La solidez de un mercado eléctrico se pone a prueba en los períodos de escasez, cuando las reglas de confiabilidad deben permitir que el sistema enfrente esas situaciones sin tener que cambiar su funcionamiento en plena crisis.
Colombia creó esos mecanismos y desde 2006 cuenta con el Cargo por Confiabilidad, mediante el cual la demanda remunera a los generadores por disponer de energía firme cuando el sistema la requiera, al que en 2014 se sumó el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento como última instancia cuando las demás señales fueran insuficientes.
Con esos instrumentos debía ser posible enfrentar una nueva escasez dentro de reglas previamente definidas, pero el deterioro de la hidrología y la perspectiva de otro fenómeno de El Niño obligaron a modificarlas, hasta el punto de que la Resolución CREG 101 127 del 27 de agosto suspendió íntegramente el Estatuto hasta que se expida una regulación definitiva o, a más tardar, hasta el 31 de mayo de 2027, y estableció una generación térmica mínima y una fórmula para las ofertas de las hidroeléctricas con embalse.
La situación exigía medidas porque desde junio los aportes hídricos estaban por debajo de los registrados en 2015 y 2016 y en agosto alcanzaban apenas el 71,44% de la media, mientras el IDEAM estimaba una probabilidad superior al 90% de un Niño muy fuerte y de 69% de que superara en intensidad todos los registrados desde 1950. La CREG tenía que actuar, aunque cabe preguntarse por qué fue necesario modificar los mecanismos precisamente cuando llegó la situación para la cual habían sido creados.
El problema tiene antecedentes, como ocurrió durante El Niño de 2009 y 2010, cuando la CREG expidió la Resolución 137 de 2009 y varias disposiciones adicionales, entre ellas la 049 de 2010, que impuso una generación térmica mínima de 70 GWh diarios, medidas que fueron desmontadas casi en su totalidad una vez superada la emergencia. De esa experiencia nació el Estatuto de 2014, concebido como última instancia cuando los demás instrumentos, las obligaciones de energía firme o las señales del mercado fueran insuficientes.
La prueba volvió en 2020, cuando el embalse agregado llegó a su nivel más bajo en veinte años y los indicadores del Estatuto apenas señalaban una condición de vigilancia mientras XM advertía dificultades para almacenar agua, lo que obligó a revisar sus indicadores. Desde su creación, además, el Estatuto ha sido modificado en 2014, 2021, 2023, 2024 y 2026, hasta llegar a la Circular 267, que abrió este año una nueva reforma que la sequía no dio tiempo de concretar antes de que la Resolución 101 127 terminara suspendiéndolo íntegramente.
La propia CREG reconoce que antes de activarse el Estatuto no permite retener suficiente agua para llevar los embalses al nivel requerido y, una vez activado, tampoco garantiza que la generación térmica prevista en el despacho ideal se refleje en la operación real, con lo cual el mecanismo creado para enfrentar el riesgo de desabastecimiento terminó suspendido cuando ese riesgo se materializó.
El Cargo por Confiabilidad también ha requerido ajustes durante períodos críticos, entre ellos modificaciones al precio de escasez y, este año, a la liquidación de las desviaciones de las obligaciones firmes. Las reglas deben evolucionar con la experiencia, pero preocupa que tengan que hacerlo durante las situaciones para las cuales fueron diseñadas.
Parte de la explicación está en el mercado de corto plazo, cuya modernización la propia CREG viene planteando desde hace años y sobre el cual el Documento 114 de 2021 identificó deficiencias en la programación de la generación, la formación de precios, el manejo de riesgos, los servicios complementarios y la participación de la demanda. Esas deficiencias se reflejan en un mercado donde los generadores presentan un solo precio para las 24 horas, el programa del día anterior no crea compromisos comerciales vinculantes y el precio de bolsa se calcula después de la operación mediante un despacho ideal que no incorpora las restricciones de la red, mientras el mismo documento registró redespachos de hasta el 10% de la generación, originados en el 87% de los casos analizados por indisponibilidades, cuyos costos asume la demanda.
En un sistema con alta participación hidroeléctrica esto es especialmente relevante porque el agua almacenada tiene un valor económico que depende de cuánto pueda necesitarse en el futuro y, con una hidrología crítica, la CREG reconoce que las decisiones individuales sobre cuánto generar y cuánta agua conservar pueden no coincidir con las necesidades del sistema, razón por la cual la Resolución 101 127 interviene las ofertas.
