RESOLUCIÓN DE INTEGRACIÓN 554 DE 2014

(febrero 6)

Rad. 13-245479

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

MINISTERIO DE COMERCIO, INDUSTRIA Y TURISMO

RESOLUCIÓN DE INTEGRACIÓN 5545 DE 2014

Por la cual se condiciona una operación de integración

EL SUPERINTENDENTE DE INDUSTRIA Y COMERCIO AD HOC

en ejercicio de sus facultades legales, en especial las previstas en la Ley 155 de

1959, la Ley 1340 de 2009, el numeral 15 del artículo 3 del Decreto 4886 de 2011, y el Decreto 3020 de 2013, y

CONSIDERANDO

PRIMERO: Que el artículo 9 de la Ley 1340 del 24 de julio de 2009 prevé que:

"Artículo 9. Control de Integraciones Empresariales. El artículo 4° de la Ley 155 de 1959 quedará así:

Las empresas que se dediquen a la misma actividad económica o participen en la misma cadena de valor y que cumplan con las siguientes condiciones, estarán obligadas a informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre las operaciones que proyecten llevar a cabo para efectos de fusionarse, consolidarse, adquirir el control o integrarse cualquiera sea la forma jurídica de la operación proyectada:

1. Cuando, en conjunto o individualmente consideradas, hayan tenido durante el año fiscal anterior a la operación proyectada ingresos operacionales superiores al monto que, en salarios mínimos legales mensuales vigentes, haya establecido la Superintendencia de Industria y Comercio o;

2. Cuando al finalizar el año fiscal anterior a la operación proyectada tuviesen, en conjunto o individualmente consideradas, activos totales superiores al monto que, en salarios mínimos legales mensuales vigentes, haya establecido la Superintendencia de Industria y Comercio.

En los eventos en que los interesados cumplan con algunas de las dos condiciones anteriores pero en conjunto cuenten con menos del 20% del mercado relevante, se entenderá autorizada la operación. Para este último caso se deberá únicamente notificar a la Superintendencia de Industria y Comercio de esta operación".

SEGUNDO: Que de conformidad con lo establecido en el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009, mediante comunicación radicada con el No. 13-245479 del 16 de octubre de 2013 ^[1], la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. E.S.P (en adelante EEB) informó a esta Entidad el interés en participar en el proceso de venta de acciones ordinarias que la Nación - MINISTERIO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (en adelante MINHACIENDA) posee en ISAGEN S.A. E.S.P. (en adelante ISAGEN), las cuales equivalen al 57,6624% del capital suscrito y pagado de esta sociedad. Por su parte, el MINHACIENDA presentó información relevante sobre ISAGEN, en su condición de interviniente, mediante comunicación radicada con el No. 13-245479-42 del 20 de enero de 2014.

TERCERO: Que en virtud de lo previsto en el artículo 156 del Decreto Ley No. 19 de 2012, y en el numeral 2 del artículo 10 de la Ley 1340 de 2009, el 16 de octubre de 2013 se publicó en la página web de esta Entidad el inicio del procedimiento de autorización de la operación proyectada.

CUARTO: Que dentro de los 10 días hábiles siguientes a la publicación del inicio del procedimiento de autorización de la operación en la página web de la SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO (en adelante SIC), los terceros no presentaron ante esta Entidad información con el fin de aportar elementos para el análisis de la operación, tal como prevé el numeral 2 del artículo 10 de la Ley 1340 de 2009.

QUINTO: Que con el fin de complementar y ampliar la información allegada al Expediente, mediante comunicación radicada con el No. 13-245479-3 ^[2] del 08 de noviembre de 2013, esta entidad formuló un requerimiento de información a ISAGEN con el fin de obtener datos necesarios para analizar el mercado del sector eléctrico del país. Mediante comunicaciones radicadas con No. 13-245479- 6 ^[3] del 18 de noviembre de 2013 y No. 13-245479-7 ^[4] del 19 de noviembre de 2013, ISAGEN dio respuesta a dicho requerimiento.

SEXTO: Que dentro de los 30 días a que se refiere el numeral 3 del artículo 10 de la Ley 1340 de 2009, esta Superintendencia consideró procedente continuar con el procedimiento de estudio de la presente operación.

En razón a lo anterior, el día 20 de noviembre de 2013, mediante el oficio radicado con No.13-245479-8 ^[5], se le comunicó a la EEB, el inicio de la segunda fase de trámite de evaluación y se realizó el requerimiento de la información solicitada en la guía de estudio de fondo de integraciones empresariales, tal y como se contempla en el numeral 2.5.3 de la Resolución No. 12193 de 2013.

Por medio de radicado 13-245479-29 del 17 de diciembre de 2013, la EEB presentó la información complementaria para realizar el estudio de fondo sobre la operación proyectada.

SÉPTIMO: Que mediante comunicación radicada con el No. 13-245479-9 ^[6] del 27 de noviembre de 2013, la SIC solicitó a la COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (en adelante CREG), emitir concepto técnico en relación con la presente operación.

Mediante comunicaciones radicadas con los Nos. 13-245479-33 ^[7] del 26 de diciembre de 2013 y 13-245479-35 ^[8] del 30 de diciembre de 2013, la CREG atendió la solicitud de concepto formulado por esta Superintendencia, indicando la normatividad vigente y aplicable al sector eléctrico.

Con el fin de contar con mayor información relevante para efectuar el estudio de la integración, esta Entidad, mediante comunicación radicada bajo el No. 13-245479- 23 ^[9], envió un requerimiento de información a la CREG el 13 de diciembre de 2013. La CREG contestó dicho requerimiento de información mediante comunicación radicada bajo el No. 13-245479-37 ^[10] del 31 de diciembre 2013.

OCTAVO: Que el 5 de diciembre de 2013, el Despacho practicó visita a EMGESA S.A. E.S.P. (en adelante EMGESA) y a CODENSA S.A. E.S.P. (en adelante CODENSA) con la finalidad de obtener información respecto del mercado de generación y comercialización de energía en Colombia. Mediante Actas radicadas con Nos. 13-245479-16 ^[11] y 13-245479-17 ^[12]  del 6 de diciembre de 2013, se incorpora la información recaudada durante las visitas citadas.

Posteriormente, mediante comunicaciones radicadas con los Nos.13-245479-20 ^[13], 13-245479- 21 ^[14] del 09 de diciembre de 2013 y 13-245479-22 ^[15] del 11 de diciembre de 2013, tanto EMGESA como CODENSA dieron respuesta a la información solicitada en el marco de una visita administrativa realizada el 5 de diciembre de 2013 en las instalaciones de estas firmas.

NOVENO: Que mediante comunicación radicada bajo el No. 13-245479-19 ^[16] del 6 de diciembre de 2013, se envió requerimiento de información a XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADO S.A. E.S.P. (en adelante XM). En comunicación radicada con el No. 13-245479-28 ^[17] del 16 de diciembre de 2013, XM dio respuesta al mencionado requerimiento de información.

Posteriormente, por medio del radicado con No. 13-245479-32 ^[18] del 16 de diciembre de 2013, se requirió nuevamente a XM para que allegara información relacionada con el Mercado de Energía Mayorista (en adelante MEM). Mediante radicado con No.13-245479-39 ^[19] del 10 de enero de 2014, XM dio respuesta a la información requerida.

El 27 de enero de 2014 se trasladó al expediente 13-245479 correspondiente a la integración proyectada entre EEB e ISAGEN, la información requerida por XM en el expediente 13-190970-23 relativa a estadísticas sobre la operación y administración del MEM.

DÉCIMO: Que mediante comunicación radicada con No. 13-245479- 27 ^[20] del 13 de diciembre de 2013, se solicitó información relacionada con el mercado de transporte de gas natural a TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL TGI S.A E.S.P. (en adelante TGI). Mediante comunicación radicada con No. 13-245479- 34 ^[21], TGI dio respuesta al requerimiento de información antes citado.

DÉCIMO PRIMERO: Que mediante Resolución No. 5796 del 11 de diciembre de 2013, el MINISTRO DE COMERCIO, INDUSTRIA Y TURISMO resolvió aceptar el impedimento manifestado por el Superintendente de Industria y Comercio ^[22], para conocer de todos los asuntos que en su condición de Superintendente deba atender en relación con la solicitud de pre-evaluación del proyecto de operación de integración mediante el cual la EEB adquiriría las acciones de la Nación en ISAGEN. El 27 de diciembre de 2013, mediante Decreto 3020 de 2013 ^[23], se designó a LUIS GUILLERMO VÉLEZ CABRERA, Superintendente de Sociedades, como  Superintendente de Industria y Comercio Ad-Hoc, para conocer y decidir sobre cualquier asunto relacionado con dicha solicitud de pre-evaluación.

DÉCIMO SEGUNDO: Que una vez hechas las anteriores consideraciones, y estando dentro del término previsto en el numeral 5 del artículo 10 de la Ley 1340 de 2009, este Despacho procede a pronunciarse respecto de la operación de integración informada, en los siguientes términos:

12.1. INTERVINIENTES

12.1.1. EEB

La EEB es una empresa de servicios públicos, organizada en forma de sociedad por acciones en virtud de Escritura Pública No. 0610 del 3 de junio de 1996 de la Notaría 28 de Bogotá D.C., inscrita en la Cámara de Comercio de Bogotá el 5 de julio de 1996, y cuyo domicilio principal es Bogotá D.C.

Su actividad principal es la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía, incluyendo gas y combustibles líquidos en todas sus formas. Así mismo, su objeto social prevé que podrá participar como soda o accionista en otras empresas de servicios públicos directamente o en asociación con otras empresas.

La composición accionaria de la EEB es la siguiente:

Tabla No. 1

Composición accionaria de la EEB

Accionista	% de participación Accionaria	Número de Acciones
Bogotá, Distrito Capital	76,28%	7.003.161.430
Ecopetrol	6,87%	631.098.000
Corficolombiana	3,56%	327.150.500
Administradoras Fondos de Pensiones	6,39%	586.251.771
ETB	0,05%	4.258.184
EAAB	0,01%	1.339.700
Otros*	6,85%	627.917.432
TOTAL	100%	9.181.177.017

*Asociación de Ingenieros de la EEB, Fondo de Empleados de la EEB,

Sociedad de Pensionados de la EEB y accionistas minoritarios.

Fuente: EEB, "Quiénes Somos", disponible en

http://www.eeb.com.co/empresa/quienes-somos (consulta el 3 de diciembre de 2013).

La EEB participa directamente en el negocio transmisión de energía eléctrica, y tiene participación accionaria en el capital de empresas que se dedican a la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. Así mismo, participa en el capital de empresas que se dedican al transporte y distribución de gas natural.

La siguiente gráfica describe el portafolio de inversiones de la EEB:

Gráfica No. 1

Participación accionara de la EEB en compañías del sector de energía eléctrica y gas natural en Colombia

Fuente: Elaboración SIC con base en el "Informe de Gestión Sostenible EEB 2012". EEB, "Informes de Gestión Sostenible", disponible en http://www.eeb.com.co/responsabilidad-global/gestion-sostenible/informes-de-gestion-sostenible (consulta 26 de diciembre de 2013)

La gráfica anterior muestra que la EEB cuenta con diversas y considerables participaciones en los mercados de energía eléctrica y gas, tanto a nivel horizontal (con empresas que participan en el mismo eslabón de la cadena productiva) como a nivel vertical (con empresas que a pesar de no participar en un mismo eslabón hacen parte de la misma cadena de valor).

A continuación se hace una descripción de las empresas en las cuales la EEB tiene una participación accionara superior al 50% en los mercados de energía eléctrica y gas natural.

12.1.1.1. EMGESA

EMGESA es una sociedad constituida mediante Escritura Pública No. 0003480 del 15 de octubre de 1980, otorgada en la Notaría 18 de Bogotá D. C., inscrita en la Cámara de Comercio de Bogotá el 17 de agosto de 2007 bajo el número 011517558 del Libro IX, y con domicilio principal en Bogotá D.C.

Su actividad principal es la generación y comercialización de energía eléctrica en Colombia.

La composición accionaria de EMGESA es la siguiente:

Tabla No. 2

Composición accionaria de EMGESA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Información aportada por las intervinientes. Folio 5 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

12.1.1.2. EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. (en adelante EEC)

La EEC es una sociedad creada mediante Escritura Pública No. 972 del 21 de marzo de 1958, otorgada en la Notaría 13 de Bogotá D.C., inscrita en la Cámara de Comercio de Bogotá el 21 de marzo de 1958, y con domicilio principal en Bogotá D. C.

La EEC tiene como actividad principal la distribución y comercialización de energía eléctrica ^[24]. Desde el 13 de marzo de 2009, la EEC es controlada por la DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P. (en adelante DECSA), ^[25] la cual a su vez es controlada por la EEB.

Tabla No. 3

Composición accionaria de EEC

Accionistas	ACCIONES	% PARTICIPACION
DECSA	3.268.886.842	82,34%
Departamento de Cundinamarca	522.169.789	13,15%
Departamento de Meta	97.026.645	2,44%
OTROS ACIONISTAS	81.880.043	2,06%
TOTAL	3.969.963.319	100,00%

Fuente: Elaboración SIC con base en "EEB - Empresas Controladas" disponible en

http://www.grupoenergiadebogota.com/nuestras-empresas/empresas- participadas/Isagen (consulta 30 de enero de 2014)

12.1.1.3. CODENSA

Sociedad constituida mediante Escritura Pública No. 0004610 de la Notaría 36 de Bogotá D.C, otorgada el 23 de octubre de 1997, inscrita en la Cámara de Comercio de Bogotá el mismo 23 de octubre de 1997 y con domicilio principal en Bogotá D.C.

La sociedad tiene como objeto social principal la distribución y comercialización de energía eléctrica ^[26]. Su composición accionaria es la siguiente:

Tabla No. 4

Composición accionaria de CODENSA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Información aportada por las intervinientes. Folio 6 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

12.1.1.4. TGI

TGI es una sociedad constituida mediante Escritura Pública No. 67 del 16 de febrero de 2007, otorgada en la Notaría 11 del Circuito de Bucaramanga, e inscrita en la Cámara de Comercio de Bucaramanga el 19 de febrero de 2007.

El objeto social de TGI es la planeación, organización, diseño, construcción, expansión, ampliación, mantenimiento, operación y explotación comercial de los sistemas de transporte de gas natural propios y de los sistemas de transporte de hidrocarburos en todas sus formas ^[27].

La composición accionaria de TGI es la siguiente:

Tabla No. 5

Composición Accionaria de TGI

Accionistas	ACCIONES	% PARTICIPACION
EEB	77.511.571	68,05
CITI VENTURE CAPITAL INTERNACIONAL	36.355.426	31,92%
OTROS ACIONISTAS	38.426	0,03%
TOTAL	113.905.423

Fuente: Elaboración SIC con base en "EEB - Empresas Controladas" disponible en

http://www.grupoenergiadebogota.com/nuestras-empresas/empresas- participadas/isagen (consulta 30 de enero de 2014)

12.1.2. ISAGEN

ISAGEN es una sociedad constituida mediante Escritura Pública No. 230, otorgada por la Notaría Única de Sabaneta el 4 de abril de 1995, inscrita en la Cámara de Comercio de Sabaneta el 17 de abril de 1995, y con domicilio principal en Medellín.

Como consecuencia de la escisión de ISAGEN de la SOCIEDAD INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. -ISA-, el objeto social de ISAGEN es la generación y comercialización de energía eléctrica, la comercialización de gas natural por redes y la comercialización de carbón y otros energéticos de uso industrial  ^[28].

La composición accionaria de ISAGEN es la siguiente:

Tabla No. 6

Composición accionaria de ISAGEN

Accionista	Acciones	Participación Accionaria Total (%)
La Nación-MINHACIENDÁ	1.571.919.000	57,66
Empresas Públicas de Medellín	352.960.000	12,95
EEB	68.716.000	2,52
Otros Accionistas	732.494.513	20,51
Total	2.726.071.999	26,87

Fuente: Elaboración SIC con base en "EEB - Empresas Participadas" disponible en

http://www.grupoenergiadebogota.com/nuestras-empresas/empresas-participadas/isagen (consulta 30 de enero de 2014)

12.2. DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN

La operación objeto de estudio en esta Resolución fue descrita por las intervinientes en los siguientes términos:

"(...) Las empresas intervinientes en la posible operación son la Empresa de energía de Bogotá S.A. E.S.P e ISAGEN S.A. E.S.P.

La forma jurídica que reviste la operación que se proyecta realizar, consiste en la compra por parte de la Empresa de Energía de Bogotá S.A E.S.P de 1.571.919.000 acciones ordinarias equivalentes al 57.66% de participación que tiene la Nación en la empresa mixta de generación y comercialización de energía Isagen, compra que se hará directamente o a través de una empresa controlada por EEB, por lo cual las participaciones de mercado no se alterarían.

La operación se realizaría a través de la venta pública y abierta que proyecta la nación en dos rondas: la primera, consistente en un ofrecimiento para los empleados, pensionados y entidades de economía solidaria o cooperativas, y la segunda ronda, consistente en un ofrecimiento al público en general, etapa en la cual participación (sic) la Empresa de Energía de Bogotá, siempre y cuando la SIC brinde autorización para presentarse a la puja. (...)" ^[29].

12.3. DEBER DE INFORMACIÓN PREVIA DE INTEGRACIONES EMPRESARIALES

El régimen de protección de la competencia en Colombia está compuesto por las disposiciones relativas a prácticas restrictivas de la competencia (i.e. acuerdos, actos y abuso de posición dominante) y el régimen de integraciones empresariales, tal como dispone el artículo 2 de la Ley 1340 de 2009. El régimen de integraciones empresariales, como parte del régimen general de protección de la competencia, es aplicable a todos los sectores y actividades económicas ^[30].

El control previo o ex ante sobre las concentraciones empresariales busca evaluar los efectos económicos que se producirían como resultado de una concentración de dos o más agentes en el mercado, todo con el fin de evitar que se restrinja indebidamente la competencia y se reduzca el bienestar de los consumidores.

Al aplicar dicho régimen, esta Entidad debe evaluar si los efectos en el mercado originados en virtud de una concentración ameritan su objeción, su autorización sujeta al cumplimiento de condiciones encaminadas a preservar la competencia en el mercado, o su autorización pura y simple.

El artículo 4 de la Ley 155 de 1959, modificado por el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009, establece un deber legal de información que le permite a la Autoridad de Competencia, previo al perfeccionamiento de una concentración, analizar su impacto sobre el mercado y los consumidores. En consecuencia, las empresas que pretendan llevar a cabo un proceso de concentración empresarial, en cualquiera de sus manifestaciones, y cuya situación se enmarque en los supuestos previstos en el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009, deben comunicar previamente la operación a la SIC, ya sea a través de la pre-evaluación o de la notificación ^[31], según el caso.

El artículo 4 de la Ley 155 de 1959, modificado por el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009, establece:

"ARTÍCULO 9. CONTROL DE INTEGRACIONES EMPRESARIALES. Las empresas que se dediquen a la misma actividad económica o participen de la misma cadena de valor, y que cumplan con las siguientes condiciones, estarán obligadas a informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre las operaciones que proyecten llevar a cabo para efectos de fusionarse, consolidarse y adquirir el control o integrarse cualquiera sea la forma jurídica de la operación proyectada:

Cuando, en conjunto o individualmente consideradas, hayan tenido durante el año fiscal anterior ingresos operacionales superiores al monto, que en salarios mínimos legales mensuales vigentes, haya establecido la Superintendencia de Industria y Comercio, o

Cuando al finalizar el año fiscal anterior a la operación proyectada tuviesen, en conjunto o individualmente consideradas, activos totales superiores al monto que, en salarios mínimos legales mensuales vigentes, haya establecido la Superintendencia de Industria y Comercio.

En los eventos en que los interesados cumplan con alguna de las dos condiciones anteriores pero en conjunto cuenten con menos del 20% del mercado relevante (sic), se entenderá autorizada la operación. Para este último caso se deberá únicamente notificar a la Superintendencia de Industria y Comercio".

En virtud de lo anterior, la ley ha identificado dos supuestos que, de verificarse, activan la obligación de informar a esta Entidad la operación de concentración con anterioridad a su perfeccionamiento: el subjetivo y el objetivo ^[32].

12.3.1. Supuesto subjetivo

Para entrar a determinar el cumplimiento del supuesto subjetivo es importante tener en cuenta que el régimen de integraciones empresariales aplica a empresas, tal como dispone el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009. De conformidad con el Código de Comercio, debe entenderse por empresa "toda actividad económica organizada para la producción, transformación, circulación, administración o custodia de bienes, o para la prestación de servicios" ^[33]. Es decir, la ley tiene un ámbito subjetivo amplio, en la medida en que le impone la obligación de informar una concentración a toda actividad económica organizada, independientemente de su naturaleza jurídica ^[34].

Una operación de concentración entre dos o más empresas cumplirá con el supuesto subjetivo cuando se verifique al menos uno de los siguientes eventos:

(i) las empresas participen en la misma actividad económica dentro del territorio colombiano, al pertenecer a un mismo eslabón dentro de la cadena productiva;

(ii) las empresas participen en una misma cadena de valor, pero en niveles diferentes de la misma, entendiendo por cadena de valor el conjunto de actividades a partir de las cuales se genera un ordenamiento en el que el producto obtenido en una actividad resulta ser insumo de otra.

El primer numeral se refiere a las llamadas concentraciones horizontales, es decir, aquellas operaciones de concentración que involucran participantes en el mismo mercado y nivel de una cadena de valor. Por su parte, el segundo numeral se refiere a las llamadas concentraciones verticales, las cuales se verifican cuando la concentración ocurre entre empresas que participan en niveles diferentes de una misma cadena de valor de un bien o servicio. Así, el régimen de integraciones empresariales aplica por igual a concentraciones horizontales y verticales.

El artículo 11 de la ley 1340 de 2009 establece que esta Entidad debe objetar la operación de concentración cuando encuentre que tiende a producir una indebida restricción a la libre competencia. En este orden de ideas, esta Superintendencia está obligada a analizar todos los efectos que produce la operación en el mercado (i.e. coordinados, unilaterales, verticales y horizontales), independientemente del tipo de concentración que dio lugar al deber de informar, para verificar si con alguna de ellas se tiende a producir una indebida restricción a la competencia.

12.3.2. Supuesto objetivo

El supuesto objetivo se verifica cuando se producen de manera cumulativa los siguientes elementos:

(i) las empresas que intervienen en la operación proyectada presentan, en el año inmediatamente anterior a la operación, activos o ingresos operacionales superiores a un monto mínimo establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio, ya sea individualmente o en conjunto; y

(ii) la operación proyectada produce los efectos de una fusión, consolidación, adquisición de control o integración, independientemente de la forma jurídica que adopte la operación proyectada para producir dichos efectos.

Las empresas que se pretendan concentrar, y cuya operación satisfaga los supuestos subjetivo y objetivo, deberán informar la operación proyectada a esta Superintendencia antes del perfeccionamiento de la operación, bien mediante una solicitud de pre-evaluación o mediante una notificación ^[35]. Es importante advertir, que el cumplimiento del deber de informar debe realizarse con antelación al perfeccionamiento de la operación, pues de no ser así, el régimen de integraciones empresariales perdería su función preventiva.

12.4. EL DEBER DE INFORMAR LA OPERACIÓN DE INTEGRACIÓN EN EL CASO CONCRETO

El punto de partida para determinar si en el caso en cuestión existe el deber de informar la operación proyectada consiste en establecer cuáles actividades económicas desarrollan las intervinientes (supuesto subjetivo), teniendo en cuenta para ello las actividades que realizan directamente o a través de empresas sobre las que ejerce un determinado control. Posteriormente, se procederá a analizar los criterios del supuesto objetivo, con el fin de determinar si la operación proyecta está sujeta al deber de información previsto en el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009.

12.4.1. Supuesto subjetivo

Este Despacho procederá a determinar si las intervinientes participan en "la misma actividad económica" o "en la misma cadena de valor" de un mercado, siendo suficiente que se cumpla alguno de estos dos criterios para que se active el deber de informar. Así, incluso en el evento en que las intervinientes no participen en la misma actividad económica pero si en la misma cadena de valor, se entenderá cumplido el supuesto subjetivo del deber de información.

Para determinar el cumplimiento del supuesto subjetivo, esta Superintendencia ha establecido que un agente económico participa en un mercado cuando se verifica al menos uno de los siguientes supuestos:

(i) Que el agente económico realice actividades comerciales en dicho mercado, sea directamente (lo cual incluye actividades a través de distribuidores, franquicias, agencias, o cualquier otra forma comercial que implique la puesta de productos o servicios en el mercado), o a través de una empresa sobre la cual ejerce un determinado control; o  

(ii) Que aunque el ente económico no obtenga ingresos en el mercado referenciado en el momento específico de la concentración, exista evidencia de que tiene la capacidad (en términos de activos, capital humano, capacidad financiera, entre otras), la firme intención y el compromiso de realizar transacciones y obtener ingresos en dicho mercado en el futuro cercano ^[36].

Conforme lo anterior, es preciso determinar en qué actividades participan las intervinientes de manera directa o a través de una empresa sobre la cual ejercen control.

12.4.1.1. Participación directa

Las actividades en las que participa una empresa de manera directa son aquellas que desarrolla con su propia infraestructura y capital humano, sin el concurso de otras empresas sobre las cuales ejerce un determinado control.

Así entonces se procederá a analizar en qué mercados relacionados con el sector energético participan de manera directa las intervinientes:

12.4.1.1.1. EEB

La EEB participa de manera directa en la transmisión de energía eléctrica, esto es, el transporte de grandes bloques de energía eléctrica por redes de alta tensión. En el desarrollo de esta actividad, la EEB tiene el deber de prestar servicios de conexión al Sistema de Transmisión Nacional, así como de coordinar, controlar y supervisar la operación de los activos de transmisión.

La actividad de transmisión permite transportar la energía desde su lugar de generación hasta los lugares de reducción de voltaje, para luego ser distribuida a los consumidores finales. La mayoría de la infraestructura de la EEB se encuentra en Cundinamarca y Meta. Así mismo, cuenta con infraestructura en Cartagena y Cúcuta, y tiene la intención de entrar al Huila, Putumayo, Cauca y Nariño ^[37].

12.4.1.1.2. ISAGEN

ISAGEN participa de manera directa en la generación y comercialización de energía eléctrica. En el mercado de la generación produce energía a través de seis centrales de generación, de las cuales cinco son hidroeléctricas y una termoeléctrica, la cual utiliza el gas como insumo para la generación de energía eléctrica.

Adicionalmente, ISAGEN desarrolla actividades de comercialización de energía eléctrica a nivel nacional, principalmente en Bogotá, Cali, Barranquilla y Medellín.

12.4.1.2. Participación indirecta

Una empresa participa de manera indirecta en un mercado cuando lo hace a través de una empresa sobre la cual tiene control desde la perspectiva del derecho de la competencia.

Tal como indicamos anteriormente, la EEB participa de manera directa en la transmisión de energía eléctrica. Adicionalmente, la EEB tiene participaciones considerables en el capital de sociedades que participan en los mercados de transporte de gas natural, -TGI- generación de energía eléctrica -EMGESA- y distribución y comercialización de energía eléctrica -EMGESA, EEC y CODENSA-^[38]. Por su parte, ISAGEN no tiene participación accionaria en otras empresas que participen en el sector de energía eléctrica o en sectores conexos.

En este contexto, es preciso evaluar si las participaciones accionarias de la EEB en otras empresas que participan en el transporte de gas, generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, son suficientes para que la EEB ejerza control sobre ellas. De ser así, la EEB participaría en estos mercados de manera indirecta a través de las sociedades que controla.

Para realizar dicho análisis es pertinente aclarar el alcance del concepto de "control" desde el punto de vista del derecho de la competencia.

12.4.1.2.1. Concepto de control

El régimen de protección de la competencia, del cual hace parte el régimen de integraciones empresariales, define el concepto de control en el artículo 45 del Decreto Ley 2153 de 1992. Es este concepto de control el que enmarca el ejercicio de las funciones que ejerce la SIC en materia de integraciones empresariales:

"Artículo 45. Definiciones. Para el cumplimiento de las funciones a que se refiere el artículo anterior se observarán las siguientes definiciones:

(...)

4. Control: La posibilidad de influenciar directa o indirectamente la política empresarial, la iniciación o terminación de la actividad de la empresa, la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa".

De conformidad con la norma anterior, el control es la posibilidad de influir en las decisiones de otra empresa que se encuentren relacionadas con la forma en que se comporta en el mercado, a saber: (i) la política empresarial, (ii) la iniciación o terminación de la actividad de la empresa, (iii) la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o (iv) la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa.

La posibilidad de influenciar las anteriores decisiones le permite a una firma influir el desempeño competitivo de otra en el mercado. Así las cosas, este Despacho reconoce que el elemento esencial de la definición de control es que una empresa tenga la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de otra.

Ahora bien, la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de una empresa debe analizarse caso por caso y debe estar enfocada en determinar la relación real entre la empresa controlante y la controlada, independientemente del vínculo jurídico-económico que exista entre ellas. Así, el control puede emanar de una amplia gama de factores, bien considerados de manera independiente o en conjunto, y teniendo en cuenta tanto consideraciones legales como fácticas.

Adicionalmente, según la ley, no es necesario que esta Superintendencia demuestre que la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de una empresa se ha materializado en el pasado, como tampoco es necesario demostrar que se materializará en un futuro cercano; la sola posibilidad de influenciar, conforme al numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153, es suficiente para que exista control desde el punto de vista del derecho de la competencia.

A continuación, este Despacho procederá a identificar situaciones en las que se verifica control desde el punto de vista de la competencia. Primero, se explicará el concepto de control en el derecho societario y cuándo éste da lugar a control desde el punto de vista del derecho de la competencia. Segundo, este Despacho identificará situaciones en las que los accionistas minoritarios pueden influenciar la conducta competitiva de una empresa y, por consiguiente, configurar una situación de control desde la perspectiva del régimen de competencia.

12.4.1.2.1.1. Concepto de control en el derecho de sociedades y en el derecho de la competencia

Este Despacho considera pertinente hacer referencia a la relación que existe entre la definición de control en el derecho societario y la definición de dicho término en el derecho de la competencia.

El artículo 260 del Código de Comercio, modificado por el artículo 26 de la Ley 222 de 1995, contiene la definición de control propia del derecho de sociedades. Según este artículo, para que se configure una situación de control es necesario que una sociedad se encuentre sometida a la voluntad de otra u otras personas, que serán su matriz o controlante, bien sea directamente, caso en el cual la sociedad controlada se llamará filial, o por intermedio de otras sociedades controladas por la matriz, en cuyo caso la sociedad controlada se llamará subsidiaria.

Así mismo, el artículo 261 del Código de Comercio, modificado por el artículo 27 de la Ley 222 de 1995, estableció una serie de casos en donde se presume la existencia de control o subordinación. Sin embargo, estos casos no son taxativos, por lo cual cualquier situación que comporte el mismo resultado (es decir, el que la sociedad se encuentre sometida a la voluntad de otra u otras personas), configurará una situación de subordinación y, por consiguiente, de control.

La norma señala:

"ARTICULO 261. Será subordinada una sociedad cuando se encuentre en uno o más de los siguientes casos:

1. Cuando más del cincuenta por ciento (50%) del capital pertenezca a la matriz, directamente o por intermedio o con el concurso de sus subordinadas, o de las subordinadas de éstas. Para tal efecto, no se computarán las acciones con dividendo preferenciaI y sin derecho a voto.

2. Cuando la matriz y las subordinadas tengan conjunta o separadamente el derecho de emitir los votos constitutivos de la mayoría mínima decisoria en la junta de socios o en la asamblea, o tengan el número de votos necesario para elegir la mayoría de miembros de la junta directiva, si la hubiere.

3. Cuando la matriz, directamente o por intermedio o con el concurso de las subordinadas, en razón de un acto o negocio con la sociedad controlada o con sus socios, ejerza influencia dominante en las decisiones de los órganos de administración de la sociedad".

La norma consagra tres tipos de control: primero, el control por participación en el capital social de la empresa; segundo, la subordinación por el control de las votaciones en las asambleas de socios o juntas generales; y, tercero, el llamado control externo o económico, de conformidad con el cual, en virtud de un contrato o acto, se adquiera una influencia dominante sobre la sociedad. Es preciso indicar que estos tres tipos de control no son excluyentes entre sí, y pueden ser ejercidos de forma conjunta por varias personas.

Ahora bien, este Despacho advierte que la definición de control en el derecho de la competencia es independiente de la definición de control prevista en el derecho de sociedades; tan es así, que el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992 contiene su propia definición de control.

En este sentido, el concepto de control en el derecho de la competencia no se equipara con la propiedad de una participación mayoritaria en el capital social de una empresa, ni con tener el número de votos necesarios para elegir la mayoría de los miembros de los órganos de administración de una empresa, ni con ejercer una influencia dominante sobre otra sociedad. El control en el derecho de la competencia se verifica, según la ley colombiana, cuando una empresa tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de otra empresa, sin importar si dicha influencia coincide con los eventos que el derecho de sociedades considera configuran situaciones de control.

En este sentido, la existencia de control corporativo, incluidas las presunciones de subordinación y control prevista en el artículo 261 del Código de Comercio, no necesariamente implican control desde el punto de vista del derecho de la competencia en los términos del Decreto 2153 de 1992, y viceversa. Esto sin perjuicio de que este Despacho reconozca que la existencia de control societario en la inmensa mayoría de los casos coincide con la posibilidad que tiene una empresa de influenciar el desempeño competitivo de otra. Así, solamente en aquellos casos en donde se demuestre que aunque exista control societario una empresa no tiene la posibilidad de influenciar la conducta competitiva de otra, el control societario no dará lugar a control en el derecho de la competencia.

Por consiguiente, para este Despacho es claro que la configuración de una situación de control en el derecho societario podría llegar a ser suficiente para que se verifique el control desde el punto de vista del derecho de la competencia. Es por ello que el concepto de control societario debe ser tenido en cuenta a la hora de analizar si se verifica o no una situación de control en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En efectos, solamente en aquellos casos en donde el control societario no le permite a una empresa influenciar el desempeño competitivo de otra, se llegará a la conclusión que el control societario no da lugar a control desde el punto de vista del derecho de la competencia.

De igual forma, la existencia de control desde el punto de vista del derecho de competencia no necesariamente da lugar a situaciones de control bajo el derecho de sociedades. Esto es así porque una empresa puede no tener el control societario de otra en los términos del artículo 261 del Código de Comercio, y sin embargo tener la posibilidad de influenciar su desempeño competitivo en el mercado, en los términos del Decreto 2153 de 1992. Ello ocurre, por ejemplo, cuando accionistas minoritarios tienen derechos de veto que pueden influir el desempeño competitivo de una empresa (e.g. contar con la participación suficiente para vetar la incursión de la empresa en un mercado geográfico o en una línea de negocios), sin que por ese solo hecho se pueda afirmar que tengan control desde el punto de vista societario, al no cumplir con los presupuestos que establece el Código de Comercio para tales efectos.

Por ello, lo crucial para que exista control desde el punto de vista del derecho de la competencia no es el cumplimiento de los presupuestos del Código de Comercio para que exista control corporativo, sino el hecho de que determinada empresa tenga la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de otra en el mercado, lo cual algunas veces coincidirá con un control corporativo, pero otras veces no.

De lo anterior se colige que la existencia de control desde la perspectiva del derecho de la competencia no necesariamente genera los efectos propios de la subordinación o control en el derecho de sociedades, como lo son, entre otras, la inscripción del vínculo de control en el registro mercantil de la sociedad controlada; consolidación de los estados financieros de las entidades vinculados; prohibición de la imbricación ; la acumulación procesal en caso de concurso de compañías vinculadas y la responsabilidad de las matrices en relación con ciertas obligaciones de la subordinadas. Esto en la medida en que, se repite, una empresa puede tener la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de otra en el mercado, pero no necesariamente cumplir con los presupuestos del artículo 261 del Código de Comercio, o de cualquier forma someterla a su voluntad.

