Introducción

Una de las principales características de los modernos marcos regulatorios es la existencia de agencias reguladoras independientes o semiindependientes, a través de cuya estructura orgánica los gobiernos intentan mostrar a los agentes (consumidores e inversionistas) su compromiso en evitar futuras interferencias (^{Edwards y Waverman, 2006}). Esto ha sido particularmente notable en las instituciones encargadas de dictar la política monetaria, en las cuales, a fin de evitar ser objeto de presiones orientadas a adoptar medidas inconvenientes de expansión monetaria, por ejemplo, se ha delegado esta función a bancos centrales independientes (^{Crowe y Meade, 2007}).

En la medida en que el respeto del marco regulatorio brinda a los agentes la seguridad de que los derechos de propiedad están claramente definidos, reduciendo el riesgo de expropiación, la teoría de la regulación ha resaltado la importancia de este elemento, especialmente en las industrias con altos costos hundidos que solo pueden recuperarse en el largo plazo, como, por ejemplo, en la prestación de los servicios públicos, en los que la regulación ha sido considerada necesaria (^{Gómez-Ibáñez, 2003}), y en la que se encuentran diversos ejemplos de instituciones creadas para hacerlo con cierto grado de autonomía².

El problema de comportamientos oportunistas del regulador (hold-up) que puedan alterar los compromisos regulatorios de largo plazo, en tal sentido, es particularmente relevante en este tipo de industrias, donde las inversiones a menudo involucran activos fijos que se entienden hundidos y por cuyas características requieren que el regulador adopte una actitud conservadora orientada a evitar ceder a la tentación de alterar el marco regulatorio ante las coyunturas que puedan presentarse, y evitar así el riesgo de expropiación (^{Decker, 2015}).

Este riesgo puede materializarse de diferentes maneras, por ejemplo, a través de nuevos requerimientos imprevistos referidos a la utilización de insumos particulares en el proceso productivo, o el restablecimiento a la baja de precios límites a través de los cuales la firma ya no podría recuperar los costos medios asociados a su actividad. Sin embargo, también podría ocurrir cuando no cumple con los incentivos o amenazas implementadas en sus esquemas regulatorios, al ceder ante grupos de presión organizados, especialmente en industrias como la de generación de energía eléctrica, en la que, por sus características y la estructura de mercado que describe, resulta necesaria la implementación, por parte del regulador, de incentivos tendientes a garantizar el suministro en el largo plazo (^{Batlle y Pérez-Arriaga, 2008}).

En este orden de ideas, la consistencia intertemporal de la regulación, entendida como el respeto a los contratos regulatorios y la alineación de sus decisiones con los objetivos de largo plazo, es un aspecto esencial para el correcto funcionamiento de los mecanismos de incentivos a la inversión en infraestructuras con costos hundidos, y uno de los beneficios asociados a la existencia de agencias reguladoras independientes.

En relación con la actividad de generación de electricidad, en algunos países se ha considerado necesario otorgar incentivos adicionales a las señales de mercado de corto plazo con el fin de generar inversión en nueva infraestructura de capacidad. Esto es así debido a que, dadas sus características físicas y la imposibilidad de su almacenamiento, la energía eléctrica es un producto que debe ser consumido en el momento en que se produce, de modo que los mercados de generación deben balancear la oferta y la demanda en tiempo real (^{Fabra y Creti, 2007}; ^{Joskow, 2006}).

Además, en muchos mercados de generación se imponen precios límite para evitar cambios abruptos en el precio pagado por los consumidores. Esto provoca que la demanda no sea capaz de reaccionar a las fluctuaciones del costo en la generación de energía (^{Cramton y Stoft, 2005}) en el corto plazo, lo que distorsiona las señales de mercado sobre la necesidad de realizar nuevas inversiones en capacidad de generación.

En este trabajo se estudia la estabilidad del marco regulatorio en torno al mecanismo de incentivo de largo plazo para la generación de energía aplicado en Colombia, denominado “Cargo por Confiabilidad”, el cual busca, además de incentivar la expansión del sistema de generación en el largo plazo, garantizar la oferta de energía en momentos de escasez crítica del sistema, los cuales se presentan durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño.

Mediante el análisis del patrón de comportamiento del regulador, medido a través del número de actos administrativos emitidos para gestionar el riesgo advertido, intentaremos evaluar la consistencia intertemporal de sus decisiones en relación con dicho mecanismo.

En efecto, el peligro que representa un racionamiento por la ocurrencia de este fenómeno climático genera presiones por parte de los grupos de interés (empresas, gobierno central y consumidores) en los órganos regulatorios, lo cual refleja su nivel de compromiso con el esquema seleccionado. En este sentido, el sistema de incentivos o amenazas implementadas en el esquema del Cargo por Confiabilidad podrían no ser lo suficientemente creíbles para generar en los agentes el comportamiento deseado.

