El 4 de julio, la Bolsa Mercantil presentó a la CREG su propuesta para promover un mecanismo de comercialización de energía eléctrica.
Recuerdo que Luis Carlos Valenzuela en clase de Economía del Bienestar y Filosofía, nos contaba que María Mercedes Cuéllar, –cuando era directora del Departamento Nacional de Planeación–, acostumbraba a decir que un concepto podía girar una sociedad en 180 grados. Es un recuerdo que traigo a colación porque a poco menos de cumplirse un año de la expedición de la Resolución 114 por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), vemos cómo esta regulación es una evidencia de la frase.
La Resolución 114 de 2018 determinó los principios y condiciones que deben cumplir los mecanismos de comercialización de energía eléctrica para que sus precios sean reconocidos en el componente de costos de compras de energía al usuario regulado. Y, con la expedición de este marco regulatorio, la Comisión cerró un proceso de consulta que duro casi quince (15) años en ‘ires y venires’ entre propuestas y comentarios de la industria descrita a continuación.
La primera iniciativa para promover la competencia en el mercado de contratos de energía eléctrica la presentó la CREG en enero de 2004, cuando planteó la creación del Sistema Electrónico de Contratos Normalizados Bilaterales (SEC). Este mecanismo se presentó como un sistema de transacciones electrónicas, administrado y operado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC, hoy parte de la empresa XM S.A. E.S.P filial de ISA), que permitía realizar transacciones comerciales de manera anónima y estándar entre agentes de mercado, mediante un mecanismo de subastas para la celebración y registro de contratos tipo pague lo contratado y contratos de opción.
Uno de los elementos centrales de la propuesta presentada por la Comisión, en ese entonces, era que el mecanismo sustituía el de convocatorias y por lo tanto definía la obligatoriedad de participación por parte de generadores y comercializadores en el SEC. De otro lado, este exigía la implementación de un cámara de riesgo central de contraparte que para la época no existía en el país y, el costo de su implementación, de alguna manera, también se convirtió en una barrera para la iniciativa regulatoria.
Cuatro años después de presentada esta iniciativa al mercado, en 2008, la propuesta transmutó al Mercado Organizado Regulado (MOR). En esta propuesta, las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para suplir la demanda de los usuarios finales regulados serían realizadas mediante un mecanismo de subasta de forma centralizada y estandarizada. En esta ocasión, los comercializadores que representan la demanda regulada participarían de forma obligatoria y los generadores de forma voluntaria.
Para la industria la propuesta no representaba un avance respecto al proceso de liberalización del mercado de energía eléctrica, pues como lo ha documentado Sally Hunt, autora del libro Making Competition Work in Electricity, el modelo de comprador único fue un esquema transitorio durante las reformas del noventa, cuando se migró de modelo de monopolio integrado verticalmente al modelo de competencia mayorista. De hecho, en Colombia, el mercado de energía mayorista diseñado en 1995 tenía como supuesto que tanto la actividad de generación como de comercialización eran actividades potencialmente competitivas.
La iniciativa regulatoria, adicionalmente, no contaba con un sistema de garantías robusto, lo que invitaba a revisar en mayor detalle como funcionaban las bolsas de commodities en aquellos países donde dichos mercados eran líquidos y profundos. En su momento, se empezó a insistir sobre la conveniencia que el mecanismo fuera promovido por agentes vigilados por la Superintendencia Financiera de Colombia.
Es así como a finales de 2017, la Comisión publicó para comentarios un documento para discusión de la industria en la que, de un lado, dejaba atrás la propuesta del MOR y de otro lado, definía los principios, características y reglas generales de lo que denominó el Mercado Estandarizado de Contratos, conocido en la industria como el MAE. En esta ocasión, mencionaba la CREG en el documento 106 de 2017, se analizó la posibilidad de articular los mecanismos de cobertura y señales de precio que se obtienen en los mercados de derivados, con el funcionamiento del mercado de energía y en la tarifa que se cobra al usuario final.
Un elemento esencial de esta nueva perspectiva mencionada por la CREG era que los mercados de derivados son regulados y controlados por la Superintendencia Financiera. Entendía la CREG, en este sentido, que le era aplicables disposiciones y objetivos de intervención del Estado que varían con relación a los objetivos regulatorios por los que se debe guiar la Comisión en el cumplimiento de sus funciones. Esta propuesta, fue recibida, en su mayoría, de manera positiva por parte de la industria. Era un cambio de perspectiva positivo y conceptualmente robusto.
La Comisión, en la versión final de la Resolución CREG 114, incorporó las recomendaciones de los agentes en el sentido que los instrumentos de gestión de riesgo de mercado no fueran valores o tuvieran una cámara de riesgo central de contraparte. En ese sentido, la perspectiva es amplia para todos los proveedores de infraestructura que cumplan con los principios y condiciones establecidos en la regulación.
Adicionalmente, estableció que los mecanismos de comercialización de energía eléctrica deben cumplir con cuatro principios precisos: eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad. Y, finalmente, estableció un conjunto de condiciones generales sobre los mecanismos de comercialización, dentro de las que se puede mencionar, entre otros, la estandarización de los contratos objeto de negociación, el anonimato en el proceso de negociación y la gestión de riesgos ante el incumplimiento de las obligaciones de participación en el mecanismo, por mencionar un ejemplo.
Tomando en cuenta el marco regulatorio definido por la CREG, la Bolsa Mercantil de Colombia, desde el área de Mercados Energéticos, identificó una oportunidad para contribuir en el propósito de la Comisión de contar con mecanismos que aseguren precios eficientes y una minimización de los riesgos del mercado eléctrico al usuario final. Por eso, el pasado 4 de julio presentó a la Comisión su propuesta para promover un mecanismo de comercialización, que contribuirá a seguir consolidado 25 años de éxitos del mercado eléctrico colombiano y su crecimiento sostenible de la mano de un escenario de negociación que ha ido adquiriendo experiencia en el sector energético.
En ese sentido, el mecanismo de comercialización presentado a la Comisión no solo cumple con los criterios y condiciones definidos en la regulación, sino que crea un mercado OTC semiestandarizado, una condición necesaria para el funcionamiento apropiado de los mercados de derivados financieros y que es una experiencia común en los mercados de Estados Unidos y Europa.
Andrés Pesca
Vicepresidente de Mercados Energéticos Bolsa Mercantil de Colombia