La definición que el Decreto 2153 de 1992 le asigna al control desde el punto de vista del derecho de la competencia, y sus diferencias con la definición de control en materia de derecho corporativo, se explica por la finalidad y los efectos que uno y otro régimen le asignan a la configuración de control. En efecto, la finalidad general del concepto de control en el derecho de sociedades es otorgar transparencia a las relaciones comerciales por medio de la identificación e individualización de la sociedad con la que se está haciendo negocios, con el objetivo de evitar que las sociedades se utilicen como un vehículo para el fraude. De dicha individualización se derivan ciertas consecuencias jurídicas, entre ellas una presunción de responsabilidad de la sociedad controlante en casos de insolvencia de la controlada. Por su parte, el concepto de control en el derecho de la competencia busca determinar aquellas situaciones en las que una empresa puede influenciar o afectar el desempeño competitivo de otra, y así restringir de manera indebida la competencia afectando los consumidores y la eficiencia económica. Dicha situación puede ocurrir (como se verá en el siguiente acápite y lo han reconocido las autoridades internacionales), incluso en eventos en que no se tiene control societario sobre una empresa.

12.4.1.2.1.2. Control ejercido por accionistas minoritarios

Uno de los eventos en que se configura el control de una empresa desde el punto de vista del derecho de la competencia (y en los términos del Decreto 2153 de 1992), es cuando accionistas minoritarios (que pueden ser otras empresas) tienen la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de la misma. Por accionistas minoritarios debe entenderse aquellos accionistas que tienen el 50% o menos de los derechos de voto en el capital de una empresa ^[40].

Como se dijo anteriormente, la definición de control del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, no establece como condición necesaria para la configuración de tal fenómeno la propiedad de la mayoría de las acciones con derecho a voto de una empresa. Por el contrario, la definición de control en dicho artículo es mucho más amplia y comprende todas las situaciones en donde una empresa tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de otra, independientemente del porcentaje de participación que tenga dicha empresa en el capital de otra. Por consiguiente, este Despacho considera que los accionistas minoritarios pueden llegar a controlar otra empresa para efectos de la aplicación del régimen de integraciones empresariales.

La concepción de que accionistas minoritarios pueden ejercer control no es ajena a la normativa de competencia en el plano internacional. En efecto, existe un consenso entre las autoridades de competencia de otras jurisdicciones sobre la posibilidad de que un accionista minoritario controle otra empresa, bien de manera individual o en conjunto con otra(s) empresa(s). A manera de ejemplo, a continuación nos referiremos a la doctrina adoptada por varias de estas autoridades y organismos internacionales que estudian la materia.

La Office of Fair Trading del Reino Unido (OFT), en sus "Guías de Integraciones Empresariales" ^[41], manifiesta que el concepto de control en materia de derecho de la competencia es lo suficientemente amplio para incluir situaciones en donde no se adquiere el control absoluto sobre los derechos políticos de una empresa (e.g. control sobre más del 50% de los derechos a voto en una empresa). Así, la OFT reconoce que un accionista minoritario puede ejercer control sobre otra empresa cuando tiene la habilidad de "influenciar materialmente" las políticas que determinan el comportamiento competitivo de otra empresa en el mercado. La sección 3.2.10 de las "Guías de Integraciones Empresariales" identifica, entre otros, los siguientes criterios para identificar si un accionista minoritario ha adquirido una participación accionaria que le confiere una influencia material sobre otra empresa: (i) la existencia de algún derecho de votación especial o derechos de veto que emanen de la participación accionaria en cuestión; (ii) la reputación y experiencia del accionista y su correspondiente influencia sobre otros accionistas; y (iii) cualquier disposición especial en los estatutos que confieren una habilidad para influenciar materialmente las políticas de la compañía ^[42].

Adicionalmente, en sus "Guías de Integraciones Empresariales" la OFT establece que incluso en los eventos en donde más del 50% del poder político de una empresa está en manos de un solo accionista, un accionista minoritario también puede ejercer una "influencia material" sobre la forma en que la empresa compite en el mercado. En estos eventos, se verifica una situación de control conjunto desde la perspectiva del derecho de la competencia, el cual es ejercido por el accionista mayoritario y minoritario ^[43].

Por su parte, la regulación europea en materia de concentraciones empresariales establece que "aun cuando se trate de una participación minoritaria, el control exclusivo puede producirse en el plano jurídico en los casos en los que esta participación conlleve derechos específicos" ^[44]. La Comisión Europea ha identificado ejemplos de dichos derechos específicos, los cuales pueden consistir en (i) acciones preferentes que conlleven derechos especiales que permitan a los accionistas minoritarios determinar la estrategia competitiva de la empresa (e.g. poder de nombrar más de la mitad de los miembros de los consejos de administración) o (ii) cuando existe una mayoría especial para adoptar decisiones estratégicas que confiere de hecho un derecho de veto a uno solo de los accionistas, independientemente de que sea accionistas minoritario ^[45].

Así mismo, la Comisión Europea ha identificado que aunque un accionista minoritario no tenga la capacidad de controlar una empresa de manera independiente (es decir, no tenga un control exclusivo sobre una empresa), puede controlar una empresa de manera conjunta con otra empresa. La normativa europea ha establecido que existe control conjunto desde la perspectiva del derecho de la competencia si los accionistas de una empresa deben llegar a un acuerdo relacionado con decisiones estratégicas de la empresa que controlan. La normativa europea identifica como la forma más evidente de ejercer control conjunto cuando dos empresas se distribuyen en iguales proporciones el poder político (e.g. ambas tiene el 50% de las acciones ordinarias con derecho a voto de una empresa). Así mismo, la Comisión Europea ha identificado que el control conjunto puede existir incluso cuando los dos accionistas no se distribuyen el poder político en proporciones iguales, como es el caso en el que un accionista minoritario tiene el poder de vetar decisiones que son esenciales para la estrategia comercial de una empresa ^[46].

Los estudios de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) sobre los efectos competitivos de participaciones minoritarias constituyen un referente obligado en la identificación de cuándo se configura una situación de control en materia de competencia por participaciones minoritarias. Los estudios de la OCDE analizan la forma como los regímenes de integraciones de las principales autoridades de competencia regulan el tema de la existencia de control en el caso de accionistas con participación minoritaria en el capital de una empresa.

La OCDE ha identificado dos tipos de accionistas minoritarios dependiendo del grado de control que tenga en la sociedad: los accionistas pasivos y activos. Los primeros son aquellos que no tienen ningún tipo de influencia o intervención societaria, debido a que las acciones que poseen son simples inversiones; los segundos, por el contrario, tienen algún grado de control o influencia sobre la sociedad ^[47].

La OCDE ha reconocido las siguientes situaciones en las que los accionistas con participación minoritaria tienen la posibilidad de influenciar la administración de la sociedad y, por consiguiente su desempeño competitivo, de manera independiente o conjunta con otros accionistas [48]:

(i) Cuando la participación minoritaria le otorga al accionista el derecho de determinar la estrategia comercial de la empresa (como por ejemplo, la facultad de nombrar más de la mitad de los miembros de los órganos de administración ^[49]), o cuando es muy probable que la participación minoritaria le otorgue al accionista una mayoría de facto en las reuniones de accionistas (e.g. si el restante de las acciones está ampliamente dispersas en muchos inversionistas).

(ii) Cuando los estatutos de una sociedad requieren una mayoría calificada o especial para adoptar decisiones comerciales estratégicas de la empresa. En estos eventos, aunque la participación minoritaria no le otorga al accionista el poder de adoptar las decisiones comerciales estratégicas, sí es suficiente para conferirle al accionista minoritario un derecho de veto sobre dichas decisiones y, por ende, le otorga un control negativo.

(iii) En los eventos en donde un accionista minoritario no puede, de manera individual y exclusiva, controlar la adopción de decisiones comerciales estratégicas, pero puede impedir que otros accionistas adopten dichas decisiones, se configura una situación de control conjunto. El control conjunto se evidencia, principalmente en dos situaciones: (i) cuando los estatutos o acuerdos de accionistas le otorgan a uno o más accionistas minoritarios la facultad de influenciar el comportamiento comercial de la empresa (e.g. derecho de veto); y (ii) cuando, en la ausencia de derechos específicos, dos o más accionistas minoritarios reúnen la mayoría de los derechos de voto y actúan de manera conjunta en el ejercicio de estos derechos.

En el caso en cuestión, es necesario profundizar en la teoría de control conjunto para efectos de determinar si la EEB controla EMGESA y CODENSA de manera conjunta con otra empresa desde la perspectiva del derecho de la competencia. De ser así, este Despacho llegaría a la conclusión de que la EEB participa en el mercado de generación, a través de EMGESA, y en el mercado de comercialización, a través de EMGESA y CODENSA.

Este Despacho considera que el control conjunto en materia de competencia existe cuando dos o más empresas tienen la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de una empresa. A diferencia del control exclusivo, el cual le confiere a un accionista el poder individual para influenciar el desempeño competitivo de una empresa, el control conjunto se caracteriza por situaciones en donde uno o más accionistas minoritarios tienen el poder de impedir que se adopten decisiones relacionadas con el desempeño competitivo de la empresa en el mercado o influenciarlas de cualquier manera. Así, en los casos de control conjunto los accionistas de la empresa, incluidos los accionistas mayoritarios, deben llegar a un acuerdo para adoptar decisiones esenciales para la estrategia competitiva de una empresa en el mercado.

El control conjunto se puede verificar por variados factores, entre otros, el ejercicio conjunto de los derechos a voto por parte de dos o más accionistas minoritarios o la distribución en proporciones iguales de los derechos a voto en una empresa (e.a. dos accionistas tienen el 50% de las acciones con derecho a voto de una empresa) ^[50].

Adicionalmente, esta Superintendencia reconoce que el control conjunto puede existir cuando los accionistas minoritarios tienen un derecho para vetar decisiones que son esenciales para el desempeño competitivo de la empresa en el mercado. En estos casos, los otros accionistas, incluidos los accionistas que tenga más de la mitad de las acciones con derecho a voto, no podrán adoptar dichas decisiones sin que medie el consentimiento de los accionistas minoritarios.

Los derechos de veto pueden emanar de los estatutos de la empresa o de un acuerdo entre los accionistas. Estos derechos de veto pueden adoptar la forma de mayorías especiales y calificadas para la deliberación y adopción de ciertas decisiones tomadas en la asamblea de accionistas o en la junta directiva, siempre y cuando el accionista minoritario tenga participación en dicha junta.  

Estos derechos de veto deben estar relacionados con decisiones sobre la política empresarial ^[51], la iniciación o terminación de la empresa, la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa, conforme al artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En otras palabras, el derecho de veto debe operar sobre decisiones estratégicas que afecten el desempeño competitivo de una empresa en el mercado. Por ende, derechos a veto sobre decisiones intrascendentes para el desempeño competitivo de la empresa no conferirán control, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. Por ejemplo, un derecho de veto sobre la decisión de pago de dividendos en acciones liberadas, o la decisión de modificar los estatutos no da lugar a control conjunto desde la perspectiva del derecho de la competencia.

Para efectos de la existencia de control conjunto, este Despacho aclara que no es necesario que un accionista tenga todos los derechos de veto mencionados en el párrafo anterior. En un caso concreto, puede que la existencia de varios, o incluso uno solo de éstos derechos de veto, sea suficiente para determinar la existencia de control conjunto. Así mismo, esta Superintendencia no tiene que demostrar que el accionista minoritario efectivamente utilizará el poder de veto en un futuro, y mucho menos demostrar que lo ha utilizada en el pasado, para determinar que existe control conjunto. Por ende, es suficiente con que el poder de veto exista para que el accionista minoritario tenga la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de una empresa, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Por último, este Despacho debe advertir que el concepto de control conjunto en el derecho de la competencia es distinto al concepto que se tiene de este término en el derecho de sociedades. En el derecho de sociedades se presenta el control conjunto cuando una sociedad se encuentra sometida a la voluntad de una pluralidad de personas, manifestando una voluntad de actuar en común distinta del affectio societatis ^[52]. Sin embargo, a diferencia del derecho de la competencia, el derecho de sociedades no prevé que un derecho de veto de un accionista minoritario sobre decisiones estratégicas para el desempeño competitivo de una empresa de lugar a control conjunto. Mientras que en materia societaria el control conjunto llevará inmerso el actuar común de dos personas frente a la política empresarial de una sociedad, en materia de competencia el control conjunto implica que varias personas tengan la posibilidad de influenciar, bien actuando conjuntamente o de forma independiente, decisiones que afectan el desempeño de una empresa en el mercado, como es el caso, se repite, de un derecho de veto en cabeza de un accionista minoritario para tomar una decisión sobre estrategia competitiva.

Aclarado el concepto de control en el derecho de la competencia, este Despacho procederá a determinar si en el caso en cuestión la EEB participa de manera indirecta, a través de empresas que controla, en los mercados de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como en el mercado de transporte de gas natural.

12.4.1.2.2. EEB

La EEB tiene capital accionario en diferentes empresas que participan en el mercado de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural en Colombia, tal como se indicó en el numeral 12.1.1.

Para el caso en particular se analizarán tres de las participaciones accionarias que ostenta la EEB en empresas relacionadas con el mercado energético, en la medida en que este Despacho las considera relevantes para el caso, y que consisten en las participaciones que tiene EEB en: (i) TGI; (ii) EMGESA; y (iii) CODENSA  ^[53].

(i) Relación entre EEB y TGI

La EEB participa con el 68,05% en la composición accionaria de TGI. Las acciones de la EEB le confieren derechos tanto económicos como políticos y, por ende, es titular de la mayoría de los derechos políticos de la empresa. La anterior, situación es una clara situación de control corporativo, la cual se encuadra dentro de la causal de subordinación descrita en el numeral 1 del artículo 261 del Código de Comercio. En el caso en cuestión, este Despacho no ha encontrado ninguna prueba en el Expediente que demuestre que la alta participación de la EEB en TGI no le permite influenciar el despeño competitivo de esta última empresa. Por consiguiente, este Despacho determina que la EEB controla a TGI, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Así entonces, teniendo en cuenta que TGI es una empresa transportadora de gas natural controlada por la EEB, se puede concluir que la EEB participa de manera indirecta en el mercado de transporte de gas.

(ii) Relación entre EEB y EMGESA

EMGESA es una sociedad anónima de naturaleza comercial y constituida como una empresa de servicios públicos conforme a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. El capital accionario de EMGESA se divide en acciones ordinarias con derecho a voto  y en acciones preferenciales sin derecho a voto ^[55]. Las primeras representan un 85,93% y las segundas el 14,07% del capital accionario de EMGESA. Para mayor ilustración, a continuación una tabla que relaciona la composición accionaria de EMGESA.

Tabla No. 7

Composición accionaria de EMGESA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Información aportada por las intervinientes. Folio 5 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

De conformidad con la anterior tabla, los derechos políticos en EMGESA, representados en las acciones ordinarias con derecho a voto, están distribuidos de la siguiente manera: (i) la EEB tiene el 43,57%; (ii) las empresas ENERSIS S.A (en adelante ENERSIS) y ENDESA Chile tienen [Texto de carácter reservado] y (iii) el restante [Texto de carácter reservado] está en cabeza de otros accionistas minoritarios. Es preciso señalar que, conforme a la información suministrada por las intervinientes, las empresas ENERSIS S.A. y ENDESA Chile son controladas por ENEL S.p.A. (en adelante ENEL), sociedad italiana que tiene una participación del  [Texto de carácter reservado] de participación en ENDESA S.A. (en adelante ENDESA ESPAÑA), que a su vez controla a ENERSIS y ENDESA Chile ^[56]. Por consiguiente, puede afirmarse que ENEL, por intermedio de ENDESA tiene el 56,42% de las acciones ordinarias con derecho a voto de EMGESA, mientras que la EEB tiene el 43,57%.

De conformidad con lo anterior, la distribución de los derechos políticos en EMGESA es la siguiente:

Tabla No. 8

Acciones ordinarias con derecho a voto en EMGESA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC con base en información aportada por las intervinientes, Folio 5 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Por su parte, los derechos económicos de EMGESA están distribuidos de la siguiente manera: (i) la EEB tiene el 51.51% (14,7% en acciones preferenciales y 37,44% en acciones ordinarias); (ii) ENEL tiene el 48.5%, a través de sus subsidiarias ENERSIS y ENDESA Chile; y (iii) el restante 0,005% está en cabeza de otros accionistas minoritarios.

La siguiente gráfica ilustra la distribución de los derechos económicos y políticos en EMGESA:

Gráfica No. 2

Distribución de los derechos económicos y políticos en EMGESA

Fuente: EMGESA, "Accionistas e Inversionistas", disponible en

http://www.emgesa.com.co/es/accionistas/gobiemocorporativo/Paginas/composicion-

accionaria.aspx (consulta 6 de enero de 2014).

Tal como ilustra la gráfica anterior, la EEB tiene el 51.5% del poder económico y el 43.6% del poder político, mientras que ENEL tiene el 48.5% del poder económico y 56.4% del poder político.

Ahora bien, el hecho de que ENEL tenga la mayoría de las acciones ordinarias con derecho a voto, no implica que la EEB no tenga la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de EMGESA, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. El Despacho coincide con las intervinientes que la composición accionaria no es un presupuesto de control en el derecho de la competencia ^[57]. En efecto, tal como mencionamos en la sección 12.4.1.2.1.1., en el derecho de la competencia el control puede ser ejercido de manera conjunta por una o más empresas, incluso cuando una de éstas es un accionista minoritario, y sin necesidad de que dichas empresas controlantes actúen mancomunadamente en las decisiones corporativas.

Así las cosas, en el caso en cuestión, es necesario determinar si una o más empresas tiene la posibilidad de influenciar a EMGESA en cuanto a "la política empresarial, la iniciación o terminación de la actividad de la empresa, la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa". Lo anterior le permitirá al Despacho concluir si en el caso concreto se verifica el supuesto fáctico de una situación de control conjunto desde la perspectiva del derecho de la competencia.

En el caso concreto, la participación accionaria de ENEL en EMGESA le confiere un poder de votación del 56.4%, por lo cual tiene la mayoría de las acciones con derecho a voto. Lo anterior da lugar a una situación de control desde el punto de vista del derecho societario a favor de ENEL; tan es así que en el Certificado de Existencia y Representación Legal de EMGESA consta registro del control que ejerce ENDESA ESPAÑA, sociedad filial de ENEL, sobre EMGESA.

Al tener el 56,4% de los derechos políticos en EMGESA, ENEL reúne la participación requerida por los quórums deliberativos y decisorios para un gran número de decisiones adoptadas en el seno de la asamblea de accionistas y junta directiva, salvo los eventos en los que la EEB tiene un derecho de veto. Así, ENEL tiene la posibilidad de influenciar la política empresarial de EMGESA, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Una vez claro que ENEL ejerce control sobre EMGESA, es importante evaluar si la EEB también tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de EMGESA. De ser así, estaríamos ante una situación de control conjunto.

En el caso concreto, este Despacho encuentra que la EEB tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de EMGESA y, por consiguiente, ejercer un control conjunto con ENEL, por tas consideraciones que se expondrán a continuación.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar decisiones estratégicas en la junta directiva que afectan el desempeño competitivo de EMGESA

En esta sección, el Despacho procederá a determinar si la representación de la EEB en la junta directiva le permite ejercer una influencia sobre las decisiones estratégicas que afectan el desempeño competitivo de EMGESA. Posteriormente, se identificarán los derechos de veto que tiene la EEB en la junta directiva, como consecuencia del número de miembros que la representan, con miras a evaluar si efectivamente la EEB ejerce control sobre EMGESA.

La EBB participa en la junta directiva a través de tres miembros que elige a su entera discreción. Si bien la EEB elige un cuarto miembro de una terna propuesta por ENEL, y por consiguiente influye en esa elección, este Despacho presumirá que este miembro de junta representa en principio los intereses de ENEL, por ser ésta y no la EEB la que tiene la facultad de nominación. Ahora bien, también es importante determinar si el miembro independiente que elige la EEB representa o no los intereses de ésta con miras a determinar si la participación de la EEB en la junta directiva le permite a la EEB influenciar decisiones estratégicas que afectan el desempeño competitivo de EMGESA.

En relación con los miembros independientes de la junta directiva de EMGESA, uno de ellos, junto con su suplente, son funcionarios del Distrito Capital de Bogotá, entidad del Estado que tiene el 76,28% del capital accionario de la EEB, tal como consta de la información que obra en el Expediente.

Al día de hoy esta situación no ha cambiado. Tal como consta en el Acta de Asamblea de Accionistas de EMGESA No. 87 de 2013, el sexto reglón de la junta es ocupado por [Texto de carácter reservado]. Igualmente, el acta de Asamblea de Accionista de EMGESA No, 79 de marzo de 2011 de EMGESA, en la cual se eligen nuevos miembros de junta directiva, demuestra que nuevamente el sexto renglón lo ocupaba [Texto de carácter reservado]. Al día de hoy esta situación no ha cambiado. Tal como consta en el Acta Asamblea de Accionistas de EMGESA No. 87 de 2013, el sexto renglón de la junta es ocupado por el actual Secretario Distrital de Hacienda -RICARDO BONILLA GONZÁLEZ- y el actual Subsecretario de Distrital de Hacienda -JOSÉ ALEJANDRO HERRERA LOZANO.

  

Imagen No. 1

Acta de asamblea de accionistas de EMGESA No. 87 de julio de 2013

4. Elección de miembros de Junta Directiva El señor Secretario informó que llegó una propuesta de plancha a la Secretaría de la Asamblea, para integrar la Junta Direcliva de Emgesa S.A, E.S.P., la que se leyó a continuación y que tiene por único objeto modificar el miembro suplente en quinto renglón de la Junta Directiva y ratificar los demás nombramientos aprobados en la reunión ordinaria de ia Asamblea General de Accionistas de la Sociedad:
RENGLON	PRINCIPAL	SUPLENTE
PRIMERO	Joaquín Galindo Vélez  Pas. ESP.XDA554695	Omar Serrano Rueda   C.C. 13.890.639
SEGUNDO	Lucio Rubio Díaz C.C. 1.020.765.653	Carlos Luna Cabrera C.C. 12.187.070
TERCERO	José Antonio Vargas LIéras   C.C. 79.312.642	Juan Manuel Pardo Gómez C.C. 79.522.437
CUARTO	Sandra Stella Fonseca Arenas C.C. 51.882.283	Ernesto Moreno Restrepo C.C. 19.259.027
QUINTO	Ricardo Roa Barragán C.C. 19.451.246	Álvaro Torres Macías C.C. 13.814.448
SEXTO (Independiente)	Ricardo Bonilla González C.C 19.103.063	José Alejandro Herrera Lozano C.C 79.346.654
SÉPTIMO (Independiente)	Luisa Fernanda Lafaurie C.C. 32.639.946	Andrés López Valderrama C.C. 79.778:564

Fuente: Folio 412 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

Las actas de asamblea de accionistas son prueba fehaciente de que uno de los miembros independientes de la junta directiva de EMGESA siempre pertenece al Distrito Capital de Bogotá, ante lo cual este Despacho considera que no hay duda alguna que representa los intereses de la EEB ^[60].

Adicionalmente, el independiente del séptimo reglón representa los intereses de ENEL, tal como manifiesta el Gerente General de EMGESA en testimonio que obra en el Expediente  ^[61].

Por las anteriores consideraciones, es claro que tres de los miembros de la junta directiva representan los intereses de la EEB, mientras que los cuatro restantes representan los intereses de ENEL, a pesar de que la EEB influye en la elección de uno de ellos. A continuación, este Despacho procederá a determinar si el quorum deliberatorio y decisorio que rige las decisiones de la junta directiva de EMGESA le confiere a la EEB derechos de veto sobre decisiones que afectan el desempeño competitivo de la empresa.

El artículo 63 de los Estatutos de EMGESA dispone que la junta directiva deliberará con cuatro de sus miembros y decidirá con al menos el voto de cuatro de sus miembros presentes, salvo en los casos de los llamados "Eventos Especiales de la Junta Directiva". En el caso de dichos eventos, la junta directiva deliberará con la presencia de al menos cinco de sus miembros y decidirá con el voto de los cinco miembros presentes.

Así entonces, en las situaciones de "Eventos Especiales", al tener la EEB tres miembros que la representan, tiene el derecho de vetar las decisiones que se pretendan tomar, toda vez que se requiere de al menos uno de los miembros de la EEB para satisfacer el quorum deliberatorio y decisorio de este tipo de decisiones.

Los "Eventos Especiales de Junta Directiva" están definidos en el artículo 63 de los Estatutos de EMGESA y en la sección 1.1 del Acuerdo Marco de Inversión suscrito por la EEB y Capital Energía S.A., sociedad integrada por ENDESA ESPAÑA y ENDESA CHILE (en adelante "AMI EMGESA"). Este Despacho ha identificado que los siguientes "Eventos Especiales" le permiten a la EEB influenciar la política empresarial EMGESA, así coma la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de su actividad:

"(i) La contratación de cualquier Endeudamiento o la realización de cualquier Inversión por parte de la sociedad que excedan de $10 millones de Dólares si la sociedad no ha Distribuido más del 50% de sus utilidades durante el año fiscal inmediatamente anterior;

(ii) La venta, liquidación Transferencia y otra enajenación o arrendamiento de todos o de la Mayoría de los Activos o bienes de la sociedad o la venta o Transferencia en todo o en parte del establecimiento de comercio de la sociedad, ya sea a través de una sola operación o de una serie de operaciones; (...)" ^[62].

El primer derecho de veto se predica de dos situaciones distintas, a saber, la contratación de cualquier endeudamiento y la realización de cualquier inversión. Para efectos del siguiente análisis, este Despacho abordará estas situaciones de manera independiente en la explicación de este derecho de veto.

La razón por la que se incluyeron los anteriores derechos de veto que emanan de los "Eventos Especiales de Junta Directiva" no es otra que radicar en cabeza de la EEB un control sobre las decisiones fundamentales a nivel corporativo de EMGESA. En la colección titulada "Historia de la Empresa de Energía de Bogotá", compilación realizada por la Universidad Externado de Colombia bajo un contrato con la EEB, se explica de manera sucinta que la razón por la cual la EEB incluyó en el AMI los Eventos Especiales era para mantener el "control corporativo" de EMGESA, y transferir solamente el "control operativo" a las subsidiarias de ENEL. El mencionado documento señala:

"-Como se desprende de lo anterior; hubiera sido difícil sino imposible haber obtenido compañías inversionistas interesadas en la EEB sin tener el control operativo de las empresas a capitalizar y más aún para el manejo de tan cuantiosos recursos en manos de un tercero.

- Sin embargo se desarrolló un esquema novedoso para cumplir lo anterior sin perder el control de las decisiones fundamentales a nivel corporativo de las compañías EMGESA y CODENSA mediante un acuerdo de accionistas conocido como el Acuerdo Marco de Inversión (MIA) (sic), la EEB mantenía el control de las decisiones corporativas puesto que para su ejecución se requiere el voto afirmativo de la Empresa.

- A través de los llamados eventos especiales de Junta Directiva y de Asamblea de Accionistas se concreta el control corporativo (no operativo) de las empresas (...).

(...)

- El control operativo se configuró para el inversionista estratégico mediante el esquema de acciones ordinarias y acciones preferenciales, estas últimas sin voto pero con un dividendo adicional al ordinario equivalente a 10 centavos de dólar por una año y por acción ^[63].

Ahora bien, para que los derechos de veto que emanan de los "Eventos Especiales de Junta Directiva" den lugar a que la EEB tenga control sobre EMGESA, dicho poder debe predicarse sobre decisiones estratégicas que afecten el comportamiento o desempeño competitivo de EMGESA, tal como se indicó en el numeral 12.4.1.2.1. En otras palabras, la simple existencia de un derecho de veto no implica de inmediato un control por parte de la empresa que lo ostenta, sino que el derecho de veto debe operar sobre decisiones estratégicas que afecten el desempeño competitivo de una empresa en el mercado, como aquellas enunciadas en el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, a saber, decisiones sobre: (i) la política empresarial ^[64]; (ii) la iniciación o terminación de la empresa; o (iii) la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa.

A continuación, este Despacho procederá a analizar uno a uno si los derechos de veto identificados anteriormente en Los llamados "Eventos Especiales de Junta Directiva" dan lugar a control.

(A) Derecho de veto sobre cualquier endeudamiento

Según los Estatutos de EMGESA, el derecho de veto sobre la contratación de cualquier endeudamiento que supere los 10 millones de dólares comprende los siguientes eventos: (i) dinero obtenido en préstamo; (ii) el pago diferido del precio de compra de bienes adquiridos; (iii) el arrendamiento de bienes; (iv) préstamos obtenidos y garantizados con gravamen sobre cualquier propiedad; (v) cartas de crédito o instrumentos con una función similar, emitidos o aceptados por su cuenta, por bancos u otras instituciones financieras; y (vi) las garantías con respecto a los pasivos señalados anteriormente.

La posibilidad que tiene la EEB de vetar cualquier contratación de endeudamiento que supere los 10 millones de dólares en la junta directiva, le permite influir de manera directa la forma de financiar las expansiones mediante inversiones que pueda tener proyectada la empresa, así como en la refinanciación de su deuda existente. Todas estas decisiones afectan el desempeño competitivo de una empresa en el mercado. Al ser el mercado de la generación de energía un mercado que demanda altas sumas de capital (i.e. un mercado intensivo en capital) es muy común que los endeudamientos superen la cifra de los 10 millones de dólares. Por ejemplo, a diciembre 12 de 2013 EMGESA ha ofertado v efectivamente colocado [Texto de carácter reservado] autorizado por la junta directiva en Acta No. 113 del 14 de Septiembre de 2005, tal como consta en el Aviso de Oferta Pública del Cuarto Tramo del Programa de Emisión y Colocación de Bonos Ordinarios - EMGESA S.A. E.S.P ^[65].

Así mismo, el Acta de junta directiva de EMGESA No. 332 de enero de 2009 muestra que EMGESA ha incurrido en endeudamientos superiores a los 10 millones de dólares.

Imagen No. 2

Acta de junta directiva de EMGESA No. 332 de enero de 2009

[Dato de carácter reservado]

5. Aprobaciones de la Junta Directiva > Incremento en Cupo de Endeudamiento: Después de explicar las razones de la solicitud, se solicita la autorización para incrementar el cupo total de endeudamiento en $ 619.000 millones, de manera que el saldo de deuda financiera total no supere los $ 2.232.000 millones. La Junta Directiva, una vez analizado el punto, imparte por unanimidad su aprobación al punto mencionado.

Fuente: Folio 380 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

El hecho de que este derecho de veto se pueda ejercer únicamente cuando la sociedad no haya distribuido más del 50% de sus utilidades, no es suficiente para eliminar la posibilidad que tiene la EEB para ejercer su poder de veto. La sola existencia de un derecho de veto de estas características es prueba suficiente de la existencia de control conjunto, más si se tiene en cuenta la importancia del endeudamiento en un mercado intensivo de capital, como lo es la generación de energía eléctrica.

(B) Derecho de veto sobre la realización de cualquier inversión que exceda los 10 millones de dólares

Tal como establece el artículo 63 de los Estatutos de EMGESA, la EEB puede vetar la realización de cualquier inversión superior a 10 millones de dólares. Teniendo en cuenta que el mercado de generación de energía eléctrica es intensivo en capital, muchas de las inversiones relacionadas con la expansión de plantas existentes, mantenimiento y construcción de nuevas plantas superan con creces los 10 millones de dólares. Por ejemplo, el Quimbo es un nuevo proyecto hidroeléctrico por  [Texto de carácter reservado] millones de dólares que está siendo ejecutado por EMGESA, el cual por su monto tuvo que ser aprobado por la junta directiva de EMGESA ^[66].

Así, el derecho de veto sobre la realización de cualquier inversión le permitiría a la EEB impedir que EMGESA incremente su capacidad de generación de energía eléctrica mediante la expansión de sus plantas existentes y la construcción de nuevas. Por consiguiente, este derecho de veto le otorgaría a la EEB la posibilidad de influenciar la política empresarial de la empresa, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

(C) Derecho de veto sobre la venta, liquidación, transferencia u otra enajenación de los activos de EMGESA

El segundo Evento Especial le confiere a la EEB la posibilidad de influir decisiones relacionadas con la "venta, liquidación, Transferencia y otra enajenación o arrendamiento de todos o de la Mayoría de los Activos o bienes de la sociedad o la venta o Transferencia en todo o en parte del establecimiento de comercio de la sociedad ya sea a través de una sola operación o de una serie de operaciones". Este derecho de veto se adecúa perfectamente a uno de los eventos que el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992 reconoce como una situación de control. En efecto, dicho artículo señala que habrá control cuando exista la posibilidad de influenciar directa o indirectamente "(...) la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa".

Este derecho de veto le permitiría a la EEB, por ejemplo, impedir que EMGESA sea adquirida por un nuevo entrante al mercado, que replantee su estrategia competitiva a largo plazo, que reestructure su organización empresarial y en momentos de crisis asegure su viabilidad financiera a través de la reorganización de sus activos.

Adicionalmente, en una eventual compra de los activos o bienes de EMGESA por parte de un nuevo entrante en el mercado, y de perfeccionarse la operación proyectada, la EEB tendría el incentivo económico para vetar esta operación toda vez que el nuevo entrante, mediante la adquisición de los activos de EMGESA, podría competir de manera efectiva con ISAGEN, empresa que controlaría la EEB. La importancia de este derecho de veto es evidente si se tiene en cuenta que la adquisición de activos de agentes existentes en el mercado es esencial para entrar eficazmente al mercado de generación de energía en Colombia. La adquisición de activos existentes en el mercado le permite a nuevos entrantes sortear importantes barreras a la entrada como las barreras legales (e.g. licencias ambientales y el esquema por cargo por confiabilidad), la alta inversión que se requiere para construir una nueva planta y el tiempo que requiere una nueva planta para entrar en operación. Adicionalmente, la adquisición de la mayoría o la totalidad de los activos de EMGESA le permitiría a un nuevo competidor entrar al mercado con una escala de generación de energía suficiente para competir de manera efectiva en el mercado.

Por las consideraciones anteriores, el perfeccionamiento de la operación proyectada genera los incentivos económicos para que la EEB haga uso de su derecho de veto con el fin de impedir que un nuevo entrante adquiera los activos de EMGESA, los cuales le permitirían al entrante sortear las barreras a la entrada (i.e. aquellas asociadas con la construcción de nuevas centrales) y competir eficazmente con ISAGEN, empresa que la EEB controlaría.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de EMGESA mediante la elección conjunta de miembros de junta directiva

Este Despacho procederá a explicar la composición de la junta directiva de EMGESA, y las reglas aplicables al proceso de selección de sus miembros.

La junta directiva está compuesta por siete miembros principales, cada uno con su suplente personal, los cuales son elegidos por medio del sistema de cuociente electoral, tal como establece el artículo 56 de los Estatutos de EMGESA.

Al ser EMGESA un emisor en el mercado de valores, el artículo 44 de la Ley 964 de 1995 le obliga a que el 25% de sus miembros de junta directiva sean independientes. Así entonces, dos de los siete miembros de la junta directiva de EMGESA deben cumplir con los requisitos previstos en la ley para los miembros de junta independientes.

Los restantes cinco miembros de la junta directiva son designados mediante el sistema de cuociente electoral de una lista única que se elabora de manera conjunta entre ENDESA, sociedad controlada por ENEL, y la EEB. La sección 3.3 del AMI EMGESA, establece el procedimiento para conformar la lista única de los cinco candidatos que no tienen el carácter de independientes, en los siguientes términos:

[Texto de carácter reservado]

El anterior procedimiento previsto para la selección de miembros de junta directiva es de carácter obligatorio y, por ende, los accionistas se obligan a votar a favor de la lista única de candidatos, también llamada "Lista de Directores", siguiendo el procedimiento arriba descrito.

Adicionalmente, los dos miembros independientes son elegidos por el método de cuociente electoral, tal como dispone el artículo 56 de los Estatutos de EMGESA. Por lo tanto, y teniendo en cuenta la distribución de las acciones ordinarias con derecho a voto, le corresponde a la EEB elegir uno de los miembros independientes y a ENEL elegir el miembro restante. Las personas que ostenten la calidad de miembros independientes de junta directiva deben cumplir con los requisitos previstos en el artículo 44 de la Ley 964 de 2005.

