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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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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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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EVOLUCION TECNOLOGICA EN EL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO


El negocio del Almacenamiento de Energía Eléctrica

En la teoría económica existe el término “destrucción creativa”, que inicialmente fue usado conceptualmente por Marx para mostrar la fuerza “negativa” con la que operaba el capitalismo para destruir el statu quo de un mercado o una actividad, y que en época más reciente, el término ha sido utilizado por economistas como el austriaco Joseph Schumpeter, para demostrar una permanente evolución de los mercados, mediante la destrucción del orden existente y la creación de un nuevo orden, que a su vez permite una evolución de la riqueza.

En mercados no regulados (que son la mayoría), esto generalmente ocurre por innovación o por evolución tecnológica, que al permitir que una actividad sea más eficiente o permitir una mayor eficiencia en el uso de un recurso, deja obsoleta la anterior, como ocurrirá por ejemplo con la entrada delos vehículos no tripulados en la industria del transporte, o como ocurrió en el pasado con la invención de los ascensores.

Esa destrucción creativa, como todo acto de destrucción,deja víctimas importantes, personas que se quedan sin trabajo, que deben adquirir conocimientos diferentes, o como dicen hoy en día “reinventarse” para continuar vivo, adaptarse al medio, como lo diría Darwin.

En materia de energía eléctrica, que es un negocio que es considerado un servicio público, y por ende, con un interés del Estado por regularlo, si bien han existido evoluciones tecnológicas, no todas han sido lo suficientemente importantes para ser consideradas como “game changers”, salvo tal vez la invención del ciclo combinado en la generación térmica.Recientemente, sin embargo, con la entrada de tecnologías para el uso de recursos renovables (energía solar, eólica, cinética, etc) y de los problemas que estas tienen en materia de confiabilidad, es posible que estemos en los albores de un cambio muy importante.

 ¿Qué tiene que ver Schmpeter y su destrucción creativa con el tema?

Básicamente que para poder viabilizar la entrada de esa tecnología limpia, para el uso recursos renovables, es necesario resolver un problema crítico, que es su falta de confiabilidad; por ejemplo, cuando una casa, un poblado o una ciudad, que dependen de la energía solar, no tienen energía en la noche o en días lluviosos.

La respuesta pareciera estar en las baterías, es decir, en la instalación de equipos que capturan energía durante un tiempo, y que la reintegran al sistema cuando es necesaria; en el caso antes mencionado de la energía solar, las baterías capturan los excedentes de energía generados por las plantas solares, y las devuelven cuando el sistema los requiere, por ejemplo,cuando el día esta lluvioso.

Hasta hace poco el tema era una teoría, pero sucedió algo muy interesante; Elon Musk, dueño de Tesla, de “The Boring Company” y de Space X, aceptó un reto en Twitter, para instalar baterias de Tesla en el Sur de Australia,para evitar un apagón en la región de Victoria.

La región se había quedado sin respaldo de las líneas de transmisión, porque literalmente habían sido destruidas por una tormenta, quedejo a varias poblaciones sin suministro de energía.

Torres de Transmisión en Australia después de un vendaval (ABC News. Tom Fedorowistch)

Mike Cannon, un empresario australiano publicó en Twitter el problema, y Musk, que está acostumbrado a asumir retos, le dijo que la solución era instalar baterías, con la tecnología queTesla producía; Cannon lo retó, y recibió como respuesta, que Tesla instalaríalas baterías 100 días después de firmar el contrato. El dialogo por Twitter fue así:

En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.

Elon Musk

En efecto, Musk cumplió su promesa antes de tiempo, e instaló un complejo de baterías del tamaño de una cancha de Football americano.

Hasta aquí la parte anecdótica, que a mi por lo menos, me parece entretenida. La parte en la que se relaciona con el sector eléctrico es más interesante aún.

