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febrero 17, 2023 · 2:39 pm

CARTA DE COMENTARIOS AL BORRADOR DE DECRETO PARA ASUMIR LA FUNCIÓN DE REGULACIÓN DE MANERA DIRECTA

Texto de la carta enviada a la Presidencia de la República a propósito de la toma de la función regulatoria.

Señores

Departamento Administrativo de la Presidencia de la República

Presidencia de la República de Colombia

Ciudad

Ref.     Comentarios al Borrador de Decreto “Por el cual se real asumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones

Respetados Señores:

En atención a la publicación del decreto “Por el cual se real asumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”, el cual se acompañó de la memoria justificativa publicada por el Departamento Administrativo de La Presidencia de La República, de manera respetuosa me permito poner a su consideración algunos comentarios respecto del contenido del decreto y del documento soporte, de la siguiente manera:

1         Sobre la generalidad de la intervención

Respecto de la intervención que se plantea a partir de la implementación del decreto que se propone, ésta tiene hondas consecuencias en un sector que, como el de servicios públicos, resulta absolutamente vital para garantizar los derechos de los ciudadanos a tener un servicio público, y al mismo tiempo, para el desarrollo en general del país.

En ese sentido, desarrollaremos los argumentos que soportan la inconveniencia de tomar una medida en la forma como se plantea, de la siguiente manera:

1.1         La importancia de la institucionalidad en las actividades de servicios públicos

La introducción del capítulo de servicios públicos en la Constitución Política de Colombia, no fue ni mucho menos, un asunto del azar, sino por el contrario, la receta que el país encontró para resolver los problemas que se presentaron en el suministro de energía eléctrica, y que dieron lugar al apagón de 1991, y que por demás coincidían con cifras muy pobres en todos los servicios públicos.

En efecto, para el año 1991, el sector de los servicios públicos dependía fundamentalmente del Estado, que tenía el monopolio de los mismos, y por lo tanto, la responsabilidad que se deriva de dicha posición, teniendo que asumir la financiación de la infraestructura que el país requería para contar efectivamente con los servicios públicos, y al mismo tiempo con los riesgos asociados a la contratación pública, que era fundamentalmente el mecanismo a través del cual se lograba la ampliación de la poca cobertura que existía.

Ese monopolio del Estado, implicó al mismo tiempo que se presentara un conflicto de intereses de carácter político, que de un lado buscaban los favores electorales de tener tarifas baratas atendiendo a cierta cantidad de usuarios, y de otro lado, la intervención del Estado a través de empresas de naturaleza pública, que asumían la prestación del servicio de manera directa.

En ese sentido, el Estado de un lado intervino las tarifas buscando que éstas crecieran en menor proporción que la inflación, poniendo en peligro las empresas, y la viabilidad financiera de las mismas, asunto que con el tiempo, resultó afectando la prestación del servicio, y por supuesto los derechos de los usuarios.

Tampoco resulta menor el dato de la cantidad de recursos que el Estado tenía comprometidos en la infraestructura asociada al mismo; en efecto, en energía eléctrica, cerca del 30% de la capacidad de endeudamiento del país estaba comprometida al desarrollo de infraestructura eléctrica, sin cumplir con los objetivos de cobertura ni de calidad del servicio que se requería para que el país pudiera avanzar, y que los colombianos pudieran mejorar su nivel de vida. En otras palabras, el Estado invertía lo que podía, pero esto no era suficiente para lo que el país requería.

Así, la ley 142 de 1994, tomó las mejores prácticas internacionales en materia de intervención del Estado en este tipo de sectores sensibles, suprimiendo el conflicto de interés político que se presentaban el modelo anterior, y asignando a cada entidad una función específica, que debía cumplir de manera armónica dentro de la arquitectura del Estado.

Tal y como se determina en el artículo 370, y como se desprende de las facultades reglamentarias en el artículo 211, ambos de la Constitución política, el Presidente de la República, conjuntamente con el ministro del ramo, conservan la función de reglamentación de la ley, así como de determinación de la política pública, aplicable a cada sector específico. Así, tal y como se afirma en el documento soporte del borrador de decreto, la función principal del Presidente con el Ministro del ramo, es la de determinar la política pública sectorial que debe lograrse a través de instrumentos técnicos como lo son la regulación económica y la política fiscal.

Para efectos de implementación tanto de los objetivos establecidos en la ley 142 de 1994, como de la política pública que defina el gobierno de turno, la ley asignó a las comisiones de regulación la función de establecer las señales económicas de cada sector, definidas con fundamento técnico, dentro de las cuales las empresas de servicios públicos debían operar, de manera que son estas instituciones altamente especializadas, las encargadas de materializar en señales económicas específicas, los objetivos de política pública.

