Es difícil no pronunciarse respecto de las recientes decisiones del Presidente Petro, tomadas con base en información incorrecta y al parecer, manipulada, específicamente frente a la decisión de no suscribir nuevos contratos de exploración y producción de gas y de petróleo.
El Presidente Petro asumió, imagino yo de buena fe, que la información que le entregaba la Ministra del ramo era correcta y que estaba sustentada técnicamente, lo cual no solo no es cierto, como se muestra en este documento.
En ese sentido, miraremos cual fue la base de la decisión del Presidente Petro y luego las implicaciones del mismo.
LAS BASES DE LA DECISIÓN
Las bases de la decisión están en un documento llamado “Balance de Contratos de Hidrocarburos y recursos disponibles para la transición energética justa”, por lo que resulta importante analizarlo, de la siguiente manera:
¿Cuál era el objetivo del documento?
Contrario a lo que las personas creen, el documento tenía un objetivo muy diferente de aquel para el cual efectivamente fue utilizado, tal y como se señala textualmente dentro del mismo, así:
“El Ministerio de Minas y Energía, junto con la agencia Nacional de hidrocarburos (ANH), se encuentra realizando una evaluación del estado actual de los contratos de exploración y producción de hidrocarburos actualmente suscritos entre la ANH y los inversionistas de este sector. Esto, con el fin de buscar soluciones para aquellos que se encuentran suspendidos o en proceso de determinación por asuntos sociales, ambientales y de orden público, entre otros. Lo anterior, haciendo énfasis en aquellos que tienen un enfoque en el recurso gasífero, impulsando el desarrollo de este como aliado estratégico en el proceso de transición energética y con el ánimo de contribuir a la descarbonización de esta industria.”
Como se puede leer, el documento no tenía por objeto ni por efecto tomar decisiones de política pública del tamaño que implica no suscribir contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, sino por el contrario, destrabar los procesos que se hubiesen interrumpido, precisamente por razones de tipo ambiental, social, o de orden público.
¿Cuáles son algunos de los errores en que incurre documento?
El documento incurre en varios errores.
En lo que tiene que ver con el conteo de las reservas con la que cuenta el país, las multiplica por 4, como si la extracción del gas y el petróleo pudiera simplemente decretarse, lo que hace que no sea posible tomar decisiones de política pública a partir del mismo, como aquella que anunció la Ministra en Davos, Suiza.
En primer lugar, el documento asume que las reservas declaradas por los agentes que ejecutan los contratos de exploración y explotación, son todas las mismas, y que, en ese sentido, aquellas denominadas P1, pueden ser aritméticamente sumadas a las P2, y a las P3.
Las reservas P1, son aquellas con las que tradicionalmente se cuentan para efectos de contabilizar los recursos con los que efectivamente se puede atender las necesidades del país, por tener una probabilidad de ocurrencia del 90%. Las reservas P2, por su parte, tienen una probabilidad del 50%, y a su vez la reservas P3 del 10%.
La suma que hace el documento de las reservas en la forma mencionada, implica sobreestimar los recursos con los que efectivamente cuenta el país, y al mismo tiempo, retrasar las medidas que en efecto se requieren para poder mantener la autosuficiencia energética del país, como se puede ver de la siguiente gráfica:
En segundo lugar, el documento no tiene en consideración, que las reservas, incluso aquellas clasificadas como P1, tienen un grado de incertidumbre, propio de la actividad, asunto que sorprendentemente el mismo documento advierte, pero que pareciera no tener en cuenta al momento de llegar a la conclusión; en otras palabras, el documento concluye la certeza cuando en su análisis involucra la incertidumbre; en efecto, el documento literalmente establece lo siguiente:
“Teniendo en cuenta lo anterior, se deja claridad de que estos contratos tienen un inherente riesgo exploratorio y operativo, incluso en el evento de un hallazgo. La decisión final de inversión para la comercialidad del recurso será sólo por intención de los socios contratistas y puede darse o no al final de una tapa exploratoria.”
La pregunta que resulta necesario hacerse en este punto es, sí el Ministerio conocía no solamente que no podían sumarse los diferentes tipos de reservas, y al mismo tiempo, que aún y cuando éstas estuviesen declaradas, estaban sujetas a un riesgo ¿Por qué decide incluirlas como si éstas fuesen una certeza, y sobre estas se toman decisiones de política pública como es la de no firmar más contratos de exploración y explotación de hidrocarburos?
A partir de la información que se ha venido a conocer a partir de la renuncia de la Viceministra de Energía, que puede verse en este enlace, es posible afirmar que más que errores, el documento deliberadamente incluye información que no es cierta, pero que sustenta una posición política con la cual se inscribe la Ministra, que es la de no explorar y explotar más hidrocarburos en el país.
En tercer lugar, el documento incurre en una contradicción que resulta increíble, y es que de un lado asume la certeza de las reservas , y al mismo tiempo reconoce que éstas requieren agotar los procedimientos de tipo ambiental y social, como si éstos no existieran y no fueran relevantes, que era precisamente el objetivo que originalmente tenía el documento.
¿CUÁLES SON LAS IMPLICACIONES TANTO DEL DOCUMENTO SOPORTE COMO DE LAS DECISIONES DE NO EXPLORAR Y EXPLOTAR LOS HIDROCARBUROS?
Para que se pueda entender las implicaciones, imaginemos que la Ministra de Minas y Energía, de manera individual y aislada tanto del gobierno nacional como del país, decide ir al casino y apostar el futuro del país en una ruleta, poniendo sus fichas en que los contratos actualmente vigentes, serán exitosos 100%.
El monto de la apuesta por supuesto, es la viabilidad económica de mediano y largo plazo del país, y al mismo tiempo, los 10.600.000 usuarios que tiene el gas natural, y que, derivado de la decisión de la Ministra, se quedarían sin gas natural para sus procesos de cocción y calefacción, si pierde la apuesta.
Es importante anotar que, contrario a lo que la Ministra ha dicho públicamente, la posición de aquellos críticos tanto del documento como de la decisión, no es ni mucho menos atacar la bandera del Gobierno Nacional de la transición energética, la cual es sin duda un OBJETIVO DE ESTADO, no solo de Gobierno (como se desprende de las Leyes aprobadas incluso antes de que el presidente Pedro fuera elegido, y por supuesto antes de que empezara a ejercer su presidencia). No. Las objeciones que se hacen, buscan precisamente que la transición energética sea un hecho, y que al mismo tiempo, se garantice la salud de las finanzas públicas del país, y el servicio público de gas natural con producción local.
¿Por qué se afectarían las finanzas públicas con la decisión del presidente?
Las finanzas públicas se verían afectadas fundamentalmente porque Colombia exporta petróleo y por lo mismo, obtiene recursos que se invierten en política pública social, como lo son el pago de subsidios, salud, educación y demás beneficios con la que cuentan los colombianos. Esos beneficios desaparecerían ya que no tendríamos forma de financiarlos sin ese recurso valioso. Al mismo tiempo, si se dejara de exportar petróleo, el dólar subiría de forma importante, haciendo más cara de las importaciones, y por lo mismo, el costo de la vida de los colombianos.
¿Por qué se afectaría el servicio público de gas natural?
Se afectaría fundamentalmente porque si cesa la actividad de exploración y explotación de gas natural, con la firma de nuevos contratos, el país no estaría en capacidad de mantener el consumo actual de gas natural, lo que implica que se tendrían que suspender el consumo de las industrias, luego el consumo del gas natural vehicular, y por último el consumo residencial.
Es evidente que la Ministra no puede apostar el país en un casino, y dados los evidentes errores en los que incurre el documento que soporta la decisión de política pública, ésta decisión debe ser reversa de manera inmediata, para que la inversión privada necesaria en este tipo de actividades, se pueda desarrollar, en beneficio de todos los Colombianos.
PORQUE LAS AMENAZAS DE “TOMA DE LA CREG” SON INNECESARIAS E INCONVENIENTES
Por Ángel Castañeda Manrique
Mucho se ha dicho respecto del pronunciamiento del Presidente Petro, frente a la supuesta intervención del Gobierno Nacional en la CREG: “la toma de la CREG”, como muchos la llamaron. Esas amenazas públicas, hechas por la primera autoridad administrativa de la Nación, en un escenario público especializado, se complementaron con algunas intervenciones por parte de la Ministra de Minas y Energía, que sumadas generaron mucha incertidumbre y preocupación.
Más allá de las anécdotas (y por supuesto de los memes), es importante hacer una composición de lugar, para ver cómo es que funciona la institucionalidad del sector, identificar las razones de su diseño y de esa manera validar si la amenaza, y en general, la actuación del Presidente era necesaria o deseable.
Para ese efecto, traigo una anécdota que se quedó conmigo, cuando ejercía el bello oficio de funcionario público, precisamente en la CREG. En esa ocasión, estaba discutiendo en el seno de la CREG, asuntos asociados a cortes de energía en cierta región de Colombia, con la participación del Ministro de turno y los técnicos, que estaban procurando por una solución “técnica”, frente a lo cual, el Ministro de turno nos manifestó lo siguiente:
“¿Ustedes saben a quien es el primero que van a llamar los periodistas si este país o alguno de sus territorios se queda sin luz? Pues al Ministro que es el responsable político del sector. Ustedes a esa hora no los despiertan”
Esta afirmación, que parece de Perogrullo, nos sirve para explicar el equilibrio que existe entre la señal política y la señal técnica, para concluir, como se verá, que en realidad las amenazas del Presidente no solo son completamente innecesarias, y revelan que en realidad se desconoce el funcionamiento de la institucional del sector, sino que además, son inconvenientes para el mismo gobierno. Veamos lo que en realidad sucede:
Ante todo, es importante destacar que Constitucionalmente, el Presidente, como suprema autoridad administrativa y como Jefe de Estado, está dotado de un gran poder, dentro del cual está el de definir la política pública sectorial, esto es, determinar hacía que objetivos deben apuntar las diferentes instituciones del Estado, para el cumplimiento de los objetivos definidos por el mismo Gobierno.
En materia de servicios públicos en general, esto es aún más cierto, si se considera que la Constitución Política justifica la existencia misma del Estado en que éste, garantice dichos servicios a los habitantes del territorio.
El hecho que el Estado tenga que garantizarlos, no implica – como parece creer el Presidente Petro- que deba prestarlos, no solo porque esto ha demostrado que no es posible en el nivel de modernidad relativo que tenemos, sino además, porque se demostró durante más de 80 años, que el Estado no está equipado para efectivamente asumir de manera directa las necesidades de servicios públicos a la totalidad de los habitantes del territorio.
En efecto, para que un país pueda estar al día en la proveeduría de bienes y servicios de naturaleza pública, tales como energía eléctrica, agua, alcantarillado, internet, vías y demás, requiere inversiones de largo plazo, que el Estado no puede proveer únicamente con sus propios recursos, sino que requiere de la inversión privada, enfocada en este tipo de inversiones, de manera que se cumpla con el objetivo, es decir, que los habitantes puedan efectivamente gozar de los servicios que les mejoren su calidad de vida.
¿Cómo funciona entonces la voluntad política del Presidente, que determina los objetivos de “política pública”, con la CREG como institución de regulación?