En efecto, en primer lugar, las baterías cumplieron con su propósito fundamental, que era evitar un apagón, al ser instaladas en un tiempo record, mientras se restablecían las líneas de transmisión; en segundo lugar, la planta de baterías ha demostrado ser mucho más eficiente en la proveeduría de servicios auxiliares que las plantas hidráulicas y térmicas, fundamentalmente por su capacidad de reacción, y a un menor costo y en tercer lugar, ha servido para controlar el precio del mercado, en la medida que captura la energía cuando es barata, y la utiliza cuando el precio empieza a subir, por encima de cierto nivel.

Y es aquí donde empieza el germen de la “destrucción creativa”; en la medida que las baterías sigan bajando de precio, que la tecnología mejore su eficiencia (la cantidad de energía que reciben para almacenamiento vsla que inyectan), estas podrían llegar al Nirvana eléctrico, donde la energía sería prácticamente gratis, y por supuesto, los demás agentes y tecnologías pasarían a la historia; esto sin embargo no va a pasar probablemente en este siglo, pero pasará.

Para todos los países, la irrupción tanto de las tecnologías para el uso de tecnologías renovables, como de almacenamiento representa un reto, fundamentalmente porque el sector eléctrico, que como dije con anterioridad es considerado como un proveedor de un servicio público, y como tal, está sujeto a la regulación del Estado.

El reto consiste entonces en establecer la forma como el tema se debe abordar desde el punto de vista de regulación y derivado de esto se presentan preguntas obvias pero necesarias como:

  • ¿Es necesario regular el almacenamiento de energía?
  • En caso afirmativo ¿Cómo debería regularse?
  • Teniendo en consideración los agentes de cadena ¿Debería ser un agente diferente de los existentes o debería ser parte de uno de ellos?
  • ¿Debe ser el almacenamiento definido por el Estado en temas como cuando, como, quien lo construye y de que manera, o debería dejarse al sector privado y mas bien facilitar las señales para el efecto?

Pues bien, la CREG acaba de publicar un proyecto de Resolución, donde aparentemente decide este tipo de cosas, que parecieran ser un asunto más de política pública que de regulación.

En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.

En efecto, la CREG está proponiendo que sea el Estado a través de la UPME, el que evalúe si se requiere o no almacenamiento, el nivel de eficiencia del mismo, y en general, el tiempo y la dimensión de la construcción.

Los seguidores de escuelas de pensamiento del “public choice”estarían preguntándose las razones que llevaron al regulador a tomar semejante decisión, si se evaluaron las alternativas, y cuales son los resultados que se esperan con esto, para poder hacer las métricas de la medida.

Si bien la UPME es una entidad de carácter técnico, y que en sus administraciones recientes ha sido manejada por personas capaces, es claro que esa entidad no tiene una protección institucional, y es susceptible de ser capturada, particularmente por intereses políticos (como ha ocurrido en el pasado), para viabilizar inversiones que pudieran o bien no ser necesarias o no estar bien ubicadas, o simplemente de una dimensión diferente a la prevista por el Estado.

Lo que resulta mas preocupante de la medida, es que el regulador “adjudicó” la actividad de almacenamiento a la de transmisión, impidiendo tácitamente que otros agentes puedan participar en la actividad, lo cual no pareciera lógico, y claramente no está sustentado (no existe documento soporte a la fecha de publicación de este documento).

No pareciera lógico, porque claramente el poder del almacenamiento dentro de la cadena de energía eléctrica, como lo demuestra la experiencia de Musk y otras existentes en el mundo, compite con otros generadores de tecnologías tradicionales, al actuar no solamente como un controladorde precios (descarga la energía cuando el precio de la energía sube) y dentro delespectro de servicios auxiliares.

Ojalá la SIC, particularmente las personas que ejercen funciones de abogacía de la competencia puedan ver el tema, y arreglarlo para quecrear incentivos perversos para los transmisores.

La Resolución está para comentarios, y es el tema de moda en el sector eléctrico, conjuntamente con otros temas de tecnología, que ameritarían discusiones de fondo, que trataré de abordar en otra oportunidad.

