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HERRAMIENTA PARA EL MONITOREO DEL MERCADO ELÉCTRICO

En ejercicio de sus funciones como Autoridad Nacional de Protección de la Competencia, la Superintendencia de Industria y Comercio diseñó una herramienta para monitorear el comportamiento de los generadores eléctricos en el mercado de energía mayorista en tres escenarios: i) contratos bilaterales; ii) bolsa de energía; y iii) reconciliaciones positivas. La Superintendencia de Industria y Comercio reconoce que su tarea de velar por el buen funcionamiento de los mercados nacionales no solo se concreta en el ejercicio de la función como autoridad de policía administrativa, sino que comprende un ámbito preventivo como es la función de promoción de la competencia. En ejercicio de esta última, esta Autoridad ha diseñado una herramienta orientada a dinamizar la libre competencia económica en el mercado de energía mayorista, a través de un mecanismo que incentive a los generadores a mitigar los comportamientos estratégicos que distorsionan el normal funcionamiento del mercado. Con este propósito, la construcción de la herramienta consistió en cuatro (4) etapas:

1. Revisión de la literatura técnica y económica con el fin de extraer, de tales documentos, la caracterización de aquellos comportamientos estratégicos de los generadores que podrían distorsionar el normal funcionamiento del mercado de energía mayorista, en detrimento de la dinámica de rivalidad que debe persistir entre competidores y para el beneficio del consumidor.

2. Diseño de herramientas cuantitativas capaces de captar señales sobre la potencial materialización de tales comportamientos.

3. Aplicación de un criterio de comparación y clasificación de las mejores prácticas de los agentes evaluados (benchmarking). Este ejercicio arrojaría los resultados que permitirían a esta Superintendencia valorar el desempeño de los generadores siguiendo la lógica de un semáforo, en donde se ubicarían en verde aquellos generadores cuyo comportamiento refleje las mejores prácticas y en rojo aquellos que se desvíen del comportamiento promedio.

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Teniendo en cuenta lo anterior, a continuación se profundiza sobre las conductas objeto de monitoreo en cada uno de los tres escenarios: contratos bilaterales, bolsa y reconciliaciones positivas. Al momento de abordar cada escenario se describirá la literatura que permitió a esta Superintendencia identificar la conducta, posteriormente, se explicará la herramienta cuantitativa a través de la cual se hará seguimiento a los generadores eléctricos y, por último, se profundizará en el mecanismo de comparación de los agentes monitoreados. 1. INDICADOR DE CONTRATOS BILATERALES

La Comisión de Regulación de energía y Gas (en adelante, CREG)1, el Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista (en adelante, CSMEM)2, y el Informe elaborado por el Centro de Estudios en Economía Sistémica (en adelante, Informe ECSIM)3, coinciden en señalar que una distorsión significativa del mercado eléctrico consiste en la marcada diferencia entre los precios de los contratos bilaterales con destino a los usuarios regulados y a los no regulados4. Por su parte, el CSMEM ha llamado la atención sobre la posible afectación de la competencia causada por la divergencia entre los precios que los generadores cobran a terceros y a sí mismos, cuando se encuentran verticalmente integrados . En consecuencia, la elaboración de un indicador que arroje señales sobre este tipo de conductas es el objetivo del presente acápite. En cuanto a la diferenciación de los precios de los contratos bilaterales entre agentes del mercado con destino a atender demanda regulada y no regulada, el Informe ECSIM presenta la siguiente gráfica:

1 CREG, Documento No. 065 del 8 de septiembre de 2006), “Definición de la componente de generación

de la fórmula tarifaria de energía eléctrica”, Anexo a la Circular 037 de 2006. 2 Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista – Superintendencia de Servicios Públicos,

“Informe 84 – Análisis del Mercado de Contratos”, 20 octubre 2013. 3 ECSIM, “Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de

Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia”, Informe Completo. 4 El artículo 2 de la Resolución CREG 131 de 1998, fijó el umbral para diferenciar entre usuarios

regulados y no regulados a partir de un límite de potencia o energía mensual, a saber: 0.1 MW o 55MWh.

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Gráfica 1. Precios de contratos en mercado regulado (UR) y no regulado (NR)

Fuente: Informe ECSIM

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Como se puede observar en el estudio realizado por la CREG que data del 2006, esta preocupación no es algo nuevo. En efecto, el regulador ya había evaluado las posibles justificaciones para la diferenciación de precios en el mercado de contratos bilaterales y concluyó que la brecha no se explica por factores económicos o técnicos como el volumen vendido, la distribución horaria de la demanda, la duración del contrato ni el tipo de garantía exigido. En consecuencia, el regulador afirmó en su estudio “que la distorsión en los mercados es evidente y que los vendedores podrían estar efectuando una discriminación no justificada de precios en función del segmento de mercado que atienden”

6. Para entender el alcance de las potenciales distorsiones del mercado de energía mayorista de contratos bilaterales ocasionadas por la diferenciación de precios, el CSMEM profundizó sobre la conducta de los agentes verticalmente integrados en las actividades de generación y comercialización (en adelante, generadores-comercializadores) y encontró dos dinámicas que generan inquietudes en cuanto al normal funcionamiento del mercado, a saber: i) para atender los usuarios regulados, los generadores-comercializadores se autoabastecen a precios que son superiores al promedio del mercado; y ii) para atender los usuarios no regulados, los generadores-comercializadores se autoabastecen a precios que son inferiores al promedio del mercado. En palabras del CSMEM:

5 ECSIM, “Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de

Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia”, Informe Completo. p. 759. 6 CREG, Documento No. 065 del 8 de septiembre de 2006, “Definición de la componente de generación

de la fórmula tarifaria de energía eléctrica”, Anexo a la Circular 037 de 2006. p. 22.

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“En el mercado regulado se observa que el nivel de precios al cual se compran a sí mismos la energía los agentes comercializadores, está por encima del precio promedio de la energía contratada. Lo anterior, presumiblemente se traduce en mayores precios al segmento regulado con una elasticidad de la demanda más baja y sugiere ejercicio de la posición de dominio. En el mercado no regulado, ISAGEN y EPM se venden a precios muy por debajo de promedio del mercado. Esta práctica puede implicar la reducción de la oferta de energía disponible para los demás comercializadores y, por lo tanto, traducirse en un elemento de restricción de la competencia. Además, debe incidir en mayores márgenes en el segmento de comercialización”7.