Considerando, de un lado la voluntad política que materializa los vaivenes de la democracia, y de otro lado la necesidad de atraer inversiones privadas para la prestación de los servicios públicos domiciliarios, es que se diseña la arquitectura institucional sectorial del sector energético, que ha permitido que Colombia, a diferencia de muchos países vecinos, haya superado periodos de Niño, que en otros países significaron cuantiosos racionamientos de energía. Esa es la institucionalidad que paso a explicar, de la manera más clara posible:
Como recordarán algunos, en el año 1991 el país sufrió un apagón de energía eléctrica, cuyas causas fueron identificadas por algunos estudios que se hicieron al respecto, y que concluyeron que éste se había producido por una mezcla de factores; en primer factor era que el país en esa época, para desarrollar capacidad de generación eléctrica, requería del presupuesto público, y éste a su vez, como se financiaba a partir de impuestos y endeudamiento principalmente, no podía concentrar más recursos en el sector de generación eléctrica. En efecto, para el año 1991, el 35% de la capacidad de endeudamiento del país, estaba concentrada en la actividad de generación eléctrica, y aún así, se produjo un racionamiento.
Un segundo factor, es que en realidad los usuarios, no tenían ninguna señal para afectar su consumo en razón a la situación de escasez; es decir, los usuarios no percibían que se iban a quedar sin energía, porque los precios no reflejaban esas escacez, y como no lo reflejaban, no había incentivos al ahorro, más allá de la voluntad de cada una de las personas.
Un tercer factor, es que el recurso con el que se generaba energía, que era principalmente el agua de las hidroeléctricas, no fue administrado con criterios técnicos, sino más políticos, lo que determinó que se agotara rápidamente.
Un cuarto factor, era que el país era muy dependiente de la generación hidráulica, lo que implicaba que en periodos de Niño, el sistema estuviera en riesgo.
Estos factores mencionados, más otros, determinaron un cambio fundamental en el cual, el Constituyente Primario, con la herida abierta, tomó la decisión de quitarle al Estado el monopolio de la prestación de los servicios públicos, permitiendo la participación privada en dichas actividades, pero siempre bajo la regulación, el control y la vigilancia del Estado, de acuerdo con lo que al respecto definiera la Ley.
Considerando que debe haber un responsable político, que además pudiera materializar las ideas que resultaban de la discusión democrática, le otorgó al Presidente la función de definir las políticas de administración y eficiencia de los servicios públicos.
La Ley 142 de 1994, en ese sentido, le respeta las funciones constitucionales al Presidente, como debe ser, y crea una institución de carácter técnico, que son las Comisiones de Regulación, dentro de la cual está la CREG.
¿Por qué razón era necesario crear una institución de carácter técnico?
Para entender las razones es importante considerar la siguiente pregunta: ¿Usted invertiría recursos a riesgos si el que define el precio del producto a vender, es un político con criterios políticos?
Seguramente, si es su dinero, contestaría que no. En efecto, si Usted está en un mercado en competencia, el precio del producto o servicio, se determina en función de la oferta, la demanda y por supuesto, la calidad. Pero si ese mismo precio lo va a establecer un político, con criterios políticos, pues es evidente que tratara de bajar artificialmente los precios, con el ánimo de ganar votos, dejando sin utilidad al que lo produce o incluso con pérdida. Un ejemplo de esto ocurrió precisamente en Argentina, donde el Presidente congeló las tarifas de servicios públicos, y literalmente las quebró, dejando al país en un atraso de infraestructura; lo mismo pasó en Venezuela, solo que allí, la crisis sigue.
La función de la CREG entonces, es precisamente definir con criterios técnicos, las tarifas que cobran las empresas de servicios públicos que son monopolios naturales, y al mismo tiempo, crear las condiciones para que la competencia funcione, donde de hecho esto sea posible, de una manera técnica, que le garantice al inversionista privado, que no habrá un loco que de la noche a la mañana les quite esas inversiones.
Pero, si la CREG determina de manera técnica los costos que se incluyen en la tarifa, y las condiciones del mercado donde de hecho es posible ¿Cómo hacen los usuarios de ingresos bajos para poder acceder a los servicios públicos o incluso, poder usarlos para mejorar sus condiciones de vida?
Esta pregunta es válida, porque el Presidente Petro dijo de manera clara, que el esquema de servicios públicos vigente en Colombia no le gustaba, porque se determinaba en función del mercado, y esto dejaba a los pobres por fuera de los beneficios del mismo. NADA MÁS LEJANO DE LA REALIDAD.
El esquema diseñado por la Ley 142 de 1994, al sincerar los costos de prestación del servicio, permite al mismo tiempo enfocar los recursos de los presupuestos públicos, al logro del objetivo de garantizar la prestación del servicio a todos los habitantes del territorio nacional.
El Estado puede actuar, con subsidios a las inversiones, o con subsidios al consumo, de la siguiente manera:
En materia de inversión, se espera que las empresas de servicios públicos se expandan, donde los costos de conexión de nuevos usuarios, sean mas o menos iguales a los ingresos que obtendría de los mismos (Costo Marginal =< Ingreso Marginal); las empresas entonces, hacen las inversiones a riesgo, con la expectativa de recuperar la inversión en un periodo de entre 20 y 30 años.
Cuando los costos de la expansión del servicio, no se cubran con los ingresos marginales (Costo Marginal > Ingreso Marginal), el Estado, para garantizar la prestación del servicio a esos usuarios, invierte la diferencia entre el costo marginal y el ingreso marginal. Ese valor es un subsidio a la inversión, que garantiza la prestación del servicio.
En materia de subsidios de consumo, los usuarios de estratos 1, 2 y 3, reciben subsidios, que provienen en una porción muy pequeña de la contribución que pagan los usuarios de estratos 5 y 6, e industriales y comerciales, y en gran parte, de los recursos del presupuesto general de la Nación.
En otras palabras, la misma ley contempla los mecanismos para que el Gobierno, pueda garantizar el servicio, tomando ventaja de que los inversionistas privados operan de manera más eficiente.
¿Por qué la participación privada en la prestación de los servicios, contribuye para que el Estado pueda cumplir con sus objetivos en el sector y en los demás sectores que requieren recursos públicos?
La respuesta es sencilla; porque entre más inversión privada exista en actividades asociadas a infraestructura de servicios públicos, más recursos tiene el Estado para invertir en otros sectores, donde la inversión privada simplemente no es posible.
En efecto, la inversión privada enfocada a la expansión de la infraestructura, permite que el Estado no tenga que hacer esas inversiones, pero que los habitantes si puedan contar con el servicio; al usuario lo que le importa es tener energía, gas, agua, alcantarillado y telecomunicaciones, y poco le importa si el prestador es público o privado, mientras tenga a donde quejarse, en caso que los servicios fallen.
¿Por qué entonces eran innecesarias las amenazas de tomarse la CREG?
Porque el Presidente tiene suficientes herramientas para enfocar el esfuerzo de la CREG, al logro de los objetivos que propone; si quiere que los servicios se expandan, donde no han podido llegar, puede no solo incentivar a los privados a hacerlo, a través de la regulación, sino además, destinar recursos públicos que contribuyan con el objetivo, quedándose con la estrellita, y sin perder la confianza del sector privado en la institucionalidad.
Es claro que el Presidente puede asumir de manera directa la función regulatoria, asunto respecto del cual no hay duda constitucional y legalmente hablando, pero al hacerlo, rompe el equilibrio, la confianza con la que se ha desarrollado el país en los últimos 28 años. Romper ese equilibrio, podría implicar que volvamos a la época de la oscuridad, y la izquierda del Presidente Petro habrá demostrado que siguió los pasos de Chavez, de los cuales ha renegado.
Así, tal y como lo señala el artículo 370 de la Constitución Política, es el Presidente el llamado a determinar los criterios de eficiencia y de administración de los servicios públicos en Colombia; estas son decisiones POLÍTICAS, respecto de las cuales, el Presidente responde.
De la misma manera, como es imposible que el Estado asuma la totalidad de las inversiones (y riesgos) que implica la prestación de los servicios publicos domiciliarios, la ley 142 y 143, crearon las Comisión de Regulación de Energía y Gas, al igual que otras instituciones que complementan la función de regulación.
A diferencia del Presidente, la CREG es una institución de carácter técnico, compuesta por técnicos, que produce documentos técnicos, que buscan intervenir en la actividad para corregir las fallas de mercado, tales como los monopolios, y crear condiciones para el desarrollo de los mercados, es decir, para que los agentes puedan ejercer su actividad privada, pero asociada a un objetivo público, que es precisamente la prestación del servicio público.
Esta entonces, es una invitación a trabajar, a dejar los prejuicios a un lado y a avanzar en el objetivo común del Estado y del sector privado que participa en el sector, que es el de prestar servicios a todos los habitantes del territorio, a precios justos y con calidad.
El Estado de Texas en los Estados Unidos, es y ha sido un caso de estudio en materia eléctrica, tanto desde el punto de vista de política pública y de regulación económica, y por supuesto desde la perspectiva de los servicios públicos.
En ese sentido, en esta ocasión, presentaré las características especiales que tiene Texas, las razones por la cuales ocurrió el apagón, los problemas que se desprenden del asunto y por último, las lecciones y los retos que dicha situación determina para el resto del mundo.
¿Porque Texas es especial?
Es un sistema aislado
Normalmente, el diseño de las redes eléctricas, buscan garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio; en otras palabras, que el servicio no se interrumpa, ante cualquier circunstancia.
Una forma de lograr esa seguridad en el suministro, es través de la interconexión con otros mercados u otras zonas, que ante la falla de los sistemas propios, están en disposición de entrar a suplir lo que las fuentes locales no pueden hacer.
Pues bien, Texas es un sistema completamente aislado del sistema interconectado de los Estados Unidos tal y como se muestra en la siguiente gráfica:
Lo anterior se presenta, fundamentalmente por tres razones:
La primera, porque Texas siempre ha creído y querido ser un Estado independiente, y en ese sentido, parte de su “soberanía” es no depender de terceros para suplir el servicio.
La segunda, porque Texas no quiere que sus recursos y en general su sistema, esté subyugado a las normas de carácter federal, que claramente se aplicarían si hubiese un tráfico con otros estados; en ese sentido, en la medida que se mantenga aislado, pueden olvidarse de la FERC y de las autoridades federales.
La tercera, porque Texas es un estado rico en recursos naturales de petróleo y gas, y en ese sentido ¿Para que conectarse con el sistema interconectado americano si tiene las fuentes internas suficientes para abastecer el mercado?
Hay que decir que, hasta el momento, el experimento de Texas había sido exitoso, y en ese sentido, los ciudadanos del Estado estaban orgullosos, no solo de la configuración de su sistema, sino además de su independencia de las autoridades federales en materia de regulación.
Pero si funcionaba tan bien, ¿Qué fue lo que paso?
Pues que el evento que jamás se pensó que ocurriera, en efecto pasó, dejando a más de 4 Millones de personas sin servicio de energía eléctrica, en medio de la peor tormenta de nieve, que bajo la temperatura a niveles record.
En efecto, lo que paso se explica de la siguiente manera:
Cuando se diseña casi cualquier proyecto de infraestructura, normalmente se identifican todos los riesgos que pueden ocurrir, y al mismo tiempo, se implementan las acciones que pueden contribuir a mitigar que esos riesgos en efecto sucedan.
En materia de infraestructura de energía, los diseños de los sistemas eléctricos y de gas, los riesgos son ponderados por la posibilidad de que pasen y la probabilidad de que ocurran; la posibilidad casi siempre existe, pero la probabilidad se determina obviamente de acuerdo con los datos históricos, lo que permite determinar si es alta o no; si el evento es posible, pero no ha ocurrido, pues la probabilidad es baja.
Esos riesgos que se ubican como posibles pero poco probables, son ponderados para determinar si se justifica hacer las inversiones que permitan solucionarlos, asunto que normalmente no se hace, porque resulta mucho más costoso invertir en solucionar el riesgo, que asumir el riesgo mismo de que el evento ocurra, por lo menos desde el punto de vista teórico.
Pero la realidad es otra; cuando el evento posible pero poco probable se materializa, el servicio se deja de prestar, las personas dejan de tener las comodidades que éste les provee, y en ocasiones se pierden vidas y los daños son importantes, tal y como sucedió en este caso.