Ahora bien, considerando que las tarifas debían reconocer el costo de la prestación de cada uno de los servicios, y que era posible que existiera población que no pudiera asumirlos, en la misma Carta Politica y en la ley 142 de 1994, se estableció la posibilidad de implementar subsidios, como parte de la política fiscal, con objetivos sociales.

En ese sentido, el decreto que se propone resulta extraño, en la medida en que el Presidente teniendo de un lado las facultades de reglamentación y de determinación de política pública, así como los mecanismos para determinar los subsidios, prefiere asumir de manera directa la regulación, rompiendo la institucionalidad, e incurriendo en ese conflicto de interés político y técnico, que tendría el riesgo de afectar la señal de largo plazo, y por lo mismo, las inversiones que tanto requiere el país para lograr, por ejemplo, la transición energética, o las medidas de ajuste para el cambio climático.

Ahora bien, si la preocupación está en el impacto que las tarifas pueden tener en la población más desfavorecida, el Presidente podría recurrir a medidas como el incremento de subsidios, de la manera como se está haciendo en algunos lugares de Europa, a propósito de la situación derivada de la guerra de Rusia y Ucrania.

Lo anterior resulta aún más extraño, si se tiene en cuenta que al presidente de turno le corresponde nombrar los expertos que conforman las comisiones de regulación, lo cual, en el caso de la CREG por ejemplo, implica que el nuevo gobierno podría nombrar a 6 de los miembros de dicha institución, lo que implicaría que el Presidente estaría interviniendo la CREG, pudiendo nombrar personas afines a su objetivo de política pública, y al mismo tiempo con la facultad de establecer la política pública hacia la cual debe dirigirse la regulación económica.

1.2         Las implicaciones que el Presidente asuma funciones de carácter técnico, sin el soporte de las Comisiones de Regulación

Tal y como se desprende del texto del borrador de Decreto, el Presidente de la República, quien es fundamentalmente una institución política, pretende ejercer de manera directa la función de regulación, sin que para el efecto importe o sea determinante la posición de las comisiones de regulación.

La posición que propone el decreto, implica entonces que las medidas que irá a tomar el Presidente, serán fundamentalmente de carácter político, y en ese sentido, no necesariamente tendrán en cuenta los criterios de naturaleza técnica que puedan proveerse o le sean aplicables a cada sector, lo que en sí mismo quiebra de manera importante la confianza de los inversionistas públicos y privados de los diferentes sectores, y amenaza la señal de largo plazo que, de repente, se ve sorprendida con decisiones de este tipo, que son completamente ajenas al contenido y al espíritu de la ley 142 de 1994.

Por lo anterior, resulta increíble verdaderamente, que el documento justificativo del Decreto, afirme que éste no tiene impacto económico, lo cual evidencia claramente que el Gobierno Nacional no es consciente de la gravedad de la medida, ni de las  implicaciones que este tipo de decisiones tendría a futuro en el país, y específicamente respecto de los planes y proyectos que actualmente se desarrollan, y que parten del supuesto de una estabilidad de la señal económica, y por supuesto, de una estabilidad de la institucionalidad que se vería quebrada con este tipo de decisiones.

Si a lo anterior se le agrega que las comisiones de regulación quedarían completamente anuladas, en la medida en que solamente quedarían de “apoyo técnico”, cuando así se requiera, y que, al mismo tiempo, el Presidente podría tomar el consejo de cualquier otro asesor, con independencia de su idoneidad profesional o interés personal en el asunto, la posibilidad de captura se elevaría de manera importante, y lo que es más grave, la percepción que tanto usuarios como inversionistas tendrían de la medida, estaría asociada fundamentalmente a la puja política que se pueda dar, para lograr unos determinados objetivos.

La principal implicación de la medida que propone el Gobierno Nacional es la politización de la regulación, y la separación de los conceptos técnicos para la formulación de la misma, lo cual era exactamente el escenario que existía antes de 1991, y que demostró su fracaso.

1.3         La posibilidad de captura de los asesores del Presidente que intervengan en el tema sin las responsabilidades (Los contrapesos que supone tener una entidad como las Comisiones de Regulación)

Otro de los elementos que resulta crítico dentro del proyecto de decreto, es la anulación que se hace de la institucionalidad asociada a las comisiones de regulación, que fueron expresamente construidas no solamente para fortalecer las decisiones de carácter técnico, sino al mismo tiempo, fueron diseñadas para impedir la captura de las mismas.