De acuerdo con el Informe ECSIM, el incentivo de los generadores-comercializadores para aumentar los costos de sus compras propias con destino a los usuarios regulados, obedece a que la regulación le permite a tales agentes trasladar significativamente sus costos al usuario final (problema conocido como el efecto de traslado o pass-through)8. Por su parte, el incentivo que tienen los generadores-comercializadores para autoabastecerse a precios inferiores de los ofrecidos a un tercero comercializador, ha sido analizado extensamente por economistas y se conoce como la teoría del incremento de costos a los rivales (raising rivals’ costs)9. Los economistas Ordover, Saloner y Salop explican esta posible distorsión de la dinámica de competencia, presente en los mercados donde compiten agentes integrados verticalmente con agentes no integrados, en los siguientes términos:

“Si los costos de los insumos de los rivales son incrementados, los rivales se verán forzados (…) a subir los precios que ellos cobran aguas abajo. Esta reducción en competencia le permite a la unidad aguas abajo de la firma verticalmente integrada, acrecentar su participación de mercado y el precio de su producto. Así, las utilidades de la firma verticalmente integrada pueden aumentar”10.

7 Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista – Superintendencia de Servicios Públicos,

“Informe 84 – Análisis del Mercado de Contratos”, 20 octubre 2013, p. 17. 8 El problema del pass-through en el mercado regulado, el cual implícitamente permite la Resolución 119

de 2007, fue evaluado en detalle por la CREG en su Documento 065 de septiembre de 2006 (págs. 32-36). Posteriormente, fue retomado en el anexo 2 al capítulo 6 del Informe ECSIM. 9 Steven C. Salop y David T. Scheffman, Raising Rivals’ Costs, Working Paper 81 del Bureau of

Economics – Federal Trade Commission, Washington, enero 1983; Thomas G. Krattenmaker y Steven C. Salop, Anticompetitive Exclusion: Raising Rivals’ Costs to Achieve Power Over Price, 96 Yale L.J. 209, diciembre 1986; Hans-Theo Normann, Vertical Mergers, Foreclosure and Raising Rivals’ Costs – Experimental Evidence, Dusseldorf Institute for Competition Economics, Discussion Paper 05, Septiembre 2010; Andrew I. Gavil, William E. Kovacic y Jonathan B. Baker, Antitrust Law in Perspective: Cases, Concepts and Problems in Competition Policy, Second Edition, Thomson West, págs. 592-598. 10

Janusz A. Ordover, Garth Saloner and Steven C. Salop, Equilibrium Vertical Foreclosure, The American Economic Review, Vol. 80, No. 1 (Mar., 1990), pág. 128. Traducción Libre.

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En línea con las preocupaciones planteadas, la Superintendencia de Industria y Comercio requirió información a XM S.A. E.S.P (en adelante, XM) sobre las transacciones a través de contratos bilaterales entre los agentes que concurren al mercado de energía mayorista. En la información allegada se encuentran los despachos de los contratos y se discrimina cada transacción teniendo en cuenta: i) comprador; ii) vendedor; iii) día del despacho; iv) fecha inicial del contrato; v) cantidad y precio de la energía transada; y vi) distinción según el segmento de destino (i.e. regulado y no regulado). 1.1. METODOLOGÍA PARA COMPARAR LOS PRECIOS DE LOS CONTRATOS

BILATERALES El indicador desarrollado por la Superintendencia de Industria y Comercio consta de un ejercicio que realiza las siguientes comparaciones para el mes objeto de estudio:

i) La diferencia entre los precios de venta promedio de energía en contratos bilaterales, por agente generador, con destino a atender demanda regulada y no regulada (Comparación 1). Esta comparación con el fin de identificar los generadores que presentan mayores brechas en el precio independientemente de si se trata de ventas propias o ventas a terceros11.

ii) La diferencia entre los precios promedio de ventas propias y de ventas a

terceros, en contratos con destino a atender demanda regulada (Comparación 2). Lo anterior, con el objetivo de encontrar posibles conductas estratégicas como el traslado de costos (pass through) y el incremento de costos a los competidores (raising rivals’ costs)12.

iii) La diferencia entre los precios promedio de ventas propias y de ventas a

terceros, en contratos con destino a atender demanda no regulada (Comparación 3). Este análisis busca poner en evidencia indicios de incremento de costos a competidores en el segmento no regulado (raising rivals’s costs)13.

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Para comparar los valores la Superintendencia de Industria y Comercio estima el precio de venta promedio ponderado por agente por kWh, de los contratos con destino final la atención de la demanda regulada y no regulada. Posteriormente, se halla la diferencia de los resultados, dato que representa en promedio que tanto diferencia en precios existe por agente en sus contratos según el destinatario final de la energía. 12

Se estima el precio promedio ponderado por kWh de los contratos bilaterales con destino a atender la demanda regulada propia y de los contratos cuyo destinatario final es la demanda regulada de un tercero. Una vez obtenidas las cifras correspondientes se halla la diferencia entre las ventas propias y las ventas a terceros. 13

Para su estimación se calcula el precio promedio ponderado por kWh de las ventas propias que se hace un agente para atender sus propia demanda reguladas, así como el precio correspondiente a las ventas que hacen a terceros para la atención final de demanda no regulada. Una vez obtenidas las cifras correspondientes se estima la diferencia.