En Texas, sin embargo, hace precisamente una década, se había presentado el mismo fenómeno climatológico, y a pesar de que varios expertos sugirieron preparase para esa eventualidad, el asunto fue olvidado fundamentalmente por los costos que eso implicaba.[1]
Lo que ocurrió entonces, fue que la temperatura bajo y eso hizo que algunas plantas térmicas a gas, y otras granjas eólicas no funcionaran, al punto que no era posible que generaran energía, y por ende, se causó la interrupción del servicio, sumado a las fallas de algunos sistemas de transporte de combustibles se congelaran en algunos de sus elementos de funcionamiento críticos.
En efecto, la demanda por electricidad se incrementó de manera importante hasta los 69.150 megavatios, lo que causo que aproximadamente 30.000 megavatios cayeran, dejando sin energía a más de 4 Millones de personas que, a su vez, demandaban más energía para calentar sus hogares. Las imágenes que se muestran a continuación, muestran el impacto de la medida:
El resultado fue 4 días de interrupción del servicio, algunas personas murieron por las bajas temperaturas y muchas viviendas resultaron afectadas por el congelamiento de las tuberías, entre otras muchas cosas.
Si bien el regulador trató de tomar medidas, no tenía las herramientas para hacerlo, precisamente porque no existe un respaldo, bien a través de agentes o bien a través de interconexión. El regulador explicó de esta manera las medidas tomadas.
¿Cuáles son los asuntos que tienen que evaluarse?
Sin duda el caso está siendo objeto de estudio, y dentro de la polarización política que se vive en Estados Unidos, este asunto no ha hecho otro cosa que atizar las diferencias, lo cual dificulta hacer una evaluación objetiva del tema.
Sin embargo, podemos decir que los siguientes aspectos serán objeto de discusión y posiblemente sean los asuntos que ocupen la atención de los próximos meses, una vez recuperado el servicio
Para poder entender el problema es necesario tener en cuenta que Texas tiene una matriz relativamente bien distribuida, tal y como se muestra en el siguiente gráfico:
Del gráfico se desprende claramente que la matriz está muy inclinada hacia los combustibles fósiles, y solo un 28% aproximadamente hacia la energía renovable. Con estos datos, empecemos entonces el análisis:
La desregulación del mercado
El mercado de Texas, es desregulado, esto es, el objetivo fundamental de las autoridades fue el de fomentar la competencia entre los diferentes agentes, de manera que las personas pudieran escoger su proveedor en función del precio. Para el efecto, dejaron a las empresas en casi total libertad.
Los críticos que ubican la causa del apagón en el mercado, aseguran que la competencia llevó a los agentes a bajar costos a un punto donde el riesgo de interrupción del servicio se agravó, y la súbita bajada de temperatura, dejó a los agentes sin formas de reaccionar[1].
Obviamente, desregular un mercado para promover la competencia, y que los usuarios se beneficien de un de menor costo de la energía, es sin duda un objetivo, pero no es el único en materia de servicios públicos, y en ese sentido, puede decirse que una tarifa barata en el corto plazo, no necesariamente es lo que le conviene al usuario en el largo plazo, como lo demuestra claramente Texas.
Es evidente que la competencia, cuando se trata de servicios públicos, debe ponderarse con otros objetivos, los cuales el mercado por si solo no es capaz de asumir, por lo que se requiere algún grado de intervención del Estado, precisamente para tratar de cubrir estos eventos.
El aislamiento del sistema interconectado
El segundo punto que en mi opinión resulta crítico, es si ante las circunstancias, se justifica que el Estado de Texas esté aislado del sistema interconectado.
El punto resulta válido si se tiene en cuenta que, de existir la interconexión, probablemente el evento no hubiese sucedido, o por lo menos no hubiese sido tan prolongado, fundamentalmente porque otros proveedores de otros Estados, hubiesen podido suplir el servicio.
La interconexión, sin embargo, no está exenta de consecuencias; en primer lugar, los Texanos verían un incremento en sus facturas normales, fundamentalmente porque tendrían que contribuir a la financiación de la infraestructura a la cual se conectarían, sin contar con los valores que tendrían que pagar por ese respaldo específico.
Este asunto, sin embargo, no se resolverá por la vía de la discusión técnica, fundamentalmente porque como lo dije con anterioridad, se volvió un tema partidista, en un estado donde existe una clara predominancia Republicana.
El diseño de los sistemas para considerar el cambio climático
Un tercer punto, que parece muy importante como lección para todo el mundo, es que el cambio climático es real, pero sobretodo, impredecible.
Las temperaturas en Texas fueron extremadamente bajas, lo que hace que sus sistemas tengan que prepararse para una mayor demanda del servicio (lo que implica expandir la infraestructura de generación de energía y la de transmisión entre otras), y para que la oferta realice las inversiones que permitan la generación de energía, aún en momentos críticos.
Una alternativa a la anterior, muy imperfecta, tanto desde el punto de vista práctico como de política pública, es que cada persona, cada usuario, se prepare para este tipo de eventualidad.
Cualquiera de las dos soluciones, antes mencionadas, claramente implicará la inversión de recursos importantes, que se deberán incluir, directa o indirectamente, en el costo del servicio.
El papel de las energías renovables y la falta de seguridad en el suministro
Lo primero que hay que decir en este punto, es que la acusación según la cual, las energías renovables fueron las causantes de la falla, no tiene sustento, o por lo menos, fallaron de igual manera que otras tecnologías que utilizan combustibles líquidos. La falla fue sistémica, y según la Comisión de Servicios Públicos de Texas, el asunto pudo haber sido mucho peor, sino se hubiesen tomado las medidas a tiempo.
Lo que me parece importante, es que la introducción de energías renovables y no renovables, deben tener en consideración nuevos escenarios extremos de operación, para hacer las mejoras tecnológicas que fuesen necesarias.
La sustitución de las fuentes convencionales, por la energía renovable, no es perfecta, en la medida que las fuentes renovables no tienen confiabilidad en ese sentido que su insumo, no es una asunto que el humano pueda contralar, como lo es el viento o el sol; Texas y en general la humanidad, tiene ver virar con mucha rapidez hacia el hidrógeno, que es el elemento más abundante en el universo, pero para eso requerimos enfocar todos nuestros esfuerzos en ese sentido.
El asunto en Texas no es que la energía renovable no sirve, o que no sea viable dentro de la matriz energética; el asunto es como se introduce, de manera que afecte la continuidad del servicio de energía eléctrica.
Los retos que la experiencia en Texas tiene para todo el mundo
Sin duda el primer reto, es evaluar si en realidad el mercado eléctrico, sin la intervención del Estado, cumple con los objetivos del servicio público; esta es una discusión eterna, que como decía Tanzi, corresponde al péndulo de la política.
El segundo reto, es sin duda el cambio climático y lo que este implica para tener sistemas resistentes y resilientes, capaz de absorber situaciones extremas, ya sea de calor o sequia, de extremo frio o de extrema lluvia.
Y en Colombia que?
Colombia no sufre de tormentas de nieve, pero si de periodos extremos de sequía y periodos de alta pluviosidad, ambos con efectos importantes en nuestro sistema.
En Colombia el mercado es regulado, dentro de un régimen de libertad, donde los agentes determinan el precio, en función principalmente de la disponibilidad del recurso; para periodos de hidrología crítica, tenemos el Cargo por Confiabilidad, que es un instrumento que obliga a los agentes a entregar energía en firme cuando el país así lo requiera, y a un precio determinado, lo que impide que el precio del mercado determine el costo final al usuario.
La situación de Texas pone de presente que el mercado por si solo no es suficiente, que la competencia como instrumento para bajar las tarifas a los usuarios pierde la perspectiva del riesgo, y al final, es el usuario el que asume los riesgos.
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Este documento tiene como propósito hacer una nota de actualización rápida en los eventos que acontecen en la industria del gas natural en Colombia, más como un ejercicio académico y también como una forma de difundir asuntos que considero son importantes para las personas interesadas.
Esos eventos están asociados a la aplicación de una figura para la expansión del transporte de gas natural en Colombia denominada “Open Season”, que para entenderla (y para poder calificar la relevancia de los eventos), es importante tener en cuenta el contexto.
EL CONTEXTO GENERAL DE LA INDUSTRIA
En Colombia, gracias a descubrimientos tales como Ballena (Desarrollado por la antigua Texaco) y Cusiana (Desarrollado por BP), durante las décadas de los 70s, 80s y 90s, el país gozó de reservas suficientes de gas para atender la demanda interna del país, para lo cual se construyó una red de transporte que hoy en día tiene una cobertura que cubre los grandes centros de consumo del país, como se muestra en el siguiente mapa:
Colombia fue tan exitosa en lo que en su momento se llamo el “Plan de Masificación de Gas Natural”[1], que en cuestión de 10 años, a partir de la expedición de la ley 142 de 1994, logró unos grados de cobertura de gas realmente impresionantes y dignos de mostrar al mundo entero.
Para esa época, la discusión frente a la expansión de la capacidad de transporte de gas no era obviamente si las fuentes de suministro eran o no suficientes, sino el ritmo al cual la demanda iba a copar las capacidades instaladas de transporte de gas; en otras palabras, el problema no era de oferta, era de demanda.
Ese desarrollo en infraestructura de gas para lograr cobertura, sin embargo, no fue compensado con una ampliación de las reservas de gas, lo que Colombia estaba gastando las reservas, sin tener nuevos yacimientos que permitieran reponerlas, por lo menos de manera proporcional.
Esto llevo a lo que tenemos hoy, que se puede ver en la siguiente gráfica, donde se evidencia que la demanda de gas seguirá creciendo, y pronto superará la oferta de gas existente, como lo mostró la UPME de la siguiente manera:
Para la actividad de transporte de gas, esta situación implica que el problema ahora pasa a ser de oferta, y no de demanda, lo cual, como se verá, tiene implicaciones para el desarrollo de la industria, que enumero de la siguiente manera:
En primer lugar, la producción de gas en Colombia dejo de ser un escenario para las grandes empresas de gas, como Texaco (Hoy Chevron) y BP, sino que paso a pequeños productores de gas, que básicamente le apuestan todo a uno o dos campos con perspectivas.
Estos productores buscan recursos en mercados con poca aversión al riesgo (como el mercado de valores de Canadá), para viabilizar sus aventuras empresariales, lo cual tiene por efecto que no tengan acceso a recursos propios para la financiación de las actividades de exploración y producción, y que las inversiones ya no sean para determinar de una vez por todas la potencialidad del campo, sino que es un proceso por etapas, donde el cálculo de las reservas probables evoluciona en la medida que se van haciendo más inversiones, y estas inversiones se dan en la medida que se consiguen recursos; en otras palabras, el desarrollo del potencial de los campos, depende la financiación que la empresa vaya encontrando en el mercado.
Los mercados a su vez (Toronto, Nueva York, Londres, Hong Kong, etc), tiene a su vez unos parámetros para determinar la forma como las de producción de gas que captan recursos en esos mercados, deben cumplir para poder anunciar dichas reservas, y que buscan darle transparencia a los mercados. En términos generales, para que estos productores de gas puedan obtener esos recursos en los mercados, requieren certificar las reservas de gas, tener las facilidades para explotarlas y, además, tener los mercados, es decir, los contratos con los compradores de gas, quienes para comprar requieren infraestructura de transporte.
La queja de este tipo de productores pequeños era entonces que no podían llegar a los mercado, porque no había suficiente capacidad de transporte.
En segundo lugar, los transportadores que tienen que hacer las inversiones, requieren algún grado de certidumbre respecto de las capacidades de los campos que van a conectar, los cuales, como dije antes, nunca son claros en razón a la forma como se financian.