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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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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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Las reglas de juego del nuevo marco de comercialización de gas natural en Colombia; un entendimiento necesario para el buen funcionamiento del mercado

Por Ángel Castañeda Manrique

 

Recientemente la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- expidió una modificación a las reglas aplicables a la actividad de comercialización de gas natural en el mercado mayorista, mediante la Resolución 114 de 2017, buscando corregir algunas fallas del mercado, derivadas de la aplicación de la Resolución 089 de 2013, que regía con anterioridad.

Más allá de los cambios que se desprenden de una lectura simple de las nuevas condiciones regulatorias para el desarrollo del mercado, resulta interesante conocer cuáles son los incentivos implícitos de dicha regulación o en otras palabras, los efectos que se desprenden de la forma como los agentes toman diferentes posiciones y aplican las reglas y los esfuerzos que requerirán de cada una de las partes involucradas.

No me voy a detener en el detalle de los cambios involucrados por el regulador, sino que haré un recuento de la forma como venía funcionando, y la razón de ser de los cambios propuestos, por lo menos considerando la posición pública expresada por el mismo regulador, para luego ahondar en un par de escenarios sobre las reglas, de la siguiente manera:

1.    Reglas especiales para los Productores

En el año 2007 aproximadamente, las reglas existentes para los Productores, le permitían determinar libremente el precio el precio del gas natural, para lo cual, la regulador solamente los obligaba a realizar subastas individuales por campo y por cantidad ofertada de gas, subastas donde en teoría, la demanda pudiera revelar adecuadamente su disponibilidad a pagar.

Para el efecto entonces, cada productor de cada campo, cuando a bien tuviera, realizaba ofertas de venta de gas para ser asignadas a través de subastas, donde la demanda no sabía si la cantidad de gas ofertada era toda la que había disponible en el campo de oferta o en otro campo; esa asimetría, aunada a una sensación de escasez de gas, llevó a que los precios de dichas subastas subieran de forma desorbitante, al punto que con el tiempo, muchos de los contratos cerrados en esas subastas, tuvieron que ser renegociados, básicamente porque los precios estaban muy por encima de lo que la demanda estaba en capacidad de pagar.IMG-20161010-WA0012

El Gobierno de turno, que no conocía la industria, se le ocurrió que para corregir la falla percibida del mercado, era necesario corregir la falla del mercado, asociada a las cantidades disponibles de gas, obligando a todos los productores a que las perspectivas de producción fueran declaradas y vendidas en el mercado; esta señal – que realmente duró muy poco – tuvo el efecto contrario al deseado, en la medida que los productores, al estar obligados a vender las reservas de gas proyectadas, resolvieron no correr riesgos, reduciendo las cantidades dentro del mercado; en otras palabras, como tenían que vender todo el gas que físicamente tenían disponible, resolvieron que las cantidades físicas eran menores que las que originalmente habían anunciado al mercado, aumentando con esto la sensación de escasez. 

Esto fue resuelto finalmente, y el gobierno se tuvo que contentar con que cada Productor tuviera que declarar anualmente la Producción Total Disponible para la Venta en Firme, ante el Ministerio de Minas y Energía, cantidad ésta que estaba obligado a ofrecer al mercado, cuando quiera que éste así se lo solicitara. 

2.    Los Reglas de la Resolución 089 de 2013

La Resolución CREG 089 de 2013, como la mayoría de las resoluciones expedidas por la CREG en los últimos 10 años, fue el resultado de un proceso de consulta (y por lo mismo de presiones de grupos de interés), que de alguna manera desdibujó la intención original del regulador, que era el de corregir una falla de mercado, derivado de la posición dominante que los productores comercializadores tenían (y que han incrementado) en el mercado de gas. 