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La Superintendencia de Industria y Comercio reconoce que la ausencia de homogeneidad en las condiciones de los contratos dificulta la labor de comparación entre los precios acordados, toda vez que la duración, los volúmenes, las garantías, la modalidad, fecha de firma, entre otros, pueden dar lugar a diferencias justificadas. Sin embargo, el presente análisis únicamente pretende poner en evidencia patrones de conducta por generador, independientemente de las diferencias que puedan existir entre cada contrato de acuerdo con sus particularidades. Por último, se agrupan los agentes de acuerdo con la realidad del mercado de la siguiente manera: i) CELSIA: incluye las firmas Celsia S.A. E.S.P., Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., Zona Franca Celsia S.A E.S.P., y Compañía de Electricidad de Tulúa S.A. E.S.P.14; ii) EMGESA: Emgesa S.A. E.S.P. y Codensa S.A. E.S.P.15; iii) EPM: incluye las firmas Empresas Públicas de Medellín E.S.P., Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P; Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P., Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. y Electrificadora de Santander S.A. E.S.P16; y iv) FONDOS INVERSIÓN: Termovalle S.A.S. E.S.P., Termoyopal Generación 2 S.A.S. E.S.P., Termocandelaria S.C.A. E.S.P. y Termobarranquilla S.A. E.S.P17. Esta agrupación de agentes se mantendrá en el resto de indicadores. Los agentes individuales también son tenidos en cuenta así: v) CHIVOR: AES Chivor & Cia. S.C.A. E.S.P.; vi) GECELCA: Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S.A. E.S.P.; vii) GENSA: Gestión Energética S.A. E.S.P.; viii) ISAGEN: Isagen S.A. E.S.P.; ix) PROELÉCTRICA: Proeléctrica & Cia. S.C.A. E.S.P.; x) TERMOEMCALI: Termoemcali S.A. E.S.P.; xi) Termotasajero S.A. E.S.P.; y xii) URRA: Empresa Urra S.A. E.S.P. Esta nominación se mantendrá en todos los análisis. 1.2. EJERCICIO DE COMPARACIÓN DE DESEMPEÑO DE LOS AGENTES Cada uno de los tres ejercicios descritos, arrojan indicios sobre diferenciación en precios. Los resultados son ordenados de menor a mayor y categorizados de acuerdo con los siguientes criterios: - Aquellos agentes cuyo indicio de diferenciación se encuentre dentro del percentil 20

superior se calificarán con color verde. - Aquellos agentes cuyo indicio de diferenciación se encuentre entre la media y el

percentil 20 se clasificarán con color amarillo. - Aquellos agentes cuyo indicio de diferenciación se ubique por debajo de la media,

quedarán en el color rojo.

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Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 525 del 10 de enero de 2014, pág. 5.

15

Expediente 15-256286, Carpeta Pública No. 1, Folio 12. 16

Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 3928 del 24 de junio de 2014, pág. 6. 17

Expediente 15-080329, Carpeta Pública No. 1, Folio 8.

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Adicionalmente, para asignar una calificación numérica a cada agente, en cada ejercicio de comparación, dentro de los rangos descritos, se toman los siguientes intervalos: i) área verde: 10-8; ii) área amarilla: 8-5; y iii) área roja: 5-1. En consecuencia, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a hacer una asignación proporcionalmente lineal a cada generador según el rango donde se ubican. La siguiente gráfica resume este criterio de calificación:

Gráfica 2. Rangos de comparación

Es importante tener en cuenta que, en este caso, los resultados obtenidos para cada ejercicio de comparación deben resultar en una calificación única por agente. En consecuencia, el indicador de contratos bilaterales reflejará el promedio simple de las calificaciones obtenidas por cada generador. Por último, la Superintendencia de Industria y Comercio introduce una oportunidad de premiar con la calificación a aquellos agentes que reduzcan las diferencias de un mes a otro y, que tal conducta se traduzca en una mejora significativa de Pareto18. De esta manera, cuando un generador disminuya la brecha de la diferencia obtenida del mes objeto de estudio (t) en relación con el mes anterior (t-1), en un porcentaje significativo, se promediará la calificación obtenida con un 10. Este bono procede sobre la calificación específica del ejercicio de comparación donde se identifique la mejora de Pareto. 2. INDICADOR DE BOLSA DE ENERGÍA Estudios económicos realizados por entidades del sector público y el sector privado han revelado la preocupación ocasionada porque los precios de energía en bolsa no

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En palabras del economista De Rus, bajo un análisis costo-beneficio “una mejora paretiana implica que alguien mejora sin que nadie empeore. Hay ganadores en la nueva situación y no hay perdedores”. Ginés de Rus, Análisis Coste-Beneficio – Evaluación económica de políticas y proyectos de inversión, Editorial Ariel, 3ª edición 2008, pág. 43.

8

reflejan los costos de generación de la misma19, anomalía que podría ser ocasionada total o parcialmente por el ejercicio de poder de mercado. La siguiente gráfica compara el precio en bolsa entre el 2006 y el 2012, con el precio que hubiera prevalecido en el mercado si las plantas generadoras hubieran ofertado la energía a sus costos marginales, como se esperaría en un mercado en competencia.

Gráfica 3. Evolución del precio real de bolsa y el precio de competencia

Fuente: Estudio de Castro, Oren y Riascos20

Los estudios recientemente realizados por los profesores Wolak,21 Castro, Oren y Riascos22 muestran que el comportamiento de los precios en la bolsa de energía ha

19

El artículo 6 de la Resolución CREG 055 de 1994 dispone que las ofertas de los generadores en bolsa deben reflejar sus costos variables, en los siguientes términos:

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

Adicionalmente, el anexo A4 de la Resolución CREG 024 de 1995 aclara que en las ofertas se debe tener en cuenta igualmente la percepción de riesgos de los generadores. El texto de esta disposición regulatoria es el siguiente:

“(…) La oferta de precios en la bolsa se hará de acuerdo con la Resolución CREG-055 de 1994. Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores.”

20

Luciano de Castro, Shmuel Oren y Alvaro J. Riascos, “An Evaluation of CREG 051 – 2009 Regulatory Intervention in Colombian Electricity Market”, 2013, págs. 109-110.

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sido afectado por el ejercicio de poder de mercado de los agentes generadores, lo cual se erige como una posible causa de la divergencia entre los precios y los costos de la industria. En un sistema de precio uniforme en bolsa como el colombiano, en virtud del cual se fija la remuneración a todos los agentes según la oferta de la última planta que entra en mérito23, surge un incentivo para los generadores con poder de mercado de retener oferta24 con el fin de incrementar artificialmente el precio de bolsa y los ingresos asociados a esta variable25. En consecuencia, el indicador que propone esta Superintendencia consta de dos pasos: i) identificación de indicios sobre ejercicio de poder de mercado en bolsa; y ii) análisis de ingresos percibidos por cada agente en la operación mensual de la bolsa. Así, el primer criterio funciona como un mecanismo para filtrar aquellos agentes sobre los cuales existen indicios de ejercicio de poder de mercado y, el segundo criterio,