La literatura ha tratado sobre los esquemas de incentivos a la generación eléctrica, en primer lugar, desde una perspectiva descriptiva más general, esto es, la del diseño de mecanismos de incentivo a la generación indicando su necesidad, sus bondades y falencias (^{Batlle y Pérez-Arriaga, 2008}; ^{Cramton y Stoft, 2005}; ^{Fabra y Creti, 2007}; ^{Flórez, Gómez-Duque y García-Rendón, 2016}; ^{Joskow, 2006}; ^{Wolak, 2005}). Además, posteriormente, en el caso particular de Colombia, trabajos dedicados a examinar la dinámica del mecanismo una vez implementado en el país (^{Botero, García y Velásquez, 2016}; ^{McRae y Wolak, 2016}; ^{Parra, 2015}; ^{Restrepo-Estrada, Arango-Aramburo y Vélez-Álvarez, 2012}; ^{Villareal y Córdoba, 2008}).

Sobre la problemática sucedida con ocasión de la ocurrencia del fenómeno de El Niño y el riesgo de desabastecimiento que este representa para el sistema, también encontramos importantes aportes desarrollados por la Dirección de Estudios Económicos del Departamento Nacional de Planeación sobre el análisis de la crisis del año 2015 (^{Riveros et al., 2017}), Ernst & Young-Enersinc en un estudio del Mercado de Energía Mayorista (MEM) contratado por el Departamento Nacional de Planeación con el fin de generar propuestas de política pública tendientes a su mejoramiento (^{Ernst & Young y Enersinc, 2016}), y ^{Frontier Economics (2019)} en un informe presentado al Banco Interamericano de Desarrollo en el que realizan la revisión institucional del Mercado de Energía Mayorista de Colombia.

Este artículo contribuye a la literatura con una investigación en torno a la estabilidad regulatoria del incentivo a la generación eléctrica implementado por el regulador desde el año 2006; esto ha sido particularmente relevante en un país como Colombia, cuya matriz de generación eléctrica se encuentra fuertemente expuesta a la posibilidad de desabastecimientos por fenómenos climáticos imprevisibles como El Niño.

En este sentido, el estudio de las decisiones del regulador ante periodos de escasez puede ayudarnos a comprender si incurre en comportamientos oportunistas en relación con los intereses del gobierno central y de los principales grupos de presión organizados. En este orden de ideas se intentará determinar los ganadores y los perdedores de estas reacciones regulatorias, ofreciendo evidencia que puede ayudar a entender su comportamiento cuando el gobierno central tiene injerencia en sus decisiones y se presentan situaciones que ponen en peligro los intereses del regulador.

Los resultados del análisis realizado en este trabajo sugieren que el esquema del cargo por confiabilidad no resulta convincente para el regulador, quien, de forma paralela al cargo, ha desarrollado mecanismos alternativos con el fin de hacer frente a las mismas contingencias que se suponen serían solventadas con aquel. Esta inestabilidad regulatoria puede haber generado redistribuciones de rentas entre los agentes, de las cuales habrían salido mejor librados aquellos mejor organizados. Lo anterior plantea la necesidad de fortalecer la independencia de la agencia reguladora de energía en Colombia.

I. El Cargo por Confiabilidad y los mecanismos de incentivo a la generación eléctrica

De manera general, podría afirmarse que en los mercados competitivos no se necesita establecer incentivos adicionales para generar las inversiones requeridas en activos que garanticen la seguridad en el suministro de bienes o servicios a largo plazo. Esto es así, en la medida en que el balance entre la oferta y la demanda de un mercado en competencia, a través del precio como mecanismo revelador de información, entregará las señales correctas y suficientes que llevarán a las empresas a realizar las inversiones requeridas.

Sin embargo, la existencia de fallos del mercado que impiden la asignación óptima de recursos escasos le exigen al regulador evaluar la conveniencia de establecer los incentivos necesarios para lograrlo (^{Spulber, 1989}).

El mercado de electricidad, particularmente luego de la reestructuración a través de la cual se liberalizó y se permitió la entrada de empresas privadas como proveedores del servicio en los segmentos competitivos (^{Flórez et al., 2016}), tiene una importante falla de mercado que consiste en la ausencia de una demanda robusta por su incapacidad de reaccionar a la fluctuación del costo en la generación de energía (^{Cramton y Stoft, 2005}). Algo particularmente notorio si se tiene en cuenta que se trata de un producto cuyas características físicas hacen que el mercado deba balancear la oferta y la demanda en tiempo real.

Debido a que los sistemas de control de gestión de la demanda no han sido implementados para la mayoría de los consumidores, y esta ausencia les impide estar dispuestos a reducir o aumentar su consumo a fin de establecer nuevos precios en tiempos de escasez de suministro, por ejemplo, pueden ocurrir distorsiones en el mercado que amenacen la capacidad del sistema para cubrir la demanda en la medida en que los proveedores tampoco obtengan las señales necesarias que les permitan efectuar las inversiones que garanticen el suministro en el largo plazo (^{Ernst & Young y Enersinc, 2016}).

También ocurre que los precios de la electricidad en el mercado mayorista a corto plazo son demasiado volátiles para respaldar las nuevas inversiones en capacidad de generación, intensiva en capital y con altos costos hundidos, sin el respaldo de acuerdos contractuales entre generadores e intermediarios del suministro que, difícilmente, pueden ser convenidos a muy largo plazo.

En este tipo de mercados se genera el denominado “problema del dinero faltante”, el cual consiste en la dificultad que se presenta a los generadores instalados de alcanzar a recuperar los costos de inversión por el efecto de las fallas de mercado, lo que limita, a su vez, los incentivos para que realicen nuevas inversiones tendientes a la instalación de nuevas plantas (^{Hogan, 2017}).