En efecto, como lo conoce el Gobierno Nacional, las comisiones de regulación son entes colegiados, cuyas decisiones no las toma una persona específicamente, sino un conjunto de personas, altamente especializadas, y que deben tener un soporte técnico para cada decisión que toman, de cara tanto a los usuarios como a las empresas.

El decreto entonces propone ya no un cuerpo colegiado, sino una sola persona tomando las decisiones, que sería el Presidente de la República, sin un soporte técnico de las decisiones a tomar, y sin ningún tipo de discusión.

En esa estructura, las decisiones del Presidente que se tomen en ejercicio de las facultades que “reasume” a través del decreto, tienen un alto riesgo de ser influenciadas por intereses políticos, pero que al mismo tiempo, sean el resultado de la captura que eventualmente se haga de la figura del señor Presidente, con propósitos específicos, que darían al traste con la señal económica, y por supuesto con lo que se ha construido hasta el momento.

Si a lo anterior se le suma que el presidente puede o no contar con las comisiones de regulación como apoyo técnico, y al mismo tiempo, que las comisiones de regulación pasarían a ser un apéndice del Presidente, sin que las discrepancias que puedan existir al interior de esos cuerpos colegiados sean relevantes frente a la señal que se pretende implementar, es claro que la fórmula que propone el decreto, es en realidad una crónica de una muerte anunciada, que pondría en riesgo el desarrollo del país.

1.4         Los riesgos que determinan las intervenciones del Presidente, como si la función de regulación formara parte de la definición de Políticas Generales de Administración y control de eficiencia.

Finalmente, y antes de pronunciarnos específicamente sobre cada uno de los puntos del decreto que se pone a consideración, es importante señalar que si bien en el documento soporte se hace un esfuerzo importante por tratar de equiparar las funciones que la Constitución política le asigne el Presidente de la República en el artículo 370, con las funciones de regulación misma que se determinan en el artículo 68, este esfuerzo no es más que una interpretación que no tiene en cuenta los parámetros jurisprudenciales que existen, tanto por parte de la Corte Constitucional, como del Consejo de Estado.

Lo anterior implica que el Presidente, al momento de realizar intervenciones de tipo regulatorio, estaría inscribiéndose en una teoría no probada respecto de sus propias funciones en materia de regulación, e incluso de una atribución de funciones en lo que respecta a la ley 143 de 1994, que generaría una litigiosidad innecesaria, que afectaría la estabilidad de las señales económicas que se pretenden realizar.

En ese sentido, y previendo este tipo de riesgos, sería preferible que el Presidente se concentrara en la expedición de los decretos que determinen las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos, así como la política pública sectorial, para lograr que las comisiones de regulación, con una visión técnica de los diferentes sectores, pueda implementar las señales económica, manteniendo la coherencia de la institucionalidad, pero al mismo tiempo, logrando los objetivos que aparentemente tiene el Gobierno Nacional.

2         Sobre el texto del Decreto

2.1         Respecto del Artículo 1

Tal como se desprende del texto del borrador de Decreto, el Presidente se quedaría con los actos de carácter general, que están asociados fundamentalmente a las fórmulas tarifarias, a los reglamentos, y a las funciones que no tuvieren un destinatario específico. Por el contrario, las comisiones de regulación quedarían con las funciones de los actos particulares, respecto de lo cual se presentan a consideración los siguientes comentarios:

En primer lugar, es claro que la función de regulación es en sí misma compleja, y requiere no solamente el conocimiento técnico específico de cada sector en particular, sino al mismo tiempo, de una evaluación de las diferentes alternativas de intervención que se pudieran dar, una vez identificado un problema o un objetivo regulatorio.

Pretender que el Presidente personalmente asuma dichas funciones, y al mismo tiempo se ocupe de los demás asuntos que tiene en su agenda la primera autoridad del país, implica de manera cierta, que la regulación se estancara y se retrasarán medidas que se requieren precisamente para cumplir con los objetivos de transición energética, y de expansión de redes, que tanto se requieren particularmente en ciertos mercados del país.

En segundo lugar, tal y como se dijo con anterioridad, el hecho de que el presidente se abrogue la facultad de expedir los actos de carácter general (fórmulas tarifarias generales y reglamentos), implica que estos no tendrían un sustento técnico, sino más político, lo cual se agrava si se tiene en consideración que, tal y como se señala en el artículo dos del decreto, las comisiones de regulación quedarían como un simple apoyo técnico, al cual el Presidente podría recurrir, como también lo pudiera ser a otros entes distintos, cuyos intereses, capacidades y agendas no conocemos.