Así, la CREG mediante Resolución 113 de 2012, puso a consideración de los agentes un texto de resolución según el cual, el precio del gas sería el resultado de la aplicación de una subasta, que se realizaría con la participación de la totalidad de la demanda y la totalidad de la oferta, para de esta manera tratar de obtener un verdadero precio de mercado, en condiciones de competencia que si bien no eran perfectas, eran mucho mejores que lo en su momento existía. 

Los industriales en cabeza de la ANDI, atacaron fuertemente la medida, en parte porque venían de la aplicación de los esquemas de subastas aisladas que hacían los productores (que se mencionaron con anterioridad), que escalaron el precio del gas llegando a valores realmente absurdos, considerando las cantidades de gas en el mercado y la demanda existente en el momento; en otras palabras, los productores aplicaron la regulación existente en su momento en su propio beneficio, maximizando el precio mediante la implementación de subastas individuales, donde la demanda no sabía la totalidad del gas que se ofertaba en el país, y por lo mismo, las opciones que tenía. En otra parte, percibían que podían ejercer presión para que el precio del gas vendido a este segmento de demanda fuera menor al que paga el mercado de usuarios residenciales, comerciales y pequeños industriales. 

La CREG, muy influenciada por el Ministro de Minas y Energía de turno, cedió a la presión, y estableció que el gas se iría a vender, dependiendo de si la oferta era mayor o no que la demanda; si la oferta era mayor, entonces los productores podían libremente fijar el precio del gas a quien quisiera comprarlo, y de otro lado, si la oferta era menor que la demanda, entonces tanto oferta como demanda, se sometería al resultado de la aplicación de una subasta de reloj ascendente; esto significaba que en tiempos de abundancia, el productor ejercía de manera autónoma su poder de mercado, fijando el precio que más le conviniera, y en momentos de escasez, los productores se sometían a una subasta, para que fuera la propia demanda la que se matara a sí misma, por el poco gas que existía, como en efecto ocurrió, sobre todo en periodos de ocurrencia del Fenómeno del Niño

Este mecanismo fue implementado desde el 2013 hasta el 2016, lo que permitió evidenciar lo obvio; que los productores con poder de mercado, estaban fijando precios que irían a afectar al mercado. 

La CREG, con nuevos miembros altamente calificados en asuntos tan importantes como la economía, se dio a la tarea de investigar la falla de mercado, y de proponer los cambios que en su opinión contribuyen para a una mejor formación del precio, tan importante tanto para la demanda, como para la entrada de nueva oferta. 

3.    Los cambios de la Resolución 114 de 2017 

La CREG entonces, con un criterio mucho más técnico y sin duda, sin la improvisación propia que tuvo la expedición de la Resolución 089 de 2013, propuso entonces las siguientes etapas y tipos de contrato. 

En primer lugar, mantuvo el alcance y efectos que tenía la declaración de PTDVF, en el sentido que si bien cada Productor era autónomo en declarar la PTDVF, esta era la única cantidad de gas que podía poner a disposición del mercado; así entonces, si un Productor decide “esconder” cantidades de gas al mercado, no podía comprometerlas en contratos de duración igual o mayor a un año, por lo menos durante el año que estuviese vigente la declaración.

Esta medida, como resulta obvio, tiene una gran importancia frente al mercado y frente a las reglas de competencia del mismo, en la medida que el respeto a dicha regla garantiza la materialización del incentivo de revelar las verdaderas cantidades de gas disponibles.

A partir de la PTDFV, la Resolución 114 permitió que los Productores pudieran ofrecer todos los años, en la época que el regulador así indique, contratos de 3 años o más, denominados “CF95”, que básicamente son contratos en los cuales el Productor se obliga a tener disponible una capacidad contratada, y el comprador está obligado a pagar por el 95% de ésta aún y cuando no haga uso de la misma, o por cualquier cantidad adicional, cuando haga uso de ella.