Conforme al AMI EMGESA y los Estatutos de EMGESA, la composición de la junta directiva es la siguiente:

Tabla No. 9

Composición junta directiva de EMGESA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC a partir del AMI EMGESA. Folio 176 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

De lo anterior se desprende que el proceso de selección de los miembros de junta directiva previsto en el AMI EMGESA está diseñado para otorgarle a la EEB una mayor injerencia en la elección de miembros de junta de la que tendría conforme a la participación política que tiene en EMGESA.

[Texto de carácter reservado] Así, la EEB efectivamente elige cuatro de los siete miembros de la junta directiva. El hecho que uno de éstos sea elegido de una terna propuesta por ENEL, no elimina la injerencia que la EEB tiene sobre la elección de este miembro. En efecto, este mecanismo de selección le otorga a la EEB la posibilidad de influenciar la elección de este miembro, independientemente de si este miembro está alineado con los intereses de la EEB o ENEL.

Ahora bien, en ausencia del AMI EMGESA, y teniendo en cuenta la distribución de los derechos políticos en EMGESA, EEB únicamente tendría el derecho a elegir tres de los miembros de junta y no tendría la posibilidad de influenciar la elección de ningún otro. En ausencia del AMI EMGESA, la EEB y ENEL tendrían que presentar, cada uno, una lista de candidatos para elegir los miembros de junta. Bajo la regla del cuociente electoral, la EEB solamente tendría el derecho de elegir tres miembros de junta, por tener solamente el 43,6% de participación política, mientras que ENEL tendría el derecho de elegir los cuatro restantes toda vez que tiene el 56,4% de la participación política. En otras palabras, la EEB no tendría la posibilidad de elegir un cuarto miembro de una terna propuesta por ENEL.

Así entonces, es claro que como consecuencia del AMI EMGESA, la EEB tiene una injerencia en la elección de la junta directiva desproporcionada a su participación en el capital político de EMGESA. Lo anterior conlleva a que ENEL pierda la capacidad de elegir cuatro de los siete miembros sin injerencia de la EEB, a lo cual tendría derecho en ausencia de la "Lista de Directores" conforme al AMI EMGESA.

La anterior composición de la junta directiva, le permite a la EEB participar activamente en las discusiones de todos los asuntos sometidos a la junta directiva que, en este caso concreto, comprenden un amplio abanico de decisiones de índole empresarial. Conforme al artículo 69 de los Estatutos de EMGESA, todos los actos y compromisos adquiridos por la sociedad por una suma mayor a cinco millones de dólares tienen que ser discutidas y adoptadas en la junta directiva de EMGESA. En testimonio rendido por Lucio Rubio Díaz, en su calidad de Gerente General de EMGESA, este manifestó en respuesta a una pregunta formulada por esta Superintendencia que muchas de las transacciones realizadas en el mercado superaban este monto, en los siguientes términos:

[Texto de carácter reservado]

Así, en la junta directiva se discuten y autorizan un amplio abanico de decisiones relacionadas con la política empresarial de EMGESA. La representación de la EEB en la junta directiva de EMGESA, a través de tres miembros elegidos a su entera discreción y un cuarto elegido de terna propuesta por ENEL, le otorga a la EEB una posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de la empresa en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. Ahora bien, teniendo en cuenta que ENEL también participa con tres miembros elegidos a su discreción y le propone a la EEB una terna de la cual ésta elige un cuarto miembro, la participación de ENEL en la junta directiva también le otorga la posibilidad para influenciar la política empresarial de EMGESA. Por lo anterior, este Despacho considera que la EEB y ENEL controlan de manera conjunta a EMGESA.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar en la asamblea de accionistas decisiones estratégicas que afectan el desempeño competitivo de EMGESA

Tal como señalamos anteriormente, la EEB tiene el 51.5% del poder económico y el 43.6% del poder político, mientras que ENEL tiene el 48.5% del poder económico y 56.4% del poder político.

El artículo 47 de los Estatutos de EMGESA establece el quorum deliberatorio y decisorio que rige en la asamblea de accionistas, en los siguientes términos:

"Artículo 47. QUORUM DELIBERA TORIO Y DECISORIO: La Asamblea General podrá deliberar y decidir con un número plural de accionistas que represente la mitad más una de las acciones suscritas ordinarias, salvo por las reuniones en las que se vayan a deliberar y decidir aspectos relacionados con Evento Especiales definidos en el numeral 1 del artículo 49 siguiente, reuniones en las cuales el quórum deliberatorio y decisorio serán como mínimo el 75% de las acciones ordinarias suscritas en circulación".

De conformidad con los Estatutos de EMGESA, con el 56.4% de las acciones ordinarias con derecho a voto, ENEL satisface el quórum requerido para deliberar y decidir todos los asuntos, salvo aquellos llamados "Eventos Especiales", toda vez que es titular de "la mitad más una de las acciones suscritas ordinarias". Así, conforme al artículo 47 de los Estatutos de EMGESA, la participación accionaria de ENEL le da el poder político para imponer su voluntad sobre la EEB en todas las decisiones sometidas a la asamblea de accionistas, salvo los llamados "Eventos Especiales".

Los llamados "Eventos Especiales de la Asamblea" están definidos en el AMI EMGESA y en los Estatutos de EMGESA. La Sección 1.1 del AMI EMGESA y el artículo 49 de los Estatutos establecen que los siguientes eventos constituirán un "Evento Especial de Asamblea":

(i) la celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión;

(ii) la emisión de acciones en reserva, incluyendo los términos de dicha emisión;   

(iii) la entrada por parte de la Compañía a cualquier línea de negocios distinta a la de un generador de energía eléctrica y de los negocios estrechamente relacionados con ello; y

 (iv) la reforma de los Estatutos, salvo que dicha reforma tenga por objeto modificar el número de los miembros de junta directiva.

La sección 3.2 del AMI EMGESA establece que para los "Eventos Especiales de la Asamblea" el quórum deliberatorio se integrará con la presencia de los representantes del 75% de la Asamblea. Así mismo, las decisiones relacionadas con dichos eventos se tomarán por el voto afirmativo de cuando menos el 75% de las acciones suscritas con derecho a voto. Por consiguiente, ENEL no tiene la suficiente participación accionaria (i.e. 56.4% del poder político) para tomar de manera independiente las decisiones relacionadas con los "Eventos Especiales de Asamblea" y, por ende, la EEB tiene un derecho de veto en las decisiones relacionadas con los "Eventos Especiales de Asamblea", bien no concurriendo a las reuniones o votando de manera negativa.

La razón por la que se incluyeron los derechos de veto que emanan de los "Eventos Especiales de Asamblea" no es otra que radicar en cabeza de la EEB un control sobre las decisiones fundamentales a nivel corporativo de EMGESA. La razón por la cual la EEB incluyó en el AMI EMGESA los eventos especiales en asamblea también se explica en la colección titulada "Historia de la Empresa de Energía de Bogotá", referenciada anteriormente.

Adicionalmente, el artículo 49 de los Estatutos de EMGESA prevé una serie de eventos distintos a los "Eventos Especiales de Asamblea" que también están sujetos a mayorías especiales. ^[69] Sin embargo, solamente nos pronunciaremos sobre aquellos "Eventos Especiales de Asamblea" que son relevantes para la definición de control en el derecho de la competencia.

Teniendo en cuenta lo anterior, este Despacho encuentra que si bien la mayoría de las decisiones de la Asamblea requiere de un quórum deliberatorio y decisorio de la mitad más uno de las acciones ordinarias con derecho a voto, existen una serie de decisiones sujetas a mayorías especiales que requieren del voto afirmativo de más del 75% de las acciones ordinarias con derecho a voto. Por consiguiente, la EEB tiene un derecho de veto en la toma de todas las decisiones sujetas a mayorías especiales en razón a que es propietaria del 43,6% de las acciones con derecho a voto.

Ahora bien, para que este derecho a veto de lugar a que la EEB tenga control sobre EMGESA, dicho poder debe predicarse sobre decisiones estratégicas que afecten el comportamiento o desempeño competitivo de EMGESA, tal como se indicó en el numeral 12.4.1.2.1.2. En otras palabras, la simple existencia de un derecho de veto no implica de inmediato un control por parte de la empresa que lo ostenta, sino que el derecho de veto debe operar sobre decisiones estratégicas que afecten el desempeño competitivo de una empresa en el mercado, como aquellas enunciadas en el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, a saber, decisiones sobre: (i) la política empresarial ^[70]; (ii) la iniciación o terminación de la empresa; o (iii) la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa.

En el caso concreto, este Despacho ha identificado que los derechos de veto sobre las decisiones relacionadas con "la entrada por parte de la sociedad a cualquier línea de negocios distinta de la de un generador de energía eléctrica y de los negocios estrechamente relacionados con ello" y "la celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión", previstas como "Eventos Especiales de Asamblea", le permiten a la EEB influenciar el desempeño competitivo de EMGESA ^[71].

(A) La entrada por parte de la sociedad a cualquier línea de negocios

Tal como indicamos anteriormente, el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992 define el control como la posibilidad de influenciar una serie de decisiones, entre otras, "la variación de la actividad a la que se dedica la empresa" y la "política empresarial".

En el caso concreto, este Despacho considera que el derecho de veto que tiene la EEB sobre todas aquellas decisiones relacionadas con la entrada por parte de EMGESA a "cualquier línea de negocios distinta a la de un generador de energía eléctrica y de los negocios estrechamente relacionados con ello" es prueba de que la EEB tiene la posibilidad de influenciar la "variación de la actividad a la que se dedica la empresa", en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Sea lo primero aclarar que la entrada en una nueva línea de negocios puede materializarse por el desarrollo de una línea de productos totalmente nueva en el mercado.

En este sentido, el hecho que la EEB pueda vetar cualquier decisión relacionada con la entrada a una nueva línea de negocios, le permite influir e incluso bloquear todos los actos, autorizaciones y decisiones relacionados con la variación de la actividad a la que se dedica EMGESA. Por lo anterior, la EEB tiene la posibilidad de influenciar la variación de la actividad a la que se dedica EMGESA y, por ende, la EEB ejercer control sobre EMGESA, en los términos del Decreto 2153 de 1992.

Adicionalmente, este Despacho considera que la decisión sobre la entrada de EMGESA en nuevas líneas de negocios es esencial para la política empresarial de la empresa. En este sentido, la habilidad de una empresa de entrar en una nueva línea de negocios está estrechamente relacionada, entre otros, con la habilidad de la empresa para innovar, adaptarse a los cambios del mercado y desarrollar actividades complementarias a su negocio principal con miras a generar economías de escala y eficiencias. Por ende, la entrada en una nueva línea de negocios es esencial para garantizar que una empresa seguirá siendo competitiva en el mediano y largo plazo. Por consiguiente, este Despacho también encuentra que el derecho de veto sobre la entrada a cualquier negocio distinto a la generación o actividad estrechamente relacionada con ello, le permite a la EEB la posibilidad de influenciar la político empresarial, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Si bien no es necesario que este Despacho demuestre que el derecho de veto sobre decisiones estratégicas se ha utilizado en el pasado, a manera de ilustración este Despacho dará un ejemplo real de un tipo de decisión en la que la EEB tendría la posibilidad de ejercer el derecho de veto arriba mencionado.

En el caso concreto, este Despacho ha podido constatar que es muy probable que EMGESA quiera entrar al negocio de comercialización de gas combustible. De la información que obra en el Expediente, se encuentra probado que EMGESA recientemente (junio de 2013) modificó su objeto social para incluir actividades de comercialización de gas combustible. Lo anterior, es un indicio de que EMGESA tiene proyectado, o a lo sumo tiene un interés, en entrar en el negocio de comercialización de gas ^[72]. De ser así, para concretarse la entrada de EMGESA al negocio de comercialización de gas, actividad prevista como parte del objeto social de la empresa ^[73] pero distinta al negocio de la generación de energía eléctrica y a cualquier actividad relacionada con éste, se requeriría no solo de la autorización de ENEL, sino también de la autorización de la EEB, en razón al derecho de veto que ésta ostenta sobre este tipo de decisiones. En este caso en particular, la EEB tendría un incentivo económico para bloquear la entrada de EMGESA al negocio de comercialización de gas toda vez que la EEB tiene el 25% del capital social de Gas Natural Fenosa, cuya actividad principal es la distribución y comercialización ^[74].

Ahora bien, la eventual entrada de EMGESA al negocio de comercialización de gas es sin lugar a dudas una decisión propia de la estrategia o política empresarial de la empresa. En efecto, es una decisión de suma importancia para la estrategia de consolidación de la empresa en el mercado colombiano por la importancia del gas en la generación termoeléctrica de energía; la comercialización de gas le permitiría a EMGESA reducir costos de intermediación dentro de una misma cadena de valor con miras a consolidar su posición en la generación de energía eléctrica.

En este caso concreto, el derecho de veto sobre la entrada por parte de EMGESA en una nueva línea de negocios es suficiente para concluir que la EEB tiene la posibilidad de influenciar directamente la variación de la actividad a la que se dedica EMGESA y, adicionalmente, su política empresarial, en los términos de la definición de control del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

(B) La celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión

En el caso concreto, el derecho de veto sobre las operaciones de fusión o escisión se encuentra dentro de las situaciones que configuran una situación de control. En particular, este derecho le confiere a la EEB la capacidad de influenciar "la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa" e, inclusive, en determinados casos puede suponer una influencia sobre "la terminación de la actividad de la empresa".

Este derecho de veto le permite a la EEB influir sobre la disposición, a través de una fusión o escisión, de los bienes y derechos esenciales de EMGESA. Una fusión de EMGESA con otra empresa, daría lugar a la transferencia de la universalidad de los activos, derechos y obligaciones de EMGESA a una sociedad existente o a una nueva sociedad. Así, una fusión se encuadra dentro del supuesto de disposición de bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa. Igualmente, en el caso de una escisión, EMGESA transferiría la totalidad de su patrimonio otra empresa existente o nueva.

Adicionalmente, en ciertos casos la fusión puede dar lugar a "la terminación de la actividad de la empresa", uno de los casos que da lugar a una situación de control bajo el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En el evento de una fusión en donde la universalidad de los activos de EMGESA sea transferida a una empresa ya existente (fusión por absorción) o una nueva empresa (fusión por creación), EMGESA dejaría de existir. Por consiguiente, el derecho de veto sobre las fusiones, le permitiría a la EEB vetar la terminación de la actividad de la empresa.

Tal como en el caso del derecho de veto sobre la venta o transferencia de la totalidad o mayoría de los activos de EMGESA, el derecho de veto sobre fusiones o escisiones le permitiría a la EEB, por ejemplo, impedir que EMGESA sea absorbida por un nuevo entrante al mercado, que replantee su estrategia competitiva a largo plazo, que reestructure su organización empresarial y en momentos de crisis asegure su viabilidad financiera a través de la reorganización de sus activos mediante la fusión o adquisición con otras empresa.

Por las anteriores consideraciones, la EEB tiene la posibilidad de influir decisiones relacionadas con "la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa" e, inclusive, en determinados casos puede suponer una influencia sobre "la terminación de la actividad de la empresa".

?  EEB tiene derechos exorbitantes de inspección sobre EMGESA que desbordan los derechos que comúnmente otorga la ley comercial

Este Despacho ha identificado una serie de mecanismos que le permiten a la EEB ejercer un contrapeso al control operativo ejercido por EN EL, los cuales son instrumentales para que la EEB y ENEL ejerzan un control conjunto sobre EMGESA. El AMI EMGESA le confiere a la EEB un derecho de inspección especial, el cual también se le otorga a las subsidiarias de ENEL, que va más allá del previsto para los otros accionistas minoritarios de EMGESA. Adicionalmente, dicho derecho de inspección le confiere a la EEB prerrogativas especiales que un accionista minoritario de una sociedad anónima (como lo es EMGESA) no tendría conforme a la legislación colombiana. La sección 4.4 del AMI EMGESA le confiera tanto a la EEB como a las subsidiarias de ENEL el siguiente derecho de inspección:

[Texto de carácter reservado]

Así, es claro que la EEB tiene los mismos derechos de visitas e inspección que ENEL, derechos que distan mucho de aquellos que tienen otros accionistas minoritarios de EMGESA, o de aquellos que tendría un simple inversionista que no influye en la política corporativa de esta última. El derecho de inspección permanente que tiene la EEB le permite ejercer un monitoreo constante de las actividades de EMGESA, [Texto de carácter reservado]. Dicha facultad especial de inspección de toda la actividad de la empresa está acorde con el hecho de que la EEB ejerce un control conjunto sobre EMGESA.

Nótese que el derecho de los otros accionistas minoritarios de EMGESA es el derecho de inspección individual propio de la sociedades anónimas, previsto en el artículo 447 del Código de Comercio. Conforme a esta disposición, los otros accionistas minoritarios no tienen un derecho permanente de inspección, este solamente se puede ejercer durante los 15 días hábiles que preceden la reunión de asamblea. Así mismo, el derecho de inspección de los otros accionistas no les permite [Texto de carácter reservado]

Por ende, este Despacho considera que el hecho que la EEB tenga el mismo derecho de inspección especial que tiene ENEL, sociedad que controla EMGESA desde el punto de vista operativo, y con prerrogativas adicionales a las previstas para los otros accionistas minoritarios, ratifica el hecho de que tanto la EEB como ENEL controlan conjuntamente EMGESA.

(iii) Relación EEB y CONDENSA

Como se dijo anteriormente, CODENSA es una sociedad anónima de naturaleza comercial constituida como una empresa de servicios públicos conforme a las disposiciones de la Ley 142 de 1994. El capital accionario de CODENSA se divide en acciones ordinarias con derecho a voto ^[75] y en acciones preferenciales sin derecho a voto ^[76]; las primeras representan un 84,85% y las segundas el 15,15% del capital accionario.

La composición accionaria de CODENSA es la siguiente:

Tabla No. 10

Composición accionaria de CODENSA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Información aportada por las intervinientes. Folio 6 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

De conformidad con la tabla anterior, los derechos políticos en CODENSA, representados en las acciones ordinarias con derecho a voto, están distribuidos de la siguiente manera: (i) la EEB tiene el 42,8%; (ii) las empresas ENERSIS y CHI^CTRA S.A. (en adelante CHILECTRA) tienen el [Texto de carácter reservado] y (ii) el restante [Texto de carácter reservado] está en cabeza de otros accionistas minoritarios. Debe recordarse que, conforme a la información suministrada por las intervinientes, las empresas ENERSIS y CHILECTRA son controladas por ENEL, sociedad italiana que tiene una participación del [Texto de carácter reservado] de participación en ENDESA ESPAÑA, que a su vez controla a ENERSIS y CHILECTRA ^[77]. Por consiguiente, puede afirmarse que ENEL, por intermedio del ENDESA ESPAÑA, tiene el 57,14% de las acciones ordinarias con derecho a voto de CODENSA, mientras que la EEB tiene el 42,8%.

De conformidad con la composición accionaria anterior, la distribución de los derechos políticos en CODENSA es la siguiente:

Tabla No. 11

Acciones ordinarias con derecho a voto en CODENSA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC con base en información aportada por las intervinientes. Folio 5 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Por su parte, los derechos económicos de CODENSA están distribuidos de la siguiente manera: (i) la EEB tiene el 51.5%; (ii) ENEL tiene el 48.5%, a través de sus subsidiarias ENERSIS y CHILECTRA; y (Iii) el restante 0,02% está en cabeza de otros accionistas minoritarios.

La siguiente gráfica ilustra la distribución de los derechos económicos y políticos en CODENSA:

Gráfica No. 3

Distribución de los derechos económicos y políticos

Fuente: Página de Internet de CODENSA, "Accionistas e Inversionistas", disponible en

http://corporativo.codensa.com.co/es/accionistas/gobiernocorporativo/Paginas/composicion-

accionaria.aspx (consulta 21 de enero de 2014).

Tal como ilustra la gráfica anterior, la EEB tiene el 51.5% del poder económico y el 42.8% del poder político, mientras que ENEL tiene el 48.5% del poder económico y 57.14% del poder político.

Ahora bien, el hecho que ENEL tenga la mayoría de las acciones ordinarias con derecho a voto de CODENSA, no implica que la EEB no tenga la posibilidad influenciar el desempeño competitivo de CODENSA -tal y como ocurre en el caso de EMGESA-, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Como se hizo para EMGESA, en el caso particular de CODENSA también es necesario determinar si una o más empresas tiene la posibilidad de influenciar "la política empresarial, la iniciación o terminación de la actividad de la empresa, la variación de la actividad a la que se dedica la empresa o la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa". Lo anterior, le permitirá al Despacho concluir si en el caso concreto se verifica una situación de control conjunto de ENEL y EEB sobre CODENSA.

En el caso concreto, la participación accionaria de ENEL en CODENSA le confiere un poder de votación del 57,14%, debido a que tiene la mayoría de las acciones con derecho a voto. Lo anterior da lugar a una situación de control desde el punto de  vista del derecho societario por parte de ENEL; tan es así que en el Certificado de Existencia y Representación Legal de CODENSA consta registro del control que ejerce ENDESA ESPAÑA, sociedad filial de ENEL, sobre CODENSA.

Al tener el 57,14%, de los derechos políticos en CODENSA, ENEL reúne la participación requerida por los quorums deliberatorios y decisorios para un gran número de decisiones adoptadas en el seno de la asamblea de accionistas y junta directiva, salvo los eventos en los que la EEB tiene un derecho de veto. Así, ENEL tiene la posibilidad de influenciar la política empresarial de CODENSA, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

Una vez claro que ENEL ejerce control desde el punto de vista del derecho de la competencia sobre CODENSA, es importante evaluar si la EEB también tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de CODENSA. De ser así, estaríamos ante una situación de control conjunto.

En el caso concreto, este Despacho encuentra que la EEB tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de CODENSA, por las consideraciones que se expondrán a continuación.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar las decisiones estratégicas en la junta directiva que afectan el desempeño competitivo de CODENSA

En esta sección, el Despacho procederá a determinar si la representación de la EEB en la junta directiva le permite ejercer una influencia sobre las decisiones estratégicas que afectan el desempeño competitivo de CODENSA. Posteriormente, se identificarán los derechos de veto que tiene la EEB en la junta directiva, como consecuencia del número de miembros de junta que la representan, con miras a evaluar si efectivamente la EEB controla CODENSA.

La EBB participa en la junta directiva a través de tres miembros que elige a su entera discreción. Si bien la EEB elige un cuarto miembro de una tema propuesta por ENEL, y por consiguiente influye en esa elección, este Despacho presumirá que este miembro de junta representa en principio los intereses de ENEL, por ser ésta y no la EEB la que tiene la facultad de nominación. Ahora bien, también es importante determinar si el miembro independiente que elige la EEB representa o no los intereses de ésta con miras a determinar si la participación de la EEB en la junta directiva le permite influenciar decisiones estratégicas que afectan el desempeño competitivo de CODENSA.

En relación con los miembros independientes de la junta directiva de CODENSA, uno de ellos, junto con su suplente, siempre son funcionarios del Distrito Capital de Bogotá, entidad del Estado que tiene el 76,28% del capital accionario de la EEB, tal y como consta de la información que obra en el Expediente.

En el Acta de Asamblea de Accionistas de CODENSA No. 39 de marzo de 2008, se mencionan como miembros independientes de la junta directiva  [Texto de carácter reservado]. Igualmente, las Actas de Asamblea de Accionistas de CODENSA No. 42 y No. 44 de marzo de 2009 y marzo de 2010, respectivamente, en las cuales se eligen nuevos miembros de junta directiva, demuestra que nuevamente uno de los miembros independientes de la junta [Dato de carácter reservado]. Al día de hoy esta situación no ha cambiado. Tal como consta en las Actas de Asamblea de Accionistas de CODENSA No. 51 de 2012 y No. 53 de 2013, el sexto renglón de la junta, es ocupado por el actual Secretario Distrital de Hacienda – RICARDO BONILLA GONZALEZ- y el actual Subsecretario Distrital de Hacienda – JOSE ALEJANDRO HERRERA LOZANO.

Imagen No. 3

Acta de asamblea de accionistas de CODENSA No. 53 de marzo de 2013

RENGLON	PRINCIPAL	SUPLENTE
PRIMERO	Cristian Fierro Montes	Juan Manuel Pardo Gómez
SEGUNDO	José Antonio Vargas, Lleras	Leonardo López Vergara
TERCERO	Lucio Rubio Díaz	David Felipe Acosta Correa
CUARTO	Sandra Stella Fonseca Arenas	Ernesto Moreno Restrepo
QUINTO	Ricardo Roa Barragán	Henry Navarro Sánchez
SEXTO (Independiente)	Ricardo Bonilla González	José Alejandro Herrera, Lozano
SEPTIMO (Independiente)	Orlando Cabrales Martínez	Antonio Sedan Murra

Fuente: Folio 209 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

Las actas de asamblea de accionistas son prueba fehaciente de que uno de los miembros independientes de la junta directiva de CODENSA siempre pertenece al Distrito Capital de Bogotá, ante lo cual este Despacho considera que no hay duda alguna de que representa los intereses de la EEB ^[80].

      

Por las anteriores consideraciones, es claro que tres de los miembros de la junta directiva representan los intereses de la EEB, mientras que los cuatro restantes representan los intereses de ENEL. A continuación, este Despacho procederá a determinar si el quorum deliberatorio y decisorio que rige la decisiones de la junta directiva de CODENSA le confiere a la EEB derechos de veto sobre decisiones que afectan el desempeño competitivo de la empresa.

Al igual que en el caso de EMGESA, el artículo 63 de los Estatutos de CODENSA dispone que la junta directiva deliberará con cuatro de sus miembros y decidirá con al menos el voto de cuatro de sus miembros presentes, salvo en los casos de los llamados "Eventos Especiales de la Junta Directiva", En el caso de dichos eventos, la junta directiva deliberará con la presencia de al menos cinco de sus miembros y decidirá con el voto de los cinco miembros presentes.

Así entonces, en las situaciones de 'Eventos Especiales", al tener la EEB tres miembros que la representan, tiene el derecho de vetar las decisiones que se pretendan tomar, toda vez que ser requiere de al menos uno de los miembros de la EEB para satisfacer el quorum deliberatorio y decisorio para este tipo de decisiones.

Los "Eventos Especiales de Junta Directiva" de CODENSA son los mismos que se establecieron en los Estatutos de EMGESA y en el AMI EMGESA, por lo cual los argumentos esbozados en para el caso de EMGESA son igualmente aplicables al caso de CODENSA.

Los derechos de veto sobre los endeudamientos y las inversiones que excedan los 10 millones de dólares, le permiten a la EEB la posibilidad de influenciar la política empresarial de la empresa, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, por las mismas razones expuestas en el caso de EMGESA.

Así mismo, la "Venta, liquidación, Transferencia y otra enajenación o arrendamiento de todos o la Mayoría de los Activos o bienes de la sociedad o la venta o Transferencia en todo o en parte del establecimiento de comercio de la sociedad, ya sea a través de una sola operación o de una serie de operaciones" es un "Evento Especial de Junta Directiva" sujeto al derecho de veto de la EEB, de conformidad con los Estatutos de CODENSA y el Acuerdo Marco de Inversión suscrito por la EEB y Luz de Bogotá S.A., sociedad integrada por las ENERSIS, CHILECTRA y ENDESA ESPAÑA (en adelante AMI CODENSA). Este derecho de veto le confiere a la EEB la posibilidad de influir las decisiones relacionadas con "(...) la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa", en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En relación con este derecho de veto, las consideraciones expuestas por este Despacho para el caso de EMGESA en el numeral 12.4.1.2.2, son igualmente aplicables al caso de CODENSA.

Por consiguiente, la EEB está en posibilidad de influenciar la política empresarial de CODENSA, así como la disposición de los bienes o derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de CODENSA.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de CODENSA mediante la elección conjunta de miembros de junta directiva

Este Despacho procederá a explicar la composición de la junta directiva de CODENSA y las reglas aplicables al proceso de selección de sus miembros.

La junta directiva está compuesta por siete miembros principales, cada uno con su suplente personal, los cuales son elegidos por medio del sistema de cuociente electoral, tal como establece el artículo 56 de los Estatutos de CODENSA.

Al ser CODENSA un emisor en el mercado de valores, el artículo 44 de la Ley 964 de 1995 le obliga a que el 25% de sus miembros de junta directiva sean independientes. Así entonces, dos de los siete miembros de la junta directiva de CODENSA deben cumplir con los requisitos previstos en la ley para los miembros de junta independientes.

Los restantes cinco miembros de la junta directiva son designados mediante el sistema de cuociente electoral de una lista única que se elabora de manera conjunta entre ENDESA, sociedad controlada por ENEL, y la EEB. La sección 3.3 del AMI CODENSA, establece el procedimiento para conformar la lista única de los cinco candidatos que no tienen el carácter de independientes, en los siguientes términos:

[Texto de carácter reservado]

El anterior procedimiento previsto para la selección de miembros de junta directiva es de carácter obligatorio y, por ende, los accionistas se obligan a votar a favor de la lista única de candidatos, también llamada "Lista de Directores" siguiendo el procedimiento arriba descrito.

Adicionalmente, los dos miembros independientes son elegidos por el método de cuociente electoral, tal como dispone el artículo 56 de los Estatutos de CODENSA. Por lo tanto, y teniendo en cuenta la distribución de las acciones ordinarias con derecho a voto, le corresponde a la EEB elegir uno de los miembros independientes y a ENEL elegir el miembro restante. Las personas que ostenten la calidad de miembros independientes de junta directiva deben cumplir con los requisitos previstos en el artículo 44 de la Ley 964 de 2005.

Conforme al AMI CODENSA y los Estatutos de CODENSA, la composición de la junta directiva es la siguiente:

Tabla No. 12

Composición junta directiva de CODENSA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC a partir del AMI CODENSA. Folio 281 del Cuaderno Reservado de Intervinientes y Terceros NO. 2 del Expediente.

De lo anterior se desprende que el proceso de selección de los miembros de junta directiva previsto en el AMI CODENSA está diseñado para otorgarle a la EEB una mayor injerencia en la elección de miembros de junta de la que tendría conforme a la participación política que tiene en CODENSA, al igual que ocurre en el caso de EMGESA ^[82].

En el caso CODENSA, al igual que en EMGESA, el AMI CODENSA le otorga a la EEB la facultad de elegir dos miembros a su entera discreción, un tercer miembro que reúna los requisitos de independiente y un cuarto miembro de una terna propuesta por ENEL.

 [Texto de carácter reservado] Así, la EEB efectivamente elige cuatro de los siete miembros de la junta directiva. El hecho que uno de éstos sea elegido de una terna propuesta por ENEL, no elimina la injerencia que la EEB tiene sobre la elección de este miembro. En efecto, este mecanismo de selección le otorga a la EEB la posibilidad de influenciar la elección de este miembro, independientemente de si este miembro está alineado con los intereses de la EEB o ENEL. Ahora bien, en ausencia del AMI CODENSA, y teniendo en cuenta la distribución de los derechos políticos en CODENSA, la EEB únicamente tendría el derecho a elegir tres de los miembros de junta y no tendría la posibilidad de influenciar la elección de ningún otro. En ausencia del AMI CODENSA, la EEB y ENEL tendrían que presentar, cada una, una lista de candidatos para elegir los miembros de junta. Bajo la regla del cuociente electoral, la EEB solamente tendría el derecho de elegir tres miembros de junta por tener solamente el 43,6% de participación política, mientras que ENEL tendría el derecho de elegir los cuatro restantes toda vez que tiene el 56,4% de la participación política. En otras palabras, la EEB no tendría la posibilidad de elegir un cuarto miembro de una terna propuesta por ENEL.

Así entonces, es claro que como consecuencia del AMI CODENSA, la EEB tiene una injerencia en la elección de la junta directiva desproporcionada a su participación en el capital político de EMGESA. Lo anterior conlleva a que ENEL pierda la capacidad de elegir cuatro de los siete miembros sin injerencia de la EEB, a lo cual tendría derecho en ausencia de la "Lista de Directores" conforme al AMI EMGESA.

La anterior composición de la junta directiva, le permite a la EEB participar activamente en las discusiones de todos los asuntos sometidos a la junta directiva que, en este caso concreto, comprenden un amplio abanico de decisiones de índole empresarial. Tal como sucede en EMGESA, conforme al artículo 69 de los Estatutos de CODENSA, todos los actos y compromisos adquiridos por la sociedad por una suma mayor a cinco millones de dólares tienen que ser discutidas y adoptadas en la junta directiva de CODENSA.

Por las anteriores consideraciones, en la junta directiva se discuten y autorizan un amplio abanico de decisiones relacionadas con la política empresarial de CODENSA. La representación de la EEB en la junta directiva de CODENSA, a través de tres miembros elegidos a su entera discreción y un cuarto elegido de terna propuesta por ENEL, le otorga a la EEB una posibilidad de influenciar el desempeño competitiva de la empresa en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. Ahora bien, teniendo en cuenta que ENEL también participa con tres miembros elegidos a su discreción y le propone a la EEB una terna de la cual ésta elige un cuarto miembro, la participación de ENEL en la junta directiva también le otorga la posibilidad para influenciar la política empresarial de CODENSA. Por lo anterior, este Despacho considera que la EEB y ENEL controlan de manera conjunta a CODENSA.

?  EEB tiene la posibilidad de influenciar las decisiones estratégicas en la asamblea de accionistas que afectan el desempeño competitivo de CODENSA

Tal como señalamos anteriormente, la EEB tiene el 51.5% del poder económico y el 42.8% del poder politice, mientras que ENEL tiene el 48.5% del poder económico y 57.14% del poder político.

El artículo 47 de los Estatutos de CODENSA establece el quorum deliberatorio y decisorio que rige en la asamblea de accionistas, en los siguientes términos:

"Artículo 47. QUORUM DEUBERATORIO Y DECISORIO: La Asamblea General podrá deliberar y decidir con un número plural de accionistas que represente la mitad más una de las acciones suscritas ordinarias, salvo por las reuniones en las que se vayan a deliberar y decidir aspectos relacionados con Evento Especiales definidos en el numeral 1 del artículo 49 siguiente, reuniones en las cuales el quorum deliberatorio y decisorio serán como mínimo el 75% de las acciones ordinarias suscritas en circulación".

De conformidad con los Estatutos de CODENSA, con el 57.14% de las acciones ordinarias con derecho a voto, ENEL satisface el quorum requerido para deliberar y decidir todos los asuntos toda vez que es titular de "la mitad más una de las acciones suscritas ordinarias", salvo aquellos llamados "Eventos Especiales". Así, conforme al artículo 47 de los Estatutos de EMGESA, la participación accionaria de ENEL le da el poder político para imponer su voluntad sobre la EEB en todas las decisiones sometidas a la asamblea de accionistas, salvo los llamados "Eventos Especiales", caso similar al de EMGESA.

Los llamados "Eventos Especiales de la Asamblea" están definidos en la sección 1.1 del AMI CODENSA como "Eventos Especiales de Asamblea", así como en Artículo 49 de los Estatutos de CODENSA, en los siguientes términos:

(i) la celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión;

(ii) la emisión de acciones en reserva, incluyendo los términos de dicha emisión;

(iii) la entrada por parte de la Compañía de cualquier línea de negocios distinta a la de un distribuidor o comercializador de energía eléctrica y de los negocios estrechamente relacionados con ello; y

(iv) la reforma de los Estatutos, salvo que dicha reforma tenga por objeto modificar el número de los miembros de Junta Directiva.

La sección 3.2 del AMI CODENSA, y el artículo 47 de los Estatutos de CODENSA establecen que para los "Eventos Especiales de la Asamblea" el quorum deliberatorio se integrara con la presencia de los representantes del 75% de la Asamblea. Así mismo, las decisiones relacionadas con dichos eventos se tomarán por el voto   afirmativo de cuando menos el 75% de las acciones suscritas con derecho a voto. Por consiguiente, ENEL no tiene la suficiente participación accionaria (i.e. 57.14% del poder político) para tomar de manera independiente las decisiones relacionadas con los "Eventos Especiales de Asamblea" y, por ende, la EEB tiene un derecho de veto en las decisiones relacionadas con los "Eventos Especiales de Asamblea", bien no concurriendo a las reuniones o votando de manera negativa.

La razón por la que se incluyeron los derechos de veto que emanan de los "Eventos Especiales de Asamblea" no es otra que radicar en cabeza de la EEB un control sobre las decisiones fundamentales a nivel corporativo de CODENSA, tal como se explicó anteriormente para el caso de EMGESA ^[83].

