- El estudio, elaborado por el Observatorio Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios, concluye que el marco normativo vigente no prohíbe la integración vertical, pero la somete a reglas de comportamiento y límites que resultan insuficientes por sí solos para evitar ventajas indebidas frente a la competencia y a los usuarios regulados.
- El análisis tarifario 2021-2025 identifica al componente de comercialización como el de mayor diferenciación entre grupos empresariales, y evidencia un comportamiento particular del grupo Enel en el componente de generación, especialmente en el mercado Bogotá-Cundinamarca.
- La caracterización financiera muestra que las empresas integradas verticalmente registran mayores márgenes operacionales y capacidad de inversión, sin que ello se traduzca sistemáticamente en menores costos unitarios para el usuario final.
- La Superservicios formula siete recomendaciones regulatorias y de política pública dirigidas a fortalecer la transparencia del mercado, revisar los esquemas de contratación y reforzar el seguimiento institucional de la relación entre desempeño financiero y comportamiento tarifario.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios), a través de su Observatorio Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios, dio a conocer los resultados del estudio “Integración vertical en el mercado de energía eléctrica colombiano: caracterización financiera, análisis tarifario y recomendaciones regulatorias”.
El documento analiza el comportamiento tarifario y financiero de los agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) entre 2021 y 2025, con el propósito de evaluar si la integración vertical genera ventajas competitivas indebidas o costos adicionales para los usuarios del servicio.
Principales conclusiones del estudio
- El marco normativo colombiano —desde el artículo 298 de la Ley 1955 de 2019 hasta las Resoluciones CREG 080 y 130 de 2019— no prohíbe la integración vertical, pero la somete a principios de neutralidad, transparencia, eficiencia, libre competencia y no discriminación, además de límites a las compras propias para atender demanda regulada. Estos mecanismos resultan relevantes, pero insuficientes, para reducir posibles ventajas indebidas.
- El análisis descriptivo no evidencia una diferenciación estricta del costo unitario (CU) total de las empresas integradas verticalmente frente a los demás grupos, aunque estas presentan la menor dispersión relativa, es decir, un comportamiento más homogéneo que los operadores de red y los comercializadores puros.
- Las pruebas estadísticas (Kruskal-Wallis y post-hoc de Dunn) confirman diferencias significativas entre grupos empresariales, principalmente en los componentes de comercialización, generación y distribución. El componente de comercialización presenta el patrón de diferenciación más pronunciado, al ser el único sobre el que los agentes tienen control directo.
- El análisis por mercado confirma que las diferencias entre grupos se mantienen en la mayoría de los mercados, con mayor divergencia en Valle del Cauca, Bogotá-Cundinamarca y Caribe Mar, y homogeneidad en Cali-Yumbo-Puerto Tejada y Pereira. La relación entre integración vertical y menores tarifas no es sistemática: en mercados como Cartago, Ruitoque y Quindío, los comercializadores puros registran costos iguales o superiores.
- Las empresas integradas verticalmente presentan mayores márgenes operacionales, rentabilidad y capacidad de inversión que el resto de los agentes, lo cual es consistente con la menor dispersión observada en los componentes de generación y comercialización, pero no se traduce, de manera sistemática, en menores costos para el usuario regulado.
Recomendaciones regulatorias y de política pública
- Avanzar en una revisión profunda de las dinámicas de contratación del mercado, incluyendo propuestas como la anonimización de las compras de energía, para garantizar transparencia y criterios homogéneos de asignación.
- Revisar los esquemas de contratación y los mecanismos de cierre en la Bolsa de Energía, que generan exposiciones financieras significativas para empresas sin integración vertical, en particular en mercados con mayores vulnerabilidades socioeconómicas.
- Profundizar el análisis de la contratación de energía de cada comercializador —contraparte, cantidad, mecanismo, precio y plazo— para establecer las causas de los mayores valores del componente de generación y evaluar el efecto de los límites a las compras propias.
- Avanzar en la implementación de la nueva metodología de remuneración de la actividad de comercialización (Proyecto de Resolución CREG 701 038 de 2024), que la propia CREG estima podría reducir hasta en un 40 % el componente de comercialización en la región Caribe.
- Revisar posibles estructuras de intermediación en la contratación de energía entre comercializadores puros y agentes integrados u otros comercializadores, con base en información contractual detallada.
- Diseñar un monitoreo específico de la composición de la demanda regulada atendida por cada agente integrado frente a la senda de transición del límite de compras propias, con énfasis en el tránsito hacia el límite del 10 % a partir de 2027.
- Incorporar como línea permanente de seguimiento institucional el contraste periódico entre los indicadores financieros de los grupos integrados verticalmente y la evolución del costo unitario en los mercados que atienden, dado que los mecanismos vigentes no garantizan el traslado de eficiencias hacia el usuario final.
Seguimiento institucional
La Superservicios remitirá los resultados de este estudio a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y al Ministerio de Minas y Energía, como insumo técnico para el desarrollo normativo del sector. Además, mantendrá un seguimiento periódico y desagregado —por empresa, mercado, año, mes y componente del costo unitario— del comportamiento tarifario de los agentes integrados verticalmente.