Así, si los transportadores expandían la capacidad de transporte para conectar nuevos campos de producción, pero esos campos no tenían el nivel de reservas necesario para viabilizar financieramente y a una tarifa razonable el gasoducto, hacia poco probable que esa expansión se diera, básicamente porque el transportador, salvo acuerdo en contrario, tenía que asumir la pérdida respectiva.
Este círculo vicioso según el cual, no había aumento de reservas de gas porque no había mercados, y no había mercados porque no había infraestructura de transporte, y no había infraestructura de transporte, porque no había reservas, fue el centro de la discusión durante los últimos 7 años entre Productores, transportadores y CREG.
La CREG entonces, buscando una solución al problema crea dos figuras que si bien son parecidas, desde el punto de vista legal y regulatorio son completamente diferentes.
EL GASODUCTO DE CONEXIÓN
De un lado, si bien el principio es que los transportadores siguieran haciendo la infraestructura de transporte, le dio la posibilidad al productor de hacer gasoductos de conexión para poder sacar sus reservas de gas a los mercados. Esta figura, llamada “Gasoducto de Conexión, y que se encuentra regulada en la Resolución CREG 033 de 2018, permite que el Productor tenga una excepción a las reglas de integración vertical (El productor no puede ser transportador), dentro de unos límites claros.
EL GASODUCTO DE TRANSPORTE DE OPEN SEASON
De otro lado, creó la figura del “Open Season” (Que es un anglicismo utilizado inicialmente para denotar las temporadas donde era posible la caza de animales), para desarrollar la posibilidad que un Promotor, pudiera estructurar el desarrollo de infraestructura, por fuera del marco regulatorio, pero dentro de las reglas previstas en la regulación, una especie de “sand box” o arenera, enfocada a la actividad de transporte de gas, para que los particulares presentaran una solución de sector privado.
El Open Season busca resolver los problemas de conexión de tubos de transporte y de nuevas fuentes de suministro al sistema, permitiendo que las partes pacten la tarifa, distribuyan los riesgos y en general, puedan determinar las condiciones sobre las cuales se construiría una nueva infraestructura de transporte.
DESPUES DE ESA INTRODUCCION, ¿CUALES SON LOS EVENTOS INTERESANTES DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA?
Pues bien, los eventos a los que me referí al principio del documento, asociados a dos empresas del sector de gas, son los siguientes:
Canacol es una empresa de producción de tamaño pequeño (comparativamente por lo menos con empresas que tradicionalmente venían invirtiendo en el país como Chevron o BP), que tiene campos de producción del gas en el sur de Córdoba, en la región del Valle Inferior del Magdalena, región que, según los expertos, tiene un gran potencial de producción de gas.
Canacol ha anunciado, tanto a los medios como a los mercados de valores, que tiene grandes reservas de gas, que teóricamente no puede desarrollar porque el mercado de la costa atlántica (su mercado natural) esta copado, y porque requiere una conexión a los mercados del interior, que según las proyecciones podrían tener problemas de suministro a partir del año 2024-2025.
Considerando lo anterior, Canacol había anunciado un Gasoducto de Conexión hasta el mercado del interior, gasoducto éste que nunca ha resultado muy claro como lo iría a financiar, cual sería el trazado, ni tampoco si cumplía con las condiciones establecidas por la CREG en la resolución antes mencionada.
Promigas, que es una empresa de transporte con una experiencia de 45 años, recientemente anunció un gasoducto de transporte, a través del esquema de “open season”, que conectaría el sur de Córdoba, con un punto en el sistema de interior en el Gasoducto de Transmetano, para atender el mercado de Antioquia y del interior del país, como se muestra en la siguiente gráfica:
La situación plantea temas muy interesantes tanto para la institucionalidad del sector de gas, como para los agentes y los terceros que pudieran estar interesados.
IMPLICACIONES PARA CANACOL
En primer lugar, para Canacol el anuncio de Promigas debería ser maná del cielo y en ese sentido, ser muy bien recibido, en el sentido que ya tendría un gasoducto para sacar las reservas de gas que viene anunciando en medios, y al mercado de valores local y de Canadá, particularmente en la Bolsa de Toronto.
En segundo lugar, es claro que el hecho que Promigas ponga todo el capital para construir el gasoducto, le libera recursos que puede concentrar en sacar las reservas de gas que dice tener, de manera que estén listas para el año 2024, que es cuando se espera que el gasoducto de Promigas esté operativo.
En tercer lugar, los accionistas de Canacol deben estar felices, más si se considera que Promigas no requiere recursos de esa empresa para construir el gasoducto, asumir el riesgo constructivo y demás, sino simplemente la suscripción de los contratos de transporte y la suscripción de las garantías respectivas.
IMPLICACIONES PARA PROMIGAS
Para Promigas por su parte, el anuncio de la construcción del gasoducto, implica un cambio de paradigma importante, que debería ser visto con atención por parte del mercado.
Promigas en primer lugar, según el evento virtual de lanzamiento del proyecto, está viendo que existe un potencial de gas importante en el Valle Inferior del Magdalena (lo cual no es una noticia nueva), que está en manos de varios productores, no solamente de Canacol, que podrían reservar capacidad en el gasoducto, para viabilizar inversión en nuevas reservas de gas.
En segundo lugar, frente la demanda, Promigas está viendo que a partir del año 2024 puede presentarse un déficit de gas, que pudiera ser resuelto con las reservas de gas del Valle Inferior del Magdalena, haciendo uso del gasoducto de transporte que se proyecta construir, es decir, resolviendo un problema antes de que este ocurra.
Para la demanda el gasoducto es sin duda una oportunidad interesante, mucho más atractiva que el gasoducto de conexión que Canacol pensaba construir, entre otras razones por las siguientes:
El gasoducto del Open Season no amarra a que la demanda tenga que comprarle a un Productor (como si pasaría en el Gasoducto de Conexión).
Derivado de lo anterior, la demanda podría escoger entre los diferentes productores del Valle Inferior del Magdalena, lo que en teoría debería derivar en mejores precios de gas.
En la medida que la capacidad de transporte no pertenece al Productor (como si pasaría en el gasoducto de conexión), la demanda puede disponer de dicha capacidad en los mercados de gas, en caso que no la requiera, total o parcialmente.
El gasoducto de sería de transporte, y por ende, sujeto a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos.
Dicho lo anterior, quedan algunas preguntas en el ambiente, que solo el tiempo responderá, algunas de las cuales pongo de presente así:
¿Seguirá Canacol interesado en desarrollar un gasoducto de conexión, pudiendo utilizar el de Promigas, sin comprometer recursos propios y capacidad de endeudamiento?
En caso afirmativo entonces ¿Cuál sería la razón, si en teoría el gasoducto que haría Promigas resuelve sus principales problemas y le permite concentrar sus recursos en desarrollar reservas?
¿Reaccionará la demanda, adquiriendo esta capacidad futura de transporte?
Sin duda alguna, el termómetro de lo que la gente piensa y siente, respecto de cualquier tema, son las redes sociales, que nos permiten establecer cuando un tema es sensible, si la gente está bien o mal informada y en general, la temperatura del asunto.
Aplicando esta lógica, he visto con alguna preocupación, que la gente se está quejando por el incremento del precio de la energía en estos tiempos de pandemia, culpando a las empresas por las facturas entregadas, sin entender lo que realmente pasa, si el incremento se justifica o que es lo que hay en juego.
Tal y como nos enseñan desde la primaria, Colombia es un país bendecido por sus recursos naturales, particularmente por los recursos hidráulicos, que nos han permitido no solo tener una matriz energética muy limpia en términos ambientales, sino además relativamente barata comparada con el resto de países.
Para partir de cifras generales, Colombia tiene capacidad de generación instalada de 17,529 MW, que utilizan diferentes tipos fuentes de energía. El cuadro siguiente muestra la distribución entre fuentes:
Como se puede ver del gráfico, casi un 70% de la energía es hidráulica, y en la medida que el régimen de lluvias se comporte de manera normal, tenemos acceso a energía relativamente barata. Sin embargo, cuando el régimen de lluvias es atípico, y los veranos se extienden más de lo debido, es necesario utilizar otro tipo de fuentes, estas si mucho más costosas, que por fortuna (y por el esquema regulatorio implantado), están disponibles para cuando el país las requiera.
¿Y entonces cuál es el problema?
Pues bien, en la coyuntura actual, en la cual el principal protagonista es el COVID y consecuente confinamiento en las casas, ha pasado desapercibido el comportamiento anormal de régimen de lluvias, que ha afectado de manera importante la cantidad de agua que embalsamos. En otras palabras, no está lloviendo lo que debiera y por lo mismo, nuestros embalses no están en el nivel que requerimos para garantizar el suministro de energía. El siguiente gráfico, muestra el déficit que tenemos:
Fuente: CREG
Si bien la cantidad de energía disponible en la actualidad, nos garantiza que tengamos un abastecimiento de energía en el corto plazo, si seguimos desembalsando agua de la manera como lo estamos haciendo, vamos a tener un racionamiento de energía para la temporada de verano 2020-2021, a menos que logremos llegar con un 70% de la capacidad de embalse lleno para mes de Diciembre de 2020.
La solución del Mercado, que no está funcionando
Ahora bien (y es aquí donde viene la magia), normalmente de este tipo de circunstancias se encargan las señales de mercado; es decir, cuando esta situación, que es conocida por todos los agentes ocurre , el mercado se ajusta solo, generando las señales de precio que, de un lado, permiten que el respaldo térmico entre en el despacho, y de otro, que los usuarios tenga una señal para racionalizar los consumos de energía; en otras palabras, como el agua es escasa, los agentes hidráulicos le suben el precio a su oferta de energía para poder teóricamente ahorrar agua, y las cantidades que ahorran son suplidas por los generadores térmicos, produciendo un incremento en el precio de la energía que es una señal para que el usuario puede ajustar su consumo para no pagar más.
Esto puede sonar horrible durante el confinamiento, pero es la forma como hemos podido superar varios veranos intensos, incluido cuatro fenómenos del Niño, sin entrar en racionamiento, lo que significa que, a pesar de los críticos que añoran por un sistema público, el esquema funciona.
Sin embargo, en las circunstancias actuales, el mercado no está subiendo el precio lo suficiente, lo que ha hecho que estemos gastando el agua que debíamos estar ahorrando, lo cual, como dije, nos pone en peligro de un racionamiento eléctrico a partir de diciembre de 2020, lo que implica que no podremos recuperar la economía cuando salgamos del COVID.
¿Cuáles son las alternativas?
Por fortuna, parte de la arquitectura institucional existente en el país, incluye instituciones como la CREG, encargadas de monitorear este tipo de asuntos y tomar las medidas que se requieran. Es por eso que la CREG propuso para discusión la Resolución 080 de 2020, donde básicamente plantea una intervención del mercado, de manera que logremos la meta de agua embalsada necesaria para pasar el 2021 sin racionamiento.
Algunos (ver link) sostienen que la CREG no debería meterse, y que debería dejar que el mercado funcione; otros (ver link) han lanzado la alarma, con justa razón, porque algo está pasando en el mercado eléctrico, que no es congruente con la situación.
Ahora, mirando el vaso medio lleno, la coyuntura actual para que entren los generadores térmicos no es mala, fundamentalmente porque una parte importante de ellos, cerca de 2000 MW, se abastece de la planta de regasificación de Cartagena, y hoy en día se consigue Gas Natural Licuado (GNL) a casi una tercera parte de lo que lo venden los productores nacionales.