Adicionalmente, el artículo 49 de los Estatutos de CODENSA prevé una serie de eventos distintos a los "Eventos Especiales de Asamblea" que también están sujetos a mayorías especiales ^[84]. Sin embargo, solamente nos pronunciaremos sobre aquellos "Eventos Especiales de Asamblea" que son relevantes para la definición de control en el derecho de la competencia.

Este Despacho encuentra que si bien la mayoría de las decisiones de la Asamblea requiere de un quorum deliberatorio y decisorio de la mitad más uno de las acciones ordinarias con derecho a voto, existen una serie de decisiones sujetas a mayorías especiales que requieren del voto afirmativo de más del 75% de las acciones ordinarias con derecho a voto. Por consiguiente, la EEB tiene un derecho de veto en la toma de todas las decisiones sujetas a mayorías especiales en razón a que es propietaria del 42,8% de las acciones con derecho a voto.

Ahora bien, el derecho de veto que tiene la EEB en la toma de cierto tipo de decisiones debe predicarse de decisiones estratégicas que afecten el comportamiento o desempeño competitivo de CODENSA para que exista control conjunto, como aquellas enunciadas en el artículo 45 del Decreto 2153 de 1992.

En el caso concreto, este Despacho ha identificado que los derechos de veto sobre las decisiones relacionadas con "la celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión" y la entrada por parte de la sociedad a cualquier línea de negocios distinta de la de un generador de energía eléctrica y de los negocios estrechamente relacionados con ello", previstas como "Eventos Especiales de Asamblea", le permiten a la EEB influenciar el desempeño competitiva de CODENSA.

En particular, el derecho de veto sobre la entrada por parte de EMGESA a una nueva línea de negocios, le permite a la EEB influenciar la política empresarial de EMGESA, en los términos del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. Por su parte, el derecho de veto sobre "la celebración de cualquier operación de fusión u operación de escisión", le permiten a la EEB influenciar los asuntos relacionados con "la disposición de los bienes y derechos esenciales para el desarrollo de la actividad de la empresa", así como "la terminación de la actividad de la empresa, la variación de la actividad a la que se dedica la empresa".

Las razones por las cuales estos derechos de veto le permiten a la EEB influenciar et desempeño competitivo de CODENSA son las mismas que fueron expuestas en el numeral 12.4.1.2.2 para el caso EMGESA, comoquiera que los estatutos sociales y los acuerdos de accionistas de ambas compañías establecen los mismos derechos de veto en cabeza de la EEB. Por esta razón, este Despacho se remite a las explicaciones ahí expuestas.

?  Derechos exorbitantes de inspección en cabeza de la EEB conforme al AMI CODENSA

Este Despacho ha identificado que en el caso de CODENSA existen mecanismos que le permiten a la EEB ejercer un contrapeso al control operativo ejercido por ENEL, los cuales son instrumentales para que la EEB y ENEL ejerzan un control conjunto sobre CODENSA.

La sección 4.4 del AMI CODENSA le confiere a la EEB un derecho de inspección especial, el cual también se le otorga a las subsidiarias de ENEL, que va más allá del previsto para los otros accionistas minoritarios de CODENSA, tal como sucede en EMGESA. Adicionalmente, dicho derecho de inspección le confiere a la EEB prerrogativas especiales que un accionista minoritario de una sociedad anónima (como lo es CODENSA) no tendría conforme a la legislación colombiana.

Por ende, tal y como se explicó para el caso del derecho de inspección en EMGESA, este Despacho considera que el hecho que la EEB tenga el mismo derecho de inspección especial que tiene ENEL, sociedad que controla CODENSA desde el punto de vista operativo, y con prerrogativas adicionales a las previstas para los otros accionistas minoritarios, es un mecanismo diseñado para que tanto la EEB como ENEL puedan controlar conjuntamente CODENSA.

12.4.1.4. Conclusiones del supuesto subjetivo

De la información que obra en el Expediente, esta Superintendencia ha identificado que las intervinientes participan en la "misma actividad económica" y "en la misma cadena de valor'' y, por ende, satisfacen el criterio subjetivo del deber de información.

De un lado, la EEB e ISAGEN participan en la misma cadena de valor, en la medida en que EEB participa en el transporte de gas natural (a través de TGI), e ISAGEN en la actividades de generación de energía eléctrica, para lo cual utiliza el gas natural como un insumo.   

Si bien el hecho que la EEB e ISAGEN participen en la misma cadena de valor es suficiente para que en el presente caso se verifique el supuesto subjetivo y, por consiguiente, para que la Superintendencia analice los efectos que la operación trae sobre el mercado, este Despacho también ha terminado dos eventos en que, las intervinientes participan en la misma actividad económica, y que también activan el deber de informar la integración empresarial.

En efecto, conforme a lo explicado anteriormente, este Despacho ha identificado que la EEB participa en el mercado de generación de energía eléctrica, a través de EMGESA (una empresa sobre la cual ejerce control conjunto), y que ISAGEN, por su parte, también participa en el mercado de generación de energía eléctrica, esta si de forma  directa. Así mismo, la EEB participa en el mercado de distribución y comercialización de energía eléctrica, a través de CODENSA, EEL y EMGESA, e ISAGEN participa en el mismo mercado de manera directa. Por ende, ene l caso concreto las intervinientes participan en la misma actividad económica tanto en los eslabones de generación, como en los eslabones de distribución y comercialización de energía eléctrica.

 Para mayor ilustración, la siguiente grafica muestra las actividades en las que participan las intervinientes actualmente.

Grafica No. 4

Mercados en los que participan las intervinientes

Fuente: Elaboración SIC

De acuerdo a lo anterior, en el presente caso es claro que se cumple el supuesto subjetivo necesario para que surja el deber de informar la integración empresarial ante esta Entidad. Teniendo en cuenta, a continuación procede este Despacho a analizar si en el presente caso se cumple el supuesto subjetivo para que surja el deber de informar la integración.

12.4.2. Supuesto objetivo

Para efectos de evaluar si se cumple con el supuesto objetivo se debe tener en cuenta, en primer lugar, los activos e ingresos operacionales de las intervinientes, los cuales se muestran a continuación:

Tabla No. 13

Activos e ingresos operacionales de las intervinientes

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Información aportada por las intervinientes. Folio 71 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Teniendo en cuenta los activos y los ingresos operacionales presentados por las intervinientes, es claro que éstas superan el umbral de cien mil salarios mínimos legales mensuales vigentes (100.000 SMLV) establecido por la SIC para el año anterior al cumplimiento del deber de información ^[85].

En segundo lugar, para cumplir con los criterios del supuesto objetivo se debe analizar la transacción con el fin de determinar si puede considerarse una operación de integración.

En el caso en concreto, la operación versa sobre la venta de mil quinientas setenta y un millón novecientas diecinueve mil (1.571.919.000) acciones ordinarias de propiedad de la nación en ISAGEN, las cuales representan el 57,6624% de la composición accionaria de ISAGEN.

Dado que las intervinientes cumplen con el umbral de activos e ingresos operacionales impuesto por la SIC para informar una integración y que la adquisición de participación accionaria de una empresa es considerada una operación de integración, más si se configura una adquisición de control, se entiende que las intervinientes cumplen con el criterio objetivo.

Al cumplir las intervinientes con el criterio subjetivo y el criterio objetivo, deben someter a consideración de la SIC la integración propuesta, para que esta Entidad analice sus efectos sobre el mercado y la competencia y determine si debe aprobada de forma pura y simple, aprobada sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones, u objetada, según el caso.

12.5. ANÁLISIS DEL MERCADO RELEVANTE

Por la importancia de una adecuada definición de mercado relevante en la determinación de los efectos de una integración, esta Superintendencia considera necesario recordar los factores más significativos la hora de llevar a cabo una definición de mercado relevante. Para estos efectos, este Despacho se apoyará en los lineamientos diseñados por la Red Internacional de Autoridades de la Competencia (ICN, por sus siglas en inglés) en su documento ICN Merger Guidelines Workbook ^[86].

La ICN destaca dos razones importantes por las cuales la definición del mercado relevante es de crítica importancia. Por un lado, es primordial para entender el escenario en que las fuerzas competitivas tienen lugar y, por el otro, y aún más importante, la definición del mercado es fundamental para poder calcular las cuotas de cada competidor en el mercado en cuestión, dado que éstas se calculan con base en el tamaño total del mercado. Nótese que este último factor constituye el indicador básico del poder de mercado de una empresa. Así, cuando se observa que la suma de las cuotas de mercado de las intervinientes es elevada, la autoridad de competencia detecta que la operación puede generar problemas de competencia en el mercado y viceversa.

La definición de mercado relevante se lleva a cabo en dos niveles: primero, está la definición del mercado de producto y, luego, la definición del mercado geográfico.

En la definición del mercado de producto se debe tener presente la sustituibilidad del producto al nivel de la demanda. La ICN indica que "la sustituibilidad de la demanda se analiza a través del grado en que los clientes podrían y querrían cambiar entre productos sustitutos ante un cambio relativo de precios, calidades, disponibilidad u otros factores" ^[87]. En otras palabras, lo importante en este apartado es encontrar qué productos son considerados como sustitutos por parte de sus consumidores.

Si bien algunas jurisdicciones tienen en cuenta la sustituibilidad de la oferta al momento de definir el mercado relevante ^[88], esta Superintendencia toma en consideración dicho concepto al momento de analizar las barreras de entrada y la competencia potencial en el mercado definido.

Respecto al otro gran nivel de definición del mercado relevante, la ICN señala que "el mercado geográfico es un área en la que puede ocurrir una razonable sustitución de los productos de las intervinientes" ^[89]. Esta sustitución se debe dar por parte de los consumidores del producto en la medida que encuentren otros bienes sustitutos en el área referida. Generalmente, el mercado geográfico se puede definir como local, regional, nacional, continental o internacional.

El mercado relevante, definido en los términos anteriormente descritos, es el marco de referencia apropiado para analizar los efectos sobre la competencia de una operación de integración. Tal como indica la ICN en el documento ICN Merger Guidelines Workbook, "[e]l mercado relevante, en la práctica, no es más que el marco apropiado para analizar los efectos competitivos" ^[90]  de una operación.

Así las cosas, este Despacho procederá a definir el mercado relevante afectado por la operación proyectada delimitando, primero, el mercado producto y, posteriormente, el mercado geográfico.

12.5.1. Mercado de producto

El punto de partida para la definición del mercado producto está compuesto por aquellos mercados en los que participan simultáneamente las intervinientes, toda vez que en éstos se distorsionaría la competencia entre las partes como resultado de la misma.

Ahora bien, como se explicó en detalle anteriormente, dentro del presente análisis se tendrá en cuenta que la EEB participa indirectamente en el MEM como generador a través de EMGESA, toda vez que la EEB tiene la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de esta firma ^[91]. Adicionalmente, la EEB desarrolla indirectamente la actividad de comercialización a través de la EEC, EMGESA y CODENSA, debido a que la EEB ejerce control sobre estas tres firmas a la luz del Decreto 2153 de 1992.

Otros mercados a tener en cuenta en esta operación, debido a sus potenciales efectos verticales en el caso concreto, son la transmisión y distribución de energía eléctrica, así como el transporte de gas natural. En efecto, la EEB participa directamente en la transmisión de energía e indirectamente en su distribución y comercialización a través de la EEC y CODENSA. Por su parte, el mercado de transporte de gas natural es importante para la definición del mercado relevante, teniendo en cuenta que el gas natural es un insumo para la generación de energía eléctrica de origen térmico y la participación de la EEB en TGI.

Así las cosas, y de acuerdo con la información que obra en el Expediente, los mercados en los que participan en Colombia las intervinientes son:

Tabla No. 14

Mercados en los que participan las intervinientes

Mercados	EEB	ISAGEN
Generación de energía eléctrica	X	X
Comercialización de energía eléctrica	X	X
Transmisión de energía eléctrica	X
Distribución de energía eléctrica	X
Transporte de gas natural	X

Fuente: Elaboración SIC ^[92].

De acuerdo con lo señalado en la Tabla No.14, los mercados en los cuales participan las intervinientes de manera simultánea son los de generación y comercialización de energía eléctrica.

12.5.1.1. Sector de energía eléctrica

La prestación del servicio eléctrico en Colombia comprende cuatro grandes actividades interrelacionadas, a saber:

Generación: Según la CREG, es la actividad consistente en la producción de energía eléctrica mediante una planta hidráulica o una unidad térmica conectada al Sistema Interconectado Nacional. Esta actividad se puede desarrollar bien sea en forma exclusiva o en forma combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, independientemente de cuál sea la actividad principal ^[93].

Transmisión: La CREG la define como la actividad consistente en el transporte de energía eléctrica a través del Sistema de Transmisión Nacional, el cual se extiende desde las centrales de generación hasta los grandes centros de consumo (entradas a las regiones, ciudades o entregas a grandes consumidores) ^[94]. La transmisión se realiza por intermedio de un conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV ^[95].

En esta actividad no participan conjuntamente las intervinientes.

Distribución: De acuerdo con la CREG, la distribución es la actividad de transportar energía eléctrica desde el punto donde el Sistema de Transmisión Nacional la entrega, hasta el punto de entrada a las instalaciones del consumidor final ^[96]. La actividad de distribución se realiza por intermedio de un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que pertenecen al Sistema de Transmisión Regional o Local ^[97].

En esta actividad no participan conjuntamente las intervinientes.

Comercialización: La Ley 143 de 1994 define la comercialización de energía como la actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado a los usuarios finales, regulados o no regulados.

La Resolución CREG No. 024 de 1995 establece el conjunto de reglas aplicables a dicha actividad en el mercado colombiano de energía para los diferentes tipos de consumidores: regulados y no regulados. La distinción depende del consumo de energía y/o del requerimiento de potencia del usuario. En el mismo sentido, se ha definido a un comercializador como aquella persona natural o jurídica, registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica.

Las cuatro actividades relacionadas con la prestación del servicio eléctrico en Colombia se ilustran a continuación:

Gráfica No. 5

Prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia

Fuente: Presentación, XM, El Mercado de Energía Mayorista y su Administración, Febrero de 2007, pág. 10 ^[98].

Por último, la actividad de transporte de gas natural se refiere a la conducción de este producto a través de tuberías de acero y a alta presión, desde los campos donde se genera hasta la entrada a las ciudades y los grandes consumidores, como las termoeléctricas. El conjunto de tuberías donde se transporta el gas natural se conoce como el Sistema Nacional de Transporte ^[99].

En conclusión, las intervinientes participan de manera simultánea en el mercado de generación y comercialización de energía eléctrica, conocido conjuntamente como el MEM. La generación y comercialización de energía eléctrica constituyen mercados relevantes separados al ser actividades económicas totalmente diferentes, no obstante su complementariedad.

Así mismo, la EEB desarrolla las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, y transporte de gas natural. Estas actividades son relevantes para el análisis de los efectos verticales de la integración proyectada.        

12.5.1.2. Mercados donde coinciden las intervinientes

(A) Generación de energía eléctrica

La generación de energía eléctrica en Colombia se realiza básicamente por plantas hidroeléctricas ^[100] y termoeléctricas ^[101]. La energía del país es producida en un 65,16% por plantas de generación de energía hidráulica y en un 21,88% por plantas de generación térmica; ambas constituyen el 95,55% de la generación de energía en el país ^[102]. Existen otros medios de generación a partir de la utilización de otras fuentes, como la utilización del viento por medio de generadores eólicos. Sin embargo, en Colombia su utilización es mínima.

La esencia del proceso de generación de energía eléctrica, independiente del medio que se use, es el movimiento. Para que se pueda generar energía eléctrica se necesita una fuerza que haga girar una turbina que acciona el generador, el cual recibe la energía derivada del movimiento y la transforma en energía eléctrica.

Las hidroeléctricas, a pesar de implicar una gran inversión inicial, son el mecanismo más económico para generar energía, debido a que se puede aprovechar el movimiento natural del caudal de los ríos y de la energía potencial generada por el represamiento del agua, cuyo único costo derivado sería el costo de oportunidad de la utilización del agua. Por otra parte, el hecho de que la generación ocurra a través de la energía potencial generada por la caída de agua como resultado de un desnivel, implica un costo cero para la generación de esa energía potencial.

Existen dos tipos de centrales hidroeléctricas: las de filo de agua y los embalses con regulación. Las primeras toman como base el caudal de un río para generar energía eléctrica y operan en forma continua debido a que no tienen capacidad de almacenar agua, lo cual las hace dependientes de las variaciones estacionales. Por su parte, las plantas con embalse de regulación utilizan la capacidad de almacenamiento para graduar el agua que pasa por la turbina, razón por la cual es posible regular la generación de energía durante todo el año si se dispone de suficientes reservas ^[103].

Es importante señalar que la energía eléctrica en sí misma es un bien homogéneo que no tiene sustitutos. Existen sustitutos para los medios por los cuales se genera energía eléctrica, ya que esta puede producirse a través de fuentes hidrológicas, a través de diferentes combustibles u otras fuentes por las cuales se genere el movimiento de las turbinas que activan los generadores. Sin embargo, el hecho de que existan estas fuentes alternativas que se pueden usar como medio para activar la generación no implica que éstas comprendan un sustituto de la energía eléctrica, ya que el producto final es el mismo.

Una vez generada la energía, ésta se vende a través de la bolsa de energía o de contratos de largo plazo. En la bolsa de energía (también conocido como mercado de corto plazo o mercado spot), los generadores ofertan su disponibilidad para cada una de las 24 horas del día siguiente junto con un precio único. El operador del sistema, XM, es el encargado de ordenar las ofertas de disponibilidad por orden de mérito de menor a mayor según el precio ofertado, y de igualar la demanda con la oferta horaria. El punto donde se cruzan la oferta y la demanda agregadas fija un precio uniforme de electricidad mayorista por hora que cumple dos propósitos: (i) los generadores que oferten su disponibilidad horaria al menor precio único serán aquellos que provean la energía eléctrica; y (ii) la totalidad de los oferentes son remunerados al precio ofertado por la última planta necesaria para atender la demanda horaria ^[104]. Por su parte, los contratos a largo plazo brindan cobertura a los comercializadores frente al riesgo de volatilidad de los precios de bolsa ^[105].

En cuanto a la interacción del mercado spot y los contratos a largo plazo, el estudio preparado por Fernando Barrera y Alfredo García concluye lo siguiente:

"El mercado colombiano depende, fundamentalmente, de la señal de precios del mercado spot El precio es la variable fundamental y la forma en que éste se forme es primordial para el uso de los recursos en el día a día, para la expansión futura (ya que es el principal determinante de ingresos de los generadores), para la cobertura de riesgos y para la liquidación de los desvíos" ^[106].

En este sentido, el precio uniforme que se fija por la concurrencia de la oferta y la demanda en la bolsa de energía es un referente para entender el comportamiento de los precios en el mercado de generación de energía.

(B) Comercialización de energía eléctrica

Los comercializadores son aquellos agentes que compran y venden energía. Básicamente éstos prestan un servicio de intermediación entre los usuarios finales de energía y los agentes que generan, trasmiten y distribuyen electricidad. Legalmente el comercializador es el prestador del servicio ^[107].

Los comercializadores reciben la totalidad de los pagos efectuados por los consumidores finales. Los comercializadores pueden ser independientes, es decir, comercializadores puros, o estar integrados con las actividades "aguas arriba" de generación y/o distribución. Luego de descontar su propio margen, los comercializadores pagan a los generadores la energía adquirida y a los distribuidores por el uso de sus redes.

Los comercializadores adquieren la energía en la bolsa de energía o a través de contratos a largo plazo y la venden a los usuarios regulados ^[108] y no regulados ^[109].

En el segmento del mercado de comercialización correspondiente a los usuarios regulados, los comercializadores no tienen obligación de comprar cantidades mínimas de energía para satisfacer la demanda regulada, motivo por el cual el grado de exposición al mercado spot es decisión de cada agente. Sin embargo, los comercializadores que compran energía para sus clientes regulados usualmente buscan apalancarse con contratos, los cuales se realizan a través de convocatorias públicas donde el contrato se debe adjudicar al menor precio ofertado ^[110]. Adicionalmente, las firmas que realizan conjuntamente actividades de generación y comercialización, y cuya demanda represente el 5% o más del sistema interconectado, no podrán cubrir con energía propia más del 60% de la energía requerida para atender la demanda de sus usuarios regulados ^[111].

En cuanto al segmento no regulado, las ventas a estos usuarios se realizan a través de contratos bilaterales donde participan, por el lado de la oferta, generadores- comercializadores, distribuidores-comercializadores y comercializadores independientes. Por el lado de la demanda participan los grandes consumidores, que son aquellos con un consumo mensual superior a 55MWh o demanda máxima superior a 100KW ^[112]. En los términos del Artículo 42 de la Ley 143 de 1994, estas transacciones son libres y serán remuneradas mediante los precios que acuerden las partes. Sin embargo, los contratos deben tener resolución horaria para que puedan ser liquidados contra la generación efectiva ^[113].

12.5.1.3. Mercados donde participa la EEB diferentes a la generación y comercialización de energía

(A) Mercado de transmisión de energía eléctrica

En este mercado concurren los agentes que desarrollan la actividad del transporte de ia energía en el sistema a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Estas redes están agrupadas en el Sistema de Transmisión Nacional (en adelante STN). La transmisión es una actividad de monopolio natural, por tanto es una actividad regulada en todo sentido (ingreso, calidad y acceso) ^[114].

En cuanto a la remuneración de la actividad, es preciso distinguir si los activos fueron construidos antes o después de la introducción de las convocatorias de la Resolución CREG No.022 de 2001. Para los activos construidos con anterioridad a la resolución mencionada, la transmisión se remunera con la metodología del ingreso máximo. En el caso de los activos construidos posteriormente, la remuneración es igual al ingreso esperado propuesto por la empresa ganadora de la convocatoria en cuestión ^[115].

Los transmisores de energía eléctrica están obligados a permitir el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad por parte de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en condiciones iguales de confiabilidad, calidad y continuidad. Al respecto, la Unidad de Planeación Minero Energética (en adelante UPME) elaboró un procedimiento basado en la reglamentación establecida en la Resolución CREG No. 025 de 1995, Código de Conexión, para la presentación ante esta autoridad de las solicitudes de conexiones al STN ^[116].

Independientemente de su ubicación, todos los usuarios pagan una estampilla o cargo único ($/kWh) el cual se calcula según: (i) la mensualidad que debe pagarse a los transmisores; y (ii) la demanda que se presente en el respectivo mes. Los generadores no pagan por el servicio de transporte. La Resolución CREG No. 011 de 2009 estableció la metodología y fórmulas tarifarias para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN ^[117].

(B) Mercado de distribución de energía eléctrica ^[118]

La actividad del transporte de la energía en niveles inferiores a 220 kV se clasifica en:

?  Sistema de Transmisión Regional - STR: Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4 ^[119] y que están conectados eléctricamente entre sí a este nivel de tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. En Colombia hay dos STR y los usuarios conectados a un mismo STR pagan una estampilla única por kWh. Los STR se remuneran con una metodología de ingreso regulado.

?  Sistema de Distribución Local - SDL: Sistemas de transporte de energía eléctrica compuestos por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los niveles de tensión 3 ^[120], 2 ^[121] y 1 ^[122] dedicados a la prestación del servicio en uno o varios Mercados de Comercialización.

En la actualidad todas las empresas distribuidoras son comercializadoras. Los distribuidores de energía eléctrica deben permitir libre acceso indiscriminado a los STR y a los SDL, por parte de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en condiciones iguales de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias. Las normas relevantes sobre este particular son la Resolución CREG No. 070 de 1998 (denominada Reglamento de Distribución) y la Resolución CREG No. 097 de 2008 (norma que estableció la metodología de remuneración).

Los distribuidores perciben dos tipos de ingresos regulados que se diferencian por nivel de tensión, a saber: (i) cargos por conexión; y (ii) cargos por uso de la red. Los cargos por conexión sólo se cobran si las obras de conexión del usuario o generador las realizó el mismo Distribuidor. Los cargos por uso difieren entre operadores de red, puesto que los mismos dependen de la infraestructura propia de cada sistema de distribución y de la demanda que se atiende.

(C) Mercado de transporte de gas natural ^[123]

La cadena del sector de gas natural está conformada por cuatro actividades principales que son: producción, transporte, distribución y comercialización. A su vez, el gas natural es materia prima para la generación de energía mediante plantas térmicas, lo cual implica que estas actividades hacen parte de la cadena de valor de energía eléctrica.

Como se mencionó anteriormente, el transporte de gas natural es el conjunto de operaciones destinadas a conducir gas natural desde un productor hasta un mercado de consumidores a través de gasoductos de alta presión. El gas natural, una vez extraído, se transporta desde las zonas de producción hasta las zonas de consumo a través del SNT.

El SNT tiene como objetivo suministrar gas natural a los principales centros de consumo industrial y residencial, mediante la Red Nacional de Gasoductos. Esta red está conformada por un sistema de tres gasoductos principales a los cuales se conectan algunas ramificaciones regionales, los cuales se encargan de transportar el gas a los municipios.

El transporte de gas está caracterizado por la presencia de monopolios naturales debido a las grandes economías de escala y los altos costos fijos derivados de la construcción de un gasoducto. Adicionalmente, la mayor parte de los costos son hundidos en razón a que un gasoducto carece, casi por completo, de usos alternativos. De otro lado, los costos de operación son relativamente bajos, pues el costo de transportar gas natural a través del gasoducto es mínimo.

De acuerdo con las Resoluciones CREG No.169 de 2001 y No. 171 de 2011, los transportadores de gas natural están obligados a permitir el acceso a su red de manera no discriminatoria, y a garantizar a todos sus clientes idénticas condiciones de calidad y seguridad, siempre y cuando sea técnicamente factible ^[124].

Por su parte, la Resolución CREG No. 079 de 2011 establece tres opciones para determinar los cargos asociados a la prestación del servicio de transporte de gas: (i) determinación libre de cargos por mutuo acuerdo con el transportador; (ii) determinación de cargos fijos y variables regulados por mutuo acuerdo con el transportador; y (iii) determinación del cargo por imposición de la CREG según el procedimiento de aproximación ordinal ^[125].

12.5.1.4. Conclusión sobre el mercado relevante de producto

El mercado relevante de producto está constituido por (i) la generación de energía eléctrica; y (ii) la comercialización de energía eléctrica, que son los mercados en los que las intervinientes coinciden. Por otro lado, es posible que la integración propuesta conlleve a efectos verticales debido a la presencia que la EEB tiene en otras actividades que hacen parte de la misma cadena de valor, tales como la transmisión, distribución de energía y el transporte de gas natural.

12.5.2. Mercado geográfico

La práctica generalizada para la definición de los mercados geográficos relevantes, parte de identificar cada una de las zonas en las cuales las Intervinientes coinciden y donde las condiciones de competencia son similares.

La regulación vigente señala al Sistema Interconectado Nacional ^[126] como dimensión especial relevante para determinar la participación de las intervinientes en los mercados de generación y comercialización de energía eléctrica. Esto supone, esencialmente, que aquellas decisiones estratégicas de un agente (precio, cantidad producida, capacidad instalada, estrategia de contratación, entre otras) pueden tener efecto sobre el mercado perteneciente al Sistema Interconectado Nacional.

Este supuesto es válido para la generación y comercialización de energía eléctrica en el mercado mayorista, pues en una red de trasmisión completamente neutra, cualquier agente generador o comercializador puede participar en dicho mercado independientemente de su ubicación. Al ser una red de interconexión nacional en la que los agentes participan libremente en todo el territorio colombiano, el mercado geográfico para los mercados de generación y comercialización de energía eléctrica es el territorio nacional.

Sin perjuicio de lo anterior, el Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista (en adelante CSMEM) ^[127] señala que el mercado geográfico de  comercialización puede a su vez segmentarse de acuerdo con las fronteras comerciales de los operadores de red ^[128], el cual corresponde al área donde el agente verticalmente integrado actúa como monopolista natural en su calidad de distribuidor y como competidor en su calidad de comercializador.

12.5.3. Conclusión sobre el mercado relevante

Dado lo anterior, se puede concluir que el mercado relevante para efectos del estudio de la presente operación está definido por las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica a nivel nacional, sin perjuicio de que el análisis al nivel de comercialización puede a su vez segmentarse en cuanto a la naturaleza del usuario (i.e. regulado o no regulado) y al área de influencia del operador de red.

Adicionalmente, durante el análisis de los potenciales efectos restrictivos de la competencia como resultado de la integración, se tendrá en cuenta el riesgo de efectos verticales de la integración, debido a la participación de la EEB en las actividades de transmisión, distribución de energía eléctrica y transporte de gas natural.

12.6. ESTRUCTURA DEL MERCADO Y CUOTAS DE PARTICIPACIÓN

Para conocer el comportamiento de cada uno de los mercados en los que coinciden las intervinientes, se describirá en primer lugar el marco regulatorio del sector de energía y gas establecido por la CREG en cuanto a la metodología para estimar las cuotas de mercado. En segundo lugar, se estimarán las participaciones de acuerdo con: (i) la metodología establecida por la regulación; y (ii) las cantidades de energía eléctrica despachada en el MEM. Para el análisis del sector del gas, se tomarán datos públicos de CONCENTRA INTELIGENCIA EN ENERGÍA SAS (en adelante CONCENTRA), entidad privada encargada de la gestión y manejo de estadísticas de este sector. Por último, se tendrán en cuenta los límites regulatorios establecidos por la CREG en materia de integraciones.

12.6.1. Marco regulatorio del sector eléctrico

Las normas de la CREG, relevantes para la estimación de participaciones en el mercado de generación y de comercialización, establecen lo siguiente:

(A) Regulación sobre la estimación de participaciones en la generación de energía eléctrica

La Resolución CREG No.060 de 2007 dispone:

"Artículo 3. Cálculo de la participación en la actividad de generación eléctrica, La participación de un agente en la actividad de generación eléctrica se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre:

a) La suma de la ENFICC de las plantas propias, la de las representadas ante el MEM por el agente, y la de las plantas pertenecientes o representadas por otras empresas con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial, y

b) La suma de la ENFICC de todas las plantas o unidades de generación del Sistema Interconectado Nacional.

Parágrafo 1. En el cálculo anterior se incluirán las plantas o unidades de generación instaladas en zonas francas.

Parágrafo 2. Para el cálculo de este porcentaje se emplearé la última declaración de ENFICC hecha por los generadores para el Cargo por Confiabilidad, o el cálculo de la ENFICC realizado por el Centro Nacional de Despacho en el caso de las plantas no despachadas centralmente o de los agentes que no hayan efectuado la declaración, sin incluir la ENFICC respaldada por plantas o unidades de generación que no hayan entrado en operación".

(B) Regulación sobre participaciones en la comercialización de energía eléctrica

La Resolución CREG No. 163 de 2008 establece:

"El porcentaje de participación directa de una empresa en la actividad de comercialización se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre la demanda comercial de la empresa, incluida la cantidad que ella atiende de la demanda No Doméstica, y la suma de la Demanda Total y la Demanda No Doméstica. El resultado se aproximará al número entero más cercano según el método científico del redondeo.

En el cálculo de este porcentaje se empleará la información suministrada por el Centro Nacional de Despacho medida en kilovatios hora para los 12 meses anteriores al mes en que se realice dicho cálculo".

12.6.2. Cuota de participación en los mercados coincidentes de las intervinientes

12.6.2.1. Mercado de generación

Como se muestra en la Tabla No. 16, la EEB no interviene directamente en el MEM. Dicha intervención la realiza de forma indirecta a través de EMGESA ^[129].

Por su parte, ISAGEN, a través de sus centrales hidroeléctricas MENOR CALDERAS, MIEL, JAGUAS, AMOYÁ, SAN CARLOS y TERMOCENTRO 1, hace su respectiva declaración de la ENFICC, tal como lo establece la CREG.

De acuerdo con los artículos 3 y 6 de la Resolución CREG No. 060 de 2007, la participación en el mercado de generación de energía eléctrica se calculará con base en los datos de la última declaración de la ENFICC, presentada por todos los generadores del país que tengan plantas en operación. Para 2012 esta cifra correspondió a 192.903.837 kW/día, de los cuales EMGESA participa con 37.434.907kWh/día e ISAGEN con 24.018.421 kW/día. La siguiente tabla muestra la participación de las intervinientes en la ENFICC para el año 2012.

Tabla No. 15

Suma ENFICC en KW/día de las intervinientes año 2012

EMPRESA	CENTRAL DE GENERACIÓN	ENFICC 2012	TOTAL EN FICC
EMGESA	BETANIA	3.760.836	37.434.907
CARTAGENA1		1.241.136
CARTAGENA3		1.344.156
CENTRAL CARTAGENA2		1.152.000
GUAVIO		12.472.925
PAGUA		12.311.600
TERMOZIPA2		797.736
TERM0ZIPA3		1.493.935
TERMOZIPA4		1.519.121
TERMOZIPA5		1.341.462
MENOR CALDERAS		-
ISAGEN	MIEL	2.208.822	24.018.421
JAGUAS		1.525.480
AMO?A		587.031
SAN CARLOS		13.321.651
TERMOCENTRO 1 CICLO C		6.375.437

Fuente: Elaboración SIC con base en datos ENFICC 2012, XM. Folio 902 a 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Adicionalmente, y para conocer la estructura del mercado total nacional, en la siguiente tabla se muestra la participación en la ENFICC por cada uno de los agentes generadores para el cargo por confiabilidad durante 2012.

Tabla No. 16

Participación ENFICC año 2012

AGENTES MERCADO	ENFICC 2012 Kwh/día	% PARTICIPACION
EPM S.A E.S.P	43.421.573	21,99%
EMGESA SA ESP	37.434.907	18,96%
GELCA SAE.S.P	25.792.465	13,06%
ISAGEN S.A. E.S.P	24.018.421	12,17%
ARGOS	22.068.584	11,18%
AES CHIVOS & CIA. S.C.A. E.S.P	8.014.422	4,06%
GESTIÓN ENERGÉTICA S.A. E.S.P.	7.107.512	3,60%
TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P.	7.042.608	3,57%
TERMOEMCAUI S.A. E.S.P.	4.802.441	2,43%
GRUPO POLI OBRAS S.A.	4.596.475	2,33%
TERMO VALLE	4.534.965	2,30%
TERMOTASAJERO S.A. E.S.P.	3.696.226	1,87%
EMPRESA URRÁS.A. E.S.P.	1.961.129	0,99%
PROELECTRICA & CIA. S.C.A. E.S.P	1.941.017	0,98%
TERMOYOPAL GENERACIÓN 2 S.A. E.S.P.	1.005.331	0,51%
TOTAL ENFICC	197.438.076	100,00%

Fuente: Elaboración SIC con base en datos ENFICC 2012 de XM, Folio 902 a 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

En términos de competencia, es importante señalar que existen en el país, además de EMGESA e ISAGEN, otras tres firmas participantes en este mercado con participaciones significativas, como es el caso de EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN S.A. E.S.P. (en adelante EPM) cuya declaración ENFICC en el año 2012 fue del 21,99% del total nacional, y otras grandes firmas como: GENERADORA Y COMERCIALIZADOS DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. (en adelante GECELCA) con el 13,06%; y GRUPO ARGOS (en adelante ARGOS) que representa el 11,18% del mercado, y que concurre a través de CELSIA S.A. E.S.P. (en adelante CELSIA), EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P. (en adelante EPSA), ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. (en adelante ZFC), y COMPAÑIA DE ELECTRICIDAD DE TULÚA S.A. E.S.P. (en adelante CETSA). Por su parte, 11 firmas cuentan con cuotas de mercado marginales.

Este escenario, sumado a la homogeneidad de la energía eléctrica y las barreras a la entrada que se explican seguidamente, permite prever que las cinco empresas con mayor participación en el mercado podrían comportarse de manera oligopólica al ostentar 77,36% de la participación del mercado. Por su parte, las firmas marginales actuarían como precio-aceptantes dada la estructura del mercado ^[130].   