En tercer lugar, el ejercicio directo de la función regulatoria por parte del Presidente, implicaría que este asume la responsabilidad de la señal económica y de los impactos que esto pueda tener, que en el caso de que se configuren como un daño antijurídico, podrían comprometer al primer mandatario.

Finalmente, la estructura según la cual el Presidente determina los actos de carácter general, y las comisiones de regulación los actos de carácter particular, tendría la potencialidad de generar incongruencias, que pudieran configurar una falla en el servicio de regulación, respecto de la cual el Estado tendría que responder con los recursos del presupuesto.

2.2         Respecto del Artículo 2

El texto del artículo dos del decreto, faculta al Presidente para solicitar el “apoyo técnico” de las comisiones de regulación, así como de las demás entidades del sector.

En la forma como está planteado, implicaría en primer lugar que el Presidente no estaría obligado a buscar un apoyo técnico, y que, en el caso de que lo haga, puede recurrir literalmente a cualquier funcionario público o a un tercero, con independencia de su idoneidad, conocimiento del problema o conflictos de interés que pueda tener respecto de agentes del sector.

Lo anterior implicaría que, las posibilidades de captura del regulador se multipliquen de una manera importante, en la medida en que no sería claro cuál es el procedimiento que el Presidente habría aplicado para la expedición de una señal específica, ni tampoco si el apoyo técnico que utilizó resulta idóneo y objetivo frente al interés general, ni quien habrá participado en la misma.

Se insiste en ese sentido, que el Presidente tiene las facultades para reglamentar la ley, expedir la política pública sectorial conjuntamente con el ministro del ramo, y las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos, a través de las cuales se pueden lograr los objetivos que políticamente se requieran, y que a su vez sean implementados con un sustento técnico que le de garantía a todos los agentes que participan en el sector, incluyendo a usuarios y a empresas.

2.3         Respecto del Artículo 3.

En lo que respecta al artículo 3, es claro que la intención del Gobierno Nacional es la de dar un parte de tranquilidad respecto a las formas con las cuales se realizaría la intervención que se pretende a través del Presidente de la República.

Sin embargo, ninguno de los literales que desarrolla el artículo, garantiza que las decisiones que tome el Presidente tengan un sustento técnico, y que en efecto se puedan implementar, sin dañar el objetivo de garantizar la prestación continua  e ininterrumpida de los servicios públicos, las inversiones que se requieren para cumplir sus cometidos estatales, y la tranquilidad que requieren los usuarios para ellos mismos poder realizar las inversiones que permitan los logros de la política pública.

Es importante anotar que, los elementos que se señalan en los literales del artículo 3, no incluyen la totalidad de los parámetros con los cuales se estructura la ley 142 de 1994, y en ese sentido, el decreto restringe la aplicación de la ley, y los objetivos que la misma plantea, al no ser incluidos dentro de esos lineamientos generales.

Finalmente, y respecto del artículo 3, interesa comentar respecto del literal c, el cual no resulta claro en el sentido de que pareciera establecer, que el Presidente determinará la “pertinencia”, “oportunidad” y “calidad” que garanticen los criterios tarifarios, particularmente porque estos son de aplicación permanente, en todas las actuaciones de la regulación, y por lo mismo, no habría un momento oportuno.

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abril 22, 2022 · 7:31 pm

Presentación CREG

Compartimos en este Link, la presentación que vamos a hacer en la CREG, para su consideración:

https://1drv.ms/b/s!AgMO3-V9bKP7g7YirwUjw-t6ejoDuA?e=edfgF6

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marzo 1, 2021 · 2:02 am

LA CRISIS ENERGÉTICA EN TEXAS

LECCIONES PARA CONSIDERAR

Por Ángel Castañeda Manrique

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:

https://www.cnbc.com/video/2021/02/16/texas-governor-calls-for-probe-into-power-grid-operator-ercot.html

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:

[1] Texas Monthly. https://www.texasmonthly.com/politics/texas-blackout-preventable/. Tomado el 28 de febrero de 2020.

Vista área del sistema en operación normal
Vista área del impacto del apagón en Texas

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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[1] https://www.texasmonthly.com/politics/texas-blackout-preventable/

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septiembre 27, 2020 · 12:22 am

¿Gasoducto de Transporte o de Conexión?

Por Ángel Castañeda Manrique/www.palacioslleras.com

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:

[2]

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?

[1] Para mayor información, recomiendo ver el siguiente documento: Reyes, Marta Lucia y otros. “El Plan de Masificación del Consumo de Gas Natural en Colombia: Una década de aciertos y errores”. Universidad de los Andes. Disponible en https://repositorio.uniandes.edu.co/bitstream/handle/1992/10676/u258928.pdf?sequence=1&isAllowed=y

[2] Tomado de http://www.promigas.com/Es/Documents/Caracteristicas_del_Proyecto.pdf

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mayo 14, 2020 · 2:40 am

Incremento en el costo de la energía eléctrica en Colombia en la coyuntura del COVID (Mayo 14 de 2020)

Por Ángel Castañeda Manrique

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.