En documento aparte analizaremos los dilemas institucionales que esto plantea, y si es razonable o no que la CREG intervenga, considerando las circunstancias. Por ahora, tenemos que estar preparados para que la energía suba de precio, ajustar lo más que podamos nuestros consumos ahorrando energía, y preparar al país para la recuperación económica.
Para los que se quejan del incremento de las tarifas así explicado, pensemos que peor que tener energía a un precio alto, es no tenerla para el año entrante, sobre todo cuando estemos tratando de recuperarnos del golpe económico del COVID 19.
Para sorpresa de muchos, la alcaldesa de Bogotá, en una declaración pública, manifestó que los usuarios, de cualquier estrato, no estarían en la obligación de pagar las facturas de servicio público durante la crisis, tal vez en un acto desperado por acallar las preocupaciones de los ciudadanos.
Si bien después oficialmente se retractó, es muy importante analizar si esa medida conviene, si es ajustada y cuales serían sus implicaciones.
Sin duda alguna el COVID 19 cogió al mundo con la guardia abajo, tratando de digerir y manejar una pandemia que podría tener repercusiones importantes. Cada país ha aprendido de las experiencias buenas y malas de los demás. Al parecer la estrategia más efectiva para contener la expansión del virus, y evitar el colapso de la red hospitalaria pública y privada, es el confinamiento obligatorio de la población y la consecuente restricción de la movilización de personas, para lograr lo que los epidemiólogos denominan, “aplanar la curva” que el Washington Post explicó muy bien en este artículo.
El confinamiento es posible, porque parte del supuesto que las personas tienen a su disposición los servicios públicos, y que estos no se interrumpen a partir de la declaratoria de emergencia, lo que significa en otras palabras, que todos los que están encerrados pueden gozar de los servicios de agua, energía eléctrica, gas, celular, internet, bancos y demás comodidades que se desprenden de estos.
Esto implica que las empresas de servicio público, a diferencia de la gran mayoría de actividades del país, no pueden parar, tienen que seguir haciendo los mantenimientos a la infraestructura, contestar las peticiones, realizar las inversiones y en general, todo aquello necesario y asociado a la continuidad en la prestación del servicio. Una falla de los servicios públicos en estas condiciones, tendría un efecto mucho mayor que en condiciones normales, fundamentalmente por la dependencia de las personas de estos servicios, para poder cumplir el confinamiento y sobrevivirlo de la mejor manera posible.
Los servicios públicos en ese sentido, es lo último que un país debe afectar y por el contrario, debe proveerle todo lo necesario para que pueda cumplir su labor, de la mejor manera posible.
Afectar la caja de las empresas de servicio público, mediante el no pago de las facturas, aún en el escenario que dichos recursos sean cubiertos con presupuesto público, tendría efectos importantes frente a las mismas, que a su vez podrían reflejar en una disminución en la calidad del servicio. Las empresas de servicio público tienen que seguir pagando a sus trabajadores, sus obligaciones crediticias (que con frecuencia están en el mercado público de valores en forma de Bonos), y demás, para lo cual dependen del oportuno pago de las facturas de los usuarios que se benefician de ellos.
Ahora bien, si se asume que los Estado a través de los diferentes presupuestos públicos cubre las facturas dejadas de pagar, las empresas obtendrían el pago efectivo de esos valores con retrasos de más de un año, como ocurre en la actualidad con los recursos de energía y gas del Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos.
Ese esquema simplemente no funciona, y no logra los objetivos buscados de aliviar la carga de los usuarios con la crisis, sino que, se insiste, la puede poner en peligro.
Ahora veamos además porque no resulta conveniente, considerando la crisis, y la forma como debería enfocarse la ayuda, teniendo en cuenta que los recursos públicos son escasos, y que deben invertirse bien.
En primer lugar, más allá del confinamiento, lo que debería preocupar al país es el impacto económico que este puede tener en el aparato productivo y más específicamente, en el empleo. Es claro que lo que debemos buscar es que las industrias, aún a pesar de no estar en posibilidad de producir (derivado de las restricciones de movilidad y de confinamiento), no despidan a sus empleados y por lo mismo, que tengan los recursos suficientes para pagar la nómina respectiva.
Si las industrias no desvinculan a sus empleados, y además les pagan el salario, estos pueden pagar sus obligaciones normales, incluyendo por supuesto la prestación de los servicios públicos.
En segundo lugar, para que las industrias puedan asumir el reto, requieren de apoyos públicos, que resultan mucho más efectivos y menos costosos, con medidas tales como la devolución de excedentes de impuestos que tenga el gobierno, que se asuma con recursos públicos los parafiscales que le corresponden a la empresa, la apertura de créditos blandos por parte de los bancos de segundo piso, etc.
Ahora bien, es claro que existe una parte de la población que vive del día a día, y otra que está dentro de los niveles de desempleo actuales del 10%, y esa población es la que requiere ayuda, de una manera que pueda sobrevivir durante la crisis. Si tomamos como cierto el índice de desempleo, y lo aumentamos en un 100%, esto implicaría ya no el 100% de los valores facturados por concepto de servicios públicos, sino un 20%, que sin duda serían más manejables para que sean asumidos por el Estado.
Esa población realmente afectada, debe ser claramente determinada, de manera que los recursos que se inviertan en ellos, de naturaleza pública, sean los necesarios, pero también los mínimos posibles, considerando las necesidades que tiene el país.
En efecto, el país tiene que invertir los pocos recursos públicos que tiene, primero para resolver la crisis sanitaria, aumentar el número de camas si la situación se torna insostenible, y una vez superada la crisis, invertir en todas aquellas actividades que nos permitan tener lo que los economistas llaman en efecto “V”, donde la economía rebota y recupera su senda de crecimiento.
Desviar recursos para pagar las facturas de servicios públicos, de aquellas personas que en efecto tengan capacidad de pagarlas, implica generarle un stress adicional a los presupuestos públicos, que podría afectar seriamente la senda de recuperación, y dañar la viabilidad financiera de las empresas de servicio público.
Debo empezar estas líneas diciendo que este
documento es el producto de la curiosidad que me despertó los resultados de la subasta
de energías renovables en Colombia, particularmente del precio, seguido de
la forma tan sigilosa como el Gobierno Nacional ha manejado la información
asociada a al proceso.
En efecto, el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía, anunció el éxito de la Subasta de Contratos de Largo Plazo, a partir de la cual se vincularon a la matriz energética 1.398 MW de capacidad instalada de energía renovable, con 6 proyectos eólicos y 2 proyectos solares. La Ministra de Minas y Energía lo anuncio así en su presentación en el Congreso del MEM:
Estos proyectos, según la Ministra, fueron adjudicados a un precio promedio de $95 KWh, al cual habría que sumarle el Cargo por Confiabilidad de aproximadamente $60; la Ministra hizo en anuncio en MWh con la siguiente imagen:
Y es en este punto donde me llamó la atención del precio, fundamentalmente porque resultaba muy por debajo de las expectativas que me había formado a partir de la revisión de algunos planes de negocio de este tipo de proyectos, por lo que me di a la tarea de investigar los resultados, y es allí donde me surgió el segundo motivo de curiosidad ¿Por qué razón no están publicados los resultados de la subasta, de manera accesible para propios y extraños, como debería ser en cualquier proceso público? Finalmente, juntando fotos de amigos de presentaciones públicas, las memorias de congresos del sector y la poca información oficial, tuve la información suficiente para escribir estas líneas.
Descripción del Problema
Para entender el problema, es importante tener
en cuenta que Colombia, a pesar de tener una de las matrices energéticas más
verdes y renovables del planeta, se planteó como reto la inclusión de energías de
fuente renovables no convencionales, es decir, eólicas, solares, geotérmicas,
etc.
El reto, sin embargo, no está exento de
obstáculos, siendo el más crítico e importante, que a nivel internacional, la
forma como estas tecnologías se han involucrado en las diferentes matrices, ha
sido a través de contratos de “PPA” o “Power Purchase Agreements”, o “Contratos
de compraventa de energía de largo plazo”, que en el entorno colombiano normalmente
son gestionados por los particulares, asumiendo su propio riesgo. La pregunta
era entonces para las autoridades energética era ¿Cómo hacer para
compatibilizar la práctica internacional con el mercado colombiano y el marco
regulatorio vigente?
La respuesta al interrogante anterior fue un poco impuesta, es decir, el Gobierno Nacional (ni el anterior ni el actual), no se preocupó mucho por la institucionalidad del sector y decidió de un lado, adjudicarse funciones de regulación propias al Ministerio de Minas y Energía, y de otro lado, obligar a los comercializadores a comprar energía mediante la inclusión del artículo 296 del Plan Nacional de Desarrollo (al cual nos referiremos con posterioridad).
A partir de lo anterior, el Ministerio de
Minas y Energía se dio a la tarea de estructurar una primera Subasta de
Energías Renovables, que resultó fallida por no cumplir los requisitos de
competencia, que garantizaran que la Subasta reflejara el precio de mercado de
ese tipo de energía.
Sin perder mucho tiempo, el Ministerio de
Minas y Energía se dio a la tarea de diseñar una segunda subasta, con los
siguientes cambios principales:
El día de energía, se dividió en
tres bloques, como se verá en detalle más adelante.
Las empresas generadoras debían
ofertar contratos en cualquiera de esos bloques, en contratos “Pague lo
Contratado”, donde el vendedor se obliga a entregar determinadas cantidades de energía
y el comprador a pagarlas, sin importar si hace uso de la misma.
La Subasta tendría dos etapas; una
donde se buscaría que la oferta y la demanda coincidiera, y otra, llamada “Mecanismo Complementario”, de
carácter obligatoria, donde aún los que no participaron en la subasta, tenían (y
tienen) la obligación de comprar energía, aún y cuando no la necesiten o no
puedan pagar por ella.
El esquema tenía varios asuntos que los
oferentes (los generadores de energía renovable) debían superar; el primero y
más importante, es que la energía renovable es intermitente, esto es, nadie
puede saber si el viento va seguir soplando o no, en que días, o incluso en que
horas durante el día, o si, aún en día de verano, el día está nublado y por lo
tanto no hay energía solar; esto es un problema, porque los compromisos que los
generadores deben asumir era sobre una cantidad cierta de energía, que debían
entregar con independencia que puedan generar o no.
El segundo asunto para resolver tenía que ver
precisamente con el precio de la oferta, considerando que el país, tiene un
comportamiento de consumo determinado.
El resultado del esquema planteado por el Gobierno Nacional en las reglas antes mencionadas, los incentivos explícitos e implícitos en el mismo, las preocupaciones de los generadores y la demanda, dieron como resultado la Subasta, y estas son algunas de las conclusiones que se pueden sacar:
El precio de la subasta fue bajo pero no refleja el costo real de lo que tendrá que pagar el usuario final por la inclusión de dichas energía en la matriz energética
Para explicar este punto, es importante tener
en consideración el funcionamiento de la subasta, que paso a explicar de la
siguiente manera:
Como se dijo con anterioridad, la subasta contemplaba la posibilidad que los Generadores (los agentes que tenían proyectos eólicos o solares) se pudieran presentar, participando en uno o en todos los Bloques horarios fijados para el efecto; así, cada día fue dividido de la siguiente manera:
Bloques de Energía diseñados para la Subasta
La curva de demanda en Colombia [1] es de la siguiente manera:
Las líneas muestran como es el consumo por día
de energía en Colombia, donde los sábados y domingos hay diferencias
importantes por obvias razones.
Dado que la capacidad instalada de generación en
Colombia (lo que podemos generar en un momento dado) es del orden de los 16.000
MWh, es obvio que en las horas donde la demanda es baja (es decir, consumimos
poco) que es entre las 12:00 AM y las 7:00 AM, la energía es generalmente
barata, y el precio horario empieza a subir durante el día, teniendo picos a las
12:00 PM, y luego otro a las 8 PM.