Por otro lado, se estimaron las participaciones de los generadores según las cantidades vendidas, medidas en términos de generación del despacho ideal ^[131] para el período del 1 de noviembre de 2012 al 31 de octubre de 2013. Como se puede observar en la Gráfica No. 5, la naturaleza oligopólica de este mercado es aún más evidente si se toman las cantidades despachadas como punto de comparación en vez de la ENFICC. Bajo este criterio de medición, la cuota del mercado de los cinco líderes del mercado asciende a 83%.

Grafica No. 6

Participación por generación del despacho ideal

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC con base en datos XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

El análisis de participación realizado con el despacho ideal recoge la interacción entre los agentes en el despacho diario de energía, las cantidades reales entregadas al sistema y el peso de los agentes dentro del mercado. A la luz este criterio es evidente la importancia de EMGESA e ISAGEN dentro del sistema.

12.6.2.2. Mercado de comercialización

De acuerdo con la información aportada por las intervinientes, en la Tabla No. 17 se ilustra la conformación de la estructura del mercado de comercialización de energía eléctrica en el país para el año 2012. Es preciso resaltar la participación de EPM, ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. (en adelante ELECTRICARIBE) y de CODENSA, que con cuotas de mercado del 23,83%, 15,06% y 14,92% respectivamente, son los mayores agentes comercializadores en el país.

Las participaciones de mercado, estimadas de acuerdo con la metodología de la Resolución CREG No.163 de 2008, son las siguientes:

Tabla No. 17

Participación en comercialización 2012

Nombre Comercializador	Demanda Comercial KW	PARTICIPACIÓN
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.	9,671.185,864,620	16.12%
ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S. A. E.S.P.	9.038,485,3S4,660	15,0734
CODENSA S.A. E.S.P.	8,954.374,737,970	14.93%
ISAGEN S.A. E.S.P.	4,684,334,451.180	7.81%
EMGESA S.A. E.S.P.	3.173.802.835.170	6.29%
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. (INTERVENIDA)	3,052,835.099,420	5.09%
ENERGIA EMPRESARIAL DE LA COSTA S.A. E.S.P.	2,527.032950.130	4.21%
ELECTRIFICAOORA DE SANTANDER S.A. E.S.P,	1,917,698, 531.450	3,20%
GENERADORA Y COMERCIALIZAOORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.	1.835,640,897,570	3.06%
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACIFICO S.A, E.S.P.	1,691,224.076.180	2.82%
CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P.	1,359,604,813.040	2.27%
COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A, ES.P.	1.066.126.934,840	1.78%
CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S. A E.S.P.	993,515,486,510	1.66%
ELECTRIFICADORA DEL META SA. E.S.P.	807.424,593,710	1.35%
ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.	750.272,929,270	1.3%
EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. ES.P.	700.309,698,050	1.17%
CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.	688,362,426,820	1.15%
ENERGIA SOCIAL DE LA COSTA S.A. E.S.P.	664,457,709,760	1.11%
EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINANAMARCA S.A. ES.P.	650,550,606.170	1.08%
DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZAOORA DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P.	638,731,440,040	1.06%
COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP	593,854,606,070	0.99%
EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. ES.P.	579,631,874,870	0.97%
COMPAÑIA DE GENERACION DEL CAUCA S.A. ES.P.	480,697,454,330	0,80%
ENERTOTAL S.A. E.S.P.	479,202,636640	0.80%
EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P.	388,548,131,330	0.65%
EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P.	353,081,321,600	0.59%
VATIA S.A, E.S.P.	302,958,875,170	0.50%
CORPORACION CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA - CENACE	240,167,378,850	0.40%
EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.	186531,672,540	0,31%
FACELCO SERVICIOS S.A. E.S.P.	186075,724,360	0.31%
ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P.	181.854,995,710	0.30%
COMPAÑIA DE ELECTRICIDAD DE TULUA S.A. E.S.P.	180,516,712,380	0.30%
EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL ARAUCA (INTERVENIDA)	177,439,586920	0.30%
EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO S.A. E.S.P.	143,774,939,300	0.24%
ENERMONTS.A. E.S.P.	110,413,533.450	0.18%
RUÍTOQUE E.S.P.	92.158,437,830	0,15%
E2 ENERGIA EFICIENTE S.A. E.S.P.	71.607.950.020	0,12%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P.	51,716852810	0.09%
EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P.	47,551,455.690	0.08%
EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARES.A. E S.P.	42,462,980,700	0.07«
ITALCOL ENERGIA S.A. E.S.P.	41.257,336910	0,07%
GESTION ENERGETICA S.A. ES.P.	26706997,170	0.04%
TERMÚFLORES S.A. E.S.P.	24.768,355,760	0,04%
AS.C. INGENIERIA SJL. ES.P.	21,506,875,660	0.04%
PROFESIONALES EN ENERGIA S.A. ES.P.	' 18,878,919,090	0.03%
EMPRESA MUNICIPAL DE ENERGIA ELECTRICA S.A. E.S.P.	17,044.349.390	0.03%
COMERCIALIZADORA ELECTRICA DELSÍNU S.A.	15,319,660,750	0.03%
EMPRESA DE ENERGIA DEL VALLE DE SIBUNDOY S.A.	11.870,625.230	0.02%
TERMOPIEDRAS S.A, E.S.P.	8,590,556150	0.01%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.	6360,184,590	0.01%
RUITOQUE ENERGIA SJL.S. E.S.P.	6,622,435,930	0.01%
EMSERPUCAR E.S.P.	6.161.216,610	0,01%
TERMOTASAJERO S.A ES.P.	5,483,217,710	0.01%
TERMOEMCALI S.A. E.S.P,	4.759,843.240	0.01%
PROELECTRICA & CIA, S.C.A. E.S.P (REESTRUCTURADA)	4,081,161.620	0.01%
EMPRESAS PUSUCAS DE CALARCA E.S.P.	3,809,615,180	0.01%
GENERSA S.AS. ES.P.	3,703,523,590	0.01%
HZ ENERG Y S.A.S. E,S.P	3,567,263,080	0.01%
TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P.	3,404,000,000	0.01%
COMPAÑÍA COLOMBIANA DE INVERSIONES S.A E.S.P.	1,695,745,320	0.00%
TERMOVALLE S.C.A. E.S.P.	763.424.030	0.00%
AES CHIVOR &CIA. S.C.A. ES.P.	56X894.200	0.00%
DICELER S.A. E.S.P.	116,699,290	0.00%
CELSIA S.A E.S.P	32994.890	0.00%
PROVECTOS ENERGETICOS DEL CAUCA S.A. E.S.P.	29,443,350	0,00%
PRESTADORA DESERVICIOS PUBUCOS LA CASCADA S.A. E.S.P	19.232,270	0.00%
GRUPO GELEC S.A.S. ES.P.	9,614,640	0.00%
LA CASCADA SJLS. E.S.P	7,265,760	0.00%
EMPRESA MULTIPROPOSITO DE CALARCA S.A. ES.P.	6.564,060	0.00%
GENERAMOS ENERGIA S.A. E.S.P.	6,214,060	0.00%
GENERADORA COLOMBIANA DE ELECTRICIDAD S.C.A. E.S.P.	2403.520	0.00%
ENERGIA S.A. E.S.P.	2020,360	0.00%
ENERGIA RENOVABLE DE COLOMBIA S.A. E.S.P.	1,586,190	0.00%
AGUAS DE LA CABAÑA S.A. E.S.P.	1,108,130	0.00%
ENERCO S.A. E.S.P.	16,740	0.00%
CENTRAL TERMOELECTRICA EL MORRO 1 S.A. E.S.P.	0.00%
CENTRALES ELECTRICAS DEL CAUCA S.A. E.S.P.	0.00%
COMERCIALIZADORA ENERGETICA NACIONAL COLOMBIANA – CENCOL S.A E.S.P	0.00%
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI  E.I.C.E E.S.P.	0.00%
ENERGIA Y SERVICIOS S.A. E.S.P.	0.00%
MC2 HIOROMARMATO S.A.S. ES.P.	0.00%
RENOVADO TRAOING AMERICAS S.A.S. E.S.P	0.00%
SMART COMERCIALIZADORA DE ENERGIA S.A.S. E.S.P.	0.00%
TOTAL DE DEMANDA COMERCIAL	59.995.971.016.650	100.000%

Fuente: Portal Bl, XM. Página de Internet XM, "Información Inteligente- Histórico Demanda", disponible en http://informacioninteliaente10.xm.com.co/demanda/Paginas/HistoricoDemanda.aspx

(Consulta 24 de enero de 2014).

12.6.3. Cuota de participación en los mercados donde participa la EEB diferentes a la generación y comercialización

12.6.3.1. Transmisión de energía eléctrica

La transmisión de energía eléctrica se entiende como un monopolio natural, motivo por el cual únicamente es eficiente que dicha actividad sea prestada por un solo agente dentro de su frontera comercial. En consecuencia, la participación de un transmisor en su mercado relevante geográfico es del 100% ^[132].

Ahora bien, si se analiza la actividad de transmisión desde una perspectiva nacional, actualmente existen 11 agentes dentro de los cuales se encuentra INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P (en adelante ISA) con el 69,18% de participación en la actividad y la EEB con el 7,44%.

Tabla No. 18

Participación en transmisión de energía eléctrica

EMPRESA	PARTICIPACIÓN
ISA	69.18%
TRANSELCA	10.1%
EEB	7.44%
EPM	7.22%
EPSA	2.87%
ESSA	1.63%
DISTASA	0.45%
CORELCA	0.36%
CHB	0.38%
CENS	0.21%
EBSA	0.21%

Fuente: CREG, "Aspectos Legales y Regulatorios de las Actividades de Transmisión y Distribución En Colombia", 8 de julio de 2011, disponible en http://www.cne.es/caibin/BRSCGI.exe?CMD=VEROBJ&MLKOB=571896912727 (consulta 23 de enero de 2014).

12.6.3.2. Distribución de energía eléctrica

La Superintendencia tomó la demanda comercial de energía de los distribuidores para el año 2012, con el fin de calcular las participaciones en la actividad de distribución. Como se puede observar en la Tabla 19, la EEB posee una participación del 33,46% en la distribución de energía con las empresas CODENSA y EEC, seguida de ELECTRICARIBE con 29,43%.

Tabla No. 19

Participación en Distribución de energía eléctrica medida en la demanda comercial para el año 2012

EMPRESA DISTRIBUIDORA	DEMANDA COMERCIAL GWH	% PARTICIPACIÓN
CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P.	1.364.971	3,20%
CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P.	734.027	1,72%
CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A, E.S.P.	1.462.812	3,43%
CODENSA S.A. E.S.P.	13.449.338	31.52%
COMPAÑIA DE ELECTRICIDAD DETULUA S.A. E.S.P.	201.769	0,47%
COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP	836,554	1,96%
COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P.	1,304.250	3,06%
ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.	2.466.211	5,78%
ELECTRIFICADORA DELCAQUETA S.A, E.S.P.	190.553	0,45%
ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P.	12.555.606	29,43%
ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.	827.727	1,94%
ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P,	1.167,192	2,74%
EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P.	1.S95.621	3,74%
EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P.	378.669	0,89%
EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P.	827.426	1,94%
EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P.	612.464	1,44%
EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P.	55.916	0,13%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A, E.S.P.	2.10&917	4,94%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S A. E.S.P.	78.816	0,18%
EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P.	438.432	1,03%
EMPRESA DE ENERGIA DEL VALLE DE SIBUNDOYS.A.	11.871	0,03%
TOTAL	42.669.1441

Fuente: Portal Bl, XM. Página de internet XM, "Información Inteligente- Histórico Demanda", disponible en http://informacioninteligente10.xm.com.co/Pages/default.aspx (consulta 24 de enero de 2014)

Ahora bien, la CREG mediante el Documento No. 095 de 2005 realiza aclaraciones para el cálculo de la participación en el sector de energía eléctrica nacional en el que se señala:

"La regulación vigente de estructura del mercado señala al sistema interconectado nacional como dimensión espacial relevante para el cálculo de la participación en el mercado para la prestación de tos servicios de generación, distribución y comercialización. Esto supone esencialmente que aquellas decisiones estratégicas de un agente (precio, cantidad producida, capacidad instalada, estrategia de contratación, entre otras) pueden tener efecto sobre el mercado perteneciente al sistema interconectado.

Este supuesto puede ser válido para la generación de energía eléctrica y la comercialización de electricidad en el mercado mayorista, pues ante una red de transmisión completamente neutra, cualquier agente generador o comercializador puede participar en el mercado mayorista independientemente de su localización. Sin embargo, el mismo criterio no es aplicable a la actividad de distribución ya que por su naturaleza monopólica, las decisiones del distribuidor solo tienen efecto directo sobre el mercado atendido por su red. En consecuencia la participación del agente distribuidor en el mercado relevante es del 100% tanto en la prestación de servicio de distribución como en la expansión de la red" (Negrillas fuera del texto original)

Dicho criterio ha sido utilizado en recientes decisiones de esta Superintendencia relacionadas con prácticas comerciales restrictivas ^[133]. Así, de acuerdo con la  información allegada por XM ^[134], las fronteras comerciales en las cuales EEC (distribuidora de la EEB) es operador de red se extiende a 19 municipios ubicados en los departamentos de Cundinamarca y Tolima ^[135]. Por su parte, el área de influencia de CODENSA como operador de red abarca 55 municipios ubicados en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca y Tolima ^[136].

12.6.3.3. Transporte de gas natural

En el mercado de transporte de gas natural actualmente existen seis empresas transportadoras de gas cuyos gasoductos suman una extensión total de 3.156,16 Km. La EEB, por intermedio de TGI, posee el 62,11% de la red de transporte de gas del país.

Tabla No. 20

Participación en transporte de gas natural

EMPRESA TRANSPORTADORA	Longitud Km	% participación
TGI controlante EEB	1960,379	62,11%
PROMÍGAS	642	20,34%
PETROLEOS DE VENEZUELA	224,4	7,11%
PROMOTORA DE GAS DEL SUR	252,42	8,00%
TRANSORIENTE	59,4	1,88%
COINOGAS	17,56	0,56%
TOTAL	3156,159	100,00%

Fuente: Página de internet CONCENTRA, disponible en

http://www.concentra.co/index. php?option=com_content&view=article&id=164&ltemid=399_(consuIta26 de enero de 2014).

12.6.4. Límites regulatorios

El marco regulatorio del sector eléctrico promueve la libre competencia en los mercados de generación y comercialización, en tanto que a las actividades de transmisión y distribución se les da un trato de monopolio natural.

En el mismo sentido, el numeral 13 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994 define la posición dominante en los servicios públicos domiciliarios de la siguiente manera:

"Posición dominante. Es la que tiene una empresa de servicios públicos respecto a sus usuarios; y la que tiene una empresa, respecto al mercado de sus servicios y de los sustitutos próximos de éste, cuando sirve a! 25% o más de los usuarios que conforman el mercado (.)".

Con el fin de promover la competencia en las actividades de generación y comercialización, las Resoluciones CREG No. 060 de 2007 y No. 163 de 2008 prohíben que una empresa incremente su participación en un porcentaje mayor al 25% del mercado como resultado de una integración.

Sobre este particular es preciso resaltar que el análisis económico de integraciones empresariales que resultan en la creación de vínculos estructurales entre competidores por la adquisición de acciones, requiere de un estudio profundo sobre los efectos de la operación que distorsionan la dinámica competitiva, el cual va más allá del simple estudio de la acumulación de las cuotas de mercado de las intervinientes. Por esta razón, esta Superintendencia considera que la aplicación de los límites estructurales fijados por la CREG al presente caso podría conllevar a una simplificación sesgada del análisis económico que se requiere para establecer los efectos reales que tiene la operación sobre la competencia. En este sentido, este Despacho se basará en los riesgos en materia de competencia que han sido identificados por académicos y por la OCDE, en los casos de adquisiciones parciales de participaciones accionarias entre competidores.

12.7. INDICADOR DE CONCENTRACIÓN: EL IHH MODIFICADO

Cuando se lleva a cabo un análisis de variación del índice Herfindahl y Hirschman (IHH ^[137], por sus siglas en inglés) en relación con una integración propuesta, siempre se asume que una firma adquiere un control total sobre otra en el mercado. Este hecho lleva a que se asuma que la cuota de mercado del ente integrado sea la sumatoria de las cuotas que las firmas tenían previo a la integración, dando como resultado un aumento en el IHH. Así, se puede aseverar que el análisis ortodoxo de la variación del ÍHH es discreto en la medida en que sólo observa dos posibles situaciones, a saber, que se obtenga todo el control sobre la empresa adquirida, o que no se obtenga ningún control.

No obstante lo anterior, este caso en particular no puede ser categorizado en ninguno de los dos escenarios descritos, toda vez que, en caso de perfeccionarse la integración proyectada, se producirían vínculos estructurales que conllevan a una integración parcial entre ISAGEN, EMGESA, CODENSA y la EEC, a través de la EEB como accionista en común.

La problemática que este caso plantea ha sido estudiada por la doctrina y las autoridades de competencia extranjeras en el pasado ^[138]. En efecto, Breshahan, O'Brien y Salop proponen en sus artículos ^[139] un IHH modificado (en adelante IHHM) que tiene en cuenta el evento en que una firma adquiere solamente una parte del capital de otro competidor en el mercado, lo que elimina el sesgo de atribuir un IHH mayor a una integración que no necesariamente conlleva a la pérdida total de un competidor en el mercado, cuestión que ocurriría si se utilizara el IHH que tradicionalmente utiliza esta Superintendencia. Este planteamiento ha sido aplicado por la Comisión Europea en casos como el de Exxon-Mobil ^[140].

En O'Brien & Salop (2000), los autores diferencian entre dos niveles de vínculos estructurales entre competidores que son relevantes para el presente caso: (i) el simple interés financiero silencioso, que adquiere una firma sobre su competidor, que en esencia consiste en la adquisición de acciones que no otorgan influencia de la firma adquirente sobre el gobierno corporativo de la firma receptora de la inversión (esto es, sólo se busca recibir dividendos de las acciones adquiridas y, por consiguiente, no se adquieren derechos de veto sobre decisiones corporativas, participación en juntas directivas, capacidad de nombrar administradores, entre otros derechos políticos): y (ii) el interés financiero activo que otorga a la adquirente la posibilidad de influenciar unidireccionalmente las decisiones relacionadas con el desempeño competitivo de la receptora de la inversión. El concepto ''unidireccional" hace referencia a situaciones en las que el inversionista puede influenciar el comportamiento de la firma receptora de la inversión, pero no viceversa.

En el primer caso no existirá ningún tipo de control de la empresa adquirente de las participaciones minoritarias sobre la empresa adquirida. Por contraste, en el segundo escenario, la firma inversionista adquirirá suficiente poder sobre la receptora de la inversión para influenciar su dinámica competitiva. Para cada caso de los descritos en el párrafo anterior los autores han derivado una fórmula para calcular la variación del IHHM que se produce como consecuencia de la operación, a saber:

Tabla No. 21

Variación del IHH modificado tras una operación de adquisición parcial según O'Brien y Salop

Interés financiero silencioso	Interés financiero activo - unidireccional

Fuente: O'Brien y Salop, 2000

Donde D representa la variación en el IHHM tras la operación, ?la participación de la sociedad adquirente sobre la adquirida, S_a la cuota de mercado de la sociedad adquirente y S_b la cuota de la sociedad adquirida.

Como se puede observar, en el caso de adquisición de participaciones minoritarias que otorgan un interés financiero activo unidireccional, se afecta el nivel del IHHM con mayor intensidad que en el caso del interés financiero silencioso que no otorga control alguno. Esto se explica intuitivamente de la siguiente manera: si la adquirente ejerce control sobre la adquirida (afectando negativamente las condiciones competitivas entre la inversionista y la receptora de la inversión), la concentración en el mercado aumenta en mayor medida, que en el caso en que, como resultado de la inversión, no se derive ningún tipo de influencia.

Para este caso, teniendo en cuenta que el interés financiero que ejerce la EEB sobre EMGESA y CODENSA es activo y unidireccional ^[141] (y que por consiguiente existe control a la luz del Decreto 2153 de 1992), se debe aplicar la siguiente fórmula para estimar la variación del IHHM:

D= (1+?) S_aS_b

A continuación se procede a estimar el IHHM para el mercado de generación considerando el interés financiero activo de la EEB sobre EMGESA, para lo cual se utiliza tanto la ENFICC como las participaciones de acuerdo con la generación por despacho ideal.

Tabla No. 22

Variaciones del IHHM de acuerdo a la ENFICC 2012 y la generación por despacho ideal

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Cálculos propios de esta Superintendencia.

Así, el escenario del IHHM, según las participaciones ENFICC, produce una variación del IHHM de 348. En contraposición, el IHHM medido bajo las participaciones por despacho ideal entre noviembre de 2012 y octubre de 2013, arroja como resultado una variación del IHHM de 581, lo que incrementa el índice de [Texto de carácter reservado].

Este resultado del IHHM conlleva a concluir que la integración proyectada genera una primera alerta en cuanto a sus potenciales efectos en el mercado de generación.

Por otra parte, y teniendo en cuenta el interés financiero activo que tiene la EEB sobre EMGESA y CODENSA, se presenta en la siguiente tabla los resultados del IHHM para el mercado de comercialización:

Tabla No. 23

Variación del IHHM en el mercado de comercialización nacional

IHH previo	1.099
Variación IHHM	251
IHHM post-integración	1.350

Fuente: Cálculos propios de esta Superintendencia

Considerando las participaciones en el mercado de comercialización eléctrica a nivel nacional (donde CODENSA tiene una cuota del 14,92% que lo ubica en tercera posición e ISAGEN participa con un 7,8% en cuarta posición), se observa que en el escenario previo a la integración el IHHM es de 1.099 puntos. La operación de integración causaría una variación del IHHM de 251 puntos, dejando el índice en 1.350. Con todo, se observa que la adquisición de ISAGEN por parte de la EEB no tendría mayor repercusión sobre los niveles de concentración en el mercado de comercialización nacional, cuestión que como se verá, no ocurre en el plano regional.

En conclusión, de ser autorizada la compra de ISAGEN por parte de la EEB, los índices de concentración del mercado de generación eléctrica se verían afectados en un nivel que genera una primera preocupación, debido a la potencial distorsión de la dinámica competitiva entre dos líderes del mercado. Por otro lado, el impacto de la operación sobre los niveles de concentración del mercado de comercialización nacional no son lo suficientemente alarmantes. No obstante, y como se verá en profundidad en párrafos posteriores, cuando se focaliza el análisis a la zona donde CODENSA es operador de red los resultados llevan a concluir que existen problemas de concentración dado el número reducido de competidores.

12.8. POTENCIALES EFECTOS RESTRICTIVOS DE LA COMPETENCIA

La creación de vínculos estructurales entre los competidores EMGESA, CODENSA, ISAGEN, EEC y TGI a través de la integración proyectada, tiende a producir una indebida restricción a la libre competencia en cuanto a: (i) efectos unilaterales y coordinados en el mercado de generación; y (ii) efectos unilaterales en el mercado de comercialización. Adicionalmente, es preciso analizar los potenciales efectos verticales derivados de la consolidación de la EEB en las actividades de transporte de gas, generación transmisión y distribución, a la luz de la regulación vigente sobre la materia.

De acuerdo con la OCDE ^[142], la creación de vínculos entre competidores a través de la adquisición de participaciones cruzadas conlleva a distorsiones en la dinámica competitiva del mercado. En materia de efectos unilaterales, esta interrelación entre competidores disminuye los incentivos de las firmas involucradas de competir agresivamente y conduce a la adopción de estrategias de maximización de utilidad conjunta, en perjuicio de los consumidores. Adicionalmente, los vínculos estructurales entre competidores facilitan la coordinación cuando se permite el acceso a información sensible sobre precios, cantidades, costos, estrategias futuras y otros datos relevantes de acuerdo con las características del mercado, que ayudan a los competidores a alcanzar acuerdos expresos o tácitos y a monitorear su cumplimiento ^[143].

12.8.1. Efectos restrictivos en el mercado de generación

Como se mencionó anteriormente, la EEB y ENEL tienen un control conjunto sobre EMGESA, que desarrolla actividades de generación. Por su parte, la EEB proyecta adquirir el control de ISAGEN, empresa que igualmente desarrolla actividades de generación. En consecuencia, procede el Despacho a explicar las razones por las cuales la integración proyectada produciría los siguientes efectos: i) EEB quedaría en la posición de restringir unilateralmente la competencia; y ii) se reforzaría la posibilidad de coordinación en el mercado, en especial entre EMGESA e ISAGEN.

12.8.1.1. Efectos Unilaterales en el Mercado de Generación

Esta Superintendencia considera que la creación de vínculos estructurales entre EMGESA e ISAGEN, a través de la EEB como accionista de estas dos firmas, generaría incentivos para que la EEB adopte estrategias unilaterales que conlleve a la reducción de la intensidad de la competencia entre dos agentes líderes del mercado de generación en Colombia. Estos efectos unilaterales se producirían incluso si la EEB no tuviera injerencia en el gobierno corporativo de EMGESA, sino únicamente, una participación accionaria del 51% de derechos económicos. En otras palabras, para que se concreten los efectos unilaterales en el mercado de generación no será necesario que la EEB ejerza una influencia sobre las decisiones de EMGESA; la maximización de utilidad conjunta para la EEB se producirá por el simple hecho de que un solo agente tenga intereses económicos en dos competidores. Esto quiere decir que incluso si la EEB no tuviera la posibilidad de influenciar el desempeño competitivo de EMGESA, la integración igual generaría efectos anticompetitivos.

Para demostrar la existencia de este riesgo, esta Superintendencia aplicará el modelo de McRae & Wolak ^[144]. En esta hipótesis se asumirá que la EEB, a pesar de tener control sobre EMGESA, no lo ejercerá de forma alguna y se limitará a utilizar su control sobre ISAGEN para adoptar una estrategia de maximización que considera el simple interés financiero de la EEB sobre EMGESA.

Bajo esta hipótesis, ISAGEN, actuando bajo el control de la EEB, buscaría reducir su generación de energía para aumentar artificialmente el precio uniforme en la bolsa de energía. Como resultado de esta estrategia, la EEB incrementaría su utilidad derivada (incluso después de haber descontado lo que deja de ganar por la reducción de generación por ISAGEN) por su participación en EMGESA, quien se beneficiaría al vender las mismas cantidades pero a un mayor precio uniforme, el cual fue incrementado artificialmente como resultado de la restricción en la oferta de ISAGEN.

Esta Superintendencia se permite señalar que esta hipótesis, que sustenta la preocupación en materia de competencia, se encuentra documentada con gran nivel de detalle por parte de la OCDE ^[145].

Así, este aparte seguirá la siguiente estructura. Primero, se describirá el marco teórico propuesto por McRae & Wolak y su aplicación al caso colombiano. A continuación, se llevará a cabo la estimación de los costos marginales de las plantas y del beneficio de las partes involucradas. Luego, se evaluarán los beneficios obtenidos por las partes en el mercado actual (y los dividendos que obtendría la EEB de EMGESA y de la adquisición de ISAGEN). Por último, se simulará una reducción de la cantidad de energía ofertada por ISAGEN, lo cual evidenciará el efecto sobre el precio del mercado spot y el beneficio que obtendría la EEB por su participación económica en dos competidores. Una vez calculada la variación en los beneficios de ISAGEN y EMGESA, se puede calcular la utilidad conjunta percibida por la EEB.

12.8.1.1.1. Marco teórico de McRae & Wolak para los mercados de generación eléctrica y aplicación al caso en concreto

El modelo de McRae & Wolak evalúa el comportamiento de oferta de los agentes para maximizar el beneficio esperado en un mercado de subasta de energía ^[146]. Con la información disponible sobre las curvas de oferta presentadas por todos los participantes del mercado, y bajo el supuesto de que los oferentes buscan maximizar el beneficio esperado, el modelo asume que cada firma elige su oferta de acuerdo con la curva de demanda residual que enfrenta, con el fin de maximizar su utilidad esperada ^[147]. Así, el punto central del modelo es estimar la elasticidad inversa de la curva de demanda residual, toda vez que dicha elasticidad permite determinar si una firma tiene la habilidad de subir el precio de mercado mediante cambios en sus cantidades ofertadas ^[148].

Con el fin de caracterizar el mercado eléctrico mayorista colombiano según el marco teórico desarrollado por McRae & Wolak, esta Superintendencia utilizó la base de datos de XM en relación con las pujas efectuadas por los agentes del mercado, a las 19h en la bolsa de energía, entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013 ^[149].

A continuación, se muestran los promedios del precio de bolsa y de la electricidad generada por hora entre las fechas antes señaladas:

Gráfica No. 7

Promedios horarios de precio de bolsa por Mph entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Gráfica No. 8

Promedios horarios de generación ideal en Mph entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Como puede apreciarse en las gráficas anteriores, si se toman los promedios de los precios y las generaciones ideales de electricidad en Colombia entre las fechas especificadas, las 19h destaca como la hora del día en que, en promedio, la electricidad es más cara ($178.135) y en que se produce (y se consume) más electricidad (8.697,29 MWh). Así, esta Superintendencia observa que esta hora es la más apropiada para tomar las mediciones del mercado, dado que es la hora en la que el sistema se encuentra bajo mayor presión y mayor número de plantas generadoras entrar en el mercado a operar. Se deduce de este hecho que en esa hora, aunque haya mayor demanda, se presenta mayor grado de competencia, pues deben entrar mayor número de plantas de distintas tecnologías a suplir el mercado.

Una vez definido el período y la hora de mayor demanda para aplicar el modelo al caso en concreto, la Superintendencia estimó un promedio aritmético de la generación por despacho ideal de cada uno de los agentes. Posteriormente, se realizó una sumatoria de cada uno de estos valores con el fin de obtener la demanda total del mercado.

QD= GI₁ (P) + CI₂ (P) +. + CI_i (P)

En donde:

QD: Demanda total del mercado

Cl_i: Despacho por generación ideal de cada uno de los agentes, donde i es el agente

P: Precio

A su vez, se calculó la curva de oferta agregada de todos los agentes del mercado, mediante la agregación de los promedios de las disponibilidades comerciales y los precios ofertados por cada planta ordenados de menor a mayor, de acuerdo con la siguiente fórmula:

SO (P) = S₁ (P) + S₂ (P) + ..+ S_K (P)

En donde:

SO: Curva de oferta agregada de todos los oferentes

S_K: Curva de oferta agregada de cada uno de los agentes

P : Precio

La Gráfica No. 9 representa la demanda total del mercado y la curva de oferta agregada, así como el punto de equilibrio que representa el precio uniforme al cual se remunera la venta de energía a todos los generadores.

Gráfica No. 9

Caracterización de las curvas de demanda y oferta promedio del mercado mayorista eléctrico colombiano a las 19h entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Como se puede observar, la curva de la demanda tiene pendiente infinita sobre la cantidad que corresponde al promedio de generación entre las fechas especificadas.

El motivo es que la demanda, en el corto plazo (una hora) es totalmente inelástica: por mucho que varíe el precio, se seguirá demandando la cantidad promedio de 8.697,29 MWh. De la intersección de la curva de oferta agregada con la demanda total, se obtiene un precio de cierre del mercado representativo de $169.760.

El siguiente paso en la aplicación del modelo es la estimación de la curva de demanda residual del agente en concreto. El método para ello propuesto por McRae & Wolak supone restar de la curva de demanda total, la curva de oferta total excluyendo las pujas de las plantas del agente en cuestión.

En consecuencia, la Superintendencia procedió a estimar dos curvas de oferta agregada de los oferentes excluyendo las empresas EMGESA e ISAGEN, mediante un promedio aritmético durante el mismo período y hora mencionada anteriormente, de acuerdo con la siguiente fórmula:

SO_j (p) = S₁ (P) +...+ S_{j 1}(p) + S_{j +1} (p)  +...+ S_k (p)

En donde:

SO_j: Curva de oferta agregada de todos los oferentes excluyendo el agente bajo análisis

S_k : Curva de oferta agregada de cada uno de los agentes

P: Precio

Seguidamente, para calcular las curvas de demanda residual de ARGOS y de ISAGEN, se restaron las demandas totales del mercado de las curvas de oferta agregada de los demás oferentes.

DR_j (p) = QD- SO_j (P)

En donde:

DR_j: Curva de demanda residual del agente bajo análisis

QD_j: Demanda total del mercado

SO_j: Curva de oferta agregada de todos los oferentes excluyendo el agente bajo análisis

P: Precio

A continuación se muestra gráficamente la demanda residual enfrentada a la curva de la oferta de ISAGEN y de EMGESA.

Gráfica No. 10

Caracterización de las curvas de demanda residual y oferta promedio de

ISAGEN a las 19 pm entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

Gráfica No. 11

Caracterización de las curvas de demanda residual y oferta promedio de

EMGESA a las 19pm entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM. Folio 902 y 903 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

La intersección de las curvas permite calcular las cantidades de energía eléctrica que ISAGEN y EMGESA despacharon en promedio entre el 1 de febrero de 2012y el 31 de octubre de 2013. Así, mientras que ISAGEN generó un promedio de [Texto de carácter reservado] MWh, EMGESA despachó [Texto de carácter reserva do] HIMWh.

En línea con lo indicado por McRae & Wolak, si se asume que el resto de agentes mantiene invariables sus pujas en el mercado, se puede considerar que los generadores se comportan como monopolistas sobre sus curvas de demanda residual. Así, se puede aplicar el índice de Lerner (L) propio de los monopolistas para explicar las pujas que efectúan en el mercado los agentes:

Donde P representa el precio ofertado, CMg el costo marginal y £ la elasticidad precio de la demanda residual, la cual se especifica de la siguiente manera:

De lo anterior, se puede resolver la expresión que define el costo marginal:

Como se puede observar, de acuerdo con McRae & Wolak, sólo es necesario conocer el precio y la cantidad en el extremo de un escalón de la curva de la oferta y la pendiente de la función de demanda inversa para poder estimar el costo marginal de una determinada planta generadora del agente en cuestión. Los dos primeros datos son conocidos y están ilustrados en las gráficas anteriores.

En cuanto al cálculo de la pendiente de la función de la demanda residual inversa, existe un problema algebraico: la curva en cuestión, al estar definida en escalones, no es diferenciable en todo su dominio. No obstante lo anterior, para contrarrestar este problema, se puede utilizar la aproximación propuesta por el CSMEM ^[150]. Dicha aproximación requiere la ejecución de una pequeña regresión lineal de los cinco puntos de la demanda residual correspondiente a cada agente alrededor del punto de intersección de dicha curva y la de la oferta. Esta regresión da como resultado una estimación de la pendiente de la curva de la demanda residual inversa. Esa estimación será la que se utilizará para el cálculo de los costos marginales de cada planta de ISAGEN y de EMGESA. A continuación, se muestran gráficamente las regresiones planteadas:

Gráfica No. 12

Regresión lineal de los cinco puntos alrededor de la intersección de la demanda residual de ISAGEN

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Gráfica No. 13: Regresión lineal de los cinco puntos alrededor de la intersección de la demanda residual de EMGESA

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Así, ya se tienen sendas estimaciones de las pendientes inversas de las curvas de demanda residual de cada empresa: -18,548 para el caso de ISAGEN y 44,352 para EMGESA. Con los datos recabados anteriormente y estas estimaciones, ya es posible estimar los costos marginales de cada planta de los agentes involucrados. De esta forma, ya es posible calcular los beneficios económicos de cada agente en el mercado eléctrico mayorista colombiano, lo cual pasa a ser descrito a continuación.

12.8.1.1.2. Estimación de Costos Marginales y Beneficios de las Empresas Involucradas

Con el marco teórico expuesto anteriormente, ya se pueden calcular los costos marginales de las plantas involucradas, lo que será indispensable para poder calcular niveles de beneficio de las partes y, en última instancia, la variación en la utilidad de la EEB al ejecutar una reducción de la cantidad generada por ISAGEN.

Así, esta Superintendencia pudo calcular los siguientes costos marginales promedios para cada planta generadora de ISAGEN y EMGESA:

Tabla No. 24

Estimación de costos marginales promedio de las plantas de ISAGEN

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Tabla No. 25

Estimación de costos marginales promedio de las plantas de EMGESA

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Nótese que, para ambos agentes, existen plantas que operan con un costo marginal nulo. Esto es debido a que el precio ofertado por estas plantas es de 0, en la medida en que se trata de plantas menores ^[151] o plantas filo de agua hidráulicas. Estas últimas, sólo generan electricidad en función del agua que pasa por el río en cuestión, sin capacidad de regulación de la cantidad generada. Por ello, sus precios ofertados son nulos y se puede deducir que su costo marginal también es nulo.