De acuerdo con ^{Joskow (2006)}, en un hipotético mercado de electricidad competitivo que funciona bien, las señales de precios de la energía comprada y vendida en el mercado no solo inducen la cantidad correcta de capacidad de generación (y los niveles de confiabilidad asociados), sino también la combinación correcta de tecnologías.

Sin embargo, las mencionadas fallas del mercado ponen en el centro del debate la necesidad de implementar esquemas de incentivos a la generación de energía eléctrica con el propósito de garantizar el suministro a largo plazo, y en este sentido los requerimientos de nueva capacidad de generación le plantean al regulador la cuestión de seleccionar el esquema más apropiado con miras a corregir estos fallos y garantizar un margen de reserva de largo plazo mediante el fortalecimiento de los incentivos, a fin de atraer nuevos participantes y mayores inversiones en el sector (^{Batlle y Pérez-Arriaga, 2008}).

En este escenario surgen los mecanismos de incentivos a la generación eléctrica como instrumentos de regulación económica diseñados para reforzar las señales que dan los mercados, mediante una remuneración adicional que estimula la inversión en generación y garantiza así la confiabilidad en sectores eléctricos liberalizados (^{Flórez et al., 2016}).

Al respecto han sido implementados diferentes esquemas de incentivos a la generación de energía eléctrica, sobre los que la literatura³ ha identificado, fundamentalmente, cuatro mecanismos que se enlistan a continuación.

II. Datos y hechos estilizados

La información utilizada en esta investigación para identificar la actividad regulatoria es de frecuencia mensual, desde octubre del 2006 hasta diciembre del 2018, cuya fuente es la base de datos de actos administrativos publicados por el regulador del mercado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Para efectos de identificar los periodos de ocurrencia del fenómeno de El Niño se tomó como referencia la información de la National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), y tanto la información histórica de los aportes hidrológicos como el precio del mercado spot se tomó del sistema de información del operador del sistema XM, del año 2000 hasta el 2018.

Cómo se mencionó, el fenómeno de El Niño tiene un impacto importante sobre la disponibilidad de recursos hídricos para la generación de energía en Colombia, por lo que es importante entender sus aspectos fundamentales y sus principales impactos para el sector. Se mide con el índice conocido como Multivariate ENSO Index (MEI), el cual combina variables oceánicas y atmosféricas con el fin de indicar en tiempo real la intensidad del fenómeno y brindar, a través del análisis histórico, un contexto significativo para el estudio (^{NOAA, 2019}). Su escala de medición puede indicar un fenómeno moderado con un rango entre 44 y 56, y como fuerte entre 56 y 61.

Un aspecto importante que debe considerarse es que el fenómeno de El Niño no tiene una frecuencia estable y solo es predecible pocos meses antes de su ocurrencia. La Figura 4 recoge la dinámica del MEI entre el 2006 y el 2018, y en ella se observa que el fenómeno de El Niño se ha presentado en seis periodos durante este intervalo de tiempo. El primero comprende los cuatro últimos meses del 2006; el segundo, el primer mes del 2007; el tercero, los últimos seis meses del 2009 y los tres primeros del 2010; el cuarto, los dos últimos meses del 2014 y todo el 2015 hasta los cinco primeros meses del 2016, y, por último, el quinto, los tres últimos meses del 2018.

Las disminuciones de las lluvias causadas por el fenómeno de El Niño tienen un claro impacto en la disponibilidad de recursos de generación hídrica. En la Figura 5 se puede observar la disminución del caudal de los ríos que aportan agua a los embalses del sistema interconectado durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño y sus incrementos durante el fenómeno de La Niña. Lo anterior implica que durante los periodos de El Niño existe un mayor riesgo de desabastecimiento energético.

La contracción de la oferta de generación causada por el fenómeno de El Niño se traduce en variaciones importantes en los precios del mercado mayorista de energía. La Figura 6 muestra la evolución de los precios del mercado de bolsa desde el 2004 hasta el 2018, de modo que se puede observar la correlación del fenómeno y los picos de precios de los años 2010, 2015 y finales del 2018.

Debido a la volatilidad en los precios de la energía en los periodos de escasez de recursos hídricos, es precisamente durante el fenómeno de El Niño cuando se activa el mecanismo para la exigencia de las obligaciones de energía en firme. Esta activación se produce en aquellos momentos cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez fijado por el regulador.

En la Figura 7 vemos la interacción del precio de bolsa, en verde cuando se trata de horario de mayor demanda y en rojo cuando es el de menor demanda, junto con el precio de escasez en negro. Por ejemplo, durante el periodo septiembre 2015-abril 2016, se observa que el precio superó ampliamente el precio de escasez fijado por el regulador.

III. Metodología

En este trabajo se analizan, de manera cualitativa y cuantitativa, los cambios regulatorios asociados al cargo por confiabilidad ocurridos en Colombia durante la aparición del fenómeno de El Niño en el periodo 2006-2018.

