En Colombia, el precio que un comercializador de energía incluye en la factura a sus usuarios finales tiene inmerso 6 costos que integran la tarifa, ellos son: el costo de comprar la energía, de transportarla, de distribuirla, comercializarla, las pérdidas de la energía que se lleguen a presentar y el costo de las denominadas restricciones; este último, permite remunerar las limitaciones que se presentan en la infraestructura o aquellas limitaciones que obedecen a lineamientos de seguridad y confiabilidad en el sistema interconectado nacional.
Cada uno de esos costos tiene sus particularidades y, a la vez, cada uno interioriza diferentes costos. En estas líneas, haré un “breve zoom” en uno de esos costos, el que corresponde al costo de la compra de la energía.
Muy recientemente, y como resultado de un análisis adelantado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que se encuentra en la Circular CREG 079 de 2017, se evidenciaron algunas fallas que afectan el componente denominado costo de la compra de la energía, el cual, se está formando de manera ineficiente, por lo que consecuencialmente, se viene trasladando de manera poco eficaz a los usuarios. Dentro de las fallas que afectan el costo de la compra de la energía, se resaltan las siguientes: asimetría de la información, concentración de varias actividades de la cadena en un mismo grupo empresarial, falta de liquidez del mercado de los contratos de energía y se encima una ineficiente percepción del riesgo de crédito del comprador de energía. Pues bien, la sumatoria de todas esas fallas se terminan incluyendo de alguna forma en el precio del contrato. Lo cual riñe con los principios que deben gobernar la prestación del servicio de energía eléctrica.
Para minimizar –y ojalá eliminar– el impacto que ocasionan los riegos mencionados, la CREG propone la definición de un contrato de energía estandarizado que se transaría en una plataforma centralizada dentro de un mercado anónimo estandarizado (MAE), donde la gestión del riesgo se haría mediante una cámara central de riesgo de contraparte y en donde las transacciones, a través de una metodología que está por definirse, arrojarán un precio de referencia para calcular un costo eficiente de la compra de la energía que se incluirá en la tarifa final de los usuarios. En la actualidad, el costo de la compra de la energía corresponde a un promedio ponderado del precio de bolsa según la participación de las compras en el mercado y el precio de los contratos de acuerdo con la cantidad de energía comprada mediante contratos bilaterales.
Para materializar la propuesta de la CREG, se tiene que sincronizar el mercado de contratos de energía con los mecanismos de cobertura de los mercados de derivados con varias tareas, una es que el MAE cumpla con los estándares señalados para los mercados financieros. Otra tarea, es que el MAE cumpla con las características de centralización, anonimato, seguridad, independencia, acreditación, liquidez, gestión eficiente del riesgo y reporte de información. Por último, la estructura del MAE debe tener dos submercados, un mercado primario y uno secundario. En el mercado primario participaran generadores, comercializadores y cualquier agente que esté en la posibilidad de ofrecer coberturas financieras y que esté representado por un agente liquidador. A su vez, el mercado secundario estará abierto para cualquier agente que cuente con la representación de un agente liquidador.
Ambas propuestas, la de implementar un sincronismo entre los mercados eléctrico y financiero junto a tomar un eficiente costo por la compra de la energía, auguran beneficios tanto para agentes, usuarios regulados y creará oportunidades para los que resulten seleccionados para administrar el MAE y para quienes presten los servicios de agente liquidador. Sin duda, la propuesta de la CREG tiene buen futuro, por lo que conviene que tanto agentes como terceros interesados participen en las discusiones sobre cuál es la mejor alternativa que viabilice la implementación del MAE en el sector eléctrico Colombiano.