Con lo anterior, también se pueden representar gráficamente las curvas de oferta de cada agente involucrado junto con su curva de costo marginal correspondiente:

Gráfica No. 14

Curvas promedio de oferta y de costo marginal de ISAGEN

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Gráfica No. 15

Curvas promedio de oferta y de costo marginal de EMGESA

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Así, ya es posible calcular el beneficio que obtendrían ISAGEN y EMGESA en el mercado representativo de las 19h, teniendo en cuenta que el precio uniforme promedio para este período es de $169.760 y las plantas de cada agente que entrarían a generar electricidad en el mercado. Entonces, para el caso de ISAGEN, las plantas que entrarían a operar serían: Calderas Generador, Generación Amoya, Jaguas Generador y San Carlos Generador. Su beneficio económico se constituiría como la diferencia entre el ingreso obtenido en esa hora (que es igual al precio de cierre por la cantidad generada) y el costo marginal incurrido multiplicado por las cantidades que entraron en mérito. Gráficamente, el beneficio obtenido estaría representado por la zona sombreada expuesta a continuación:

Gráfica No. 16

Beneficio obtenido por ISAGEN en el mercado representativo de las 19h

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Se puede aplicar el mismo razonamiento para el caso de EMGESA:

Gráfica No. 17

Beneficio obtenido por EMGESA en el mercado representativo de las 19h

Fuente: Elaboración SIC a partir de las cifras de XM.

Si se calcula el área sombreada para cada empresa, se obtienen los beneficios en el mercado representativo de las 19h de cada agente involucrado. En el caso de ISAGEN, éstos serían de $ 110.220.056, mientras que en el caso de EMGESA, serían de $ 284.436.643.

De estos beneficios se pueden calcular los dividendos recibidos por la EEB a través de sus participaciones en las empresas. En la actualidad, la EEB ostenta una participación del 51% de EMGESA, mientras que, en caso de ser el ganador de la subasta de ISAGEN, obtendría un 57% ^[152] de esta última. De esto se puede derivar que, en caso de comprar el paquete subastado de acciones de ISAGEN, la EEB obtendría del mercado representativo en las condiciones actuales unos dividendos de $ 207.888.120 en tan solo una hora representativa de las 19h, de un día particular donde se decida ejercer el poder de mercado.

Desde este punto de partida, ahora se puede calcular si la EEB maximizaría su utilidad conjunta haciendo uso de su control sobre ISAGEN (en caso de que la primera sea la adjudicataria del paquete subastado de acciones), para así reducir su cantidad generada en el mercado y ocasionar la subida artificial del precio uniforme.

12.8.1.1.3. Impacto sobre los beneficios de una reducción de la cantidad generada por ISAGEN

A continuación se demostrará, a partir de una simulación, que la EEB sí tendría incentivos para que ISAGEN reduzca su intensidad competitiva y disminuya las cantidades ofertadas en la bolsa de energía, toda vez que la subida en el precio del cierre del mercado sería lo suficientemente alta para lograr que la utilidad conjunta aumente, gracias al incremento en los beneficios percibidos por la participación accionaria de la EEB en EMGESA. Este escenario se presentaría incluso si la EEB no tuviese control sobre EMGESA, o que teniéndolo no lo ejerciera.

La simulación parte de la reducción de la cantidad ofertada por ISAGEN en un 10%, lo cual implica una disminución de [Texto de carácter reservado] WKM a [Texto de carácter reservado] MWh. Para ello, se asume que la reducción de la generación viene de su planta Central Hidroeléctrica Miel I cuya oferta es la última entrar al despacho por mérito. Así, la producción de esta planta pasaría de un promedio de a MWh. Este supuesto es óptimo desde el punto de vista de ISAGEN, dado que reduce la cantidad ofertada de la empresa sólo en su planta más costosa, lo que hace que preserve la cantidad producida por las plantas que le generan mayor margen, produciendo así una reducción menor en sus beneficios.

Como resultado de dicha reducción de cantidad en el mercado, se produce un efecto sobre la curva de oferta total. Más específicamente, ésta se contrae y se desplaza a la izquierda, lo cual afecta el punto en el que se cruza con la curva de demanda (i.e. el precio de cierre de mercado). Los siguientes gráficos caracterizan estos efectos mencionados previamente:

Gráfica No. 18

Caracterización de las curvas de demanda y oferta (antes y después de la reducción de cantidad de ISAGEN en un 10%) promedio del mercado mayorista eléctrico colombiano a las 19pm entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de octubre de 2013.

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Gráfica No. 19

Detalle alrededor del equilibrio del mercado.

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Como se ilustra en las gráficas anteriores, la reducción en la cantidad generada por ISAGEN en su última planta en entrar por mérito contrae la oferta y desplaza la curva hacía la izquierda, haciendo que el punto de intersección con la curva de la demanda se desplace hacia arriba. Este movimiento incrementa el precio de cierre del mercado por MWh de $ [Texto de carácter reservado] a $ [Texto de carácter reservado] (incrementándolo en un 1,97%). Nótese que este incremento en el precio de cierre afecta positivamente al nivel de ingresos de todos los agentes del mercado.

Al mismo tiempo, la reducción de generación por parte de ISAGEN deja espacio para que otras plantas entren a suplir al mercado. En el escenario simulado, las plantas que entrarían al mercado serían Tulcán-Ecuador 2, Pomasqui-Ecuador 1 y Termoguajira 1 y 2. Ninguna de estas plantas es de propiedad de EMGESA, por lo que el efecto de la reducción de cantidad por parte de ISAGEN, sólo representa un aumento de precio para los niveles de beneficios de EMGESA y no un aumento de cantidad producida por su parte.

Con todo lo anterior, es posible calcular cómo se afectarían los beneficios de ISAGEN y EMGESA al reducir la cantidad de electricidad generada por la primera. La variación en los beneficios de cada una se representa gráficamente a continuación:

Gráfica No. 20

Variación de los beneficios de ISAGEN tras la reducción de su generación de electricidad promedio en un 10%

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Como se puede observar, la reducción en la cantidad generada por ISAGEN afecta negativamente al margen de beneficios de esta Interviniente precisamente en las unidades que deja de producir (zona sombreada con líneas diagonales). Sin embargo, esta caída en los beneficios se ve compensada en parte por el aumento en el precio de mercado, que afecta positivamente al margen de las unidades que se siguen produciendo (área comprendida entre las líneas del precio anterior y el precio posterior). Teniendo en cuenta los dos efectos señalados, el beneficio de ISAGEN en el mercado representativo de las 19h se reduciría de los anteriores $ [Texto de carácter reservado] a [Texto de carácter reservado]. Esto supone una reducción en el beneficio del 0,26% en esta hora.

Por su parte, el beneficio de EMGESA variaría favorablemente de acuerdo con la siguiente gráfica:

Gráfica No. 21

Variación de los beneficios de EMGESA tras la reducción de la generación de electricidad promedio de ISAGEN en un 10%

Fuente: Elaboración SIC con base en datos de XM.

Como ya se indicó, en este caso se observa que EMGESA no varía su generación de electricidad, por lo que el único efecto a analizar es el incremento de precio en el mercado. Dicho incremento hace aumentar el margen de beneficio en las unidades generadas por EMGESA en el área comprendida entre el precio previo y el precio posterior. Así, dicho beneficio pasaría de $ [Texto de carácter reservado], en el mercado representativo de las siete de la noche, a $ [Texto de carácter reservado]. Esta variación supone un aumento del 3,056%.

Con todo, ahora queda analizar cómo afectarían estos cambios en los beneficios de las partes a la utilidad que obtendría la EEB por su participación en EMGESA (51%) y cuál sería su participación en ISAGEN en caso de comprar el paquete de acciones subastado (57%). Tras la reducción de cantidad de electricidad generada por ISAGEN, el dividendo percibido por la EEB proveniente de ambas empresas en el mercado horario representativo de las 19h sería de $ [Texto de carácter reservado] un 2,052% mayor que la utilidad obtenida antes de la reducción en generación.

Nótese que reducir la cantidad generada por ISAGEN no sería económicamente racional desde el punto de vista de la propia firma, pues dicha reducción unilateral en la cantidad generada reduciría sus propios beneficios. Por lo tanto, esta reducción en la generación por parte de ISAGEN sólo es razonable, desde el punto de vista de un agente económico racional, si EEB buscara maximizar su utilidad conjuntamente a través de su participación en EMGESA.

En conclusión, la aplicación del modelo de McRae & Wolak al caso en cuestión, permite a esta Superintendencia demostrar que la creación de vínculos estructurales entre EMGESA e ISAGEN luego de la transacción, conllevaría la aparición de incentivos para distorsionar la dinámica competitiva de estos agentes líderes del mercado, toda vez que el accionista en común de estas empresas podría adoptar estrategias de maximización de utilidad conjunta. Este riesgo de efectos unilaterales podría significar un aumento en el precio uniforme de la bolsa de energía y la consecuente reducción del excedente del consumidor.

Es preciso advertir que la hipótesis aquí demostrada parte del escenario en el que la EEB no tiene o no ejerce control sobre EMGESA (es decir, este escenario ni siquiera considera que la EEB tiene miembros de junta en EMGESA o derechos de veto con los cuales puede ejercer determinada influencia sobre la empresa), por consiguiente está hipótesis constituye solo uno de los eventos en donde se configuran los efectos anticompetitivos que resultan de la eventual integración entre la EEB e ISAGÉN.

Por lo anterior, este Despacho deja en claro que el escenario aquí demostrado constituye solamente uno de los múltiples escenarios anticompetitivos que se podrían presentar como resultado de que la EEB tenga una alta participación económica tanto en ISAGEN como en EMGESA.

12.8.1.2. Efectos coordinados en el mercado de generación

En opinión del Despacho, la creación de vínculos estructurales entre EMGESA e ISAGEN agrava el riesgo de que estos agentes coordinen su estrategia en el mercado. Este efecto restrictivo se produce teniendo en cuenta las características específicas del mercado de energía en Colombia en cuanto a su composición oligopólica, homogeneidad del producto, inexistencia de sustitutos, inelasticidad de la demanda, transparencia de información y altas barreras de entrada.

12.8.1.2.1. Viabilidad

De acuerdo con la OCDE, al momento de evaluar el impacto de una integración en cuanto al riesgo de efectos coordinados, es preciso determinar si una potencial coordinación sería sostenible en el tiempo. Para satisfacer este requisito de viabilidad, es preciso que las siguientes condiciones se cumplan de manera acumulativa: (i) las partes deben contar con herramientas para monitorear el cumplimiento de la estrategia competitiva de los competidores; (¡i) deben existir mecanismos creíbles de castigo y retaliación para eliminar el incentivo de los agentes de apartarse del punto de equilibrio coordinado; y (iii) las posibles reacciones de los consumidores y de los futuros competidores deben ser insuficientes para romper la coordinación ^[153].

En el caso que nos ocupa, el mecanismo de formación de precio en bolsa haría suficiente la coordinación entre EMGESA e ISAGEN para incrementar el poder de mercado y subir el precio de manera artificial. Lo anterior se debe a que el sistema de precio uniforme en bolsa, en virtud del cual se fija la remuneración a todos los agentes según la oferta de la última planta que entra en mérito, incentiva a los agentes con un volumen significativo de plantas con generación flexible y con diferentes costos marginales^{, [154]} para retener la oferta ^[155] de sus plantas flexibles y ocasionar un punto de equilibrio con un precio más alto. Teniendo en cuenta que la coordinación entre EMGESA e ISAGEN aumentaría significativamente el volumen de plantas flexibles e inflexibles con diferentes costos marginales, sería suficiente que estos dos agentes coordinaran su estrategia competitiva en el mercado spot para retener cantidades y beneficiarse del mayor precio uniforme como resultado de la distorsión.

En consecuencia, el análisis de viabilidad se realizará bajo el supuesto de una eventual coordinación entre EMGESA e ISAGEN. Sin perjuicio de lo anterior, la existencia de efectos coordinados en este caso no se produce por el simple hecho de que exista una influencia en el desempeño competitivo por parte de la EEB en EMGESA. En efecto, los escenarios de coordinación se producen porque el mercado de energía eléctrica tiene las típicas características de un mercado que facilita tal estrategia competitiva.

a) Monitoreo

El mercado spot se caracteriza por su alto nivel de transparencia en cuanto a la información a la que tienen acceso la totalidad de los competidores para determinar sus ofertas. Si bien es cierto que el acceso a la información relativa a las cantidades y los precios ofertados, que los generadores reportan a XM, tiene un rezago de un mes, es preciso señalar que los agentes sí tienen acceso al histórico de ofertas de sus competidores, lo cual les permite predecir con un nivel de certeza considerable cuál va a ser la posición en bolsa de los generadores en el futuro. En consecuencia, por este sólo hecho, tanto EMGESA como ISAGEN tienen la posibilidad de monitorear el cumplimiento de la estrategia conjunta.

Adicionalmente, la presente transacción agravaría la posibilidad de monitoreo ya existente en el mercado de energía eléctrica, al ubicar a ISAGEN en una posición privilegiada frente a la capacidad de monitorear la conducta de EMGESA a través de ios derechos políticos y de inspección que tiene la EEB como accionista en EMGESA. Adicionalmente, la presencia conjunta de miembros de EMGESA e ISAGEN en la junta directiva de CODENSA, que es a su vez uno de los grandes distribuidores y comercializadores de energía eléctrica del país, incrementa los vasos comunicantes entre competidores en un eslabón de la cadena aguas abajo. Este escenario es especialmente grave en un mercado como el energético que cumple casi al pie de la letra todas las características de un mercado propicio para la coordinación, como se profundizará a continuación. En este orden de ideas, la presencia compartida de miembros de junta en EMGESA (en el eslabón de generación) y en CODENSA (en el eslabón de comercialización, parte de la cadena de valor de generación de energía), refuerza la probabilidad de coordinación en el mercado de generación, lo cual de por sí constituye un efecto anticompetitivo.

Como se mencionó anteriormente, la EEB tiene el derecho de nombrar directamente, sin ninguna injerencia de otros accionistas, tres miembros de junta directiva en EMGESA y CODENSA, lo cual le permite conocer de primera mano la política y estrategia comercial de su competidor en el mercado de generación ^[156]. En adición a lo anterior, el AMI EMGESA y el AMI CODENSA le conceden a la EEB un derecho exorbitante de inspección y acceso a información sensible, el cual incluso le permite discutir con empleados de EMGESA y CODENSA asuntos sensibles de la política empresarial de dichas empresas. Estos derechos trascienden los derechos de inspección previstos en el Código de Comercio para los accionistas en sociedades anónimas ^[157].

b) Retaliación

La teoría económica usualmente se aproxima a este elemento a través de mecanismos de disuasión consistentes en una guerra de precios y/o el aumento de cantidades que conlleve a castigar económicamente al agente que se desvíe del punto de coordinación ^[158].

Dadas las características del mercado energético colombiano y la manera como se forma el precio, cualquiera de los líderes de! mercado que despache diariamente una cantidad inferior a la capacidad instalada, tiene la posibilidad de aplicar un mecanismo de retaliación consistente en aumentar la disponibilidad comercial a un precio cercano al costo marginal, lo cual desplazaría la curva agregada de oferta hacía la derecha y reduciría el precio de equilibrio en detrimento de todos los competidores. Esto quiere decir que en el mercado colombiano ya existen posibilidades de retaliación ante una desviación de cualquier agente del escenario de coordinación.

En este caso, los mecanismos de retaliación se fortalecen desde el punto de vista jurídico debido a los amplios poderes de veto otorgados a la EEB en EMGESA, los cuales le permitirían a la EEB bloquear decisiones esenciales en el desempeño competitivo de EMGESA como castigo por desviarse del punto de coordinación con  ISAGEN. Los poderes de veto de la EEB se extienden a la posibilidad de bloquear, en la asamblea de accionistas, la decisión de EMGESA de ingresar a una nueva línea de negocio y la decisión de fusionarse o escindirse. También incluyen la posibilidad de objetar en junta directiva nuevas inversiones o endeudamientos necesarios para fortalecer la posición competitiva de EMGESA en el mercado de generación u objetar desinversiones (transferencias de activos) que estén produciendo pérdidas para EMGESA.

Nótese que el poder de retaliación jurídico lo tiene de manera unidireccional la EEB sobre EMGESA, lo cual ubica al ente integrado en una posición asimétrica a su favor en cuanto al riesgo de efectos coordinados.

c) Ausencia de reacción de competidores y consumidores

En cuanto a la posible reacción de los demás competidores, es preciso reiterar que el mecanismo de fijación de precios del mercado spot disminuye los incentivos de los competidores para reaccionar frente a un eventual ejercicio de poder de mercado, toda vez que todos los generadores se benefician del aumento artificial del precio uniforme. Por su parte, los estudios realizados sobre el sector energético coinciden en señalar que la participación de la demanda en el MEM es pasiva debido a su nula capacidad de respuesta en tiempo real ^[159].

12.8.1.2.2. Características del mercado que actúan como elementos facilitadores de la coordinación

En el caso Clorox - Colgate, esta Superintendencia señaló que una integración que cree o refuerce una estructura oligopólica, en un mercado que contenga una serie de elementos que faciliten una "interdependencia estratégica entre las empresas en el escenario posterior a la operación" ^[160], produciría una preocupación en cuanto a los efectos coordinados y, por consiguiente, tendería a producir una indebida restricción a la competencia. Los elementos facilitadores identificados por esta Superintendencia son los siguientes: ^[161]

- Limitado número de competidores o, alternativamente, importantes cuotas de mercado de las firmas en cuestión.

- Oferta de producto altamente concentrada en pocas empresas.

- Inexistencia de productos sustitutos.

- Barreras de entrada al mercado.

- Similitud en la estructura de costos de las empresas.

- Ausencia de poder de compra significativo.

- Alto grado de homogeneidad del producto.

- Ambiente económico estable del mercado.

- Transparencia en la información del mercado.

Es importante precisar que no es necesario que concurran todos los elementos en un solo caso. Sin embargo, la presencia del mayor número de elementos es indicativa de que la integración proyectada podría conllevar a efectos coordinados. Por esta razón, es preciso analizar cuál de estos factores está presente en la integración que nos ocupa.

Como se mencionó anteriormente, el mercado de generación de energía se caracteriza por lo siguiente: (i) es de naturaleza oligopólica, toda vez que los cinco líderes del mercado representan el 83% del despacho de energía por generación ideal; (ii) la energía eléctrica es un producto homogéneo que carece de sustitutos en el mercado ^[162]; (iii) los estudios económicos coinciden en recomendar al regulador que adopte medidas para incentivar la participación de la demanda y lograr que se comporte de manera menos inelástica ^[163], situación que se agrava por la restricción legal que impide a los grandes consumidores participar directamente en la bolsa de energía ^[164]; (iv) existe un nivel alto de información puesta a disposición de los generadores por parte de XM sobre las variables esenciales del mercado y sobre las cantidades y precios ofertados en el mercado spot; y (v) por último, como se explicará en mayor detalle en el acápite 12.9, la entrada de nuevos competidores al mercado de energía se ve obstaculizada por barreras relacionadas con la inversión inicial, tiempo para iniciar actividades, barreras legales y regulatorias, entre otras.

Teniendo en cuenta lo anterior, esta Superintendencia considera que la integración proyectada tendería a limitar la libre competencia, debido a que la creación de vínculos estructurales entre EMGESA e ISAGEN generaría los mecanismos y los incentivos para que resulte viable la coordinación entre estos competidores en un mercado que contiene características que por sí mismas facilitan la interdependencia estratégica entre generadores.

Luego de analizar los riesgos de efectos unilaterales y coordinados en el mercado de generación, se procede a evaluar el mercado de comercialización.

12.8.2. Efectos restrictivos en el mercado de comercialización

La transacción en cuestión demanda de esta Superintendencia un análisis detallado sobre los potenciales efectos anticompetitivos que se producirían como resultado de la creación de vínculos estructurales entre las siguientes firmas que concurren al mercado de comercialización: EEC, CODENSA, EMGESA e ISAGEN. En opinión de este Despacho, la integración proyectada despierta preocupación en cuanto a efectos unilaterales que se producirían en el segmento de comercialización a usuarios no regulados, principalmente como resultado de la integración vertical entre las actividades de generación, distribución y comercialización.

12.8.2.1. Efectos unilaterales en el mercado de comercialización

En materia de efectos unilaterales, esta Superintendencia ha identificado que ISAGEN podría, como resultado de la operación, perder el incentivo para: (i) competir agresivamente en el territorio nacional por la demanda no regulada, toda vez que ISAGEN podría maximizar su utilidad si enfoca su esfuerzo comercial en las áreas geográficas donde EEC y CODENSA actúan como operadores de red; y (ii) competir agresivamente contra EMGESA por los usuarios no regulados, en el segmento donde CODENSA es el operador de red. Los potenciales efectos de estas dos distorsiones en la dinámica del mercado podrían resultar en que el 22,25% de la demanda no regulada de Colombia quedara cautiva de un duopolio con vínculos estructurales.

Antes de profundizar sobre cada uno de estos riesgos, procede el Despacho a explicar las razones por las cuales enfocará su análisis de efectos unilaterales en el segmento no regulado.

El operador de red es "la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR [Sistema de Transmisión Regional] o SDL [Sistema de Distribución Local]" ^[165]. De acuerdo con el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, la actividad de comercialización puede realizarse de manera combinada con las actividades de generación y distribución. En consecuencia, la preocupación en materia de competencia surge como consecuencia de la integración vertical distribuidor-comercializador, toda vez que el generador- comercializador y el comercializador puro requieren de la red operada por el distribuidor-comercializador para llegar al usuario final ^[166]. Lo anterior implica que el distribuidor-comercializador tiene una ventaja competitiva, en el área donde es operador de red, sobre sus competidores (i.e. generadores-comercializadores o comercializadores puros).

Sobre el particular, García y Pérez señalan que la integración vertical entre distribución y comercialización conlleva a una distorsión en el mercado cuando el usuario final desea cambiar de comercializador, lo cual no se puede llevar a cabo porque el operador de red termina truncando el proceso ^[167]. Por su parte, el CSMEM complementa el análisis en su Informe 84 al mencionar que "la segmentación geográfica presumiblemente otorga poder de mercado de los comercializadores sobre los usuarios conectados a su propia red" ^[168].

Como se explica en el Informe 84 del CSMEM, al momento de analizar la dinámica competitiva del mercado de comercialización, es preciso considerar la diferencia entre los costos de transacción asociados con la comercialización de energía a usuarios regulados y no regulados. Al respecto, el CSMEM señala que la entrada de nuevos competidores en el segmento regulado puede resultar poco atractiva debido al bajo consumo por cliente y los altos costos de transacción ocasionados por medición, facturación y recaudo, lo cual demanda economías de escala para reducir el costo unitario de atender cada edificio, manzana y barrio. En contraste, en el segmento no regulado el consumo del cliente es alto, lo cual hace rentable la entrada de nuevos competidores toda vez que los costos medios de medición, facturación y recaudo son menores por cliente. ^[169]

Como consecuencia de lo anterior, concluye el CSMEM que en el segmento no regulado debería esperarse un mayor nivel de rivalidad entre comercializadores en comparación con el segmento regulado. Así mismo, en un mercado de comercialización de contratos con usuarios no regulados, donde existe suficiente rivalidad, "se debería observar una distribución geográfica homogénea de la actividad, como ocurre en el caso de los comercializadores que no tienen integración vertical con un distribuidor" ^[170]. Sin embargo, la presencia de un alto número de distribuidores-comercializadores en Colombia distorsiona la dinámica de competencia del mercado de comercialización, lo cual se evidencia en los segmentos geográficos donde el distribuidor-comercializador concentra una parte importante del mercado ^[171].

Con todo, la intuición económica predice que: (i) el segmento no regulado debería ser más competitivo que el regulado; y (ii) la integración vertical distribución- comercialización obstaculiza el desempeño normal de esta dinámica competitiva. Por consiguiente, este Despacho analizará el efecto potencial de la transacción proyectada en la comercialización de energía eléctrica a usuarios no regulados.

a) Pérdida de un competidor efectivo a nivel nacional en el mercado de comercialización derivado de la integración vertical de las actividades de generación, distribución y comercialización

El primer efecto nocivo para la competencia radica en que la creación de vínculos estructurales entre un generador-comercializador puro, como lo es ISAGEN, con firmas que están verticalmente integradas en las actividades de distribución y comercialización como es el caso de EMGESA y CODENSA, conllevaría a la pérdida de un "maverick" ^[172] que ejerce una presión competitiva significativa a los operadores de red en cada una de sus áreas de influencia.

Con el fin de demostrar que los agentes verticalmente integrados en generación, distribución y comercialización tienden a concentrar las ventas en su área de influencia y que ISAGEN, como generador y comercializador que carece de relación alguna con un distribuidor, es el agente que rompe con esta separación geográfica al competir efectivamente en cada una de las áreas de los operadores de red, el CSMEM realizó una comparación entre la repartición de las ventas de los distribuidores-comercializadores y de ISAGEN.

En cuanto a la distribución de las ventas de los distribuidores-comercializadores, el CSMEM encontró que éstos concentran la mayoría de su participación en su área de influencia, tal y como lo demuestra la siguiente Gráfica:

Gráfica No. 22

Concentración de ventas de los distribuidores, o de su firma relacionada, en las regiones donde son operadores de red

Fuente: Página de Internet del CSMEM, "Informe 84 del CSMEM," disponible en http://www,superservicios.gov.co/MEM/.

Como lo evidencia la Gráfica No. 23 , las firmas EPM, EMGESA y EPSA (firma del GRUPO ARGOS), quienes están verticalmente integradas en generación, distribución y comercialización, concentran el 56%, 68% y 53% de sus ventas, respectivamente, en el área geográfica donde una firma vinculada es operadora de red . Por su parte, ENERGÍA EMPRESARIAL DE LA COSTA S.A. E.S.P. (en adelante ENERCOSTA) y EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI S.A. E.S.P. (en adelante EMCALI), firmas integradas en distribución y comercialización, concentran el 73% y el 66% de sus ventas a usuarios no regulados en el área geográfica donde son operadores de red indirectamente, a través de una afiliada, o directamente.

Esta aparente fragmentación regional de los mercados entre las firmas que tienen dentro de su grupo empresarial un operador de red, se ve contrarrestada por la presencia de ISAGEN, firma que únicamente desarrolla actividades de generación y   comercialización y que ejerce una presión competitiva en cada una de las áreas de influencia de los distintos operadores de red, tal y como lo demuestra la siguiente gráfica:

Gráfica No. 23

Distribución de las ventas de ISAGEN a nivel nacional en contratos con usuarios no regulados

Fuente: Página de Internet del CSMEM, "Informe 84 del CSMEM", disponible en http://www.superservicios.gov.co/MEM/.

La presencia homogénea de ISAGEN en los segmentos regionales donde CODENSA (17%), ELECTRICARIBE (13%), EMCALI (13%), EPM (12%) y EPSA (12%), entre otros, tienen su ventaja competitiva por ostentar la calidad de operadores de red, evidencia que esta firma se destaca como el "maverick" en los segmentos geográficos que están dominados por agentes verticalmente integrados en distribución y comercialización.

Ahora bien, la calidad de ISAGEN como competidor efectivo resulta aún más evidente si se calculan las participaciones por ventas a usuarios no regulados a nivel nacional. En la Gráfica No. 24, se evidencia que ISAGEN es el líder del segmento no regulado gracias a su presencia homogénea alrededor del territorio nacional.

Gráfica No. 24

Participaciones a nivel nacional según demanda real no regulada atendida entre enero y octubre de 2013

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración propia con base en datos de XM174.

El riesgo de perder un competidor efectivo a nivel nacional se justifica en el potencial de crecimiento que ISAGEN tiene en el área donde CODENSA es operador red. Toda vez que el porcentaje de demanda no regulada atendida por comercializadores diferentes a ISAGEN y EMGESA en esta zona asciende a un [Texto de carácter reservado] lo cual equivale a una demanda de [Texto de carácter reservado] MW entre enero y octubre de 2013, esta porción del mercado es lo suficientemente grande para ser atractiva a cualquier agente del mercado. De hecho, el área operada por CODENSA representa el 22,25% de la demanda real nacional no regulada ^[175]. Teniendo en cuenta que la cantidad de energía vendida por ISAGEN a usuarios no regulados entre enero y octubre de 2013 fue de [Texto de carácter reservado] MW, el potencial de mercado del área geográfica que opera CODENSA sería suficiente para concentrar el 40,18% de las ventas de ISAGEN.

De acuerdo con lo anterior, la transacción proyectada conllevaría a que ISAGEN perdiera el incentivo de continuar compitiendo a nivel nacional, toda vez que en el área donde CODENSA es operador de red tendría una ventaja competitiva derivada de la relación vertical consolidada con la integración.

b) El riesgo de canibalización de utilidades reduce los incentivos de ISAGEN para competir con EMGESA

La canibalización de utilidades se presenta cuando una firma compite agresivamente con otra firma de la cual recibe igualmente utilidades. En consecuencia, el mayor ingreso obtenido por el aumento de las ventas en una firma, se refleja contablemente en un deterioro en las ventas de la otra firma en la que también tiene un interés económico.

En línea con lo anterior, el segundo efecto anticompetitivo identificado por la Superintendencia está relacionado con la reducción de la competencia en el segmento de comercialización de contratos con usuarios no regulados en el área geográfica donde CODENSA se desempeña como operador de red. Este efecto se produciría como consecuencia de los vínculos estructurales que se crearían entre ISAGEN y EMGESA (líder del segmento geográfico) que conllevaría a la eliminación de los incentivos de ISAGEN para competir agresivamente con EMGESA en dicho segmento geográfico, toda vez que una decisión contraria conllevaría a la canibalización de utilidades de EMGESA. Esta preocupación no se extiende al área de influencia de EEC debido a que la demanda en esta zona se reduce al 0,9% del total nacional.

Como se mencionó anteriormente, las fronteras comerciales de CODENSA como operador de red abarca 55 municipios ubicados en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca y Tolima ^[176].

La Gráfica No. 25 incluye las participaciones en el segmento no regulado donde CODENSA es operador de red. Nótese que en este escenario EMGESA, es el líder del segmento con una participación del [Texto de carácter reservado] %. Adicionalmente, se puede evidenciar que las ventas a usuarios no regulados está altamente concentrada, toda vez que los tres líderes atienden e! 73% de la demanda. En línea con lo anterior, este Despacho observa con preocupación que la integración proyectada crearía vínculos estructurales entre dos líderes del mercado, lo cual elimina directamente los incentivos de ISAGEN de competir efectivamente contra EMGESA para no canibalizar utilidades.

Gráfica No. 25

Participaciones según demanda no regulada en segmento donde CODENSA es OR. Período: enero a octubre 2013

[Dato de carácter reservado]

Fuente: Elaboración propia con base en datos de XM ^[177].

Teniendo en cuenta lo anterior, esta Superintendencia encuentra que la distorsión entre la dinámica competitiva de dos líderes del mercado, quienes suministran energía al 61% de la demanda no regulada de 55 municipios ubicados en Bogotá

D.C., Boyacá, Cundinamarca y Tolima, se erige como una potencial afectación a la libre competencia en desmedro de los usuarios no regulados instalados en esta área geográfica.

Los riesgos de efectos unilaterales son aún más preocupantes si se tiene en cuenta que el estudio realizado por ECSIM identificó los siguientes indicios sobre la ausencia de rivalidad en el segmento de comercialización de contratos a largo plazo con usuarios no regulados ^[178]:

- El número de ofertas presentadas por los comercializadores a usuarios no regulados para la ejecución de nuevos contratos a largo plazo ha disminuido dramáticamente a partir del 2010, como se refleja en la siguiente tabla:

Tabla No. 26

Número de oferentes contratos a largo plazo a usuarios no regulados

Número de oferentes contratos LP No regulado
Más de 5		3 o 4	1 o 2
En 2005 o antes	18	2	2
Desde 2006 hasta 2009	3	18
De 2010 en adelante	4		10
Total	21	24	12

Fuente: Informe ECSIM.

- Los precios de los contratos han subido significativamente a partir del 2008.

- La competencia por los grandes consumidores no ha sido intensa, toda vez que la encuesta realizada por ECSIM a 60 miembros de la Cámara de Grandes Consumidores de la ANDI, arrojó como resultado que estos miembros han comprado energía al mismo proveedor desde 1999 o han cambiado de proveedor dos veces, en promedio.

En conclusión, la integración proyectada conlleva una doble preocupación en cuanto a la posible distorsión de la dinámica competitiva entre ISAGEN, EMGESA y CODENSA en el mercado de comercialización. En primer lugar, ISAGEN tendría incentivos para reducir la intensidad de su competencia a nivel nacional y enfocar sus esfuerzos en el área geográfica donde tendría una ventaja competitiva derivada de su relación con el operador de red CODENSA.

En segundo lugar, la dinámica competitiva en el mercado de comercialización en el área de influencia de CODENSA se vería igualmente afectada debido a que ISAGEN perdería los incentivos para competir contra EMGESA en su línea de comercialización, quien es el líder del mercado con un  [Texto de carácter reservado] % de participación. En consecuencia, la pérdida de un "maverick" a nivel nacional, sumado al incentivo para que la EEB no canibalice utilidades al competir ISAGEN con EMGESA, pudiera conllevar a la consolidación de un duopolio en el área donde CODENSA es operador de red, entre dos empresas interrelacionadas, EMGESA e ISAGEN, en perjuicio del usuario no regulado ubicado en la zona.

12.8.3. Efectos derivados de la integración vertical transporte de gas - generación

Teniendo en cuenta que la integración proyectada conlleva a una integración vertical entre las actividades de transporte de gas y de generación en cabeza de la EEB, esta Superintendencia consultó a la CREG si la prohibición contenida en la Resolución 071 de 1998 aplicaba a los casos en los que la actividad de generación a gas natural no es desarrollada directa sino indirectamente a través de empresas controladas por el mismo agente. De acuerdo con la respuesta de la CREG al requerimiento de información, procede este Despacho a explicar las razones por las cuales la integración proyectada se encuentra dentro del supuesto fáctico previsto en la prohibición del artículo 7 de la Resolución CREG 071 de 1998.

A pesar de que Colombia tiene un sistema de generación predominantemente hidráulico, el país apostó por la expansión del parque de generación a gas natural ^[179] durante el período posterior al racionamiento, bajo la expectativa de que Colombia tendría suficientes reservas de este combustible ^[180]. Sin embargo, el suministro de gas natural escasea actualmente ^[181], lo que ha llevado a que las plantas térmicas migren hacía los combustibles líquidos, los cuales son significativamente más costosos.

En el caso que nos ocupa, la EEB controla a TGI, la cual realiza la siguiente actividad:

TG/ realiza la operación y mantenimiento de la red de gasoductos más extensa de Colombia (3.957 kilómetros), prestando el servicio de transporte de gas natural en el denominado "sistema del interior del país" mediante una red de gasoductos que se extiende desde La Guajira hasta Valle del Cauca y desde los Llanos Orientales hasta Huila y Tolima, atravesando así varios departamentos de la región andina. Esta red está conformada por un sistema de tres gasoductos principales, a los cuales se conectan ramales regionales, que transportan el gas hasta los municipios. Así, el gas es llevado a las residencias, industrias, comercios y otros usuarios a través de redes domiciliarias de distribución o en forma directa, mediante conexiones al sistema de transporte de TGI a través de su propia red y de aquella que es contratada con el sector privado" ^[182].

El gasoducto de TGI representa el 61,11% de la longitud total a nivel nacional. En este sentido, TGI abastece actualmente las siguientes plantas de termoeléctricas:

Tabla No. 27

Plantas térmicas abastecidas por TGI

Nombre Agente o Desarrollador Reportado	Nombre Planta Reportado	Tipo Planta	Clasificación de la Planta	Atiende Contratos en el periodo de Vigencia 2012-2013 (Si, No, o NA)	ENFICC Verificada y Validada (kWh-día)	% ENFICC TOTAL
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P.	TERMODORADA	T	Existente	NA	890.467	0%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P.	TERMOVALLE	T	Existente	NA	4.534.965	2%
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.	TERMOSIERRA	T	Existente	NA	9.026.218	4%
ISAGEN S.A, E.S.P.	TERMOCENTRO-CC	T	Existente	NA	6.375.437	3%
MERILECTRICA S.A. & CIA S.C.A. E.S.P.	MERILECTRICA-CC	T	Especial - ODS	NA	3.846.412	2%
TERMOEMCALl I S.A. E.S.P.	TERMOEMCALl	T	Existente	NA	4.802.441	2%

Fuente: Información página web TGI y datos XM, cálculos SIC.