En primer lugar, se busca ilustrar la actitud del regulador durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño a través de la mención de casos puntuales que reflejan su inconsistencia intertemporal con relación al Cargo por Confiabilidad, asimismo, se ofrece evidencia gráfica para soportar el planteamiento.

En segundo lugar, se intenta cuantificar el grado de estabilidad de la regulación relativa al esquema del CxC, mediante el conteo mensual de las resoluciones emitidas por la CREG relativas al esquema y el estudio de la relación del número de estas resoluciones con la aparición del fenómeno de El Niño. En este sentido, se utilizan herramientas gráficas y modelos de regresión.

Se consultó la base de datos de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, y se identificó así el número de resoluciones adoptadas que, de alguna manera, han podido modificar transitoria o permanentemente este esquema. Dado que la producción normativa a cargo del regulador con relación al esquema del Cargo por Confiabilidad no tiene por objeto exclusivamente alterar su funcionamiento, sino efectuar otras acciones necesarias orientadas a su implementación, hemos clasificado las decisiones según se hayan adoptado con miras a desarrollar el esquema, efectuar trámites meramente formales, publicar los proyectos de decisiones futuras y realizar las modificaciones propiamente dichas.

Con el propósito de determinar lo anterior se revisaron los objetos indicados en el cuerpo normativo de cada una de las resoluciones de la CREG emitidas desde la implementación de la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad (3 de octubre de 2006) hasta la fecha. Se identificaron 173 decisiones administrativas con relación al Cargo por Confiabilidad. Posteriormente, se revisó el contenido de estas resoluciones y se clasificaron de acuerdo con los cuatro tipos de decisiones mencionadas (trámite, desarrollo, publicación, modificación). El número de decisiones identificadas por tipo de trámite se muestra en el Cuadro 1.

En atención a la anterior clasificación, también realizamos un análisis econométrico de regresión con el propósito de evaluar el comportamiento del regulador y la finalidad de sus decisiones durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño. Para efectos de identificar los periodos de ocurrencia del fenómeno de El Niño, se tuvieron en cuenta los datos de ^{NOAA (2019)}.

Las variables endógenas Número total de resoluciones relacionadas con el CxC en el mes t (RTotal_t), Número de resoluciones que desarrollan el CxC en el mes t (RDesarrollo_t), Número de resoluciones que publican los proyectos que modifican el CxC en el mes t (RPublicidad_t) y Número de resoluciones que modifican el CxC en el mes t (RModifican_t), se estudian en función de la ocurrencia del fenómeno de El Niño (Fenómeno), la celebración de elecciones presidenciales o el ciclo político (CP), y una variable determinística que indique la distancia temporal de cada una de estas decisiones y la implementación del esquema en el año 2006 (Meses desde implementación T).

El modelo propuesto viene descrito por las siguientes ecuaciones:

Donde:

Dado que el número de resoluciones adoptadas durante un mes es una variable discreta y no negativa que puede interpretarse como el número de veces que ocurre en un intervalo espacial definido, enmarcamos esta variable dentro de los modelos de conteo. En la Figura 8 es posible apreciar que las distribuciones muestrales de las variables dependientes son coherentes con los datos de conteo, por lo que se consideró pertinente plantear un modelo de regresión de Poisson.

IV. Resultados

Los resultados obtenidos a partir del análisis cualitativo en esta investigación indican que en los periodos de El Niño se incrementan las modificaciones al esquema de incentivo a la generación eléctrica del Cargo por Confiabilidad. Esto ocurre no solo en atención al número de decisiones administrativas adelantadas por el regulador, sino también a la naturaleza de algunas de estas modificaciones.

El Niño del año 2009-2010, por ejemplo, ofrece una buena evidencia si se tienen en cuenta las medidas regulatorias emitidas con el fin de sortear las dificultades presentadas. Aunque en este caso particular las decisiones fueron adoptadas en el sector de gas, sus principales implicaciones se replicaron a través de la regulación CREG con importantes consecuencias en la generación de energía eléctrica.

La problemática en este año se presentó por las dificultades técnicas en transportar gas a las plantas de generación térmica en el interior del país y el suministro a las del norte desde los yacimientos, junto con una hidrología crítica que generó una disminución acelerada de los embalses (^{Frontier Economics, 2019}).

Aunque para la época se presentó una importante intervención por parte del Ministerio de Minas a través de las resoluciones 181654 de 29 de septiembre y 181846 de 19 de octubre del 2009, junto con las resoluciones emitidas por la CREG, corresponden a medidas que, de alguna manera, tendieron a evitar que se activaran las obligaciones de energía en firme del Cargo por Confiabilidad. La actividad regulatoria la observamos, por ejemplo, por medio de las resoluciones CREG-051, 127, 136, 137, 140, 141, 159 y 190 de 2009 y 010, 041 y 190 de 2010.

Mediante la Resolución CREG-137 del 30 de octubre de 2009, por ejemplo, se adoptó un esquema de seguimiento al Mercado de Energía Mayorista que consiste, principalmente, en la verificación de las condiciones tendientes a evitar que se degradara la confiabilidad en el abastecimiento de la demanda.

Posteriormente, mediante la Resolución CREG-010 del 9 de febrero de 2010, la comisión intervino el mercado considerando conveniente establecer un mínimo del agua embalsada según el riesgo de abastecimiento futuro de la energía, con el fin de tener mayor confiabilidad en el suministro en la estación de verano que vendría en el periodo siguiente, adicionando la garantizada con el esquema del Cargo por Confiabilidad.