21

“El mercado eléctrico Colombiano tiene una estructura oligopólica con índices de concentración elevados tanto en capacidad como en generación. En un análisis preparado especialmente para este trabajo por el Profesor Frank Wolak se rehízo (sic), con información actualizada y corregida, un análisis de la capacidad y ejercicio de poder de mercado en la bolsa durante el periodo 2009 – 2012. Este detectó el ejercicio de poder de mercado en tres periodos: finales 2009- principios 2010, septiembre-octubre de 2011 y septiembre noviembre de 2011 (sic) resultados que coinciden con los publicados en distintos informes por el CSMEM. Cabe anotar que si bien este último organismo concluye que algunos agentes tienen poder de mercado, también afirma que, en general, el precio de bolsa en el mediano y largo plazo responde al comportamiento de los fundamentales”. ECSIM, “Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia”, Informe Completo, 2013, pág. 29 y anexo 3 del capítulo 6. 22

“(…) también encontramos que los margenes de beneficios han incrementado desde 2009, sugiriendo que ha habido un incremento en el ejercicio de poder de mercado (….) Considerando los dos puntos previos, concluimos que, a pesar de que eficiencia productiva ha aumentado, la mayor porción de las ganancias en eficiencia fueron apropiedas por los generadores de energía, en vez de haber sido transferidas a los consumidores”. Luciano Castro, Shmuel Oren y Alvaro J. Riascos, “An Evaluation of CREG 051 – 2009 Regulatory Intervention in Colombian Electricity Market”, 2013, pág. 106. Traducción propia 23

De acuerdo con el esquema actual de la bolsa de energía, cada agente realiza una oferta horaria de cantidades y un único precio de oferta por día. 24

United States District Court for the District of Columbia, USA v. Exelon Corporation and Constellation Energy Group, Inc., Caso No. 1:11-cv-02276, 2012, p. 10-12; USA v. Exelon Corporation and Public Service Enterprise Group Incorporated; Caso No. 1:06CV01138, 2006, p. 8-11; Commission of the European Communities, EdF S.A./British Energy, Caso No. COMP/M.5224, 2008, págs. 6 – 11. 25

La habilidad de retener cantidades puede manifestarse de manera física (incluyendo argumentos técnicos para disfrazar la retención) o mediante la oferta de las cantidades a un precio arbitrariamente alto que se ubique por fuera del mérito. Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 5545 del 6 de febrero de 2014, págs. 103-104.

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facilita la realización de un ejercicio de comparación y clasificación de aquellos generadores elegidos luego de aplicar el primer criterio. 2.1. INDICIOS SOBRE EJERCICIO DE PODER DE MERCADO Con el fin de diseñar un indicador que arroje indicios sobre el ejercicio de poder de mercado en bolsa, la Superintendencia de Industria y Comercio replicó el modelo propuesto por la CREG en su Circular 005 de 2014: “Medidas para la Promoción de la Competencia en el Mercado de Electricidad Mayorista”. En resumen, la metodología aplicada por el modelo consiste en identificar los precios de oferta que maximizan y minimizan el beneficio de un agente manteniendo las ofertas de los demás generadores constantes (i.e. ceteris paribus). En caso de que un agente carezca de poder de mercado, el modelo arrojaría como resultado que su beneficio es constante independientemente del precio de oferta. El precio mínimo y máximo de cada agente generador es obtenido a través de la solución de un problema de optimización (en el que se minimiza o se maximiza según corresponda) cuya función objetivo26 recoge una estimación de utilidades por generador a través de la operación de su portafolio de plantas, e.g., hidráulicas y térmicas, atendiendo a los ingresos en bolsa y en contratos bilaterales. El problema de optimización está sujeto a las siguientes restricciones:

Balance de oferta y demanda: una característica inherente a este servicio público es que constantemente la oferta debe ser igual a la demanda para evitar fallas en la prestación del servicio.

Generación hidráulica igual a la resultante en el Despacho Ideal: El modelo asume que, aún en caso de ejercicio de poder de mercado, el interés del generador es mantener su embalse de acuerdo con su programa diario.

Recuperación de costos por parte de las plantas térmicas: Los precios de oferta que simula el modelo reflejan los costos variables de este tipo de plantas.

26

𝐵𝑥,𝑑 =

∑ {∑ 𝐺ℎ,𝑡(𝑝𝑜𝑓,ℎ)𝑝𝑚𝑎𝑟𝑡(𝑝𝑜𝑓,ℎ,𝑡𝑟) + ∑ 𝐺𝑡𝑟,𝑡(𝑝𝑜𝑓,𝑡𝑟)[𝑝𝑚𝑎𝑟𝑡

(𝑝𝑜𝑓,ℎ,𝑡𝑟) − 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑡𝑟]𝑇𝑡𝑟=1

𝐻ℎ=1 }24

𝑡=1 −

∑ {𝑉𝐶𝐵𝑡𝑝𝑚𝑎𝑟𝑡(𝑝𝑜𝑓,ℎ,𝑡𝑟)} + ∑ {𝑉𝐶𝐵𝑡𝑝𝑐𝑡

}24𝑡=1

24𝑡=1

Donde, 𝐵𝑥,𝑑: beneficios de un agente 𝑥, en un día 𝑑. 𝐺ℎ,𝑡: generación hidráulica de la planta ℎ en el periodo

𝑡.

𝑝𝑜𝑓,ℎ: precio de oferta de la planta hidráulica ℎ. 𝐺𝑡𝑟,𝑡: generación térmica de la planta 𝑡𝑟 en el periodo 𝑡.

𝑝𝑜𝑓,𝑡𝑟: precio de oferta de la planta térmica 𝑡𝑟. 𝑝𝑚𝑎𝑟: precio del mercado.

𝑡: horas de análisis. 𝑉𝐶𝐵𝑡: ventas en contratos bilaterales del agente 𝑥.

𝐻: número de plantas hidráulicas del agente 𝑥. 𝑝𝑐: precio del contrato.

𝑇: número de plantas térmicas del agente 𝑥.

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Capacidades físicas de las plantas: La generación de una planta no puede superar su capacidad instalada.