Como se observa, este conjunto de plantas corresponde al 13% de la ENFICC, y el 38%183 de la generación a partir de la fuente térmica. Dado que el transporte de gas natural se constituye como un monopolio natural, éste se encuentra regulado por la CREG. Por consiguiente, con el fin de identificar los posibles efectos que se podrían derivar de la integración proyectada en este ámbito, es preciso reseñar la evolución de la regulación de la CREG sobre la materia.

El Artículo 5 de la Regulación CREG No. 057 de 1996 contenía un prohibición expresa frente a la integración vertical entre transporte de gas y generación eléctrica. El tenor literal de la norma era el siguiente: "El transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación eléctrica". Sin embargo, la Resolución CREG No. 127 de 1996 derogó esta prohibición.

Posteriormente, el artículo 7 de la Resolución CREG No. 071 de 1998, el cual está vigente, reguló esta prohibición en los siguientes términos:

"Los productores y/o transportadores de gas natural no podrán desarrollar directamente la actividad de generación eléctrica a gas natural, pero podrán poseer hasta un veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad."

Con el fin de entender el alcance de la prohibición mencionada, la SIC remitió un requerimiento de información a la CREG con el radicado No. 13-245479-23-0 del 13 de diciembre de 2013, en los siguientes términos:

"En referencia al artículo 7 de la Resolución CREG 71 de 1998, favor aclarar el alcance de la expresión "desarrollar directamente" y como debe ser interpretada.

a. ¿A la luz de esta prohibición, podría un inversionista X que posee la mayoría  accionaria de una firma Y que desarrolla actividades de transporte, adquirir la mayoría accionaria de una firma Z que desarrolla actividades de generación?

Mediante Oficio radicado el 31 de diciembre de 2013, con el número 13-245479- 37 ^[184], la CREG respondió al requerimiento y aclaró que la prohibición también aplica en los casos en que un transportador de gas desarrolla por intermedio de alguna firma vinculada la generación eléctrica a gas natural. En palabras de la CREG:

"En aplicación de lo señalado en el artículo 37 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 8 de la Resolución CREG 071 mencionada, consideramos que las mismas restricciones que se aplican para que un transportador o productor de gas desarrolle al mismo tiempo (directamente) la actividad de generación se podrían aplicar al inversionista X que plantea en su ejemplo, ya que, si bien éste no realiza directamente la actividad de generación, en caso de que tenga más que la mayoría accionaria el control de la empresa transportadora Y y de la generadora de energía a gas Z podría tener el incentivo y la capacidad de imponer a la primera de éstas conductas para beneficiar su negocio de generación afectando la competencia en dicha actividad."

Esta Superintendencia considera que en el caso de perfeccionarse la operación proyectada el supuesto fáctico previsto en el artículo 7 de la Resolución CREG No. 071 de 1998 se verificaría, de acuerdo con la interpretación realizada por la CREG. Lo anterior se sustenta toda vez que EEB es el accionista mayoritario y controlante de TGI, quien desarrolla la actividad de transporte de gas natural. Por su parte, ISAGEN es un generador eléctrico y cuenta dentro de su portafolio con Termocentro, una planta de gas natural que está dentro del área de operación de TGI. Asimismo, la planta de Termocentro no solamente está dentro del área de operación del gasoducto de TGI, sino que ISAGEN tiene un contrato de suministro suscrito y en firme con TGI ^[185].

En conclusión, la transacción proyectada conllevaría a que TGI desarrolle indirectamente actividades de generación a gas natural por intermedio de ISAGEN, debido a que ambas empresas tienen un controlante común, a saber, la EEB. En este sentido, la operación proyectada contraviene la prohibición establecida por el regulador en la Resolución CREG No. 071 de 1998.

12.8.4. Efectos potenciales de la integración vertical generación - transmisión de energía eléctrica

Procede el Despacho a analizar en este acápite si la integración vertical entre las actividades de generación y transmisión, derivadas de la presente transacción, conllevan a crear o incrementar el riesgo potencial de exclusión de competidores y de explotación de los consumidores. Como se explicará a continuación, no existe evidencia concluyente que demuestre que estos riesgos no han sido mitigados por la regulación vigente y por la transparencia de la información sobre el estado de la red.

a) Riesgo de exclusión de generadores

De acuerdo con el Informe 28 del CSMEM, la integración vertical entre las actividades de generación y transmisión despierta preocupaciones en materia de competencia debido a que la existencia de un interés económico por parte del transmisor puede conllevar a que decida no transportar energía de un generador aduciendo imposibilidades de carácter técnico ^[186].

La literatura económica señala que el riesgo de exclusión es característico de un mercado con agentes verticalmente integrados que ostentan una posición de dominio en algún eslabón de la cadena ^[187]. Sin embargo, en el caso colombiano la regulación ha previsto una solución a este riesgo toda vez que la UPME, es la entidad a cargo de administrar el libre acceso al STN y de adelantar las convocatorias para asegurar que los nuevos proyectos de generación serán conectados al Plan de Expansión de. Transmisión ^[188].

En consecuencia, esta Superintendencia considera que la integración proyectada no conllevaría un riesgo de efectos verticales en cuanto a exclusión de competidores en el mercado de generación, toda vez que la regulación actual ya ha encontrado una solución a esta preocupación.

b) Riesgo de explotación de tas reconciliaciones positivas y negativas

Por su parte, el Informe 5 del CSMEM realiza un análisis detallado sobre las posibilidades que tienen las plantas de ejercer poder de mercado a través de la congestión en la red ^[189]. En consecuencia, esta Superintendencia considera importante analizar si un agente verticalmente integrado en las actividades de generación y transmisión podría: (i) acceder a información privilegiada de su transmisor para maximizar los ingresos percibidos por concepto del cargo por restricciones; y (ii) dilatar el mantenimiento de la red para beneficiarse temporalmente por la congestión. El análisis de estos riesgos requiere de una breve explicación sobre el costo por restricciones y las reconciliaciones positivas y negativas.

En un escenario ideal donde la red de transmisión de Colombia careciera de congestión, de forma que cualquier KW de energía despachado a la red pudiera llegar a cualquier punto destino, la generación del despacho ideal que entra en mérito coincidiría con las cantidades vendidas en el MEM. Sin embargo, debido a imperfecciones en la red, así como a los riesgos asociados con la seguridad del sistema (e.g. atentados terroristas), sucede que algunas plantas que entraron en mérito no pudieron salir despachadas. Por consiguiente, para equilibrar la oferta y la demanda de energía es preciso que algunas plantas entren a despachar en reemplazo, a pesar de que habían quedado por fuera de mérito por su precio de oferta elevado. La diferencia entre el escenario de generación ideal y real acarrea sobrecostos al sistema asumidos por los consumidores por medio del costo por restricciones, toda vez que las plantas que entraron en mérito y que no pudieron despachar, así como las plantas que quedaron por fuera de mérito y tuvieron que despachar, son remuneradas a partir de reconciliaciones negativas o positivas ^[190].

La decisión de los agentes de despachar por generación ideal o por generación real, es igualmente susceptible a criterios de maximización de utilidades ^[191]. En consecuencia un agente verticalmente integrado en las actividades de generación y transmisión podría explotar el mercado a través de: (i) el acceso a información privilegiada sobre las condiciones de la red de transmisión; y (ii) la posibilidad de dilatar el mantenimiento de la red si el agente se beneficia temporalmente por la congestión.

En cuanto al primer temor, es preciso resaltar que XM, en su calidad de administrador del mercado, pública reportes constantes sobre los detalles del estado de la red a través del portal Paratec (Parámetros técnicos del Sistema Integrado Nacional) ^[192]. Por consiguiente, la transparencia de la información disponible en cuanto al estado de la red conlleva a considerar que tanto el generador verticalmente integrado con un transmisor como el sólo generador, tienen suficiente información para tomar sus decisiones de manera informada y simétrica. Adicionalmente, el potencial riesgo de dilatar el mantenimiento de la red se encuentra igualmente mitigado por la Resolución CREG No. 011 de 2009, la cual prevé un mecanismo de ajuste al ingreso mensual regulado para castigar las horas de indisponibilidad de la red de transmisión.

En conclusión, esta Superintendencia considera que la presente integración fortalecería la integración vertical entre las actividades de generación (desarrolladas por la EEB a través de ISAGEN y EMGESA) y transmisión (desarrollada directamente por la EEB). Sin embargo, los potenciales riesgos identificados en materia de exclusión de competidores y explotación del consumidor no son concluyentes, toda vez que su materialización se encuentra mitigada por la regulación actual y por la transparencia en la información sobre el estado de la red.

Una vez analizados los riesgos derivados de la creación de vínculos estructurales entre EMGESA, CODENSA, ISAGEN, EEC y TGI a través de la EEB, esta Superintendencia concluye que la integración proyectada tiende a producir una indebida restricción a la libre competencia en el mercado de generación y comercialización, en los cuales se identificaron riesgos de efectos unilaterales y coordinados. Adicionalmente, en cuanto a los posibles riesgos como consecuencia de la integración vertical entre las actividades de transporte de gas natural y generación a gas natural, la integración proyectada quebrantaría la prohibición estipulada en el artículo 7 de la Resolución CREG No. 071 de 1998. Por último, la SIC no encontró elementos suficientes sobre riesgos potenciales en materia de competencia ocasionado por la integración vertical entre las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica.

12.9. BARRERAS A LA ENTRADA

La actividad de generación de energía eléctrica genera un alto costo para los competidores entrantes por la inversión en infraestructura requerida y el tiempo requerido para el ingreso. Adicionalmente, el cargo por confiabilidad se erige como una barrera normativa que distorsiona los incentivos para que nuevos competidores ingresen al mercado de generación. En cuanto al mercado de comercialización, la presencia de competidores integrados verticalmente en las actividades de distribución y comercialización desincentiva la competencia potencial.

a) Barreras en et mercado de generación

Sobre el monto de la inversión para que un competidor efectivo incursione al mercado con una planta hidroeléctrica, las intervinientes señalaron:

"Los costos de inversión para implementar; construir, desarrollar y operar una planta hidroeléctrica son muy altos pues de acuerdo con el estudio "VLEEM" realizado por Lako et al. En 2009 el rango de los costos de inversión es de [Texto de carácter reservado] USD por cada kW es decir, aproximadamente [Texto de carácter reservado] mil pesos. Igualmente en dicho estudio los costos ponderados son: el 25% pueden ser desarrollados a costos de hasta [Texto de carácter reservado] USD/kW, el 50% (mediana) a un costo de hasta [Texto de carácter reservado] USD/kW y 75% a costos de hasta USD/kW. En general, estos y otros estudios sugieren un promedio de costos de inversión y almacenamiento para proyectos hidroeléctricos de [Texto de carácter reservado] a [Texto de carácter reservado] USD/kW" ^[193].

Por su parte, las intervinientes manifestaron lo siguiente sobre el costo de la inversión por kW de una termoeléctrica: "para una planta de generación térmica a gas de ciclo combinado como Termocentro, el costo de inversión que estima el estudio es de USD [Texto de carácter reservado]/kW" ^[194].

En cuanto al tiempo necesario para que un nuevo competidor instale una planta en el territorio nacional, las intervinientes consideran que este dato puede equipararse al período de planeación establecido en la Resolución CREG No. 071 de 2006 sobre esquema del cargo por confiabilidad. El período de planeación asciende a cuatro años para la entrada de una planta nueva y se extiende hasta diez años para plantas especiales como las hidráulicas ^[195]. Adicionalmente, los nuevos proyectos pueden verse retrasados debido a los trámites de licenciamiento ambiental y consultas previas ^[196].

Por último, el diseño del cargo por confiabilidad confiere una ventaja competitiva artificial a los incumbentes. Este cargo tiene como objetivo incentivar la construcción de nuevas plantas y garantizar la oferta en el mediano y largo plazo, mediante el otorgamiento de un ingreso a las nuevas inversiones hasta por 20 años. En contraprestación, los generadores asumen el compromiso de vender energía  eléctrica en el segmento de la bolsa de energía, en aquellos eventos de condiciones críticas de abastecimiento en los que el precio uniforme de la bolsa exceda un tope definido por la CREG como el precio de escasez ^[197]. Corresponde a la CREG evaluar anualmente el balance proyectado de oferta y de demanda para decidir sobre la necesidad de convocar a una subasta ^[198].

Si bien es cierto que este cargo se justifica por la necesidad de tener un sistema de suministro confiable, su diseño conlleva una barrera normativa toda vez que el precio de cierre de cada subasta no solo remunera a las plantas nuevas que pujaron en la subasta y resultaron favorecidas, sino que también remunera a las plantas existentes ^[199].

En los últimos años el valor del cargo ha aumentado de 13.045 US$/MWh entre 2006 -2012 a 13.998 US$/MWh entre 2012-2015 y a 15.7 US$/MWh a partir de 2015 ^[200], lo cual implica que los aumentos en el valor del cargo han beneficiado a firmas que tienen plantas existentes y participan en la subasta con un nuevo proyecto. Lo anterior conlleva a un beneficio para las firmas que tienen plantas existentes y la correspondiente desventaja para los nuevos entrantes, en los siguientes términos:

"Un incumbente con plantas existentes puede disminuir el precio ofertado en la subasta (y así evitar entrada de nuevos jugadores) por debajo del nivel óptimo de su proyecto nuevo, debido a que toda la capacidad de generación de sus plantas existentes se remunera a este nuevo precio. Teóricamente, este comportamiento es óptimo si el beneficio (valor de la generación de las plantas existentes al precio de la subasta y ganancia derivada de evitar entrada de nuevos jugadores) es superior al costo (valor de la generación del proyecto nuevo con un precio de subasta inferior al óptimo)" ^[201.

Ahora bien, la regulación vigente prevé unos "Casos Especiales de Subasta" en los cuales, de presentarse, el precio de remuneración de las plantas nuevas y existentes sería diferente ^[202], lo cual podría disminuir la magnitud de la barrera a la entrada en cuestión. No obstante, esta Superintendencia constató que ninguna de las subastas realizadas entre mayo de 2008 y diciembre de 2011, para la Asignación de obligaciones de energía en firme, reunieron las condiciones que dieran lugar a un "Caso Especial de Subasta" que resultara en una diferenciación entre la remuneración de las plantas nuevas y existentes.

b) Barreras en el mercado de comercialización

El artículo 74 de la Ley 143 de 1994, permite la integración vertical entre las actividades de distribución y generación. Como se explicó anteriormente en el acápite 12.8.2.1, el distribuidor-comercializador tiene una ventaja competitiva sobre sus competidores (i.e. generadores-comercializadores o comercializadores puros), en el área donde es operador de red, toda vez que los competidores requieren de la red para llegar al consumidor final. En este sentido un competidor potencial que proyecte ingresar al mercado de comercialización, tendría que enfrentarse a los distribuidores-comercializadores, quienes están fortalecidos en su área de influencia y concentran la mayor parte de su demanda.

En suma, existen barreras en las actividades de generación y comercialización de energía que desincentivan la entrada de nuevos competidores. En el primero de estos mercados, los obstáculos están dados por las inversiones requeridas, el tiempo requerido para que una planta comience a operar y por el cargo por confiablidad. En el caso del mercado de comercialización, esta Superintendencia considera que las barreras a la entrada consisten en la presencia de agentes integrados verticalmente en distribución y comercialización, lo cual genera condiciones de competencia asimétricas y desfavorables para los nuevos competidores.

12.10. CONCLUSIONES

?  La presente transacción conlleva al riesgo de efectos horizontales debido a que la EEB e ISAGEN concurren simultáneamente a los siguientes mercados: (i) generación de energía eléctrica a nivel nacional y (ii) comercialización de energía eléctrica a nivel nacional.

?  En el mercado de generación, las intervinientes tienen las siguientes cuotas de participación: (i) la EEB, de manera indirecta a través de EMGESA, tiene el 18,96% del mercado medido en términos de la ENFICC y del [Texto de carácter reservado] % medidos por generación del despacho ideal; y (ii) ISAGEN, tiene una cuota de 12,17% según la ENFICC y del [Texto de carácter reservado] % en términos de generación por despacho ideal.

?  Las participaciones en el mercado de comercialización son las siguientes: (i) CODENSA, EMGESA y EEC, controladas por EEB, representan el 14,93%, 5,29% y el 1,08% del mercado, respectivamente; e (ii) ISAGEN, tiene una cuota de 7,81%.

?  La EEB tiene las siguientes participaciones en actividades relacionadas con la cadena de valor de la generación y comercialización de energía eléctrica: (i) 7,44% en transmisión; (ii) en distribución 31,52% por intermedio de CODENSA y 1,94% por intermedio de EEC; y (iii) 62,11% de participación en transporte de gas natural a través de TGI.

?  Teniendo en cuenta que en el presente caso la potencial restricción a la libre competencia se produce como consecuencia de la creación de vínculos estructurales entre CODENSA, EMGESA e ISAGEN, a través de la EEB como accionista en común, en vez de acumular las participaciones como suele hacerse en el caso de integraciones totales, en el presente caso se estimó un índice IHH modificado. Ahora bien, en el caso concreto la preocupación de esta Superintendencia es la reducción en los incentivos para competir agresivamente en el mercado entre estos agentes.

?  Los resultados del índice de concentración varían de acuerdo con el método utilizado para estimar las participaciones en el mercado de generación, a saber: (i) según las participaciones medidas en términos de la ENFICC, el IHHM luego de la operación asciende a 1632 puntos, con una variación de 348 puntos frente al escenario previo a la integración; y (ii) con base en las participaciones por despacho ideal, el IHHM es de [Texto de carácter reservado] puntos con una variación de 581 puntos.

?  En el mercado de generación se identificaron riesgos de efectos unilaterales y coordinados. En cuanto al primer riesgo, esta Superintendencia considera que la EEB tendría incentivos para adoptar estrategias de maximización conjunta en perjuicio de los consumidores; situación que se demostró a partir de la aplicación del modelo cuantitativo de McRae y Wolak para una hipótesis concreta. Este escenario se produciría incluso en el evento en que EEB no tuviera o no ejerciera control sobre EMGESA.

Adicionalmente, el Despacho encontró que la creación de vínculos estructurales entre ISAGEN y EMGESA, incluida la estructura corporativa y composición accionaria de CODENSA, fortalece la viabilidad de la coordinación entre estas firmas dada la injerencia corporativa de EEB en EMGESA y en CODENSA (representada en miembros de junta, derechos de veto y derechos de inspección permanentes). En el caso concreto, estas relaciones implican un riesgo a la competencia debido a las características específicas del mercado de energía en Colombia (i.e. composición oligopólica, homogeneidad del producto, inexistencia de sustitutos, inelasticidad de la demanda, transparencia de información y altas barreras de entrada).

?   En cuanto al mercado de comercialización, la creación de vínculos estructurales entre EMGESA, CODENSA e ISAGEN conlleva a preocupaciones sobre efectos unilaterales en los contratos a largo plazo con usuarios no regulados. Sobre el primer riesgo, este Despacho considera que la integración proyectada afecta la libre competencia toda vez que la creación de vínculos estructurales entre ISAGEN y el operador de red CODENSA conllevaría a: (i) la pérdida de un competidor efectivo con presencia homogénea en el territorio nacional; y (ii) la eliminación de los incentivos de ISAGEN para competir agresivamente contra EMGESA en su línea de comercialización, lo cual a su vez supone la consolidación de un duopolio, entre firmas relacionadas, en el área donde CODENSA es operador de red.

?  En cuanto a la integración vertical de las actividades de transporte de gas y generación, la presente transacción conllevaría a la transgresión de la prohibición establecida en el artículo 7 de la Resolución CREG No. 071 de 1998, toda vez que TGI (una firma transportadora de gas) e ISAGEN (generador que cuenta con una planta de generación a gas) son controlados por la misma empresa, a saber, la EEB.

?  Sobre el fortalecimiento de la integración vertical entre las actividades de generación (desarrolladas por la EEB a través de ISAGEN y EMGESA) y transmisión (desarrollada por la EEB directamente), esta Superintendencia considera que los potenciales riesgos identificados en materia de exclusión de competidores y explotación del consumidor a través del costo por restricciones, se encuentran mitigados por la regulación actual y por la transparencia en la información sobre el estado de la red.

?  Existen barreras a la entrada del mercado de generación eléctrica originadas en: (i) los altos costos de inversión inicial; (ii) el tiempo que tomaría para un nuevo competidor construir e iniciar la operación de una nueva planta; y (iii) el cargo por confiabilidad que otorga ventajas competitivas a los incumbentes en desventaja de los potenciales competidores. En cuanto al mercado de comercialización, la integración vertical entre las actividades de generación, distribución y comercialización, en cabeza de los operadores de red, otorga ventajas competitivas que desincentivan la entrada de nuevos competidores.

DÉCIMO TERCERO: Considerando que la operación informada tiende a producir una indebida restricción de la competencia en los mercados de generación y comercialización de energía eléctrica, así como en el mercado de transporte de gas natural, este Despacho encuentra necesario subordinar su aprobación al cumplimiento de un condicionamiento encaminado a mitigar los efectos anticompetitivos que se generarían con la operación.

En consecuencia, la aprobación de la operación analizada quedará sometida al cumplimiento del condicionamiento que se describe a continuación.

13.1. JUSTIFICACIÓN DEL CONDICIONAMIENTO

Como ya se ha expuesto previamente, la adquisición del control de ISAGEN por parte de EEB despierta una serie de preocupaciones desde el punto de vista de la competencia, debido a las participaciones accionarias que la EEB tiene en EMGESA y CODENSA. Asimismo, la integración vertical de las actividades de transporte de gas natural con la generación de energía a partir de este combustible implica la transgresión de una prohibición regulatoria. A continuación se profundizará sobre el condicionamiento necesario para preservar la competencia en los mercados afectados.

13.1.1. Condicionamiento en los mercados de generación y comercialización

Esta Superintendencia considera que el condicionamiento idóneo para preservar la competencia efectiva en los mercados de generación y comercialización de energía eléctrica consiste, por una parte, en la eliminación de [Texto de carácter reservado] los derechos políticos que la EEB tiene en [Texto de carácter reservado] y, otra, en la desinversión de activos ^[203].

[Texto de carácter reservado]

[Dato de carácter reservado]

[Texto de carácter reservado]

[Dato de carácter reservado]

[Texto de carácter reservado]

13.3. VIGENCIA Y VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO

Los efectos de autorización de la Integración objeto de la presente Resolución se sujetan al cumplimiento del condicionamiento estructural dentro de un plazo máximo de seis (6) meses contados desde la fecha de adquisición de las Acciones de ISAGEN. En caso de que existan razones suficientes para hacerlo, esta Entidad podrá prorrogar el plazo mencionado a petición de las Intervinientes por tres (3) meses más. Este último plazo será improrrogable.

Para el efecto, las Intervinientes deberán acreditar dentro del mencionado plazo, el cumplimiento del condicionamiento estructural y la Superintendencia se pronunciará dentro de los quince (15) días calendario siguiente a la solicitud.

Sin perjuicio de lo anterior, la Superintendencia de Industria y Comercio podrá en cualquier momento, sin necesidad de dar previo aviso a las Intervinientes, realizar visitas administrativas con el propósito de verificar el cumplimiento del condicionamiento, así como pedir la documentación que considere necesaria.

En caso de que las Intervinientes incumplan con el condicionamiento estructural dentro del plazo de seis (6) meses (prorrogadles por tres (3) meses), o incumpla con cualquiera de las obligaciones establecidas en el presente condicionamiento, la SIC aplicará lo dispuesto en los artículos 11 ^[207]  y 25 de la Ley 1340 de 2009 y procederá a la imposición de multas reiteradas de hasta cien mil salarios mínimos legales mensuales vigentes (100.000 SMLMV). De igual forma, la SIC impondrá multas de hasta dos mil salarios mínimos legales mensuales vigentes (2.000 SMLMV) a las personas que colaboren, faciliten, autoricen, ejecuten o toleren el incumplimiento del condicionamiento impuesto en esta Resolución, conforme con el artículo 26 de la Ley 1340 de 2009.

Esta Superintendencia mantendrá la confidencialidad del presente condicionamiento hasta la fecha en que las acciones de ISAGEN sean adjudicadas al futuro comprador  o se agote el trámite descrito en el reglamento de enajenación y adjudicación de acciones, expedido en desarrollo del Decreto 1609 del 30 de julio de 2013.

En mérito de lo expuesto, este Despacho.

RESUELVE

ARTÍCULO PRIMERO: AUTORIZAR la participación de la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. E.S P. en la venta de ISAGEN S.A. E.S.P. en los términos descritos en el considerando SEGUNDO de esta Resolución, previo cumplimiento del condicionamiento previsto en el considerando DÉCIMO TERCERO de esta Resolución.

ARTÍCULO SEGUNDO: NOTIFÍQUESE personalmente el contenido de la presente Resolución a EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. E.S.P., entregándole copia de la misma e informándole que contra el presente acto procede recurso de reposición, el cual deberá presentarse dentro de los diez (10) días siguientes a su notificación.

ARTÍCULO TERCERO: NOTIFÍQUESE el contenido de la presente Resolución al MINISTERIO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO, entregándole copia de la misma e informándole que contra el presente acto procede recurso de reposición, el cual deberá presentarse dentro de los diez (10) días siguientes a su notificación.

ARTÍCULO CUARTO: ORDENAR a la SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO que, una vez en firme el presente acto administrativo, publique en la página web de esta Superintendencia, la versión pública de la misma, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 17 de la Ley 1340 de 2009, modificado por el artículo 156 del Decreto 019 de 2012.

NOTIFÍQUESE, COMUNÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, a los 06 FEB 2014

El Superintendente de Industria y Comercio Ad Hoc,

LUIS GUILLERMO VELEZ CABRERA

¹ Folio 1 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente. Entiéndase que en el presente acto administrativo cuando se hace referencia al Expediente, el mismo corresponde al radicado con el No. 13-245479.

²  Folio 79 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

³  Folios 82 a 84 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

⁴  Folios 85 y 86 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

⁵  Folio 87 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

⁶  Folio 88 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

⁷  Folios 383 a 388 de Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

⁸  Folios 393 a 397 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

⁹  Folio 338 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

¹⁰  Folios 399 y 400 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹¹ Folios 96 a 98 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

¹²  Folios 315 a 324 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

¹³  Folios 328 a 331 del Cuaderno del Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁴  Folios 332 a 336 del Cuaderno del Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁵  Folios 337 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁶  Folios 325 a 327 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

¹⁷  Folios 342 a 352 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁸  Folios 382 y 383 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁹  Folios 440 a 444 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

²⁰  Folios 340 y 341 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

²¹  Folios 389 a 392 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

²²  En comunicación radicada con el No. 13-286265 del 5 de diciembre de 2013 dirigida al Ministro de Comercio Industria y Turismo, el Superintendente de Industria y Comercio se declaró impedido para conocer y decidir todos los asuntos que tuviera que atender en ejercicio de sus funciones, en relación con la solicitud de pre-evaluación del proyecto de operación de integración por medio del cual la EEB pretende adquirir las acciones de ISAGEN que la Nación venderá de conformidad con el Decreto 1609 de 2013. Folios 340 y 341 del Cuaderno Público No, 1 del Expediente.

²³  Folios 738 y 739 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

²⁴  La EEC cuenta con una planta de generación en Puerto Salgar, Río Negro. Sin embargo, por tratarse de una planta con capacidad efectiva menor de 10MW {Rio Negro tiene una capacidad de 9.6 MW), no tiene acceso al Despacho Central y por lo tanto, se considera que no participa en el MEM de acuerdo con la Resolución CREG No. 039 de 2001.

²⁵  DECSA es el vehículo de inversión mediante el cual la EEB adquirió el 82,3% de las acciones de EEC. Por su parte, EEB tiene el 51% de la participación y CODENSA el 49% restante. Grupo de Energía de Bogotá, Empresas Controladas. Ver: https://www.qrupoenergiadebogota.com/nuestras- empresas/empresas-controladas Consulta 24 de enero de 2014.

²⁶  Certificado de Existencia y Representación Legal expedida por la Cámara de Comercio de Bogotá. Folio 219 del Cuaderno Reservado de Intervinientes y Terceros No. 1 del Expediente.

²⁷ Certificado de Existencia y Representación Legal expedido por la Cámara de Comercio de Bucaramanga.

²⁸  Folios 543 del Cuaderno Público No. 2 del Expediente.

²⁹  Folio 20 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

³⁰  La única excepción en el régimen de integraciones empresariales es la relacionada con procesos de concentración o reorganización de entidades vigiladas exclusivamente por la Superintendencia Financiera. En estos casos, es ésta y no la SIC la encargada de conocer y decidir sobre la procedencia de dichas operaciones, tal como dispone el artículo 9 de la Ley 1340 de 2009.

³¹  Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución No, 8315 de marzo 28 de 2003,

³²  Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución No. 6384 del 28 de febrero de 2003.

³³ El artículo 25 del Código de Comercio establece lo siguiente:" "Se entenderá por empresa toda actividad económica organizada para la producción, transformación, circulación, administración o custodia de bienes, o para la prestación de servicios. Dicha actividad se realizará a través de uno o más establecimientos de comercio".

³⁴ Persona natural, sucursal, sociedad, con o sin ánimo de lucro, entre otros.

³⁵ La solicitud de pre-evaluación se deberá realizar cuando en conjunto o individualmente separadas, las empresas ostenten el 20% o más del mercado relevante, de lo contrario se estarla ante un escenario de notificación.

³⁶ Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución No. 3703 del 5 de Febrero de 2013.

³⁷ Página de Internet de la EEB, véase http://www.eeb.com.co/transmision-de-electricidad/red-deinfraestructura (consultado el 18 de enero de 2014).

³⁸ Véase Grafica No. 1 de esta Resolución.

³⁹ Las operaciones de imbricación consisten en la existencia de participaciones recíprocas de capital entre las matrices y sus subordinadas. En otras palabras, la compañía controlada adquiere acciones, cuotas o partes de interés en la entidad que la dirige o controla.

⁴⁰ Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorates", disponible en http://www.oecd.org/competition/mergers/41774055.pdf (consulta 19 de enero de 2014).

⁴¹ OFT, "Merger Assesment Gudelines", disponible en

http://www.oft.gov.uk/shared oft/meraers/642749/Q FT1254.pdf (consulta 19 de enero de 2014).

⁴² Un ejemplo de una caso en donde la Comisión de Competencia y el Tribunal de Apelaciones de

Competencia del Reino Unido determinaron que un accionistas minoritario ejercía una influencia material sobre una empresa por, entre otros factores, la existencia de derechos de veto, es la Decisión del Tribunal de Apelaciones de la Competencia en BSKyB v. la Comisión de Competencia y el Secretario de Estado, y Virgin Media v. la Comisión de Competencia y el Secretario de Estado (Septiembre de 2008), disponible en http://www.catribunal.org.Uk/files/1.Judg_revised BSkvB_1095_Virgin_Inc_1096_290908.pdf (consulta 19 de enero de 2014). Véase también la Decisión de la Comisión, BSkyB/ITV (Diciembre de 2007), disponible en http://www.competition-commission.org.uk/our-work/directorv-of-all-inauiries/bskvb-itv/final-report-and-appendices-qlossary (consulta 19 de enero de 2014).

⁴³ Por ejemplo, una participación accionaria que le otorgue al accionista minoritario un derecho de veto sobre decisiones estratégicas de la empresa, impide que un accionista mayoritario adopte dichas decisiones sin el voto afirmativo del accionista minoritario.

⁴⁴ Comisión Europea, "Comunicación Consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia, realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n° 139/2004 del Consejo, sobre el control de concentraciones entre empresas" (2008/C 95/01), paras. 57-58, disponible en

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2008:Q95:0001;0048:ES:PDF (consulta 19 de enero de 2014).

⁴⁵ Para ejemplos de casos en donde la Comisión ha determinado que un accionista minoritario tiene control sobre una empresa en razón a un poder de veto véase los siguientes casos: COMP/M.3768- BBVA/BNL (27 de abril de 2005); COMP/M.2777 – Cinven Limited/Angel Street Holdings (8 de mayo de 2002); IV/M.258 – CCIE/GTE (25 de septiembre de 1992); y COMP/M.3876 – Diester Industrie/Bunge/JV (30 de septiembre de 2005).

⁴⁶ Comisión Europea, "Comunicación Consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia, realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n° 139/2004 del Consejo, sobre el control de concentraciones entre empresas" (2008/C 95/01), paras. 65-73, disponible en

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri-OJ:C:20Q8:095:0001:0048:ES:PDF (consulta 19 de enero de 2014).

⁴⁷ Organization for Economic Co-operation and Development- OECD. Directorate for Financial and Enterprise Affairs Competition Committee. "Antitrust issues involving Minority Share Holdings", junio 2009, P.21.

⁴⁸ Organization for Economic Co-operation and Development- OECD. Directorate for Financial and Enterprise Affairs Competition Committee. "Antitrust issues involving Minority Share Holdings", junio 2009, P. 20.

⁴⁹ Por ejemplo cuando se tienen acciones con derecho preferencial, en las que se le otorga a un accionista la capacidad para nombrar más de la mitad de los miembros de la junta directiva.

⁵⁰ Autoridades de competencia en otras jurisdicciones han identificado que estas situaciones dan lugar control conjunto. La Comisión Europea identifica como la forma más evidente de ejercer control conjunto cuando dos empresas se distribuyen en iguales proporciones el poder político. Véase Asunto COMP/M.3097–Maersk Data/Eurogate IT\ Global Transport Solutions JV, del 12 de marzo de 2003; y Asunto IV/M.272 – Matra/CAP Gemini Sogeti, del 17 de marzo de 1993. Así mismo, la Comisión Europea identifica que el control conjunto puede derivarse del ejercicio conjunto de los derechos a voto de dos o más accionistas minoritarios, cuyas participaciones conjuntas les permiten controlar la empresa. Véase Comisión Europea, "Comunicación Consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia, realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n° 139/2004 del Consejo, sobre el control de concentraciones entre empresas" (2008/C 95/01), paras. 65-73, disponible en http://eur-

lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriserv.do?uri=QJ:C:20Q8:095:0001:0048:ES:PDF (consulta 19 de enero de 2014)

⁵¹ Para mayor ilustración, a continuación una serie de derechos de veto que afectan la política empresarial: (i) un derecho de veto sobre las decisiones relativas a las nuevas líneas de productos o negocios que la empresa va a desarrollar; (ii) un derecho de veto sobre la elección o destitución de altos directivos o miembros de junta directiva; y (iii) un derecho de veto sobre aplicación de inversiones.

⁵² Andrés Gaitán Rozo, "Grupos empresariales y control de sociedades en Colombia", Superintendencia de Sociedades, 2011, pags. 49-54.

⁵³ Si bien la EEB también participa en el mercado de distribución y comercialización de energía eléctrica a través de EEC, sociedad que controla, este Despacho no considera relevante pronunciarse sobre la participación de la EEB en EEC para efectos de la configuración del deber de información. Lo anterior, sin perjuicio de que la participación de la EEB en EEC sea tenida en cuenta al momento de analizar los efectos de la operación proyectada en el mercado.

⁵⁴ De conformidad con los artículos 10 y 12 de los Estatutos de EMGESA, las acciones ordinarias, bien suscritas por entidades Estatales o privadas, le confieren a su titular el derecho de "Participar en las deliberaciones de la Asamblea General de Accionistas y votaren ella".

⁵⁵ De conformidad con los artículos 11 y 13 de los Estatutos de EMGESA, las acciones preferenciales con dividendo preferencial y sin derecho a voto, bien suscritas por entidades Estatales o privadas, le confieren a su titular "Los demás derechos previstos para las acciones ordinarias, salvo el de participar en la Asamblea de Accionistas y votar en ella, salvo por las excepciones previstas en la ley."