Las cantidades de gas que sobraran de estas contrataciones, se someten a un nuevo mecanismo de subasta, para la contratación de dos tipos de contratos; el contrato denominado C1 y el contrato C2, que describimos brevemente de la siguiente manera:

El contrato C1, parte del supuesto según el cual el Productor está obligado a entregar la totalidad de la Capacidad contratada, cuando el comprador así se lo solicite, dentro de esquema de “ejecución del contrato” previsto por el mismo regulador. El Comprador por su parte tiene derecho a nominar la totalidad de la capacidad contratada, pero con las siguientes restricciones:

       Si nomina hasta el 30% de la capacidad contratada del contrato C1, puede venderla en el mercado secundario.

       Si nomina más del 30% de la capacidad contratada del contrato C1, solamente puede utilizarla para abastecer su propio consumo.

Sobre este contrato me propongo hacer un documento específico, por lo que no me detendré a más detalles.

El contrato C2 por su parte, es de carácter complementario, es decir, depende del uso del contrato C1. En este contrato, el Comprador tiene derecho y está obligado a pagar por lo menos el 75% de esa cantidad, y el restante 25% corresponderá a la cantidad de gas que le sobre al productor de la nominación del contrato C1.

Tanto el Contrato C1 como el Contrato C2, se asignan por subasta, donde el Productor solamente establece las cantidades de gas que destina al Contrato C1 y el precio de reserva asociado al mismo.

La evolución de la señal regulatoria, puede verse en el siguiente infograma:

INFOGRAMA SEÑAL DE PRECIO

 

 4.    Los Incentivos Derivado de La Aplicación de la Señal Regulatoria 

Los incentivos que se desprenden de la aplicación de este tipo de esquemas, se ubican dentro de la teoría de juegos, donde cada jugador plantea una estrategia, según el comportamiento de los demás.

Así, en primer lugar, el juego se inicia con la declaración de gas que hace cada uno de los productores; en efecto la declaración de la PTDVF de manera individual determina la cantidad de gas que un agente puede colocar en los diferentes contratos; si un determinado productor vende sin haber hecho la declaración de PTDVF, habrá incumplido la regulación, lo mismo que si vende más allá de la PTDVF, con independencia de cuál sea su demanda.

La suma de todas las declaraciones de la PTDVF, de todos los productores, será la totalidad del gas disponible para un año (es decir la cantidad total disponible para venta, y es a partir de ese momento, donde empieza el juego de la demanda.

Si las cantidades de gas son superiores a la demanda, para un año determinado, es de esperarse que el precio del gas que ofrezcan los productores sea bajo, para incentivar la contratación del gas, y además por ser una regla básica de mercados según la cual, cuando la oferta es mayor que la demanda, el precio tiende a reducirse.

Si el Productor en efecto opera con esta racionalidad, la demanda tendrá entonces un incentivo a contratar las mayores cantidades de gas, por un periodo de 3 años, cubriéndose de esa manera de cualquier variación posterior.

¿Qué ocurre si el Productor en vez de bajarlo lo sube?

20170101_135617

El Productor cuando no se comporta de manera racional, actúa como un depredador buscando su alimento, que es teóricamente protegido por la regulación

 La demanda entonces debe pensar de manera estratégica y reaccionar de manera acorde con la posición del productor; una forma de reaccionar, es reducir las cantidades de gas a comprar en para contratos CF95 (incluso a 0), aumentando el riesgo del productor a dejar gas enterrado, y aumentando las posibilidades de que el precio del gas en la subasta se reduzca de manera acorde.

Una vez en enfrentados a la subasta, el Productor solamente debe decidir cual es su precio de reserva, es decir, el precio del gas por debajo del cual no está dispuesto a vender ni un MBTU de gas, y las cantidades de gas que destinaría al contrato C1, la cual debe ser como mínimo el 25% de la PTDFV descontado lo que hubiese contratado bajo la modalidad CF95.

Un primer elemento, que refleja el temor de algunos, es que los productores se pongan de acuerdo para determinar un precio de reserva alto, de manera que la subasta parte ese precio, y por lo tanto el Productor maximice su beneficio; una primera respuesta a esta inquietud es que ese acuerdo constituye claramente una práctica restrictiva de la competencia y sería investigada por la SIC como un cartel propiamente dicho.