Una de las bondades del modelo propuesto por la CREG es que permite determinar si existen indicios sobre el ejercicio de poder de mercado de un generador a través del cálculo de un margen27, entendido este como la diferencia entre el precio mínimo y el precio máximo en bolsa que hubiera podido imponer unilateralmente un agente como consecuencia de su oferta diaria. Adicionalmente, el modelo CREG va un paso más allá y permite evaluar si hay indicios de que un agente efectivamente ejerció el poder de mercado a través del cálculo del margen ejercido28, definido como la diferencia entre el precio real de bolsa, es decir, el precio al que efectivamente cerró la bolsa en cada hora y el precio mínimo de bolsa que hubiera podido imponer un agente unilateralmente. En consecuencia, los agentes que presenten valores positivos de margen ejercido revelan una mayor probabilidad de ser quienes ocasionaron un incremento en el precio de equilibrio a través del ejercicio de su poder de mercado29. Por último, es importante señalar que el modelo incluye en su función objetivo los contratos bilaterales, toda vez que la bolsa funciona como un mecanismo de balance entre las ventas en bolsa y las transacciones en contratos bilaterales. En consecuencia, si las ventas en bolsa de un agente son insuficientes para honrar sus compromisos contractuales, dicho agente deberá comprar en bolsa las cantidades de energía necesarias para cubrir el déficit30. La aplicación de este ejercicio de modelación se desarrolla consultando información pública del Portal BI de XM31 para las siguientes variables:

Precio de bolsa ($/kWh).

27

𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 − 𝑃𝑚𝑖𝑛 28

𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝐸𝑗𝑒𝑟𝑐𝑖𝑑𝑜 = 𝑃𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝑃𝑚𝑖𝑛 29

Para dimensionar el margen ejercido en términos porcentuales, se presenta este resultado como:

% 𝐸𝑗𝑒𝑟𝑐𝑖𝑑𝑜 = 𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝐸𝑗𝑒𝑟𝑐𝑖𝑑𝑜

𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛

30

“La ecuación que determina el balance de bolsa por hora y por agente es la siguiente: A = (Venta en Bolsa – Compra en Bolsa) = (Compra en contrato – Venta en Contrato) + generación ideal – demanda Si A > 0 entonces el agente es vendedor neto en bolsa

Si A < 0 entonces el agente es comprador neto en bolsa” Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 32184 del 19 de mayo de 2014, págs. 130-131. 31

http://informacioninteligente10.xm.com.co/Pages/default.aspx

12

Precio de oferta diario declarado por cada recurso de generación ($/kWh).

Disponibilidad comercial declarada horaria para cada recurso de generación (kW).

Capacidad efectiva de cada recurso generador.

Generación ideal (kWh).

Demanda por comercializador (kW).

La información de costos de generación (costos de suministro de combustible) se obtiene del informe de la Unidad de Planeación Minero Energética (en adelante, UPME) “Proyección de precios de los energéticos para generación eléctrica”32. Por su parte, los costos de operación y mantenimiento (COM) y otros costos variables (OCV) se obtuvo de los informes semanales “Planeación de la Operación. Información básica para los análisis energéticos” que prepara XM33. Adicionalmente se requiere a XM la información de carácter confidencial sobre precios y cantidades de ventas en contratos por hora para cada agente del mercado. Salvo la información de precios y cantidades vendidas en contratos, toda la información necesaria para replicar el modelo de la CREG es de carácter público y, por tanto de libre acceso, por lo cual el ejercicio de simulación es replicable por los agentes para su caso específico. En resumen, la utilización del modelo propuesto por la CREG en su Circular 005 de 2014 permite clasificar los generadores en tres grupos: i) agentes que no tienen poder de mercado; ii) agentes que tienen poder de mercado pero no lo ejercen; y iii) agentes que tienen y posiblemente ejercieron poder de mercado. Este último grupo de generadores serán los que se evalúen bajo la segunda parte del indicador. 2.2. ANÁLISIS DE LOS INGRESOS PERCIBIDOS POR LOS AGENTES SOBRE

LOS CUALES EXISTEN INDICIOS DE EJERCICIO DE PODER DE MERCADO Una vez se consolida la lista de los agentes sobre los cuales se encontraron indicios de ejercicio de poder de mercado para una o múltiples horas en un día específico del mes, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a calcular un referente de los ingresos brutos obtenidos en bolsa (IB) por cada agente en el mes objeto de estudio, de acuerdo con la siguiente fórmula:

𝐼𝐵 = (𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 + 𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎 + 𝑆𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 𝐴𝐺𝐶)

− (𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 + 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎𝑠 𝑏𝑜𝑙𝑠𝑎 + 𝑅𝑒𝑠𝑝𝑜𝑛𝑠𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐶𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 𝐴𝐺𝐶)34

32

El documento es de libre consulta, descargable en: http://www1.upme.gov.co/hidrocarburos 33

El documento es de libre consulta, descargable en: http://www.xm.com.co/Pages/ResultadosdeMedianoPlazo.aspx 34

La ecuación se formula lo suficientemente comprensiva para incluir todos aquellos ingresos que recibe un generador y que están relacionados con el precio de oferta y/o con el precio de bolsa, de conformidad con lo establecido en la regulación, a saber: i) Numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 025 de 1995 (modificado por el artículo 9 de la Resolución CREG 112 de 1998), en relación con las variables Ventas Desviación y Compras Desviación; ii) Artículos 1, 2 y 3 de la Resolución CREG 034 de 2001 (modificada por la Resolución CREG 036 de 2010 y 176 de 2015), en relación con reconciliaciones

13

Finalmente, se toma el total de los ingresos percibidos por cada generador en el período de un mes, según la fórmula anterior, y se dividen entre el total de la generación real de ese agente. De esta manera se obtiene un ingreso percibido en $COP/kWh. Para el cálculo del indicador de ingresos percibidos por cada agente esta Superintendencia requiere a XM el archivo “AFACmmyy” que reposa en la sección “Información Comercial Pública y Privada” del enlace “Información Operativa y Comercial” de su página web, y al cual solamente pueden acceder usuarios registrados, como es el caso de los generadores. Adicionalmente desde el portal BI se obtiene la información pública concerniente a la generación real de cada agente.

2.3. EJERCICIO DE COMPARACIÓN DE DESEMPEÑO ENTRE LOS AGENTES Los valores calculados en $COP/kWh para los agentes identificados con indicios de ejercicio de poder de mercado, son ordenados de menor a mayor y comparados de acuerdo con los siguientes criterios:

Aquellos agentes cuyo ingreso se encuentre dentro del percentil 20 superior se calificarán con color verde. Adicionalmente, en este grupo se ubican los agentes sobre los cuales existe indicio de poder de mercado y no lo ejercieron.

Aquellos agentes cuyo ingreso se encuentre entre la media y el percentil 20 se clasificarán con color amarillo.

Aquellos agentes cuyo ingreso se encuentre por debajo de la media se ubicarán en el color rojo.