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noviembre 16, 2019 · 7:19 pm

SUBASTAS DE ENERGIAS RENOVABLES

“De eso tan bueno no dan tanto”

Por Ángel Castañeda M

Estudios Palacios Lleras

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:

[1] Tomado de https://www.xm.com.co/Paginas/Consumo/historico-de-demanda.aspx consultado el día 9 de Noviembre de 2019 a las 4:00 PM.

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.

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noviembre 3, 2019 · 8:59 pm

SERVICIOS PUBLICOS, BIG DATA Y EL NECESARIO NIVEL DE COMPETENCIA EN SERVICIOS PÚBLICOS

Viendo en retrospectiva la historia, pareciera como si las personas que vivieron los momentos que posteriormente se han identificado como “hitos históricos”, no fueran del todo conscientes de los cambios, tal vez por estar demasiado cerca y no tener una perspectiva objetiva que les permitiera ver todo lo que pasaba en un mismo momento y ligarlo, como lo hace un buen libro de historia, con toda la información disponible. Esa falta de conciencia de la evolución de los hechos, puede deberse en parte a la falta de información, o la ausencia de mecanismos que permita analizarla para identificar patrones, o a ambas cosas.

La tecnología y particularmente el internet, ha solucionado en parte el acceso a la información y hoy en día, es imposible afirmar que una persona solo es consciente de su propia realidad, sino que, por el contrario, puede estar al día de lo que pasa en gran parte del mundo; el problema ya no es la falta de información, sino la gran cantidad de información existente y la calidad de la misma.

Mucha de esa información existe fundamentalmente porque está cargada de manera electrónica, como una necesidad de organizar procesos y de una mayor eficiencia; el avance de la capacidad de procesamiento matemático computacional, sin duda ha permitido analizar gran cantidad de esa información, para llegar a conclusiones de la misma, poder establecer tendencias, gustos, preferencias, y en general, todo lo que se requiere para no solo entender lo que ocurre, sino además, para predecir con gran grado de certeza, hacia donde se dirige una comunidad, que le gustaría tener y si tiene o no capacidad de adquirirlo.

El análisis de la información, sin embargo, no está exento de obstáculos, derivados en parte de nuestra propia evolución social que ha contribuido a la creación de paradigmas, que por efecto del desarrollo de los hechos y de los beneficios, están siendo inconscientemente revaluados por la sociedad.

El pensador e historiador Harari, en su libro “Homo Deus”, señala que la sociedad está pasando de lo que se conoce como el “humanismo”, donde el centro de todo es el hombre, a lo que él denomina el “datismo”, donde la información del ser humano pasa de ser un derecho, a ser un activo que puede ser usado en beneficio del mismo humano, no porque se lo impongan, sino porque es la única manera para que éste pueda obtener réditos del sistema.

A manera de ejemplo, una persona puede beneficiarse de conocer la mejor ruta de un punto a otro, si revela su posición actual y el destino a donde quiere llegar, para que un sistema computacional le revele cuales son las rutas alternas, o cual es el transporte público que debe tomar, o cuanto tiempo tarde o cual es la hora más eficiente para cubrir el trayecto; pero al hacerlo, esta revelando no solo su ubicación, sino además su destino, y si tiene prisa o no y cuál es su disponibilidad de pago por uno u otro servicio, no sin mencionar sus rutinas.

El humano, señala no sin razón Harari, poco a poco cambia sus tendencias y sus miedos, para compartir su información con el mundo, para que este a su vez se lo devuelva en mayor bienestar y comodidad.

En materia de servicios públicos, que es el tema que involucra este documento, el asunto de la información de los usuarios que atiende una empresa, resulta particularmente interesante, no solo como mecanismo para que el usuario obtenga un beneficio directo de los datos que las empresas de servicios públicos tienen de cada quien, sino además, como instrumento claro para promover la competencia.