Dada la regla de la Subasta de poder
ofertar en uno o en todos los bloques, era previsible
en primer lugar, que las plantas solares ofertan en el Bloque 2, que son las
horas donde se espera que la energía solar las alimentara, y que las eólicas se
ubicaran en cualquiera de los tres bloques, considerando la energía que le
arrojaran los históricos de las lecturas de vientos, que normalmente tienen
estos proyectos.
Pues bien, lo que hicieron muy inteligentemente los agentes generadores que participaron como vendedores, fue vender donde la energía era barata y casi innecesaria, y dejar de vender donde la energía era cara y realmente necesaria. La siguiente imagen, tomada de una presentación que hizo el Director de Regulación de Energía del Ministerio de Minas y Energía, explica lo anterior:
No pude conseguir la presentación oficial del
funcionario, por no estar ni en Minenergía ni tampoco en la Memorias del
Congreso de Energía Mayorista, pero como se muestra pareciera ser suficiente.
La gráfica refleja que la Oferta participó en un
68% en el Bloque 2, 27% en el Bloque 1 y casi no tuvo participación en el
Bloque 3 (5%), lo cual refleja un comportamiento estratégico de los oferentes,
que me permite concluir que el precio anunciado de $95 es el precio de la
subasta, pero no es el precio que van a tener que pagar los usuarios regulados
por esa energía, por las siguientes razones:
En primer lugar, porque en el Bloque 1, no se
requería energía y esta era muy barata, probablemente más barata que lo que se
ofertó, por lo menos en periodos donde no se presente el Fenómeno del Niño. En
ese sentido, los oferentes claramente jugaron en el escenario seguro, porque en
caso no poder construir el parque (eólico en este caso), pueden comprar energía
más barata en el mercado, y venderla al precio del contrato. Aclaro que esto es
el resultado de los incentivos incluidos en las reglas de la Subasta, y en ese
sentido, es un comportamiento racional y completamente entendible por parte de
los agentes generadores.
En el Bloque 2 claramente el precio fue
superior al promedio, y la participación puede explicarse porque era la única
opción que tenían las plantas solares, que obviamente concentraron su oferta en
ese Bloque específico. En este bloque el riesgo es mayor, porque el precio de
mercado de la energía es más caro, pero podría explicarse porque los parques
solares no tienen las complicaciones ambientales y sociales que si tienen los
parques eólicos.
En segundo lugar, la poca participación en el
Bloque 3, implica que los generadores van a vender a Precio de Bolsa (y no al
precio del Contrato de $95), que claramente puede ser varias veces mayor al del
Bloque 1.
Lo anterior se muestra en la siguiente gráfica, presentada por el Ministerio en Congreso MEM 2019:
Los agentes entonces, ofertaron un precio bajo
en el Bloque 1, no ofertaron el Bloque 3, pudiendo vender en el Bloque 3 al
precio de bolsa, que es el más alto del día, sin correr ningún riesgo de
contrato (es decir de entregar una cantidad específica de energía); en otras
palabras, cubrieron su riesgo, y resolvieron a través del mercado, las
complicaciones con las que tenían que lidiar en razón al tipo de contrato
(Pague lo Contratado) y al esquema de Bloques planteado por el Minenergía.
Sin perjuicio de lo anterior, el precio que la demanda, es decir, los usuarios, vamos a tener que pagar por esa energía, no es de $95 KWh, sino uno mayor, que no es posible calcularlo con la información existente.
La cantidad de energía que se vincula se apalanca en la demanda regulada (pequeños usuarios) quienes tendrán que pagar por las ineficiencias que estas energías tendrían
Ahora bien, a lo anterior es necesario sumarle
un elemento adicional, que tiene que ver con la forma como la vinculación de
los generadores de energías renovables no convencionales se apalanca totalmente
en el usuario regulado, lo que implica que cualquier ineficiencia del esquema
de subastas, termina siendo asumido por el usuario final; veamos:
La Resolución CREG 129 de 2010, reglamentó la
forma como los comercializadores irían a trasladar los costos de los Contratos
de Largo Plazo derivados de las Subastas de Energía Renovable al usuario final,
señal ésta que era necesaria, en razón a que no estaba prevista en el marco
regulatorio. El problema, es la incompatibilidad entre los productos ofertados
en la oferta de la subasta de contratos de largo plazo y los requerimientos de
la demanda.
Así, para la energía regulada, tener energía
concentrada en el Bloque 1, cuando existe capacidad instalada de generación sobrante,
y no tener en el Bloque 3, implica que a la Demanda le están ofreciendo un
producto cuando no lo necesita, y no se lo ofrecen donde si lo necesitaba. Esto
resulta particularmente crítico para los agentes del denominado “Mecanismo
Complementario”, que aún sin haber participado en la Subasta, son obligados a
comprar la cantidad de energía ofertada que no pudo ser colocada en la Subasta.
Para los agentes que el Mecanismo Complementario los obliga a comprar energía, y que tenían contratos previamente suscritos, les va a implicar asumir una pérdida por la venta de energía en horas donde el precio de bolsa es muy inferior al precio de compra.
Si bien el regulador en la Resolución 129 de 2019 permite transferirle el costo al usuario final, esto solo aplica para la energía derivada de la subasta, pero no de la energía ya contratada; en ese sentido, un agente comercializador que fuese responsable y tuviese una buena porción de su demanda contratada previo al Mecanismo Complementario, la obligación de comprar energía que no necesita, le genera pérdidas sobre las cuales el Estado va a tener que responder.
El Gobierno Nacional se justifica en el
artículo 296 de la ley del Plan Nacional de Desarrollo, que introdujo la
obligación para los comercializadores para que por lo menos entre el 8% y el
10% de la energía que adquieran en el mercado, fuera de fuentes renovables no
convencionales. El texto del artículo señala lo siguiente:
“Artículo 296.
Matriz Energética. En cumplimiento del objetivo de contar con una matriz
energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de
emisiones de carbono, los agentes comercializadores del Mercado de Energía
Mayorista estarán obligados a que entre el 8 y el 10% de sus compras de energía
provengan de fuentes no convencionales de energía renovable, a través de
contratos de largo plazo asignados en determinados mecanismos de mercado que la
regulación establezca. Lo anterior, sin perjuicio de que los agentes
comercializadores puedan tener un porcentaje superior al dispuesto en este
artículo.
El Ministerio de
Minas y Energía, o la entidad a la que este delegue, reglamentará mediante
resolución el alcance de la obligación establecida en el presente artículo, así
como los mecanismos de seguimiento y control, sin perjuicio de la función
sancionatoria de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD).
Las condiciones de inicio y vigencia de la obligación serán definidas en dicha
reglamentación.”
El artículo, en la forma como fue aprobado por
el Congreso, busca claramente darle al Gobierno los mecanismos para que los
comercializadores puedan sustituir una parte de sus proveedores de energía (que
actualmente tienen en parte energía renovable convencional y no renovable), por
los nuevos generadores 100% renovables y no convencionales.
Sin embargo, el Gobierno Nacional fue más
allá; si bien creó un mecanismo en el cual tanto la oferta como la demanda
participaron, para adjudicar Contratos de Largo Plazo (15) años, que en ese
sentido, son de completamente voluntarios, y por lo tanto el generador quería
vender, como el Comprador quería y podía participar, a renglón seguido, introdujo
un “Mecanismo Complementario” a partir del cual, obligó a los comercializadores
a suscribir contratos de energía de largo plazo (15 años) aún y cuando éstos no
hubiesen participado en el proceso de subasta, o no requirieran dicha energía. Ese mecanismos
complementario, al tener efectos colaterales, y no ser voluntario,
implica un ejercicio de la facultad reglamentaria muy por encima de las
facultades que le otorgó el artículo 296 del PND antes trascrito.
Por ejemplo, asumamos que un Comercializador tiene una demanda diaria, que tiene un comportamiento horario como el que se muestra a continuación:
Para cubrir esa demanda, el Comercializador tenía previamente contratado para por lo menos uno de los años de la Subasta, la siguiente capacidad contratada para un día determinado:
El Mecanismo Complementario implicaba que la
UPME evaluara si había Oferta no asignada después de la Subasta de un lado, y
de otro si los Comercializadores aún tenían capacidad de contratación para su
demanda regulada, es decir, si tenían espacio de compras en bolsa; el objetivo
entonces era que en vez de comprar en bolsa, adquirieran contratos de largo
plazo de energía renovable no adjudicada en la Subasta, lo que en principio
suena bien, si la oferta satisficiera la necesidad de la demanda, lo cual, dada
la estructura de bloques de la subasta, no es el caso. Veamos:
Si tomamos el ejemplo del Comercializador anterior, y a través del Mecanismo Complementario le asignaran capacidad de energía de contratos de largo plazo, implicaría que al Comercializador estaría obligado a comprar energía en las horas del día que no necesita, y en cambio, le dan menos energía donde más lo requiere. Gráficamente esto puede verse de la siguiente manera:
Lo anterior se puede ver de manera integrada así:
Como se desprende de la gráfica, para el
Bloque 1 el comercializador ya tenía unos excedentes que la demanda regulada no
iba a asumir, y la asignación obligatoria le empeoró su situación, teniendo que
vender lo que ya estaba contratado a pérdida; para el Bloque 2 tiene
excedentes, aunque las posibilidades de venta aumentan en la medida que hay más
demanda; el Bloque 3, que es donde más tenía capacidad de absorber capacidad
contratada, le asignan mucho menos que los dos bloques anteriores.
La transferencia al usuario de los Contratos
de Largo plazo establecida en la Resolución CREG 129 de 2019, no resulta suficiente
para resolver los excedentes, fundamentalmente porque la regulación quedó con
dos productos diferentes; uno compuesto por los contratos de largo plazo de la
subasta y el Mecanismo Complementario, que se transfieren al usuario regulado,
y otro con todos las demás compras, que solo se transfieren al usuario cuando
la compra es eficiente, lo que implica que el comercializador tendría que
asumir las pérdidas.
Lo que implica lo anterior, es que el Producto
de la Subasta, ante un comportamiento estratégico de los agentes generadores,
implicó que no fueran compatibles con las necesidades de la demanda, lo que podría
resumirse en decir que les ofrecieron lo que no necesitaban, no les ofrecieron
lo que si necesitaban, pero igual el Ministerio los obliga a adquirir el
producto para viabilizar el proyecto de generación.
Esto resulta violatorio del derecho de libertad de empresa, del derecho de propiedad y del principio de eficiencia en la prestación de los servicios públicos, y podría poner en grave riesgo los contratos que se celebren bajo ese mecanismo, salvo que el Ministerio y la CREG resuelvan el entuerto.
Conclusiones
De todo lo anterior es posible concluir lo
siguiente:
Sin duda el Ministerio de Minas y Energía logra en el papel, la vinculación de una cantidad importante de energía renovable no convencional, pero no sabemos aún a que costo, y si el esquema valió la pena.
Los proyectos de generación deben ser construidos, y eso requiere un acompañamiento comprometido de las autoridades; si los proyectos no se construyen, los generadores se convierten inmediatamente en comercializadores de energía.
El precio de $95 promedio por kilovatio/hora, si bien puede ser el resultado de la subasta, no es el precio que el usuario final va a pagar por esa energía.
Los agentes generadores
particularmente Eólicos, participaron de manera estratégica en la subasta; ofreciendo energía en los bloques donde menos
se requería (Bloques 1 y 2) y donde es posible conseguirla más barata en el
mercado spot, y no ofreciendo en el Bloque 3, que si se requería, y donde era
más barata; esto implica que dichos generadores van a ofrecer en las horas del
Bloque 3 al precio de bolsa, que en tiempos de hidrología normal puede estar
entre $150 y $300 por KW/h, y en épocas de niño puede subir a $800 pesos,
precios que son muy superiores a los que públicamente se afirma que fueron los
precios a pagar por la vinculación de este tipo de energías.