Adicionalmente, para asignar una calificación numérica a cada agente dentro de los rangos descritos anteriormente, en una escala de 1 a 10 se toman los siguientes criterios: i) área verde: rangos 10-8; ii) área amarilla: 8-5; y iii) área roja: 5-1. En consecuencia, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a hacer una asignación proporcionalmente lineal a cada agente según el rango donde se ubican. La siguiente gráfica resume este criterio de calificación:

positivas y negativas que se incorporan en los ingresos por Ventas bolsa y Compras bolsa; iii) Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 (modificado por la Resolución CREG 096 de 2006) en relación con los pagos por desviaciones en el cumplimiento de obligaciones de energía en firme que están incluidos en las variables Ventas bolsa y Compras bolsa; y iv) Artículos 4 y 5 de la Resolución CREG 064 de 2000 (modificado por el artículo 8 de la Resolución CREG 076 de 2009), que corresponde a los ingresos por prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia AGC y asignación de costos del AGC, rubros que se reflejan en las variables Servicios AGC y Responsabilidad Comercial AGC.

14

Gráfica 4. Rangos de comparación

3. RECONCILIACIONES POSITIVAS La revisión de la literatura sobre el tema de restricciones eléctricas le ha permitido a la Superintendencia de Industria y Comercio identificar que existen incentivos en la regulación vigente para que los agentes térmicos declaren variables sobreestimadas, con el fin de recibir un mayor precio por concepto de reconciliaciones positivas. La elaboración de un indicador que capte indicios sobre la posible ejecución de esta conducta es el objetivo de este acápite. En un escenario ideal donde la red de transmisión de Colombia careciera de restricciones35, de forma que cualquier kW de energía despachado a la red pudiera llegar a cualquier punto destino, las cantidades ofertadas por cada generador al mejor precio coincidiría con las cantidades vendidas en el mercado de energía mayorista. Sin embargo, debido a imperfecciones en la red, así como a los riesgos asociados con la seguridad del sistema (e.g. atentados terroristas), sucede que algunas plantas que ofertan su energía a un precio competitivo no pueden salir despachadas. Por consiguiente, para equilibrar la oferta y la demanda de energía es preciso que algunas plantas entren a despachar en reemplazo, a pesar de su precio de oferta elevado36.

La diferencia entre el escenario ideal de suministro de energía sin restricciones en la red (conocido como generación ideal) y el escenario real donde no necesariamente el agente que oferta el precio más competitivo es el que se despacha (conocido como

35

El artículo 1 de la Resolución CREG 063 del 2000, define las restricciones en los siguientes términos: “Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (Activos de Uso, Activos de Conexión o Interconexiones Internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y Operativas”.

36

El concepto de generación de seguridad fuera de mérito hace referencia a esta situación. La definición del artículo 1 de la Resolución CREG 063 del 2000 es la siguiente:

“Generación de Seguridad Fuera de Mérito. Generación forzada requerida para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa”.

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generación real), acarrea sobrecostos al sistema asumidos por los consumidores por medio del cargo por restricciones, toda vez que las plantas con ofertas elevadas entregan energía al sistema y, en contraprestación, reciben un pago conocido como reconciliación positiva37. En consecuencia, la reconciliación positiva se define como el pago que recibe un generador por despachar energía de una de sus plantas, cuando resulta necesaria para cubrir un déficit de suministro causado por restricciones eléctricas u operativas en el sistema de interconexión38. Las restricciones pueden ser cobijadas tanto por plantas hidráulicas como térmicas. La regulación39 se ha encargado de establecer parámetros para calcular el precio de las reconciliaciones positivas, constituyendo diferencias en el cálculo si se trata de plantas hidráulicas o térmicas. Para el caso específico de las térmicas, el artículo 1 de la Resolución CREG 034 de 2001 (modificado por el artículo 2 de la Resolución 141 de 2009), establece la metodología de remuneración de la siguiente manera:

“[E]l precio de Reconciliación Positiva de un Generador térmico será igual a:

𝑃𝑅 = 𝑀𝑖𝑛 [(𝐶𝑆𝐶 + 𝐶𝑇𝐶 + 𝐶𝑂𝑀 + 𝑂𝐶𝑉) +𝑃𝐶𝐴𝑃

𝐺𝑆𝐴; 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑓𝑒𝑟𝑡𝑎 +

𝑃𝑎𝑟

𝐺𝑆𝐴]”

A pesar de que la Resolución CREG 034 de 2001 busca corregir la falla del mercado explicada anteriormente, esta Superintendencia entiende que la regulación deja en libertad a los generadores térmicos para declarar a XM variables necesarias para

37

Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista – Superintendencia de Servicios Públicos, “Informe 5 – Análisis del mercado de conciliaciones”, Bogotá, Agosto del 2006, págs. 1-2. 38

El artículo 6 de la Resolución CREG 063 del 2000 señala lo siguiente:

“Reconciliaciones aplicables por concepto de Generaciones de Seguridad (no asociadas con la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia) y Redespachos. Los Costos Horarios de Reconciliación para las plantas que no tienen asignación de AGC se calculan de la siguiente manera: ● Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se incrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así: 𝑅𝐸𝐶 = 𝑃𝑅 ∗ (𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑅𝑒𝑎𝑙 − 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐼𝑑𝑒𝑎𝑙)”

39

CREG, Resolución 034 de 2001. La CREG, en el Documento 055 del 13 de marzo de 2001, justifica la necesidad de intervenir para corregir esta falla del mercado, de la siguiente manera: “Cuando se presentan aislamientos forzados entre regiones por los atentados de orden público a las redes de transmisión, la única energía que queda disponible es la de los generadores cuyas plantas se encuentran ubicadas en la región, lo cual los pone coyunturalmente en una posición dominante; esto sumado al hecho de que por disposición de la Ley 143 de 1994, Artículo 31, los generadores pueden ofrecer libremente el precio de su energía, existe la posibilidad de que los generadores que fueran requeridos por el sistema en estas condiciones oferten precios superiores a sus costos reales de operación”.