Este cortísimo documento, pretende explicar como los datos que las empresas de servicios públicos cargan en las bases de datos públicas deberían ser de acceso abierto (con algunas restricciones por supuesto), para promover la actividad de comercialización de productos, particularmente en los servicios de energía eléctrica, gas natural, telecomunicaciones y otros, todo lo cual se sustenta de la siguiente manera:

La información que recaudan las empresas de servicios públicos

En términos generales, dentro de una sociedad fundamentalmente urbana, y algún segmento de la población rural, se hace uso de los servicios públicos para diferentes propósitos, todos encaminados a satisfacer sus necesidades básicas; ese uso de los servicios públicos, refleja sin duda alguna hábitos de consumo, que permiten establecer por ejemplo, si la persona habita la vivienda de manera permanente, si sale los fines de semana, si cocina o no cocina, la cantidad de aparatos de consumo que puede tener en su interior, el número de personas que habitan un determinado sitio, y en general, cualquier información que pueda establecerse con algún grado de certeza derivado de la información cargada del consumo de cada servicio.

Es claro que ninguno de los datos antes mencionados es reportado, consciente o inconscientemente por el usuario, pero estos si pueden ser extrapolados, con algún grado de certeza, a partir de los parámetros de consumo.

Es claro que hoy en día, la información que existe es agregada, y en ese sentido, es probable que el grado de certeza no sea tan alto, a si contáramos con información horaria de cada usuario, lo cual se lograría por ejemplo con medidores individuales, o con el internet de las cosas, cuando todos nuestros aparatos estén reportando minuto a minuto que hacen, realidad que está a la vuelta de la esquina, y que muy pronto se incorporará a nuestras vidas, de la misma manera como lo ha hecho el celular y el internet.

En términos generales, la información que proveemos consciente e inconscientemente a través de los servicios públicos, es sin duda una gran huela digital, y en ese sentido, es información útil que agregada, permite generar valor.

¿Cual es la utilidad de esa información para la competencia de los servicios públicos?

En términos generales, el acceso a esa información permitiría que los mercados en actividades que han sido tradicionalmente monopólicas, se dinamicen, para lo cual es necesario que el Estado cree no solo el ambiente de competencia propicio, sino además, que la información que las empresas de servicios públicos reportan, pueda ser utilizada por cualquiera, claro está, con la debida protección de la identidad.

Así, por ejemplo, una familia que solo de manera esporádica utiliza su casa en las noches, podría hacer compras eficientes de energía, para lo cual requiere que existan empresas que se lo ofrezcan, a partir del conocimiento de los patrones de comportamiento y de uso.

De la misma manera, un usuario podría posponer el uso que hace de un determinado servicio en un “determinado” momento, si tuviera la información de cuales son los costos de usar el mismo, y por supuesto de posponer su consumo, o incluso de cambiar de proveedor.

La información entonces, jugaría un doble papel; de un lado, las empresas tendrían incentivos para informar al usuario de las oportunidades que existen, y de la misma manera, las empresas podrían investigar para determinar mejores productos.

Un ejemplo de esto puede verse de manera clara en la inclusión de los medidores bidireccionales de energía eléctrica, conectados al internet, donde el usuario tiene lecturas tanto del consumo de energía eléctrica de su casa, sino además, de cantidad de energía que puede inyectar a la red derivada de los paneles solares que tiene instalados, y de los diferentes agentes interesados en comprarla.

Esta información podría ser incluso mucho más detallada, si todos los aparatos de consumo, están debidamente conectados a un lector remoto, como funciona hoy en día con “Google Home” o con “Alexa” de Amazon.

El acceso a la información entonces, resolvería una parte de las fallas del mercado, alimentaría el proceso de toma de decisión del usuario, y generaría los grados de competencia deseables, que hoy en día no existen en el mercado colombiano.

Eficiencia en la implementación del mantenimiento de redes

Finalmente, la información de los usuarios adecuadamente manejada, permitiría, por ejemplo, determinar aquellos horas del día, donde un mantenimiento tendría mínimo impacto, y poder establecer exactamente quien fue el afectado.

La información del usuario entonces, a pesar de ser de su propiedad, tiene un valor en si mismo, que puede ser utilizado en beneficio del mismo usuario, pero solo si nos desprendemos de éste, con las adecuadas protecciones de identidad particular. Tal vez Harari tiene razón, cuando afirma que estamos cambiando de era, a una donde los datos que producimos, nos generan mas bienestar cuando son utilizados, que cuando permanecen ocultos, como ya lo estamos haciendo con diferentes aplicaciones que nos facilitan la vida.

No todo es color de Rosa

Ahora bien, como todo en la vida, esta evolución no estará exenta de obstáculos, discusiones y según algunos escritores, de pequeñas y grandes revoluciones.

En efecto, la utilización de la información, aún y cuando sea agregada, genera la duda de quien debe tener esa información, como debería ser manejada, en que condiciones debe ser publicada, y en términos legales, de quien es la propiedad de la misma.