Con independencia de las consecuencias jurídicas, el Productor correría dos riesgos importantes; de un lado, que la demanda se restrinja, reduciendo al máximo las cantidades de gas a contratar, con los efectos que esto tendría no solo para los niveles de producción, sino para el país en general; de otro lado, los Productores se arriesgarían a que el regulador, ante semejante falla de mercado, haga una regulación más estricta, buscando un comportamiento racional por parte de dichos agentes.

Un segundo elemento, es que existe un agente que tiene participación mayoritaria en el mercado, es una empresa industrial y comercial del Estado20170101_134135, y puede poner el precio que a bien tenga; incluso, podría tomar ventaja que tiene participación en los principales campos del país, y tomar una decisión coordinada, sin necesidad de involucrar a terceros dentro de la estrategia; este riesgo es cierto, y en caso de que esto pasara, sería prueba suficiente para que el regulador tomara medidas especiales para este agente, ejerciendo las facultades que le otorga el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994.

Ahora bien, el Productor debe tener cuidado con la forma como se comporta en la subasta, en la cual, como dijimos, establece el precio de reserva, y de otro lado, debe determinar las cantidades mínimas de gas que estaría destinando a los contratos C1. En este sentido, la CREG obliga al Productor a poner como mínimo el 25% de la PTDVF en el C1 y el resto en el C2, lo que no implica que no quede con gas enterrado, mucho más si quisiera abusar del mercado, poniendo un precio de reserva alto o incongruente con el balance de gas.

Si el productor coloca más del 31.5% de la PTDVF, tiene asegurado que no va a colocar todas las cantidades de gas disponible, en la medida que lo que le sobre del contrato C1, no será absorbido por el contrato C2.

De la misma manera, es posible (aunque improbable) que solo venda contratos C2, muy a pesar de los beneficios que tendría tener un contrato C1

De acuerdo con lo anterior, si el Productor vende a un precio que no considera que la oferta es superior a la demanda, la demanda tiene instrumentos para contrarrestar la posición, que se resumen en:

       Disminuir las cantidades a cobrar con en el CF95, al punto de no comprar nada

       Tener una estrategia en la subasta, para comprar el gas necesario para el año respectivo, bien bajo contrato C1 o C2, según la característica de la demanda, a lo cual me referiré en otro documento.

 Todo lo anterior es válido, si y solo sí, lo organismos de control que son la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia de Industria y Comercio, hacen un adecuado control de este tipo de procedimientos, fundamentalmente en lo siguiente:

        Que los Productores no estén vendiendo sin declarar la PTDVF

       Que los Productores que hayan declarado PTDVF no vendan cantidades no declaradas.

       Que entre los Productores no existan acuerdos que tengan por objeto o por efecto la restricción de la competencia, en cualquiera de sus formas.

       Que las condiciones particulares de los Productores, no limiten a la demanda, en alguno de sus derechos más básicos, como es la venta de las capacidades adquiridas.

 De otro lado, y frente a la demanda, es claro que deben tener claro una estrategia de contratación me largo, mediano y corto plazo, construir modelos de reacción según cambien las circunstancias, y entrar en las diferentes instancias con objetivos de cantidades y precios claros, que consideren los impactos que dicho precio tendría en la demanda.

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Las reglas de juego del nuevo marco de comercialización de gas natural en Colombia; un entendimiento necesario para el buen funcionamiento del mercado

Por Ángel Castañeda Manrique

 

Recientemente la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- expidió una modificación a las reglas aplicables a la actividad de comercialización de gas natural en el mercado mayorista, mediante la Resolución 114 de 2017, buscando corregir algunas fallas del mercado, derivadas de la aplicación de la Resolución 089 de 2013, que regía con anterioridad.