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determinar el costo que tales agentes consideren por concepto de suministro de combustible (correspondiente a la variable CSC en la fórmula), sin que se verifique de manera previa que tales costos declarados corresponden con la realidad. Lo anterior, crea un incentivo para que los agentes reporten dicho costo a un valor superior al costo real40. En línea con la fórmula expresada anteriormente, una elevada declaración de costos por parte de los generadores térmicos, sumado a una oferta de precios alta, permitiría que los agentes reciban una remuneración artificialmente superior a la prevista por el regulador por concepto de reconciliación positiva. Específicamente, las dos variables que declara cada agente por planta para efectos de liquidar el precio al que XM remunera la reconciliación positiva41, sobre las cuales pueden recaer comportamientos estratégicos, son: i) cantidades consumidas de combustible (𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈ℎ𝑜𝑟𝑎)42; y ii) costos del combustible por MBTU (𝐶𝑆𝐶𝑑𝑒𝑐𝑙𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜[$/𝑀𝐵𝑇𝑈])

43.

40

Las siguientes consideraciones encontradas en el Informe ECSIM apuntan en el mismo sentido: “El problema es más complejo, cuando existen restricciones de transmisión, que impiden operar eficientemente el sistema. En ese caso, será necesario implementar esquemas de reconciliación, que determinen cómo se reemplazan las plantas eficientes que, por efecto de las restricciones, no pueden operar efectivamente, por plantas menos eficientes, que tengan acceso al sistema. Ello abre un nuevo juego para los generadores: dado que su participación no dependerá de la declaración correcta de su costo, buscará declarar un valor que, dado el sistema de reconciliaciones existente, haga óptima su ganancia” (Subrayado y negrita fuera de texto). ECSIM, “Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia”, Anexo 2 del Capítulo 6 del Informe Completo. 41

Según el documento de XM titulado “Reconciliaciones”, disponible en: http://www.xm.com.co/Memorias%20Seminarios/Reconciliaciones.pdf, el cálculo del CSC en $/kWh por planta se realiza de la siguiente manera:

𝐶𝑆𝐶 𝑑í𝑎 [$/𝑘𝑊ℎ] =𝐶𝑆𝐶𝑑𝑒𝑐𝑙𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜[$/𝑀𝐵𝑇𝑈] ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑑í𝑎

∑(𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎 − 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝐼𝑑𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎)

Donde: 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑑í𝑎 = ∑ (𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎−𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎

𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈ℎ𝑜𝑟𝑎)

42

Los artículos 4 y 5 de la Resolución 084 de 2005 disponen lo siguiente:

“ARTÍCULO 4o. Declaración diaria de consumo de gas natural y combustible alterno. Todos los días, a más tardar a las 08:00 horas, los generadores térmicos a gas deberán declarar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales-ASIC- o a quien haga sus veces, el consumo horario de gas natural o combustible alterno expresado en MBTU, en forma horaria para el día anterior de operación, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en el Artículo 4º de la Resolución CREG-048 de 2002. Aquellos agentes que no declaren consumo horario de combustible alterno, deberán remitir al ASIC la curva de eficiencia para este combustible de la planta o unidad de generación certificada por el fabricante. ARTÍCULO 5o. Para efectos de la determinación del precio de reconciliación positiva de generadores térmicos de que trata el Artículo 1o de la Resolución CREG-034 de 2001, el ASIC expresará las variables CSC y CTC en $/kWh, haciendo uso de la generación de seguridad fuera de mérito durante el día de operación”.

43 El parágrafo 2 de la Resolución CREG 034 de 2001 dispone lo siguiente:

17

Por consiguiente, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a desarrollar un indicador que arroje indicios sobre la ejecución de esta conducta estratégica, el cual consiste en realizar dos comparaciones: - Cantidades consumidas de combustible (𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈ℎ𝑜𝑟𝑎) declaradas a XM con las

cantidades declaradas al Gestor del Mercado de Gas Natural de la Bolsa Mercantil de Colombia S.A. (en adelante, Gestor de Gas) sobre entregas a usuarios finales. Para los generadores sobre los cuales no reposa esta información, se utilizan los datos que se requieren al Gestor de Gas sobre energía tomada por remitente en el punto de salida.

- Costos del combustible por MBTU (𝐶𝑆𝐶𝑑𝑒𝑐𝑙𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜[$/𝑀𝐵𝑇𝑈]) declarados a XM con un referente de mercado de los precios de los cuatro energéticos utilizados por los generadores, a saber: carbón, ACPM, fuel oil y gas natural.

Para realizar la primera comparación, la Superintendencia de Industria y Comercio requiere al Gestor del Gas la información confidencial operativa sobre: i) entrega a usuarios finales que los comercializadores y los distribuidores deben declarar diariamente, de conformidad con el numeral 4 (c) del Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013; y ii) cantidad de energía que cada remitente tomó en el punto de salida de cada sistema de transporte según el numeral 4 (b) del Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013. Por su parte, los referentes del mercado de los precios de los energéticos se construyen de la siguiente manera:

Carbón: Corresponde a la información publicada en el informe de la UPME “Proyección de precios de los energéticos para generación eléctrica”44, presentada en los rubros sobre precios de referencia expresados en USD/MBTU45.

ACPM: Información pública de Ecopetrol expresada en COP/Galón46 para el mes específico objeto de análisis.

“Parágrafo 2. Todos los generadores térmicos deberán declarar ante el ASIC, cada siete (7) días, un único valor para las variables CSC y CTC (en $/MWh) por planta o unidad de generación, según el caso. La primera declaración se realizará el día siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución” (subrayado fuera de texto).

44

El documento es de libre consulta, descargable en: http://www1.upme.gov.co/hidrocarburos 45

Para convertir a COP/MBTU se toma el promedio simple de TRM del mes objeto de estudio. 46

Base de datos ACPM: http://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/productos-y-servicios/precios/precios-vigentes/combustibles-y-zonas-de-frontera; Se suman todos los valores de la estructura de precios de combustibles líquidos con destino a San Andrés y para Generación Eléctrica correspondientes a la columna ACPM. Posteriormente se utiliza como factor de conversión: 1 Galón = 0,1317 MBTU de acuerdo con la información allegada por la UPME en escrito radicado 14-029266-43.

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Fuel oil 6: Información pública de Ecopetrol expresada en USD/BL47 para el mes específico.

Gas natural: Corresponde a la información sobre las transacciones diarias de compra por agente para generación térmica requerida al Gestor de Gas reportada en USD/MBTU48. En consecuencia, la Superintendencia de Industria y Comercio calcula un precio promedio ponderado por agente en atención a las transacciones de compra que realizó el agente en el mes estudiado.