Sin duda, las normas de habeas data, se han implementado básicamente con un enfoque “humanista” (en función del humano), más que con uno “datista” (en función del dato), y en realidad esas fronteras se irán borrando en la medida que las personas utilicen más tecnología en su vida diaria, y confíen en mayor medida en las ventajas de la inteligencia artificial; esto implica que el enfoque humanista, le dará la autonomía a la persona para compartir sus datos, y ese humano lo hará, simplemente porque lo necesita, para aumentar su bienestar.

Las empresas utilizarán el análisis de datos, para mejorar la eficiencia y la eficacia, así como los estados hará uso de la misma herramienta, para controlar el cumplimiento de la ley, las conductas anormales serán más fácilmente detectadas, y en general todos sin duda estaremos en otra era, y esta época nuestra será considerada el transito del humanismo al datismo.

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febrero 3, 2019 · 11:36 pm

Las subastas de largo plazo en Colombia ¿Un salto al vacio?

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.

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noviembre 18, 2018 · 5:36 am

EL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA ¿HACIA UNA EMERGENCIA ECONÓMICA? Por Ángel Castañeda Manrique

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.

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marzo 12, 2018 · 2:16 am

Los retos de las plantas de regasificación en Colombia

Por Ángel Castañeda Manrique/ Castañeda & Velasco Abogados

Cuando tuvimos la oportunidad de participar en la estructuración e implementación de la Planta de Regasificación de Cartagena, desarrollada por la empresa SPEC LNG, una de las preguntas que constantemente hacían tanto los financiadores, como los interesados en proveer servicios, era la siguiente:

¿Por qué Colombia está exportando gas natural a Venezuela, y al mismo tiempo está construyendo plantas de regasificación para la entrada de gas natural licuado?

Sin duda la pregunta resultaba totalmente válida, fundamentalmente porque expone una contradicción; de un lado, el hecho que el país estuviera exportando, implicaba que tenía excedentes de producción (es decir, que la demanda interna no era capaz de consumir la totalidad de la producción nacional), y de otro lado, la construcción de una planta de regasificación mostraba que no había producción local suficiente para atender la demanda interna.

Oficialmente, las cifras de las entidades estatales, como la UPME, mostraban y aún muestran, que en efecto la Planta de regasificación de Cartagena, era necesaria para atender la demanda, y mucho más si nos encontrábamos ante fenómenos del Niño, fundamentalmente por el consumo que requerían las plantas térmicas de gas. Lo anterior puede verse claramente en la siguiente gráfica:

UPME PROYECCION

Sin embargo, las cifras oficiales no respondían adecuadamente la pregunta de la doble condición de país exportador e importador.

Otra explicación, ésta un poco más sofisticada, partía del hecho según el cual, si bien había reservas de gas suficientes para atender la demanda, los productos que ofrecían los Productores de gas (básicamente a través de contratos) eran inflexibles, o en otras palabras, no le daban la “flexibilidad” que los generadores térmicos requerían, para efecto de poder tener el gas disponible, para cuando fueran requeridos para atender la demanda eléctrica.

¿A que tipo de flexibilidad se referían?

Básicamente a que los térmicos, por tener mayores costos marginales que un generador hidráulico, solo salen despachados de manera excepcional, esto es, cuando el sistema no puede funcionar de manera normal (por ejemplo cuando se cae una línea de transmisión por cualquier motivo) o cuando se presentan fenómenos como los del Niño; en otras palabras, cuando hay agua suficiente para los embalses, los generadores térmicos se requieren para situaciones de seguridad del sistema eléctrico, y cuando los embalses se van desocupando, entra la energía térmica a respaldar al sistema, para garantizar la continuidad del servicio.

Esta forma de funcionamiento del mercado eléctrico, donde los generadores térmicos con un mayor costo marginal sean despachados de último, lo que garantiza que el usuario final de energía eléctrica, pague por la energía más barata durante la mayor parte del tiempo, y solo en eventos excepcionales, pague un poco más, para mantener la continuidad del servicio.

La inflexibilidad se da entonces, porque el térmico requiere que le garanticen firmeza del gas el 100% del tiempo, pero solo puede pagar por ella cuando lo llamen a generar, en tanto que el interés del Productor es exactamente el contrario, es decir, requiere que le paguen en función de la firmeza que otorga dentro de cada contrato.

Fue finalmente a partir de esta última teoría que se construyó la planta de regasificación de Cartagena, esto es, principalmente para atender los consumos de los generadores térmicos de la Costa, aunque legal y regulatoriamente, es una planta de acceso abierto, a la que cualquier persona puede acceder, siempre y cuando existan capacidades de almacenamiento o de regasificación sin utilizar.