El diseño por Bloques, sin ningún
tipo de condición, fue el que permitió el comportamiento estratégico de la
oferta, y en ese sentido, tiene que ser repensado para las próximas subastas,
si es que estas tienen lugar.
El Mecanismo Complementario
introducido por el Ministerio de Minas y Energía, para forzar a todos los
comercializadores a contratar la energía sobrante de la subasta, sobrepasa las
facultades legales otorgadas al Ministerio de Minas y Energía a través del Plan
Nacional de Desarrollo, y sobre todo, entre contradicción directa con el
principio de eficiencia en la prestación del servicio.
Obligar a la demanda a suscribir
este tipo de contratos, a la luz de los deberes establecidos en la Resolución
CREG 080 de 2019, implica que los agentes deban demandar los actos administrativos
y los contratos, para cumplir con su deber de mandatarios.
Colombia, a pesar de tener una de las matrices energéticas
más limpias del mundo, dado su componente hidráulico, decidió incorporar un
mayor volumen de energía renovable a la matriz, a través de la implementación de
subastas de largo plazo, esto es, subastas para la adjudicación de contratos de
venta de energía por un periodo de 12 años, para proyectos nuevos o existentes
Este proceso que desde el punto de vista noticioso ha sido anunciado y reportado como un gran paso hacia el cumplimiento de los objetivos de COP 21, puede ser un salto al vacío que dejaría al país mal parado frente los inversionistas internacionales y la comunidad internacional.
A riesgo de ser un aguafiestas, me pongo en la tarea en este documento, de enunciar algunos aspectos en contra de la estructura propuesta, más con un ánimo constructivo, de la siguiente manera:
El nacimiento: un hijo bastardo producto de impericia de su padre putativo
La institucionalidad colombiana, a partir de la expedición
de la Constitución Política, y en materia de energía y gas, a partir de la expedición
de las Leyes 142 y 143 de 1994, fue clara en establecer las competencias entre
las diferentes instituciones, precisamente para que el Estado pudiera hacer lo
que mejor hace, y dejar al sector privado y público de carácter empresarial, hacer
las inversiones correspondientes.
La misión funcional que se desprende las normas pueden verse
en el siguiente gráfico:
En el caso de las subastas, el Ministro Germán Arce, autor
intelectual de la figura, decidió saltarse la institucionalidad, y ejercer la
función de regulación de manera directa, expidiendo las resoluciones
respectivas.
Desde el punto de vista institucional, el asunto es lo bastante grave como para alertar al propios y extraños; tradicionalmente los Ministros de Energía y Gas, han querido implementar medidas en el sector eléctrico y de gas, que son propias de la CREG, a veces saliendo derrotados y otras veces con ideas renovadas y mejoradas, que además resultan coherentes con el marco regulatorio en general, pero nunca nadie se ha saltado la institucionalidad; es como si fuese un pequeño Trump, haciendo lo que quiere.
Que el Ministerio este expidiendo de manera directa la regulación del sector, saltándose a la CREG (o como me dijo un amigo “pegándole a la mesa de la CREG para ir a jugar en la suya propia»), deja al sector de energía y gas en general al capricho del Ministro de turno, que era precisamente lo que la ley quería impedir.
Desde el punto de vista jurídico, el asunto no puede ser peor; si algún ciudadano preocupado por la institución se le ocurre demandar los actos administrativos del Minminas, tendría un camino abonado por múltiples pronunciamientos jurisprudenciales que ratifican la función de regulación en la CREG y no en el Ministerio, función ésta que el PRESIDENTE puede recoger, para expedir la regulación que quiera, asumiendo los costos que este tipo de decisiones tendría, pero que no le es dable a un Ministro, menos a través de Resoluciones.
En otras palabras, el Ministro Arce se salto la ley de
manera soterrada, simplemente por ahorrarse las discusiones con los técnicos de
la CREG, que están precisamente para evitar este tipo de cosas.
Los actos administrativos son bastardos por estar viciados,
y estos se produjeron por la falta de madurez del Ministro de turno, que dejo
una huella en general en los sectores a su cargo, que muchos identifican con la
que deja un elefante enfurecido a su paso por una pequeña población.
Los proyectos no son banqueables por los riesgos asociados
Otro elemento que pareciera que no fue aceptado por los promotores
de los proyectos, tiene que ver con la financiación de los mismos.
En términos generales, un proyecto requiere que el propietario ponga el capital de riesgo, y que el banco ponga el resto del dinero que se requiere para construirlo y operarlo a título de deuda; el banco, a su vez, para poder prestar el dinero, requiere asegurarse que el proyecto fluya, que este bien estructurado en riesgo, y que el ingreso con el cual el propietario del proyecto le piensa pagar el préstamo, efectivamente se cumpla.
Pues bien, la estructura general del tema, conformada por la
Resoluciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, y por la CREG, en
lo que tiene que ver con garantías, tiene un error fundamental en el riesgo, sobre
todo para proyectos por construir (que es precisamente lo que quiere promover).
Así, señala de manera textual la Resolución 41307 del 2018
del Minminas:
De acuerdo con lo anterior entonces, si el Vendedor en el
Balance anual no puede cumplir con el 90% de la energía media anual contratada,
le tiene que pagar al comprador la energía remanente “al precio promedio ponderado
anual de las compras en bolsa de su contraparte”.
Pero si por el contrario, el vendedor genera más energía que la contratada, tiene la obligación de ofrecérsela al Comprador (por lo menos el 50%) al mismo precio del contrato.
Si el vendedor, durante dos años consecutivos falla en entregar
el 100% de la generación ideal comprometida del proyecto, y más del 90%, le
ejecutan la garantía de cumplimiento del contrato
Lo anterior plantea de entrada una desproporción en la distribución
del riesgo, que hace que el vendedor tenga que tener cubrimientos de riesgo,
que harían más caras las ofertas, y se aumente el riesgo que las subastas sean
un desastre porque no se cerraría ningún contrato.
Si nos metemos en el detalle, supongamos que el comprador no tenga contratos suscritos con ningún otro agente del mercado y que esté por tanto expuesto 100% a bolsa; en ese caso, el vendedor tendría que remunerarle el riesgo, lo que implica que el comprador no es indiferente para el Vendedor, como debería ser en una Subasta bien diseñada y organizada.
Si a lo anterior se agrega que el Vendedor solamente puede
entregar energía de la fuente con la cual se comprometió (es decir no puede cubrirse
con el mercado), el riesgo resulta mucho mayor.
El riesgo de contraparte
Para el vendedor, no será indiferente quien sea el
comprador, aún a pesar de que cumpla con los requisitos establecidos para
participar en la subasta, y que se incluyen en el contrato propuesto por el Minminas.
El problema es que, dado que el riesgo de inversión es del vendedor, el comprador solamente constituye una garantía por el 33% de la Energía Media Anual; lo anterior significa que si el comprador deja de pagar, la garantía real con la que cuenta el Vendedor (que insisto hace la inversión), es del 33% de la Energía Media Anual, lo cual obviamente no cubre la inversión, y deja al vendedor expuesto 100% al mercado, muy a pesar que en teoría tendría derecho a cobrar la cláusula penal por el 20% del valor del contrato a título de pena.
Asuntos finales
Mi pronóstico es que la Subasta no se va a cerrar, es decir, no se va a encontrar la demanda (que tiene expectativas de $170 kw/h) con la oferta.
Sin duda las modificaciones introducidas por la Ministerio mejoraron
sustancialmente el proyecto original del proyecto, pero me temo que no habrá
resultados positivos.
El Ministerio deberá recapitular y ojalá esta vez lo haga a
través de la institucionalidad, y que aproveche el Plan Nacional de Desarrollo
para introducir los cambios necesarios para que este tipo de negocios se pueda
realizar.
Ojalá yo esté equivocado, que la Subasta sea un éxito, pero infortunadamente
no lo veo.
El negocio del Almacenamiento de Energía Eléctrica
En la teoría económica existe el término “destrucción creativa”, que inicialmente fue usado conceptualmente por Marx para mostrar la fuerza “negativa” con la que operaba el capitalismo para destruir el statu quo de un mercado o una actividad, y que en época más reciente, el término ha sido utilizado por economistas como el austriaco Joseph Schumpeter, para demostrar una permanente evolución de los mercados, mediante la destrucción del orden existente y la creación de un nuevo orden, que a su vez permite una evolución de la riqueza.
En mercados no regulados (que son la mayoría), esto generalmente ocurre por innovación o por evolución tecnológica, que al permitir que una actividad sea más eficiente o permitir una mayor eficiencia en el uso de un recurso, deja obsoleta la anterior, como ocurrirá por ejemplo con la entrada delos vehículos no tripulados en la industria del transporte, o como ocurrió en el pasado con la invención de los ascensores.
Esa destrucción creativa, como todo acto de destrucción,deja víctimas importantes, personas que se quedan sin trabajo, que deben adquirir conocimientos diferentes, o como dicen hoy en día “reinventarse” para continuar vivo, adaptarse al medio, como lo diría Darwin.
En materia de energía eléctrica, que es un negocio que es considerado un servicio público, y por ende, con un interés del Estado por regularlo, si bien han existido evoluciones tecnológicas, no todas han sido lo suficientemente importantes para ser consideradas como “game changers”, salvo tal vez la invención del ciclo combinado en la generación térmica.Recientemente, sin embargo, con la entrada de tecnologías para el uso de recursos renovables (energía solar, eólica, cinética, etc) y de los problemas que estas tienen en materia de confiabilidad, es posible que estemos en los albores de un cambio muy importante.
¿Qué tiene que ver Schmpeter y su destrucción creativa con el tema?
Básicamente que para poder viabilizar la entrada de esa tecnología limpia, para el uso recursos renovables, es necesario resolver un problema crítico, que es su falta de confiabilidad; por ejemplo, cuando una casa, un poblado o una ciudad, que dependen de la energía solar, no tienen energía en la noche o en días lluviosos.
La respuesta pareciera estar en las baterías, es decir, en la instalación de equipos que capturan energía durante un tiempo, y que la reintegran al sistema cuando es necesaria; en el caso antes mencionado de la energía solar, las baterías capturan los excedentes de energía generados por las plantas solares, y las devuelven cuando el sistema los requiere, por ejemplo,cuando el día esta lluvioso.
Hasta hace poco el tema era una teoría, pero sucedió algo muy interesante; Elon Musk, dueño de Tesla, de “The Boring Company” y de Space X, aceptó un reto en Twitter, para instalar baterias de Tesla en el Sur de Australia,para evitar un apagón en la región de Victoria.
La región se había quedado sin respaldo de las líneas de transmisión, porque literalmente habían sido destruidas por una tormenta, quedejo a varias poblaciones sin suministro de energía.
Torres de Transmisión en Australia después de un vendaval (ABC News. Tom Fedorowistch)
Mike Cannon, un empresario australiano publicó en Twitter el problema, y Musk, que está acostumbrado a asumir retos, le dijo que la solución era instalar baterías, con la tecnología queTesla producía; Cannon lo retó, y recibió como respuesta, que Tesla instalaríalas baterías 100 días después de firmar el contrato. El dialogo por Twitter fue así:
En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.
Elon Musk
En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.
Hasta aquí la parte anecdótica, que a mi por lo menos, me parece entretenida. La parte en la que se relaciona con el sector eléctrico es más interesante aún.