De acuerdo con los considerandos de dicha resolución, la comisión consideró:

En el país se están presentando condiciones de caudales bajos en los ríos a causa de la presencia del fenómeno de El Niño, que podrían incidir en las condiciones de abastecimiento de la demanda, razón por la cual se ha considerado conveniente establecer un valor mínimo del agua embalsada según el riesgo de abastecimiento futuro de la energía, con el fin de tener mayor confiabilidad en el suministro de la energía en la estación de verano 2009-2010 y adicionar la garantizada con el esquema del Cargo por Confiabilidad, con un esquema de mercado.

Sobre el particular, resulta llamativa la desconfianza del regulador sobre la suficiencia del cargo por confiabilidad para lograr uno de sus objetivos, esto es, garantizar el suministro en condiciones críticas de abastecimiento, dado que se trató de medidas regulatorias alternativas al esquema, expedidas en tiempo real para hacer frente a una situación crítica que, de antemano, se pudo haber gestionado gracias a diferentes señales de escasez sobre las que ya tenía conocimiento el regulador, generando oportunidades de extracción de renta a corto plazo para los generadores.

El Niño del periodo comprendido entre noviembre del 2014 y junio del 2016, por su parte, aunque tuvo un menor número de resoluciones emitidas por el regulador, de nuevo coincidió con importantes decisiones regulatorias relacionadas con la configuración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado de Energía Mayorista.

La modificación al precio de escasez implementada a través de la Resolución CREG-178 del 27 de octubre de 2015 tuvo mucha importancia y generó la discusión sobre la modificación de la metodología en el ámbito nacional. En ella la comisión señaló que, debido a la imprevisibilidad del fenómeno y pese a que la demanda estaba cubierta, se habían “incrementado los riesgos que enfrentan algunos generadores para honrar sus OEF, lo que al final, si no es solucionado a tiempo podría traducirse en un riesgo para la prestación del servicio de energía eléctrica”.

Asimismo, consideró que el fenómeno de El Niño se había prolongado más de lo previsto y que su severidad había superado ampliamente lo inicialmente anticipado, de modo que redujo de forma considerable los aportes hídricos al sistema y aumentó la necesidad de contar de forma confiable con generación térmica para satisfacer adecuadamente la demanda. También tuvo en cuenta una serie de factores adicionales que pudieron haber agudizado la crisis, como, por ejemplo, la caída del precio de algunos derivados del petróleo que ocasionó la caída del precio de escasez, el cierre de la frontera con Venezuela o la cantidad disponible de gas natural a causa de la declinación de los campos de producción.

Ante aquel panorama, el regulador concluyó necesario “restablecer el nivel de riesgo que asumieron los generadores térmicos que operan con combustibles líquidos cuando se asignaron sus OEF”, de tal manera que decidió fijar el precio de escasez (elevándolo) en el nivel máximo posible, a fin de que los generadores enfrentaran un precio de escasez que viniese de la misma distribución de precios de escasez entre el 2006 y el 2014. Al respecto, la comisión fijó el nivel de precio igual a 470.66 COP/kwh, indicando que así se lograría dejar a los generadores que se encontraban en riesgo en un nivel estadísticamente igual al que venían asumiendo desde que se les asignaron las OEF (^{CREG, 2015}).

De esta manera, el mecanismo seleccionado consistió, básicamente, en definir un nuevo precio de escasez entre el costo variable de las plantas y el precio de escasez original, remunerando a las plantas térmicas hasta el nuevo precio cuando cumplieran con sus OEF.

A fin de explicar el mecanismo propuesto, la comisión indicó que, antes de la Resolución 178 de octubre de 2015, el generador cuyos costos variables fueran superiores al precio de escasez y cumpliera con su OEF, recibía hasta el precio de escasez, es decir, el bloque azul de la primera columna en la Figura 9 por parte de la demanda, y debía asumir la diferencia de su costo variable que corresponde al bloque verde. Con el nuevo modelo, en cambio, el generador asumía la diferencia entre el nuevo precio de escasez P± y su costo variable, es decir, el bloque verde de segunda columna, mientras que la demanda por su parte asumiría el resto, esto es, el bloque azul y rojo de la segunda columna.

Al respecto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) señaló:

Los usuarios apalancarán a los generadores térmicos de altos costos mediante el pago de la diferencia entre el precio de escasez y el nuevo precio P± a través de la figura de restricciones diferida a 36 meses. Esto quiere decir que el total del alivio que recibirán los generadores, que consiste en la multiplicación de sus OEF por la diferencia entre P y el precio de escasez, se dividirá entre el consumo nacional por 36 meses. Este mecanismo estará vigente seis meses que es lo que se espera que dure el fenómeno de El Niño o incluso antes si la CREG así lo considera. (^{CREG, 2015})

El incremento del precio de escasez en momentos de una situación crítica de abastecimiento, además de constituir un verdadero cambio trascendental de la medida regulatoria, tiene importantes implicaciones en cuanto al riesgo de inseguridad jurídica generado por modificar sobre la marcha la definición previa de los derechos de propiedad.