Más allá de los cambios que se desprenden de una lectura simple de las nuevas condiciones regulatorias para el desarrollo del mercado, resulta interesante conocer cuáles son los incentivos implícitos de dicha regulación o en otras palabras, los efectos que se desprenden de la forma como los agentes toman diferentes posiciones y aplican las reglas y los esfuerzos que requerirán de cada una de las partes involucradas.

No me voy a detener en el detalle de los cambios involucrados por el regulador, sino que haré un recuento de la forma como venía funcionando, y la razón de ser de los cambios propuestos, por lo menos considerando la posición pública expresada por el mismo regulador, para luego ahondar en un par de escenarios sobre las reglas, de la siguiente manera:

1.    Reglas especiales para los Productores

En el año 2007 aproximadamente, las reglas existentes para los Productores, le permitían determinar libremente el precio el precio del gas natural, para lo cual, la regulador solamente los obligaba a realizar subastas individuales por campo y por cantidad ofertada de gas, subastas donde en teoría, la demanda pudiera revelar adecuadamente su disponibilidad a pagar.

Para el efecto entonces, cada productor de cada campo, cuando a bien tuviera, realizaba ofertas de venta de gas para ser asignadas a través de subastas, donde la demanda no sabía si la cantidad de gas ofertada era toda la que había disponible en el campo de oferta o en otro campo; esa asimetría, aunada a una sensación de escasez de gas, llevó a que los precios de dichas subastas subieran de forma desorbitante, al punto que con el tiempo, muchos de los contratos cerrados en esas subastas, tuvieron que ser renegociados, básicamente porque los precios estaban muy por encima de lo que la demanda estaba en capacidad de pagar.IMG-20161010-WA0012

El Gobierno de turno, que no conocía la industria, se le ocurrió que para corregir la falla percibida del mercado, era necesario corregir la falla del mercado, asociada a las cantidades disponibles de gas, obligando a todos los productores a que las perspectivas de producción fueran declaradas y vendidas en el mercado; esta señal – que realmente duró muy poco – tuvo el efecto contrario al deseado, en la medida que los productores, al estar obligados a vender las reservas de gas proyectadas, resolvieron no correr riesgos, reduciendo las cantidades dentro del mercado; en otras palabras, como tenían que vender todo el gas que físicamente tenían disponible, resolvieron que las cantidades físicas eran menores que las que originalmente habían anunciado al mercado, aumentando con esto la sensación de escasez. 

Esto fue resuelto finalmente, y el gobierno se tuvo que contentar con que cada Productor tuviera que declarar anualmente la Producción Total Disponible para la Venta en Firme, ante el Ministerio de Minas y Energía, cantidad ésta que estaba obligado a ofrecer al mercado, cuando quiera que éste así se lo solicitara. 

2.    Los Reglas de la Resolución 089 de 2013

La Resolución CREG 089 de 2013, como la mayoría de las resoluciones expedidas por la CREG en los últimos 10 años, fue el resultado de un proceso de consulta (y por lo mismo de presiones de grupos de interés), que de alguna manera desdibujó la intención original del regulador, que era el de corregir una falla de mercado, derivado de la posición dominante que los productores comercializadores tenían (y que han incrementado) en el mercado de gas. 

Así, la CREG mediante Resolución 113 de 2012, puso a consideración de los agentes un texto de resolución según el cual, el precio del gas sería el resultado de la aplicación de una subasta, que se realizaría con la participación de la totalidad de la demanda y la totalidad de la oferta, para de esta manera tratar de obtener un verdadero precio de mercado, en condiciones de competencia que si bien no eran perfectas, eran mucho mejores que lo en su momento existía. 