En efecto, en primer lugar, las baterías cumplieron con su propósito fundamental, que era evitar un apagón, al ser instaladas en un tiempo record, mientras se restablecían las líneas de transmisión; en segundo lugar, la planta de baterías ha demostrado ser mucho más eficiente en la proveeduría de servicios auxiliares que las plantas hidráulicas y térmicas, fundamentalmente por su capacidad de reacción, y a un menor costo y en tercer lugar, ha servido para controlar el precio del mercado, en la medida que captura la energía cuando es barata, y la utiliza cuando el precio empieza a subir, por encima de cierto nivel.
Y es aquí donde empieza el germen de la “destrucción creativa”; en la medida que las baterías sigan bajando de precio, que la tecnología mejore su eficiencia (la cantidad de energía que reciben para almacenamiento vsla que inyectan), estas podrían llegar al Nirvana eléctrico, donde la energía sería prácticamente gratis, y por supuesto, los demás agentes y tecnologías pasarían a la historia; esto sin embargo no va a pasar probablemente en este siglo, pero pasará.
Para todos los países, la irrupción tanto de las tecnologías para el uso de tecnologías renovables, como de almacenamiento representa un reto, fundamentalmente porque el sector eléctrico, que como dije con anterioridad es considerado como un proveedor de un servicio público, y como tal, está sujeto a la regulación del Estado.
El reto consiste entonces en establecer la forma como el tema se debe abordar desde el punto de vista de regulación y derivado de esto se presentan preguntas obvias pero necesarias como:
¿Es necesario regular el almacenamiento de energía?
En caso afirmativo ¿Cómo debería regularse?
Teniendo en consideración los agentes de cadena ¿Debería ser un agente diferente de los existentes o debería ser parte de uno de ellos?
¿Debe ser el almacenamiento definido por el Estado en temas como cuando, como, quien lo construye y de que manera, o debería dejarse al sector privado y mas bien facilitar las señales para el efecto?
Pues bien, la CREG acaba de publicar un proyecto de Resolución, donde aparentemente decide este tipo de cosas, que parecieran ser un asunto más de política pública que de regulación.
En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.
En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.
Los seguidores de escuelas de pensamiento del “public choice”estarían preguntándose las razones que llevaron al regulador a tomar semejante decisión, si se evaluaron las alternativas, y cuales son los resultados que se esperan con esto, para poder hacer las métricas de la medida.
Si bien la UPME es una entidad de carácter técnico, y que en sus administraciones recientes ha sido manejada por personas capaces, es claro que esa entidad no tiene una protección institucional, y es susceptible de ser capturada, particularmente por intereses políticos (como ha ocurrido en el pasado), para viabilizar inversiones que pudieran o bien no ser necesarias o no estar bien ubicadas, o simplemente de una dimensión diferente a la prevista por el Estado.
Lo que resulta mas preocupante de la medida, es que el regulador “adjudicó” la actividad de almacenamiento a la de transmisión, impidiendo tácitamente que otros agentes puedan participar en la actividad, lo cual no pareciera lógico, y claramente no está sustentado (no existe documento soporte a la fecha de publicación de este documento).
No pareciera lógico, porque claramente el poder del almacenamiento dentro de la cadena de energía eléctrica, como lo demuestra la experiencia de Musk y otras existentes en el mundo, compite con otros generadores de tecnologías tradicionales, al actuar no solamente como un controladorde precios (descarga la energía cuando el precio de la energía sube) y dentro delespectro de servicios auxiliares.
Ojalá la SIC, particularmente las personas que ejercen funciones de abogacía de la competencia puedan ver el tema, y arreglarlo para quecrear incentivos perversos para los transmisores.
La Resolución está para comentarios, y es el tema de moda en el sector eléctrico, conjuntamente con otros temas de tecnología, que ameritarían discusiones de fondo, que trataré de abordar en otra oportunidad.
Una mirada al país de hace 30 años, permite ver tanto los
avances que ha tenido el país, así como los retrocesos, algunos derivados del
mismo progreso; me explico:
Cuando los grandes economistas analizan la formas de estimular
la economía, casi todos coinciden que este tipo de medidas resulta mucho más
fácil de implementar en los países en desarrollo, que en los países
desarrollados; es así, porque en los países en desarrollo, lo que se busca es
que las personas satisfagan necesidades insatisfechas, algunas veces básicas,
que al ser implementadas por el Estado o a través de éste, la economía se mueve,
generando inversión, trabajo y por supuesto, desarrollo.
En cambio, incentivar la economía en países en desarrollo
resulta en ese sentido más difícil, porque las personas ya tienen sus
necesidades básicas completamente satisfechas, adquieren bienes que incluso no
necesitan, precisamente por la capacidad de pago; en ese sentido, es necesario convencer
a la persona que, por ejemplo, reemplace un vehículo de un año de uso, por un
nuevo modelo que le va a prestar exactamente el mismo servicio, por lo que la
confianza del consumidor resulta una variable muy importante.
Esto lo digo porque es un poco lo que pasa en Colombia; hace30 años cuando se quería desarrollar infraestructura de servicios públicos, la población se sentía que estaba llegando el desarrollo y en esa medida, que iría a gozar de servicios que a la fecha no tenía. Hoy en día, dado que la cobertura de los servicios es alta, el desarrollo de la infraestructura ya no la sienten las comunidades como un progreso propio, sino como una carga que se le está imponiendo, además de los supuestos daños que esto les genera, particularmente a las comunidades. Los resultados recientes del DANE muestran la siguiente gráfica, tomado de la Revista Semana Edición 1906:
En otras palabras, parece ser que entre más desarrollamos
servicios públicos, más difícil nos resulta la expansión de los mismos.
Por supuesto, esa percepción de que la infraestructura no genera un beneficio para todos los usuarios de un servicio es falsa, y en mi opinión, es el resultado de una pobrísima gestión de liderazgo en el sector, que ha dejado a las empresas privadas solas para lidiar con los vericuetos del Estado, que esta lleno de personas capaces pero con pánico de los organismos de vigilancia(Procuraduría y Contraloría) que ejercen su función, en la mayoría de los casos, buscando los titulares de prensa mucho más que en el cumplimiento de su deber.
¿Por qué digo que vamos hacia una emergencia económica en el sector eléctrico?
Básicamente porque se están juntando todos los males posibles,que pueden hacer que el sistema eléctrico colapse, y que nos enfrentemos a unracionamiento eléctrico para los años 2021 -22, si no se hace nada, o mejor, siseguimos con la gestión que el sector heredó del último Ministro de Minas y Energía, que probablemente pase a la historia como los peores de la época reciente de Colombia.
Así, en primer lugar, el Congreso de la República,
particularmente los senadores Barguil y Name, están destruyendo el único activo
con que realmente cuenta el sector de energía, que es la confianza legítima de
los inversionistas y de los usuarios; esta se destruye con el trámite de un proyecto
de ley, que de un plumazo modifica la regulación de carácter técnico, para objetivos
políticos, altamente rentables electoralmente; según ese proyecto de ley, los
recursos de Cargo por Confiabilidad, con los cuales disminuimos el riesgo de un
apagón, dejarían de destinarse a los generadores que construyen y aportan
energía firme cuando el país la requiere, y se iría a financiar el hueco que
deja Electricaribe, entre otros asuntos.
David Barguil y David Name, los dos responsables de afectar la credibilidad del sector eléctrico en las instituciones
En segundo lugar, el retraso de Hidroituango, implica que el
sector deba reemplazar rápidamente esa capacidad de generación con nueva oferta,
para lo cual se requiere no solamente que el Cargo por Confiabilidad se
mantenga como un instrumento de carácter técnico, sino que además pueda ser
utilizado para lograr que los inversionistas se interesen por presentar proyectos
que puedan entrar en operación, cuando el país efectivamente los requiera.
En tercer lugar, es realmente alarmante el retraso que existe
en el desarrollo de líneas de transmisión tanto Nacional como Regional, al
punto que no existen cifras oficiales, o al menos éstas no se hacían públicas,
tal vez por el afán de Exministro Arce de esconder su pésima gestión a cargo
del Ministerio de Minas, por andar defendiendo la agenda del Ministro de
Hacienda de bajar las tarifas de las empresas reguladas a patadas y sin ningún
fundamento técnico.
Este último mal, es sin duda el más difícil de manejar,
porque requiere de una serie de medidas, que involucran a más de una entidad, y
por supuesto más de una agenda.
En efecto, el retraso de las líneas de transmisión, y por lo
mismo, de la conexión de las cargas que lo justifican, ha implicado que la CREG
se atreva a proponer que, para garantizar la continuidad de la prestación del
servicio, se debe autorizar al CND a desconectar demanda, para efecto de evitar
un daño mayor; en efecto, en la Resolución
130 de 2018, se puede leer el siguiente considerando:
“Ante el crecimiento de la demanda y la no entrada oportuna de obras de expansión, se presentan el SIN topologías en las cuales los Esquemas Suplementarios implementados no son suficientes para controlar las contingencias sencillas, y se hace necesario aplicar una desconexión preventiva de la demanda de forma tal que, ante la materialización de la contingencia, el esquema deslastre parte de la demanda y evite el colapso de un bloque mayor de demanda.».
En otras palabras, por culpa de los retrasos en los proyectos del Sistema de Transmisión Nacional y los del Sistema de Transmisión Regional, el CND va a empezar a literalmente desconectar demanda. De manera desafortunada laResolución 130 de 2018 no tiene documento soporte, y por lo tanto, el único soporteque existe puede encontrarse en las resoluciones que se sirven de antecedentes,donde básicamente se cita un estudio y se incluye la siguiente afirmación:
«Debido a la existencia de factores como actos mal intencionados en la infraestructura eléctrica y otros fenómenos que afectan las redes del SIN se ha evidenciado la necesidad [de] contar con criterios de confiabilidad en la operación del SIN, los cuales han venido siendo introducidos en la regulación. No obstante, se requiere revisar y complementar dichos criterios y este es el caso del criterio determinístico de contingencia n-1 que se ha venido utilizando en la operación»
Aclaro que la medida de la CREG es sensata frente a las circunstancias, y que mi critica va precisamente a la forma como esas circunstancias se volvieron una realidad.
Si queremos entonces que los proyectos no se retrasen, que elpaís no tenga que incurrir en las ineficiencias propias de los retrasos en laentrada de los activos de transmisión, el Ministerio de Minas y Energíarequiere liderar un cambio profundo, que borre todo paradigma para contestarcon honestidad las siguientes preguntas:
¿Sigue siendo válido que las expansiones del sistema de transmisión nacional y regional se hagan por convocatorias públicas?
¿No es preferible que existe una política
coordinada a través de las empresas incumbentes para el desarrollo de esa
infraestructura?
¿No sería la expansión mejor gestionada por una
sola empresa, que pueda adelantar los permisos y demás de manera anticipada?
En caso que las convocatorias se justifiquen ¿Es
la UPME la entidad para hacerlo? ¿Lo está haciendo bien? ¿Sus decisiones han
sido guiadas por los objetivos que le señala la ley o han sido influenciadas
políticamente?
¿Esta la UPME dotada del personal suficiente
para cumplir en tiempo con los retos que implica poner las líneas al día?
¿El criterio utilizado por el Minminas para
aprobar la prórroga de los tiempos de conexión a los adjudicatarios es la
correcta?
¿Cuál ha sido el impacto de la demanda No
Regulada, sobre todo los grandes industriales, en la necesidad de conectarse al
STN?
Creo que si la Ministra y su Viceministro se hacen estaspreguntas, y éstas son contestadas de manera honesta, encontrarán que existe unmapa para la toma de decisiones, y de pronto será evidente que el Presidentetendrá que decretar más tarde que temprano medidas extraordinarias que impidanque el país llegue a un racionamiento eléctrico.
ANGEL CASTANEDA MANRIQUE 