⁵⁶ Folio 3 del Cuaderno Reservado de Terceros No.1 del Expediente.

⁵⁷ Folio 4 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

⁵⁸ Folio 380 del Cuaderno Reservado de Terceros No, 2 del Expediente.

⁵⁹ Ibíd.

⁶⁰ La propia EEB en su solicitud de pre-evaluación reconoce que tiene tres de los siete miembros de la Junta Directiva de EMGESA. Folios 7 a 8 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 2 del Expediente.

⁶¹ Folio 211 del Cuaderno Reservado del Terceros No. 1 del Expediente.

⁶² Folio 141 del Cuaderno Reservado de Interviniente No. 1 del Expediente.

⁶³ Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. y Universidad Externado de Colombia, "Historia de la Empresa de Energía de Bogotá: Tomo III", p. 336-337. Esta publicación es el resultado del contrato que celebró la EEB con el Centro de Investigación y Proyectos Especiales (Cipe) de la Universidad Externado de Colombia. Dichos textos fueron publicados originalmente en 2000, y reimpresos en 2003. Disponible en http://www.eeb.com.co/empresa/historia#tab3 (consultado el 7 de enero de 2014).

⁶⁴ Para mayor ilustración, a continuación una serie de derechos de veto que afectan la política empresarial: (i) un derecho de veto sobre las decisiones relativas a las nuevas líneas de productos o negocios que la empresa va a desarrollar; (ii) un derecho de veto sobre la elección o destitución de altos directivos o miembros de junta directiva; y (iii) un derecho de veto sobre la aprobación de inversiones.

⁶⁵

⁶⁶ Testimonio Lucio Rubio Díaz, Gerente General de EMGESA. Fecha: 5 de diciembre de 2013. Folio 211 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁶⁷ Folio 176 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁶⁸ Folio 211 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁶⁹ La mencionada norma en su numeral 1 reafirma que las decisiones relacionadas con los Eventos Especiales de Asamblea están sujetos a mayorías especiales o calificadas (i.e. 75% de las acciones con derecho a voto).

⁷⁰ Para mayor ilustración, a continuación una serie de derechos de veto que afectan la política empresarial: (i) un derecho de veto sobre las decisiones relativas a las nuevas líneas de productos o negocios que la empresa va a desarrollar; (ii) un derecho de veto sobre la elección o destitución de altos directivos o miembros de junta directiva; y (iii) un derecho de veto sobre la aprobación de inversiones.

⁷¹ El poder de veto sobre la decisión de entrar en una nueva línea de negocios es un claro ejemplo de un poder de veto que le permite al titular del poder de veto (i.e. accionistas minoritario) ejercer una influencia material o determinante en el desempeño competitivo de la empresa en el mercado. Véase Comisión Europea, "Comunicación Consolidada de la Comisión sobre cuestiones jurisdiccionales en materia de competencia, realizada de conformidad con el Reglamento (CE) n° 139/2004 del Consejo, sobre el control de concentraciones entre empresas" (2008/C 95/01), para. 72, disponible en

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:C:2008:Q95:0001:0048:ES:PDF (consulta 19 de enero de 2014).

⁷² La propia EMGESA mediante un comunicado de EMGESA titulado "Situaciones Legales del Emisor" del 27 de junio de 2013, da cuenta de la modificación del objeto social para incluir la comercialización de gas. Véase Página de Internet de EMGESA, "Accionistas e Inversionistas", disponible en http://www.emgesa.com.co/es/accionistas/Paginas/accionistas-inversionistas.aspx (consulta 26 de enero de 2014).

⁷³ Artículo 5 de los Estatutos de EMGESA. Folio 124 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

⁷⁴ Gas Natural Fenosa es un grupo de cuatro empresas colombianas, a saber, Gas Natural S.A. E. S.P., Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P., Gas Natural de Oriente S.A. E.S.P y GasNacer S.A. E.S.P, cuya actividad principal es la distribución y comercialización de gas natural por red de tubería. Véase Gas Natural Fenosa, "Organización Local", disponible en http://www.gasnaturalfenosa.com.co/co/inicio/conocenos/quienes+somos/1297102367304/organizacio n+local.html (consulta el 26 de enero de 2013).

⁷⁵ De conformidad con los artículos 10 y 12 de los Estatutos de CODENSA, las acciones ordinarias, bien suscritas por entidades Estatales o privadas, le confieren a su titular el derecho de "Participar en las deliberaciones de la Asamblea General de Accionistas y votar en ella". Folio 232 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁷⁶ De conformidad con los artículos 11 y 13 de los Estatutos de CODENSA, las acciones preferenciales con dividendo preferencial y sin derecho a voto, bien suscritas por entidades Estatales o privadas, le confieren a su titular "Los demás derechos previstos para las acciones ordinarias, salvo el de participar en la Asamblea de Accionistas y votar en ella, salvo por las excepciones previstas en la ley." Folio 232 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁷⁷ Folio 3 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

⁷⁸ Folio 209 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente

⁷⁹ Ibíd.

⁸⁰ La propia EEB en su solicitud de pre-evaluación reconoce que tiene tres de los siete miembros de la Junta Directiva de EMGESA. Folios 7 a 8 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

⁸¹ Folio 281 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

⁸²  Véase el numeral 12.4.1.2.2.

⁸³  Véase el numeral 12.4.1.2.2.

⁸⁴  La mencionada norma en su numeral 1 reafirma que las decisiones relacionadas con los Eventos Especiales de Asamblea están sujetos a mayorías especiales o calificadas (i.e. 75% de las acciones con derecho a voto). Folio 239 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 1 del Expediente.

⁸⁵ Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 75837 de 2011.

⁸⁶ ICN Merger Working Group: Investigation and Analysis Subgroup, "ICN Merger Guidelines Workbook" (documento preparado para la Quinta Reunión Anual del ICN, Ciudad del Cabo, Sudáfrica, 16 de abril, 2006), disponible en

http://www.internationalcompetitionnetwork.org/uploads/library/doc321.pdf.

⁸⁷ El texto original del párrafo A. 12, en inglés, dice textualmente lo siguiente: "Demand-side substitutability assesses the extent to which customers could and would switch among substitute producís in response to a change in relative prices or quality or availability or other factors".

⁸⁸ El texto original del párrafo A. 13, en inglés, dice textualmente lo siguiente: "Supply-side substitutabitity examines the extent to which supptiers of alternative producís could and would switch their existing production facilities to make alternative producís in response to a change in relative prices, demand or other market conditions".

⁸⁹ El texto original del párrafo A.24, en inglés, dice textualmente lo siguiente: "The geographic market is an area within which reasonable substitution forthe merging parties' producís can occuf.

⁹⁰ ICN Merger Working Group: Investigaron and Analysis Subgroup, "ICN Merger Guidelines Workbook" (documento preparado para la Quinta Reunión Anual del ICN, Ciudad del Cabo, Sudáfrica, 16 de abril, 2006), A.8, disponible en

http://www.internationalcompetitionnetwork.orq/uploads/library/doc321.pdf (consulta 17 de diciembre de 2013).

⁹¹ Es importante mencionar que la EEC cuenta con una planta de generación en Puerto Salgar, Río Negro. Sin embargo, por tratarse de una planta con capacidad efectiva menor de 10MW (Rio Negro tiene una capacidad de 9.6 MW), no tiene acceso al Despacho Central y, por tanto, se considera que no participa en el MEM de acuerdo con la Resolución CREG No. 039 de 2001.

⁹² Véase también Gráfica No. 4 de esta Resolución.

⁹³ Página de Internet de la CREG, "¿Cómo funciona?", disponible en http://www.creg.gov.co/html/i portals/index.php?p origin=internal&D name=content&p íd=MI- 55&p options= (consulta 22 de enero de 2014).

⁹⁴ Ibíd.

⁹⁵ Artículo 1, Resolución CREG No. 097 (26 de septiembre de 2008) "Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local''.

⁹⁶ Página de Internet de la CREG, "¿Cómo funciona?", disponible en http://www.creg.gov.co/html/i portals/index.php?p oriqin=internal&p name=content&p id=MI-55&p options= (consulta 22 de enero de 2014.

⁹⁷ Artículo 1, Resolución CREG No. 097 (26 de septiembre de 2008) "Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local''.

⁹⁸ Página de Internet de XM, "El Mercado de Energía Mayorista y su Administración", febrero 22 de

2007, disponible en http://www.xm.com.co/Memorias%20Seminarios/f20071MEM.pdf (consulta 19 de diciembre de 2013).

⁹⁹ Página de Internet de la CREG, "¿Cómo funciona?, disponible en http://www.creg.gov.co/html/i portals/index.php?p origin=internal&p name=content&p id=MI- 68&p options= (consulta 18 de enero de 2014).

¹⁰⁰ Generan energía eléctrica a partir del aprovechamiento del agua.

¹⁰¹ Generan energía eléctrica a través de la utilización del gas.

¹⁰² Unidad de Planeación Minero Energética, "Informe mensual de variables de generación y del mercado eléctrico Colombiano", enero 2013", disponible en http://www.siel.gov.co/portals/0/generacion/2013/boletin-Enero%202Q13.pdf (consulta 18 de enero de 2014).

¹⁰³ Centro de Monitoreo de Centrales y del Sistema Eléctrico (CEMOCSE), "Centrales Hidroeléctricas: Definición y Criterios de Operación, febrero 2010", disponible en http://www.ssme.gov.py/arch temp/ACTUALIDAD/Prsent/íng%20valdez/final.pdf (consulta 18 de enero de 2014).

¹⁰⁴ Consejo Privado de Competitividad, "Informe Nacional de Competitividad 2012-2013", pie de página 18, disponible en http://www.compite.com.co/site/ (consulta 26 de enero de 2014).

¹⁰⁵ ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia", Informe Completo, p. 70.

¹⁰⁶ Fernando Barrera y Alfredo García, "Desempeño del Mercado Eléctrico Colombiano en Épocas De Niño: Lecciones Del 2009-10" (Un Informe Para La Asociación Colombiana De Generadores De Energía Eléctrica), p. 67, disponible en http://www.acolgen.org.co/jornada3/INFORME%20Barrera- Garcia.pdf (consulta 26 de enero de 2014).

¹⁰⁷ Camilo Quintero Montaño (Estudio Contratado por la Superintendencia de Industria y Comercio),

"Estudio Sectorial de Energía en Colombia: Análisis Descriptivo y Estructural del Sector de Energía en Colombia", mayo de 2011, pp. 51-52, disponible en

http://www.sic.gov.co/documents/10157/0/E1,pdf/96d32577-d7b1-4d7e-a9d2-7a61c15b852b (consulta 18 de enero de 2014).

¹⁰⁸ "De acuerdo con la Resolución CREG No. 054 de 1994, los usuarios regulados son personas naturales o jurídicas que no superan los límites para contratación en el mercado competitivo (...) y cuyas compras de electricidad están sujetas a tarifas establecidas por la CREG". Ibíd. p. 60.

¹⁰⁹ "Según la definición de la Resolución CREG No. 131 de 1998 estableció que hasta el 31 de diciembre de 1999, los usuarios que podían acceder al mercado competitivo (usuarios no regulados) eran aquellos cuya instalación superara los 0.5 MW o su consumo de energía de 270 MWh/mes y que a partir del 1 de enero del 2000, estos límites cambiaron a 0.1 MW o 55 MWh/mes, respectivamente". Ibíd. p. 61.

¹¹⁰ ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia", Informe Completo, p. 70.

¹¹¹ Resolución CREG No. 020 (27 de febrero de 1996) "Por la cual se dictan normas con el fin de promoverla libre competencia en las compras de energía eléctrica en el mercado mayorista''.

¹¹² ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia", Informe Completo, p. 70.

¹¹³ Ibíd.

¹¹⁴ Camilo Quintero Montaño (Estudio Contratado por la Superintendencia de Industria y Comercio),

"Estudio Sectorial de Energía en Colombia: Análisis Descriptivo y Estructural del Sector de Energía en Colombia", mayo de 2011, pp. 49-50, disponible en

http://www.sic.gov.co/documents/10157/0/E1.Pdf/96d32577-d7b1-4d7e-a9d2-7a61c15b852b (consulta 18 de enero de 2014).

¹¹⁵ ECSIM, Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia, Informe Completo, p, 417.

¹¹⁶ Camilo Quintero Montaño (Estudio Contratado por la Superintendencia de Industria y Comercio),

"Estudio Sectorial de Energía en Colombia: Análisis Descriptivo y Estructural del Sector de Energía en Colombia, mayo de 2011, pp. 49", disponible en

http://www.sic.gov.co/documents/10157/0/E1.pdf/96d32577-d7b1-4d7e-a9d2-7a61c15b852b (consulta 18 de enero de 2014).

¹¹⁷ Ibíd.

¹¹⁸ Ibíd. pp. 50-51

¹¹⁹ Tensiones superiores o iguales a 57.5 kV.

¹²⁰ Tensiones menores a 57.5kV y mayores o iguales a 30kV.

¹²¹ Tensiones menores a 30kV y mayores o iguales a 1kV.

¹²² Tensiones menores a 1kV.

¹²³ Programa COMPAL - United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD), "Estudio de Mercado del Gas en Colombia", Abril 2012, p. 62.

¹²⁴ Folios 389 a 392 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 2 del Expediente.

¹²⁵ Resolución CREG 079 (16 de junio de 2011) "Por la cual se modifica la Resolución CREG 126 de 2010".

¹²⁶ "Sistema interconectado nacional: es el sistema compuesto por tos siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios". Ley 143 del 11 de julio de 1994, "Por la cual se Establece el Régimen para la Generación, Interconexión, Trasmisión, Distribución y Comercialización de Electricidad en el Territorio Nacional, se Conceden unas Autorizaciones y se Dictan Otras Disposiciones en Materia Energética". Artículo 11.

¹²⁷ "Este informe presenta un análisis de la estructura del mercado de contratos de energía eléctrica, con énfasis en la concentración en cada segmento y en la dinámica de contratación. Se observa una concentración alta en la comercialización, medida a través de la participación de la demanda atendida por el comercializador incumbente, en el mercado que abarca cada operador de red y por la distribución geográfica de la actividad'. Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista - Superintendencia de Servicios Públicos, "Informe 84 - Análisis del Mercado de Contratos en el Mercado Mayorista de Energía", 20 de octubre de 2013, p. iii.

¹²⁸ "Son fronteras comerciales en el mercado mayorista el punto de conexión de generadores y comercializadores a las redes del Sistema de Transmisión Nacional, a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución local''. Artículo 9, Resolución CREG No. 024 (13 de julio de 1995), "Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación".

¹²⁹ "La ENFICC de las plantas hidráulicas se calcula utilizando un modelo computacional denominado HIDENFICC que maximiza la energía mínima que puede entregar mes a mes una planta hidráulica en condiciones de bajos caudales". Por su parte, "[l]a ENFICC de una planta térmica se calcula utilizando la capacidad de generación de la planta, la disponibilidad de combustibles, el número de horas del año y un índice que incorpora las restricciones a la generación máxima de la planta: la indisponibilidad histórica por salidas forzadas y las restricciones en el suministro y transporte del gas natural, cuando éste es el combustible seleccionado por el generador". Véase:

http://www.creg.gov.co/cxc/secciones/enficc/enficc,htm (consulta 29 de noviembre de 2013).

¹³⁰ Alfredo Garcia y Luis E. Arbeláez, "Market Power Analysis for the Colombian Electricity Market", Energy Economics 24 (2002), p. 221.

¹³¹ "Despacho ideal. Es la programación de generación que se realiza a posteriori por el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), la cual atiende la demanda real con la disponibilidad real de las plantas de generación. Este despacho se realiza considerando la oferta de precios por orden de méritos de menor a mayor, sin considerar las diferentes restricciones que existen en el sistema, excepto por las condiciones de inflexibilidad de las plantas generadoras. Resolución CREG No. 024 de 1995 (13 de julio de 1995) "Por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación''.

¹³² Documento CREG No. 095 (3 de noviembre de 2005) "Aclaraciones a la Metodología de Cálculo de la Participación en el Mercado para el Sector de Energía Eléctrica", p. 192.

¹³³ Resolución No. 12237 de 21 de Marzo de 2013, de la Superintendencia de Industria y Comercio "Por la cual se resuelve un recurso de reposición" interpuesto a la Resolución No. 3694 del 05 de febrero de 2013 por medio de la cual se sanciona a la empresa de energía de Boyacá EBSA por prácticas comerciales restrictivas de la competencia.

¹³⁴ Folios 342 al 352 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹³⁵ Agua De Dios, Alban, Anapoima, Caqueza, Facatativá, Flandes, Fusagasugá, Girardot, Guaduas, Guataqui, Guayabetal, La Mesa, Nilo, Nocaima, Puerto Salgar, Ricaurte, Sasaima, Tocaima y Villeta.

¹³⁶ Arbeláez, Bajaca, Bosa, Cabrera, Cajicá, Carmen de Carupa, Chía, Choconta, Cogua, Cota, Cucunuba, El Colegio, El Rosal, Engativa, Facatativá, Fontibón, Funza, Fuquene, Fusagasugá, Gachancipá, Guaduas, Guasca, Guatavita, La Calera, Lenguazaque, Madrid, Melgar, Mosquera, Nemocon, Pandi, Quebradanegra, Raqulra, Ricaurte, Sasaima, Sesquilé, Sibate, Silvania, Soacha, Sopó, Suba, Suesca, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tibacuy, Tocancipa, Obala, Ubaté, Usaquén, Usme, Villapinzón, Villeta y Zipaquirá.

¹³⁷ IHH: El índice IHH se determina mediante la suma del cuadrado de las participaciones de mercado de todas las empresas de la industria. Es decir: HHI S₁ l S₂ l S² l S₂, siendo s_t la participación de la firma i en el mercado. Cuanto mayor sea el valor del HHI, mayor será el grado de concentración del mercado. Al respecto véase: Viscusi et al, "Economics of Regulation and Antitrust", MIT Press, 1998, Fourth Edition, P. 215.

¹³⁸ U.S. Deparment of Justice & Federal Trade Commission, "Horizontal Merger Guidelines", Agosto 2010, pp.33-34; Comisión Europea, "Commission Staff Working Document: Towards more effective

EU merger control", SWD(2013) 239 final Brussels 2013; Organization for Economic Co-operation and Development - Competition Committee, "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorales", DAF/COM{2208)30, 23 de junio de 2009, disponible en

http://www.oecd.org/competition/mergers/41774055.pdf (consulta 27 de diciembre de 2013).

¹³⁹ Timothy F. Bresnahan & Steven Salop, "Quantifying the competitiva effects of production joint ventures", Volume 4, issue 2, Pages 123-235 (June 1986), p. 155-175; Daniel P. O'Brien, & Steven Salop, "Competitive Effects of Partial Ownership; Financial Interest and Corporate Control", Georgetown Law Faculty Publications and Other Works. Paper 209. 2000 disponible en http://scholarship.law.georgetown.edu/facpub/209 (consulta 2 de enero de 2014).

¹⁴⁰ Comisión Europea, Exxon/Mobil, caso M.1383 del 29 de septiembre de 1999, numeral 256. En este caso se utilizó la aproximación propuesta por Bresnahan y Salop (1986) acerca del IHHM, al considerar relaciones de propiedad de capital. Más concretamente, la Comisión se expresó en los siguientes términos en dicho numeral: "Además, aun haciendo abstracción de la posibilidad de que la entidad fusionada aumente su influencia sobre Ruhrgas, un reforzamiento de los vínculos de capital entre empresas presentes en el mismo mercado aumenta la posibilidad de que éstas ejerzan su poder de mercado. Para apreciar el nivel de concentración en este mercado antes de la fusión y el impacto de la misma, la Comisión ha calculado el índice Herfindahl-Hirschmann («IHH»), que tiene en cuenta la existencia de participaciones recíprocas entre la mayoría de los operadores del mercado. Este cálculo se basó en los estudios de Bresnahan y Salop".

¹⁴¹ Véase numeral 12.7.

¹⁴² Organization for Economic Co-operation and Development - Competition Committee, "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorates", DAF/COM (2208)30, 23 de junio de 2009, p. 19, disponible en: http://www.oecd.org/competition/merQers/41774055.pdf (consulta 27 de diciembre de 2013).

¹⁴³ Ibíd.

¹⁴⁴ Shaun D. McRae & Frank A. Wolak, "How Do Firms Exercise Unilateral Market Power? - Evidence from a Bid-Based Wholesale Electricity Market", 2009, disponible en http://www.stanford.edu/group/fwolak/cai-bin/?q=node/3 (consulta 29 de noviembre de 2013); Frank A. Wolak, "Report on Market Performance and Market Monitoring in the Colombian Electricity Supply Industry", 2009, disponible en http://www.Stanford.edu/group/fwo1ak/cai-bin/?q=node/3 (consulta 29 de noviembre de 2013).

¹⁴⁵ Organization for Economic Co-operation and Development - Competition Committee, "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorates", DAF/COM (2208)30, 23 de junio de 2009, p. 26, disponible en http://www.oecd.org/competition/mergers/41774055.pdf (consulta 27 de diciembre de 2013).

¹⁴⁶ Shaun D. McRae & Frank A. Wolak, "How Do Firms Exercise Unilateral Market Power? - Evidence from a Bid-Based Wholesale Electricity Market", 2009, disponible en http://www.stanford.edu/group/fwolak/cqi-bin/7ggnode/3 (consulta 29 de noviembre de 2013); Frank A. Wolak, Report on Market Performance and Market Monitoring in the Colombian Electricity Supply Industry, 2009, disponible en http://www.stanford.edu/aroup/fwolak/cai-bin/?a=node/3 (consulta 29 de noviembre de 2013).

¹⁴⁷ Shaun D. McRae & Frank A. Wolak, "Flow Do Firms Exercise Unilateral Market Power? - Evidence from a Bid-Based Wholesale Electricity Market", 2009, p. 4, disponible en http://www.stanford.edu/group/fwolak/cQi-bin/?Q=node/3 (consulta 29 de noviembre de 2013).

¹⁴⁸ Ibíd. p. 13.

¹⁴⁹ Este período está en línea con el adoptado por el CSMEM, quien usualmente toma un período de 1 año y 6 meses en su análisis. Así, en el Informe 83 del 20 de septiembre de 2013 el CSMEM estimó el índice Lerner para el período marzo 2012 a agosto 2013.

¹⁵⁰ Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista - Superintendencia de Servicios Públicos, "Segundo Informe de Avance", 24 de abril de 2006, numeral 1.

¹⁵¹  Plantas con una capacidad efectiva mayor que 10MW y menor que 20MW.

¹⁵² Para mayor facilidad del ejercicio, se asumió que EEB quedaría con una participación del 57% después de la subasta. Es necesario asumir esta cifra debido a que no es posible conocer actualmente el porcentaje de acciones que serán adquiridos en la primera etapa por los destinatarios de las condiciones especiales, de acuerdo con lo exigido por la Ley 226 de 1995, ni tampoco es posible conocer de manera anticipada cuantas acciones adquiriría la EEB mediante la oferta pública de adquisición sobre el remanente de las acciones de ISAGEN que estarla obligada a realizar después de la subasta, de conformidad con el Acuerdo de Accionistas de ISAGEN.. Asimismo, es preciso señalar que la EEB actualmente es propietaria del 2,5% de las acciones de ISAGEN. Véase: http://www.grupoenergiadebogota.com/nuestras-emDresas (consulta 14 de enero de 2014).

¹⁵³ Organization for Economic Co-operation and Development - Competition Committee, "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorates", DAF/COM (2208)30, 23 de junio de 2009, p. 29, disponible en: http://www.oecd.org/competition/merqers/41774055.pdf (consulta 27 de diciembre de 2013).

¹⁵⁴ United States District Court for the District of Columbia, USA v. Exelon Corporation and Constellation Energy Group, Inc., Caso No. 1:11-cv-02276, 2012, p. 10-12; USA v. Exelon Corporation and Public Service Enterprise Group Incorporated; Caso No. 1:06CV01138, 2006, p. 8-11; Commission of the European Communities, EdF S.A./British Energy, Caso No. COMP/M.5224, 2008, págs. 6-11.

¹⁵⁵ La habilidad de retener cantidades puede manifestarse de manera física (incluyendo excusas técnicas para disfrazar la retención) o mediante la oferta de las cantidades a un precio arbitrariamente alto que se ubique por fuera del punto de equilibrio.

¹⁵⁶ Organization for Economic Co-operation and Development - Competition Committee, "Antitrust Issues Involving Minority Shareholding and Interlocking Directorates", DAF/COM(2208)30, 23 de junio de 2009, págs. 30, disponible en http://www.oecd.org/competition/mergers/41774055.pdf (consulta 27 de diciembre de 2013).

¹⁵⁷ El artículo 379, numeral 4, del Código de Comercio de Colombia, estipula que el accionista de una sociedad anónima tiene el derecho de "(...) inspeccionar; libremente, los libros y papeles sociales dentro de los quince días hábiles anteriores a las reuniones de la asamblea general en que se examinen los balances de fin de ejercicio".

¹⁵⁸ Massimo Motta, "Competition Policy - Theory & Practice", Cambridge University Press, 2009, pág. 139.

¹⁵⁸ Fernando Barrera y Alfredo Garda, "Desempeño del Mercado Eléctrico Colombiano en Épocas De Niño: Lecciones Del 2009-10 (Un Informe Para La Asociación Colombiana De Generadores De Energía Eléctrica)", pág. 129; ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia", Informe Completo, pág. 413.

¹⁶⁰ Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución No. 24374 de 2007, págs. 14-15.

¹⁶¹ Ibíd.

¹⁶² Fernando Barrera y Alfredo García, "Desempeño del Mercado Eléctrico Colombiano en Épocas De Niño: Lecciones Del 2009-10 (Un Informe Para La Asociación Colombiana De Generadores De Energía Eléctrica)", pág. 221.

¹⁶³ Fernando Barrera y Alfredo García, "Desempeño del Mercado Eléctrico Colombiano en Épocas De Niño: Lecciones Del 2009-10 (Un Informe Para La Asociación Colombiana De Generadores De Energía Eléctrica)", p. 129; ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia, Informe Completo", pág. 413.

¹⁶⁴ ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia, Informe Completo", pág. 48.

¹⁶⁵ Resolución CREG No. 070 (28 de mayo de 1998), "Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional''.

¹⁶⁶ Ibíd., Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, numeral 6.1.

¹⁶⁷ John Jairo García Rendón y Simón Pérez Botero, "Regulación y desintegración vertical: Algunas consideraciones para el sector eléctrico colombiano", Ecos de Economía No. 20, abril 2005, pág. 147.

¹⁶⁸ Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista - Superintendencia de Servicios Públicos, "Informe 84 - Análisis del Mercado de Contrato", 20 octubre 2013, pág. 5.

¹⁶⁹  Ibíd. págs. 3-5.

 ¹⁷⁰  Ibíd. pág. 5.

¹⁷¹  Ibíd.

¹⁷² "Las empresas Maverick son aquellas que suelen actuar de forma atfpica e independiente y tienen grandes incentivos económicos para desviarse de los términos de coordinación fijados por otras empresas en ei mercado. Existe consenso sobre la influencia competitiva que puede ejercer un Maverick, incluso aquellos con poca participación en el mercado, para prevenir o limitar la coordinación de precios y otros efectos anticompetitivos producto de la integración". Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución 42659 de 2013, pág. 43.

¹⁷³ Es preciso resaltar que la existencia de vínculos estructurales entre CODENSA y EMGESA ya implica una distorsión en la dinámica competitiva del segmento de comercialización de contratos a usuarios no regulados. Los indicios de esta distorsión se vislumbran en el hecho de que CODENSA, a pesar de ser el operador de red y tener dentro de su objeto social la prestación de servicios de comercialización, no comercializa energía a usuarios no regulados dentro de su área de influencia. De no existir los vínculos estructurales entre CODENSA y EMGESA, sería previsible que ambos agentes concurrieran al mercado en beneficio de los consumidores no regulados.

¹⁷⁴ Folio 352 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 2 del Expediente.

¹⁷⁵  Ibíd.

¹⁷⁶ Arbeláez, Bojaca, Bosa, Cabrera, Cajicá, Carmen de Carupa, Chía, Choconta, Cogua, Cota, Cucunuba, El Colegio, El Rosal, Engativa, Facatativá, Fontibón, Funza, Fuquene, Fusagasugá, Gachancipá, Guaduas, Guasca, Guatavita, La Calera, Lenguazaque, Madrid, Melgar, Mosquera, Nemocon, Pandi, Quebradanegra, Raquira, Ricaurte, Sasaima, Sesquilé, Sibate, Silvania, Soacha, Sopó, Suba, Suesca, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tibacuy, Tocancipa, Übala, Ubaté, Usaquén, Usme, Villapinzón, Villeta y Zipaquirá.

¹⁷⁷ Ibíd.

¹⁷⁸ ECSIM, "Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia, Informe Completo", págs. 73-76.

¹⁷⁹ De acuerdo con el Informe realizado por ECSIM, con posterioridad al racionamiento de 1991, se construyeron en el país cinco centrales térmicas a gas (Termo Valle, Termo Emcali, Termo Dorada, Flores I y TEBSA) y posteriormente se realizaron nuevos proyectos hasta el punto en que actualmente Colombia tiene un parque de generación mayor de 3500 MW a gas distribuidos en 13 centrales. Ibíd.

¹⁸⁰ Ibíd.

¹⁸¹ El estudio realizado por ECSIM identifica las siguientes causas de la escasez de gas natural: (i) el fracaso del campo de Opón en 1999; (ii) la masificación de la demanda de gas natural para uso residencial, industrial y vehicular; y (iii) las exportaciones a Venezuela. Ibíd., pág. 123.

¹⁸² Página de Internet de TGI, "Nuestra Empresa, ¿Qué hacemos?", disponible en http://www.tgi.com.co/index.php/es/nuestra-emoresa/aue-hacemos (consulta 26 de diciembre de 2013).

¹⁸³  Cálculos a partir de datos de XM incluidos en los folios 901 a 902 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

¹⁸⁴  Folio 400 del Cuaderno Público No. 1 del Expediente.

¹⁸⁵  Folio 392 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 2 del Expediente.

¹⁸⁶ Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista - Superintendencia de Servicios Públicos, "Informe 28 - Análisis Básico de la Sentencia 16257 del Consejo de Estado", 27 de junio de 2008, págs. 26-27.

¹⁸⁷ Massimo Motta, "Competition Policy - Theory & Practice", Cambridge University Press, 2009, pág. 362.

¹⁸⁸ Camilo Quintero Montaño {Estudio Contratado por la Superintendencia de Industria y Comercio), "Estudio Sectorial de Energía en Colombia: Análisis Descriptivo y Estructural del Sector de Energía en Colombia", mayo de 2011, págs. 11 y 33, disponible en http://www.sic.gov.co/documents/10157/0/E1.pdf/96d32577-d7b1-4d7e-a9d2-7a61c15b852b (consulta 20 de enero de 2014).

¹⁸⁹ Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista - Superintendencia de Servicios Públicos, "Informe 5 - Análisis del Mercado de Reconciliaciones", Bogotá, Agosto del 2006.

¹⁹⁰ Ibíd. págs. 1-2.

¹⁹¹ El CSMEM identifica las siguientes dos hipótesis de explotación de mercado: (i) "Reconciliaciones positivas: una planta que con alta probabilidad sea requerida para cubrir el déficit de generación en la zona, dados el déficit de generación y las limitaciones en el flujo de importaciones de energía, puede actuar como monopolista en un rango importante de precios, o como oligopolista que enfrenta una demanda residual muy inelástica"; y (ii) "Reconciliaciones negativas: Una planta que anticipa la presencia de excedentes de energía en su zona (dadas las limitaciones de exportación) y por lo tanto la necesidad de incurrir en reconciliaciones negativas, puede presentar ofertas de precios artificialmente bajos, incluso inferiores al costo marginal, con e¡ objeto de minimizar el monto de la reconciliación y, en consecuencia, aumentar los ingresos asociados a energía no generada". Ibíd. pág. 2.

¹⁹² Página de Internet de XM, "Parámetros Técnicos", disponible en https://sv01.xm.com.co/Paratec/paginas/parametrostecnicos.asp (consulta 20 de enero de 2014).

¹⁹³ Folio 532 del Cuaderno Reservado de Terceros No. 3 del Expediente.

¹⁹⁴  Folio 363 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

¹⁹⁵  Folio 363 del Cuaderno Reservado de Intervinientes No. 1 del Expediente.

¹⁹⁶ La República, "Conflictos Sociales y Licencias Atrasan los Megaproyectos Eléctricos", Lunes 2 de diciembre de 2013, disponible en www.larepublica.co (consultado lunes 2 de diciembre de 2013).

¹⁹⁷ Resolución CREG No. 071 (3 de Octubre de 2006) "Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía" y Consejo Privado de Competitividad, "Informe Nacional de Competitividad 2012-2013", pág. 287, disponible en http://www.compite.com.co/site/.

¹⁹⁸ Página de internet de la CREG, "Subasta para la asignación de OEP - Periodicidad", disponible en http://www.creg.gov.co/cxc/secciones/subasta_asignacion/periodicidad.htm (consulta 17 de diciembre de 2013).

¹⁹⁹ De acuerdo con el Consejo Privado de Competitividad: "Un incumbente con plantas existentes puede disminuir el precio ofertado en la subasta (y así evitar entrada de nuevos jugadores) por debajo del nivel óptimo de su proyecto nuevo, debido a que toda la capacidad de generación de sus plantas existentes se remunera a este nuevo precio". Consejo Privado de Competitividad, Informe Nacional de Competitividad 2013-2014, pág. 221.

²⁰⁰ ECSIM, Análisis del Impacto de la Regulación y de las Estructuras Productiva e Industrial del Sector de Energía Eléctrica sobre el Nivel Final de las Tarifas y Precios del Servicio de Energía Eléctrica en Colombia, Informe Completo, págs. 93 y 409.

²⁰¹ Consejo Privado de Competitividad, Informe Nacional de Competitividad 2013-2014, pág. 221.

²⁰¹ Resolución CREG No. 071 (3 de octubre de 2006) "Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía", Art. 27.

²⁰³ En el pasado, la Comisión Europea también ha impuesto desinversiones para remediar problemas de competencia en integraciones que incluían control parcial sobre otras empresas. Por ejemplo, en el caso de la integración entre EXXON y MOBIL (M.1383 de 1999), a las partes se les impuso desinversiones en empresas sobre las que tenían control, tanto total o como parcial. European Commission, Annex to the Commission Staff Working Document - Towards more Effective EU Merger Control, SWD (2013) 239 final, 2013, pág. 8.

²⁰⁴ Por ejemplo, en el caso de la integración entre TOSHIBA y WESTINGHOUSE (M.4153 de 2006), TOSHIBA tenía el 25% de la participación en la firma GNF, quien era la principal competidora de WESTINGHOUSE. Con el fin de restablecer la competencia, la Comisión Europea impuso como condicionamiento que TOSHIBA renunciara a: i) toda su participación en la junta directiva de la compañía GNF; ii) los derechos de veto adquiridos en virtud de un acuerdo de joint venture; y iii) el derecho de acceder a información sensible sobre GNF. European Commission, Annex to the Commission Staff Working Document - Towards more Effective EU Merger Control, SWD (2013) 239 final, 2013, pág. 7.

²⁰⁵ En otras jurisdicciones también utilizan los anteriores rangos de IHH para calificar los mercados como moderadamente concentrados, así mismo utilizan la variación de más de 100 puntos como un referente para identificar potenciales efectos anticompetitivos. Véase U.S. Department of Justice & Federal Trade Commission, Horizontal Merger Guidelines, Agosto 2010, pág. 19.

²⁰⁶ Las medidas que se requieren para lograr el cambio de un interés activo de la EEB en EMGESA a uno silencioso, y para la desinversión de Termocentro, se explicarán posteriormente en esta Resolución.

²⁰⁷ "En el evento en que una operación de integración sea aprobada bajo condiciones la autoridad única de competencia deberá supervisar periódicamente el cumplimiento de las mismas. El incumplimiento de las condiciones a que se somete la operación dará lugar a las sanciones previstas en (a presente ley, previa solicitud de los descargos correspondientes. La reincidencia en dicho comportamiento será causal para que el Superintendente ordene la reversión de la operación".