Las térmicas deben ofertar con base en sus costos variables y las hidroeléctricas con embalse quedan sujetas a una fórmula que determina su precio de oferta según el nivel del embalse, de manera que en el mínimo técnico parte del 110% del Precio de Escasez Superior y disminuye a medida que aumenta el agua almacenada, mientras desviaciones superiores al 10% deben reportarse a la Superintendencia de Servicios Públicos. Durante el período de riesgo, la valoración individual del agua queda reemplazada por una regla regulatoria que incide directamente en la formación del precio.
También importa la concentración, ya que el Documento CREG 901 224 de 2025 mostró que entre diciembre de 2024 y febrero de 2025 tres agentes fijaron entre el 69,13% y el 84,97% de los precios de bolsa y que, solo en febrero, uno fijó el 56,10%, frente a lo cual la CREG ha estudiado controles ex ante de poder de mercado que permitan actuar sobre esos agentes sin intervenir la señal de precio para todos.
La modernización lleva años sobre la mesa, pues en 2018 ya se planteaban el despacho vinculante y los mercados intradiarios y en 2021 la CREG llevó a consulta un diseño con mercado del día anterior, compromisos vinculantes, sesiones intradiarias y optimización conjunta de energía y reservas. La regulación definitiva se esperaba para el primer semestre de 2024, pero no llegó y en abril de 2026 la Circular 269 retomó el proceso reconociendo la necesidad de actualizar la propuesta. El Documento 114 señala que desde 2016 existe consenso sectorial sobre la necesidad de avanzar hacia transacciones vinculantes, de modo que diez años después la modernización sigue pendiente.
Un piso de generación térmica puede tener sentido en un sistema donde las hidroeléctricas representan cerca del 64% de los 20.711 MW instalados, pero una contingencia previsible debería estar incorporada en las reglas permanentes y no exigir cambios cada vez que se presenta. Esos cambios tienen costos porque la generación térmica obligatoria que quede fuera de mérito se remunera como reconciliación positiva y se incorpora a las restricciones que paga la demanda, precisamente cuando la cartera del mercado mayorista se acercaba a $4 billones, de los cuales unos $2,3 billones correspondían a generadores y cerca del 80% a térmicos.
Más difícil de cuantificar es la incertidumbre regulatoria, porque un inversionista sabe que los precios cambian, puede llover menos, los combustibles pueden encarecerse y la demanda puede variar, riesgos propios del negocio que pueden medirse y cubrirse. Que las reglas cambien durante el evento para el cual fueron diseñadas es distinto, porque incide en las decisiones de inversión y contratación, las garantías exigidas por los bancos y el costo del capital, encareciendo la expansión del sistema que finalmente paga el usuario.
En un mercado eléctrico los precios pueden ser muy volátiles, pero las reglas no deberían serlo, de ahí que la regulación definitiva no pueda limitarse a reemplazar el Estatuto suspendido y deba avanzar junto con la modernización del mercado de corto plazo y la revisión del Cargo por Confiabilidad.
La reforma debe acercar las decisiones comerciales a la operación real mediante un mercado del día anterior con compromisos vinculantes que puedan ajustarse durante el día en mercados intradiarios cuando cambien las condiciones del sistema. La demanda debería participar cuando resulte más barato reducir temporalmente el consumo que encender una planta costosa, mientras los controles de poder de mercado permitirían actuar antes de la operación sobre los agentes capaces de influir indebidamente en el precio sin alterar la señal para los demás.
La energía y las reservas también deberían decidirse conjuntamente para determinar qué plantas generan y cuánta capacidad debe permanecer disponible como respaldo, un cambio que puede introducirse gradualmente probando el nuevo modelo en paralelo con el actual antes de aplicarlo plenamente y evaluando después la conveniencia de precios nodales, capaces de reflejar que entregar electricidad no cuesta lo mismo en todos los puntos de la red.
Un mercado con estas herramientas podría anticipar los riesgos y responder dentro de sus propias reglas, algo especialmente importante después de cuatro episodios de El Niño en dieciséis años en los que siempre ha sido necesario intervenirlas. En 2009-2010 las cambiamos, en 2015-2016 volvimos a hacerlo, en 2020 revisamos el Estatuto y en 2026 lo suspendimos.
El Cargo por Confiabilidad y el Estatuto fueron creados para esos períodos críticos, de manera que tener que suspender el Estatuto, ajustar el Cargo e intervenir las ofertas cuando llega la escasez demuestra que otra solución transitoria solo aplazaría la reforma que la propia CREG viene planteando desde hace años.
La volatilidad de los precios es propia de la dinámica del mercado eléctrico, pero la de las reglas no debería serlo. Los precios pueden cambiar cada hora; las reglas no deberían cambiar con cada episodio de El Niño.
Por: Iván Darío Arroyave, Economista industrial
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