan la eficiencia en los mercados eléctricos.