En la medida en que el precio de escasez es el máximo precio que puede pagar la demanda en el país en momentos en los que existe escasez de producción energética y, por tanto, el mayor valor que podrá recibir el generador cuando son activadas las OEF, cualquier medida tendiente a elevarlo significará una mayor transferencia de recursos al generador por parte de la demanda.

En este sentido, aunque la aproximación que, mayoritariamente, se ha encontrado con relación al riesgo del hold-up ha sido desde la necesidad de evitar alteraciones regulatorias dirigidas a eliminar el riesgo de expropiación a las empresas, también pueden generarse modificaciones a la regulación que las beneficien y, desde luego, el correlativo sobrecosto para los consumidores.

En este orden de ideas y dada la naturaleza del Cargo por Confiabilidad como una opción financiera orientada a garantizar la atención de la demanda en condiciones críticas de abastecimiento, su funcionamiento solo tiene sentido si esto ocurre en el momento y las condiciones en que fue pactada.

Es en esto que, precisamente, radica su característica esencial, pues su comprador tiene el derecho de comprar el activo subyacente, en este caso energía, al precio predeterminado, llamado precio de escasez, una vez ocurrida la condición convenida. De lo contrario se desnaturalizaría el esquema.

Ahora bien, al margen de los anteriores casos paradigmáticos que ilustrarían muy bien lo planteado en este trabajo respecto a la inestabilidad del marco regulatorio, lo cierto es que de la totalidad de actos administrativos revisados con relación al esquema del cargo por confiabilidad, no todos han tenido como propósito efectuar modificaciones trascendentales al esquema de incentivo de la generación eléctrica.

En efecto, algunas de las resoluciones identificadas han tenido como objetivo desarrollar el mecanismo regulatorio implementado en el 2006 del cargo por confiabilidad, otras se han encargado de adelantar trámites formales, muchas de ellas también han tenido como propósito el cumplimiento del requisito de publicidad de las decisiones administrativas que exige la legislación colombiana y otras, como las señaladas, han, de hecho, modificado de forma temporal o permanente el esquema.

La Figura 10 muestra el número de resoluciones emitidas por el regulador relacionadas con el cargo por confiabilidad y los periodos de ocurrencia del fenómeno de El Niño entre el 2006, esto es, cuando se implementó el cargo por confiabilidad en Colombia, y el 2018. La línea negra corresponde al número de resoluciones por mes y las barras rojas al fenómeno climático.

Estos resultados muestran cómo se ha mantenido la producción normativa por parte del regulador con relación al esquema de incentivo a lo largo del tiempo, incluso en periodos de ocurrencia del fenómeno de El Niño que, en Colombia, se corresponden a los periodos de escasez, en los cuales por definición se incrementan las probabilidades de hacer efectivas las obligaciones de energía en firme del Cargo por Confiabilidad. Además, también llama la atención que, pese a tratarse de una regulación orientada a incentivar en el largo plazo las inversiones en un sector con altos costos hundidos, el número de decisiones no disminuye en el tiempo, lo cual puede indicar que no finaliza su reglamentación o que se encuentra en constante modificación y, por tanto, causa incertidumbre.

La Figura 11 muestra la evolución del número resoluciones que han tenido por objeto llevar a cabo algún trámite formal con relación al Cargo por Confiabilidad. Por tanto, se entienden aquellas correcciones o modificaciones a la literalidad de las resoluciones en las que originalmente se implementó el esquema, como, por ejemplo, errores gramaticales en su contenido y, principalmente, la ampliación en los plazos para remitir observaciones y sugerencias a los proyectos de resolución publicados en el marco del desarrollo del esquema.

En consideración a la naturaleza de los trámites, resulta razonable que estas decisiones se adopten de modo permanente a la largo del tiempo, desde que fue implantado el esquema hasta la actualidad. Además, se refieren a modificaciones menores sin mayor transcendencia en el funcionamiento del esquema.

La Figura 12 muestra la evolución del número resoluciones que han tenido por objeto publicar un proyecto de resolución de carácter general para comentarios del público. Lo anterior se realiza en virtud de lo dispuesto por una norma legal por la que se establece la obligación de publicar todos los proyectos de resoluciones de carácter general que se pretendan adoptar, excepto los relativos a fórmulas tarifarias.

La relevancia de este tipo de resoluciones, pese a que se trata de publicaciones sobre decisiones aún pendientes por adoptar, es que ciertamente tienen la virtualidad de alterar las expectativas de los agentes. Dado que responden a una obligación legal, el patrón de comportamiento se verá influenciado por aquellas resoluciones que verdaderamente modifiquen de fondo el esquema y que, previamente, han sido sujetas a publicación para comentarios.

Las Figuras 13 y 14, a diferencia de las anteriores, muestran comportamientos regulatorios más interesantes, en la medida en que dan cuenta de verdaderas alteraciones o desarrollos al esquema de incentivo escogido por el regulador desde un principio. La Figura 13, por ejemplo, muestra la evolución del número resoluciones que han tenido por objeto desarrollar el Cargo por Confiabilidad.