Pero nada de lo anterior explica las razones por las cuales se justificaría la Planta de Regasificación del Pacífico, es decir, no es claro si la demanda interna de gas natural realmente la necesita, ni cuando puede necesitarse, ni tampoco que sea destinada para atender el consumo térmico; es fundamentalmente una decisión política, que busca, al decir de las autoridades, garantizar el abastecimiento futuro de gas natural, ante la declinación de la reservas internas de gas.

El problema puede explicarse de la siguiente manera, lo cual explica las diferentes posiciones:

El país no tiene un ritmo de recuperación de reservas de gas, que permita establecer con certeza que la demanda tendrá garantizado el abastecimiento de gas; en otras palabras, estamos consumiendo gas, pero no estamos encontrando al mismo ritmo, lo cual es claramente un problema de política pública. La gráfica siguiente muestra la declinación:

Imagen1

Fuente UPME

De otro lado, los productores anuncian la existencia de reservas, que esperan sean suficientes para atender el país, y esperan que cuando tengan el gas, exista un mercado al cual venderle la producción.IMG-20161010-WA0012

La diferencia entre las dos posiciones, es que los Productores no han declarado la totalidad de las reservas que tienen, en parte porque algunas de estas están atrapadas en complejos procesos de licenciamiento ambiental o de comunidades, que hace que el gas probablemente no pueda ser extraído en el momento en que el país lo requiere.

En lo que tiene que ver con el gas “off shore”, que se viene explorando en el Caribe colombiano, es claro que existen reservas, pero estás son demasiado costosas de sacar; algunos hablan de un “lifting cost” de alrededor de US$8.5 por MBTU, sin tratar, lo que lo hace inviable frente al mercado de LNG, que puede fácilmente mejorar esa cifra; en otras palabras, para que un Productor invierta en producir gas “off shore” a US$8.5/MBTU, si la demanda puede conseguir LNG a un precio menor y con cantidades creciendo en la medida que Estados Unidos sigue progresando en su tecnología de fracking, es bastante improbable.

En ese sentido, el Estado, y más precisamente el Gobierno debe tomar una decisión; de un lado, dejar que la “divina providencia” agilice los trámites y de manera mágica se aumenten las reservas de gas, o tomar medidas que garanticen que en efecto la demanda de gas va a tener garantizado sus necesidades.

Como suele ocurrir, Colombia no es el único, ni el primero en enfrentarse a este tipo de dicotomía; el Reino Unido que es productor de gas natural, es igualmente importador, y el esquema funciona, porque las cantidades de gas importado, compiten con el gas nacional, generando un ambiente de competencia totalmente sano, y eso es lo que podría ocurrir en Colombia, si la regulación se ajusta para volverse de verdad, un inductor de competencia.

En efecto, el mercado de gas natural es un mercado oligopólico, con agentes que determinan precios y cantidades en determinados mercados; si bien la regulación ha intentado la introducción de reglas que mitiguen esa posición, la falta de control por parte de las autoridades de los comportamientos de los agentes de producción, hace que las reglas sean inocuas.

La posibilidad que la demanda pueda importar gas, como una alternativa de consumo, sería el instrumento perfecto para controlar de facto la posición dominante de los productores en el mercado; esto es así porque el precio máximo al cual un agente compraría gas natural a un productor, sería el precio de importación, y por lo mismo, el Productor tendría que vender a un menor precio que la importación, si quiere colocar el gas que produce.

Esto afectaría al mercado de manera positiva, en la medida que la demanda podría predecir de mejor manera el precio del combustible, los proyectos de largo plazo que requieran gas de largo plazo tendrían un parámetro para ser calculados y en general, podríamos avanzar a una nueva época dentro de lo que denominamos el mercado de gas.

¿Qué se necesita para esto?

 

Entender en primer lugar, que importar gas no es lo mismo que abrir una llave para inyectar gas al sistema; el mercado de LNG es uno de características complejas, con reglas de facto que lo dominan, y que no van a cambiar por atender el mercado en Colombia; entre más amigable sea la regulación con las reglas de mercado de importación, más fácil será conseguir LNG y por supuesto a mejores precios.

En segundo lugar, se requiere que el regulador ajuste la regulación para que la terminal de Cartagena, pueda ser efectivamente utilizada para atender la demanda local, sin afectar a los agentes térmicos que contrataron su capacidad de regasificación; en esto, la doctrina de las “facilidades esenciales” pudiera dar los parámetros para que el regulador determine las condiciones sobre las cuales un tercero, cualquiera, pudiera importar gas, para atender una demanda local.

Veremos que ocurre entonces con la planta de Buenaventura.

 

 

 

 

 

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