Adicionalmente, se requiere información confidencial a XM sobre la declaración de las variables para determinar los costos de suministro de combustible (conocido como CSC). Por último, se utilizó información pública del Portal BI de XM sobre: i) Consumo de combustible (MBTU); ii) Generación kWh; y iii) Reconciliación Positiva kWh. 3.1. METODOLOGÍA DE COMPARACIÓN DE COSTOS DE SUMINISTRO DE

COMBUSTIBLE Como se mencionó, el presente indicador consta de dos ejercicios de comparación mensual sobre los precios de los insumos y las cantidades consumidas. El primer ejercicio consiste en lo siguiente: i) estimar el consumo diario de gas en MBTU por planta utilizado para generar por restricciones, de acuerdo con las cifras reportadas a XM49; ii) calcular el consumo diario de gas en MBTU por planta utilizado para generar por restricciones, de acuerdo con las cifras que se requieren al Gestor de Gas50; iii) confrontar ambos valores para encontrar las diferencias de consumo por planta y, posteriormente, proceder a su sumatoria con el fin de obtener un resultado mensual por agente51. Obsérvese que este primer ejercicio únicamente procede para

47

Base de datos fuel oil 6: http://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/productos-y-servicios/precios/precios-vigentes/crudos-nacionales-y-fuel-oil; Se toma un promedio simple precio de venta en USD/BL. Posteriormente, se utiliza como factor de conversión 1 barril = 42 galones y 1 galón = 0,1456 MBTU, según la información allegada por la UPME en escrito radicado 14-029266-43. 48

Para convertir a COP/MBTU se toma el promedio simple de TRM del mes objeto de estudio. 49

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑋𝑀 𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑑í𝑎 = ∑ (𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎−𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎

𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙ℎ𝑜𝑟𝑎∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝐷𝑒𝑐𝑙𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜𝑋𝑀ℎ𝑜𝑟𝑎)

50

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝐺𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟𝐺𝑎𝑠𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑑í𝑎 =

𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙𝑑í𝑎−𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝑑í𝑎

𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑅𝑒𝑎𝑙𝑑í𝑎∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝐷𝑒𝑐𝑙𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜𝐺𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟𝐺𝑎𝑠𝑑í𝑎

Se tomará la información declarada sobre entrega a usuarios finales según el numeral 4 (c) del Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013. Para los agentes sobre los cuales no repose esta información, se utilizarán los datos que reposan en el Gestor de Gas sobre energía tomada por cada remitente en el punto de salida (numeral 4 (b) del Anexo 2 de la Resolución CREG 089 de 2013). 51

∆ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇UAgente,mes = ∑ ∑ (𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝐺𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟𝐺𝑎𝑠𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑗,𝑖 − 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑋𝑀 𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑗,𝑖)

𝑚𝑖=1

𝐷𝑗=1 ,

donde m es el número de plantas asociadas a un agente, y D el último día de cada mes bajo análisis. Esta ecuación se aplica para todos los agentes.

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agentes térmicos que hayan generado con gas natural por concepto de restricciones en la red. Por su parte, el segundo ejercicio de comparación aplica para todos los generadores térmicos y consiste en los siguientes pasos: - Estimar la diferencia diaria entre los precios declarados del costo de suministro de

combustible a XM y los precios de referencia por planta, teniendo en cuenta el combustible utilizado. Este ejercicio se realiza únicamente en aquellos días donde efectivamente la planta generó por restricciones en la red52.

- Esta diferencia se multiplica por la cantidad de combustible que utilizó la planta para

generar por restricciones según el reporte realizado a XM53.

- Se suman los resultados de cada planta y se agregan por agente54. 3.2. EJERCICIO DE COMPARACIÓN DE DESEMPEÑO ENTRE LOS AGENTES Cada uno de los dos ejercicios descritos, arrojan indicios de discrepancias en el reporte de información necesaria para calcular la remuneración por reconciliaciones positivas. En consecuencia, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a asignar una calificación por agente en relación con cada ejercicio para lo cual ordena los valores obtenidos de menor a mayor y, posteriormente, categoriza a cada generador de acuerdo con los siguientes criterios: - Aquellos agentes cuyas discrepancias se encuentren dentro del percentil 20

superior se ubicarán en el grupo verde. - Aquellos agentes cuyas discrepancias se encuentren entre la media y el percentil 20

se sitúan en el área de color amarillo. - Aquellos agentes cuyas discrepancias se ubiquen por debajo de la media, quedarán

en el color rojo. Adicionalmente, para asignar una calificación numérica a cada agente, en cada ejercicio de comparación, dentro de los intervalos descritos, se toman los siguientes rangos: i) área verde: 10-8; ii) área amarilla: 8-5; y iii) área roja: 5-1. En consecuencia, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a hacer una asignación proporcionalmente lineal a cada generador según el rango donde se ubican.

52

Matemáticamente, se calcula la diferencia (∆CSCdeclarado𝑥𝑖𝑗) entre los precios declarados a XM por

cada tipo de combustible (𝑥) y los precios de referencia, en los días (𝑗) donde la planta (i) efectivamente generó por restricciones. 53

∆CSCxij ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑋𝑀 𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑗

54

∆CSCdeclarado 𝐴𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒,𝑚𝑒𝑠 = ∑ (∆CSCxij ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑀𝐵𝑇𝑈𝑋𝑀 𝑃𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠,𝑗 )𝑚𝑖=1 , donde m es el número de plantas

asociadas a un agente. Esta ecuación se aplica para todos los agentes.

20

La siguiente gráfica resume este criterio de calificación:

Gráfica 5. Rangos de comparación

Es importante tener en cuenta que, en este caso, los resultados obtenidos para cada ejercicio de comparación deben resultar en una calificación única por agente, motivo por el cual el indicador de reconciliaciones positivas reflejará el promedio simple de las calificaciones obtenidas por cada generador térmico en los casos que proceda. 4. COMPARACIÓN DE DESEMPEÑO GLOBAL DE LOS AGENTES La parte final del ejercicio consiste en consolidar los resultados de los tres indicadores en uno solo. Para este fin, la Superintendencia de Industria y Comercio procede a realizar un promedio simple de los diferentes valores numéricos obtenidos del ejercicio de comparación de desempeño en cada escenario: i) contratos bilaterales; ii) bolsa de energía; y iii) reconciliaciones positivas. Estos promedios simples se ordenan por última vez de menor a mayor y cada agente quedará ubicado en verde, rojo o amarillo de acuerdo con la misma clasificación que se ha descrito anteriormente.