Este desarrollo desde luego que hace parte del quehacer regulatorio y, por tanto, esto justifica un importante número de resoluciones expedidas para tal propósito. Explicaría, por ejemplo, el incremento de la actividad regulatoria observada durante los años inmediatamente siguientes a la adopción del cargo, que corresponden a los años 2007, 2008 y 2009.

La Figura 14, por su parte, muestra la evolución del número resoluciones que han tenido por objeto realizar alteraciones trascendentales al Cargo por Confiabilidad.

De nuevo la coincidencia de los periodos en los que se producen estas modificaciones con la ocurrencia del fenómeno climático de El Niño es notoria en los picos de los años 2009-2010 y 2015-2016, aunque ciertamente también pueden haberse producido cambios en periodos previos o posteriores.

Las modificaciones previas o posteriores podrían deberse a decisiones que tienen por objeto retrotraer las condiciones al estado anterior en que se implementara la modificación inicial, y en tal sentido se logró evidenciar que muchas de las medidas adoptadas no tenían vocación de permanencia de largo plazo, sino solo mientras duraba la contingencia.

Además, se realizaron algunos ejercicios econométricos sencillos con la finalidad de verificar la existencia de un impacto y el nivel de certeza de esta relación entre la actividad regulatoria y el fenómeno de El Niño. El Cuadro 2 muestra los resultados obtenidos de la estimación del sistema de ecuaciones planteado en la metodología, en la que se contrastan estadísticamente algunos planteamientos encontrados en el análisis cualitativo.

Como se observa, para el análisis del número total de resoluciones por mes emitida por el regulador en función de la variable exógena “meses desde implementación”, la cual indica el número de meses desde la creación del CxC, Niño (fenómeno de El Niño) y CP (ciclos políticos), que se refiere a la celebración de elecciones presidenciales, encontramos que todas presentan valores de probabilidad asociados que superan el nivel de significación establecido del 5 y el 10 , por lo que no se rechaza la hipótesis nula para ninguna de ellas y concluimos que las variables no son significativas.

Sin embargo, no ocurre lo mismo cuando se realiza la regresión con la variable endógena “Desarrollo del CxC”, particularmente al observar tanto el signo del coeficiente de “meses desde implementación” como su probabilidad asociada. En primer lugar, el signo negativo es el esperado, si se considera que al aumentar el número de días desde que se implementó el esquema regulatorio se espera que disminuya el número de resoluciones que tienen por objeto su desarrollo, en tanto que esto ha debido suceder en los meses o años inmediatamente siguientes a su creación. Las demás variables no son significativas para explicar el número de resoluciones que han tenido por objeto el desarrollo del Cargo por Confiabilidad.

En lo que se refiere al número de resoluciones que tienen por objeto publicar los proyectos de actos administrativos que posteriormente serían adoptados por el regulador, observamos que, con un nivel de significación del 10 , tanto la variable Meses desde implementación como Niño son significativas. Sin embargo, llama la atención el signo negativo de la variable exógena Niño, pues esto indica un decrecimiento del número de resoluciones que tienen por objeto publicar los potenciales cambios regulatorios durante la ocurrencia del fenómeno de El Niño.

En efecto así podría suceder, si se tiene en cuenta que durante los periodos de escasez, que es cuando mayor número de modificaciones se le hacen al esquema —como se verá—, el regulador tiende a publicar menos sus decisiones so pretexto de circunstancias apremiantes que exigen corregir a la mayor brevedad las condiciones que ponen en riesgo el cumplimiento de las obligaciones de energía firme del Cargo por Confiabilidad, así como tampoco notificar a la entidad encargada de analizar el impacto sobre la competencia que podrían tener tales modificaciones. Las resoluciones CREG 010 de 2010 y 178 de 2015 ofrecen un ejemplo al respecto.

Por último, encontramos de manera importante para esta investigación el comportamiento del fenómeno de El Niño y el número de modificaciones al esquema del Cargo por Confiabilidad. La valoración de la probabilidad asociada al coeficiente con un nivel de significación menor al 5 sirve para ilustrar de manera empírica la hipótesis planteada en el inicio de este paper, dado que durante los periodos de El Niño se incrementan las modificaciones al esquema.

La no significación de la variable Meses desde implementación también podría indicar que estas modificaciones se presentan en atención a la ocurrencia de los periodos de escasez y no al tiempo transcurrido desde la creación del mecanismo regulatorio, es decir, se trata de alteraciones trascendentales más que de desarrollos al esquema.

V. Conclusión

Hemos visto cómo la llegada del fenómeno de El Niño modifica el comportamiento del regulador en cuanto a la producción normativa con el fin de hacer frente a la coyuntura climática, lo cual altera el funcionamiento del Cargo por Confiabilidad. Este comportamiento plantea un problema que, de hecho, es ajeno al esquema mismo, referido a la desconfianza del regulador sobre el mecanismo de incentivo para dar solución al suministro eléctrico durante los periodos críticos.

En este sentido, el principal problema de este esquema es que no resulta convincente para el regulador que, de forma paralela al cargo, ha desarrollado mecanismos alternativos con el fin de hacer frente a las mismas contingencias que, se supone, serían solventadas con aquel.

Un ejemplo de esto se encontró con la implementación del Estatuto de Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento, a través de la Resolución CREG 026 del 7 de marzo del 2014, en cuanto mecanismo adicional al cargo dirigido a “prevenir situaciones de alto impacto por fuera de lo previsto en el Cargo por Confiabilidad”.

De igual forma había ocurrido antes con la expedición de las resoluciones CREG-137 de octubre de 2009 y 010 de febrero de 2010, en las que se adoptó un esquema de seguimiento al Mercado de Energía Mayorista y se estableció un mínimo al agua embalsada según el riesgo de abastecimiento futuro de la energía, con el fin de tener una confiabilidad adicional a la ya garantizada con el cargo ante los potenciales efectos de periodos de escasez (El Niño).

La mayoría de estas modificaciones, como se pudo advertir en los resultados presentados en el acápite anterior, ocurrieron durante el fenómeno climático de El Niño, principalmente, con mayor notoriedad en los picos de los años 2009-2010 y 2015-2016. Algo que también se pudo constatar con la valoración de la probabilidad asociada al coeficiente de la variable Niño con un nivel de significación menor al 5 , lo cual sirve para ilustrar de manera empírica que durante los periodos de ocurrencia de este fenómeno climático se incrementan las modificaciones al esquema.

En efecto, el peligro que representa un racionamiento por la ocurrencia de este fenómeno climático y la reacción del regulador a fin de solventar la crisis genera incertidumbre regulatoria y pone en tela de juicio su credibilidad para evitar futuras interferencias.

En el caso puntual del Cargo por Confiabilidad, las modificaciones introducidas por el regulador han significado utilidades o, cuando menos, menores pérdidas para los generadores —como en el caso de El Niño del periodo 2014-2016— que, al estar obligados de antemano a generar en determinadas condiciones en virtud de las obligaciones de energía en firme, se vieron beneficiados por la actitud de un regulador temeroso por el racionamiento y que decidió implementar medidas alternativas antes de hacerlas efectivas como originalmente estaban previstas. En esa oportunidad el mecanismo consistió en definir al alza un nuevo precio de escasez a partir del cual se harían efectivas las obligaciones de energía en firme.

En este orden de ideas, la inestabilidad regulatoria respecto al Cargo por Confiabilidad ha generado redistribuciones de rentas entre los agentes de las que han salido mejor librados los generadores tenedores de obligaciones de energía en firme como grupos de presión mejor organizados. Un resultado lógico si se considera la dificultad de los consumidores para reaccionar de manera coordinada ante estos cambios con la misma efectividad.

Asimismo, la estructura orgánica del regulador colombiano, o mejor, de las entidades reguladoras en el sector eléctrico, indican muchas veces una duplicidad de funciones para hacer frente a los periodos críticos de desabastecimiento. Esto, por ejemplo, se observó claramente en la crisis de El Niño del periodo 2009-2010, gracias a la intervención del Gobierno nacional a través del Ministerio de Minas y Energía en el sector del gas y, en general, de forma permanente debido a su atribución de funciones como el órgano encargado de dictar la política sectorial.

En tal sentido, el espíritu de creación de entidades regulatorias especializadas reside, precisamente, en que estas ostenten el suficiente grado de independencia para adoptar decisiones sin ser sujetas a presiones externas por parte del Poder Ejecutivo. En el caso particular de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), su independencia puede verse limitada si se tiene en cuenta que entre sus miembros se encuentra el ministro de Minas y Energía (quien además la preside), el ministro de Hacienda y Crédito Público, el director del Departamento Nacional de Planeación y ocho comisionados expertos nombrados por el presidente de la República para periodos de cuatro años.

Además, la inestabilidad regulatoria se convierte en un obstáculo para llevar a cabo un análisis concluyente frente a los objetivos de intervención establecidos a través del Cargo por Confiabilidad como un esquema de incentivo y mecanismo de respaldo a la generación de energía eléctrica, sobre todo, ante la coyuntura actual de políticas públicas que buscan integrar las fuentes no convencionales de energía en los mercados eléctricos en el ámbito global, dados los efectos de la intermitencia de esas fuentes en la prestación del servicio.

En este sentido, y en la medida en que energías renovables tales como la solar, la eólica o la geotérmica difieren significativamente en cuanto a su disponibilidad, forma y seguridad en el abastecimiento, se hace necesario evaluar un mecanismo de respaldo que garantice la suficiencia en el suministro a los consumidores a lo largo del tiempo (^{Linares et al., 2018}).

Por tanto, la transición energética a partir de la generación con fuentes renovables no convencionales tendrá que complementarse con la generación adicional de ciertas características técnicas, a fin de garantizar la seguridad de suministro en todo momento y reducir la incertidumbre en su prestación, lo cual, desde luego, exigirá mayores inversiones en capacidad instalada, junto con el correcto funcionamiento de los incentivos prestablecidos. El pago por capacidad que se realice a las unidades generadoras en este escenario, por ejemplo, podrá corresponder al pago por el aporte de dicha unidad a la seguridad del sistema.

En la medida en que la estabilidad del marco institucional hace que el comportamiento de los individuos y las organizaciones sea más seguro y predecible, de modo que facilite comprometerse en actividades cooperativas, resulta imperioso dar señales de largo plazo que muestren a las entidades regulatorias como instituciones estables, capaces de crear reglas sólidas y respetarlas frente a la tentación del oportunismo regulatorio.