Los industriales en cabeza de la ANDI, atacaron fuertemente la medida, en parte porque venían de la aplicación de los esquemas de subastas aisladas que hacían los productores (que se mencionaron con anterioridad), que escalaron el precio del gas llegando a valores realmente absurdos, considerando las cantidades de gas en el mercado y la demanda existente en el momento; en otras palabras, los productores aplicaron la regulación existente en su momento en su propio beneficio, maximizando el precio mediante la implementación de subastas individuales, donde la demanda no sabía la totalidad del gas que se ofertaba en el país, y por lo mismo, las opciones que tenía. En otra parte, percibían que podían ejercer presión para que el precio del gas vendido a este segmento de demanda fuera menor al que paga el mercado de usuarios residenciales, comerciales y pequeños industriales. 

La CREG, muy influenciada por el Ministro de Minas y Energía de turno, cedió a la presión, y estableció que el gas se iría a vender, dependiendo de si la oferta era mayor o no que la demanda; si la oferta era mayor, entonces los productores podían libremente fijar el precio del gas a quien quisiera comprarlo, y de otro lado, si la oferta era menor que la demanda, entonces tanto oferta como demanda, se sometería al resultado de la aplicación de una subasta de reloj ascendente; esto significaba que en tiempos de abundancia, el productor ejercía de manera autónoma su poder de mercado, fijando el precio que más le conviniera, y en momentos de escasez, los productores se sometían a una subasta, para que fuera la propia demanda la que se matara a sí misma, por el poco gas que existía, como en efecto ocurrió, sobre todo en periodos de ocurrencia del Fenómeno del Niño

Este mecanismo fue implementado desde el 2013 hasta el 2016, lo que permitió evidenciar lo obvio; que los productores con poder de mercado, estaban fijando precios que irían a afectar al mercado. 

La CREG, con nuevos miembros altamente calificados en asuntos tan importantes como la economía, se dio a la tarea de investigar la falla de mercado, y de proponer los cambios que en su opinión contribuyen para a una mejor formación del precio, tan importante tanto para la demanda, como para la entrada de nueva oferta. 

3.    Los cambios de la Resolución 114 de 2017 

La CREG entonces, con un criterio mucho más técnico y sin duda, sin la improvisación propia que tuvo la expedición de la Resolución 089 de 2013, propuso entonces las siguientes etapas y tipos de contrato. 

En primer lugar, mantuvo el alcance y efectos que tenía la declaración de PTDVF, en el sentido que si bien cada Productor era autónomo en declarar la PTDVF, esta era la única cantidad de gas que podía poner a disposición del mercado; así entonces, si un Productor decide “esconder” cantidades de gas al mercado, no podía comprometerlas en contratos de duración igual o mayor a un año, por lo menos durante el año que estuviese vigente la declaración.

Esta medida, como resulta obvio, tiene una gran importancia frente al mercado y frente a las reglas de competencia del mismo, en la medida que el respeto a dicha regla garantiza la materialización del incentivo de revelar las verdaderas cantidades de gas disponibles.

A partir de la PTDFV, la Resolución 114 permitió que los Productores pudieran ofrecer todos los años, en la época que el regulador así indique, contratos de 3 años o más, denominados “CF95”, que básicamente son contratos en los cuales el Productor se obliga a tener disponible una capacidad contratada, y el comprador está obligado a pagar por el 95% de ésta aún y cuando no haga uso de la misma, o por cualquier cantidad adicional, cuando haga uso de ella.

Las cantidades de gas que sobraran de estas contrataciones, se someten a un nuevo mecanismo de subasta, para la contratación de dos tipos de contratos; el contrato denominado C1 y el contrato C2, que describimos brevemente de la siguiente manera:

El contrato C1, parte del supuesto según el cual el Productor está obligado a entregar la totalidad de la Capacidad contratada, cuando el comprador así se lo solicite, dentro de esquema de “ejecución del contrato” previsto por el mismo regulador. El Comprador por su parte tiene derecho a nominar la totalidad de la capacidad contratada, pero con las siguientes restricciones:

       Si nomina hasta el 30% de la capacidad contratada del contrato C1, puede venderla en el mercado secundario.

       Si nomina más del 30% de la capacidad contratada del contrato C1, solamente puede utilizarla para abastecer su propio consumo.

Sobre este contrato me propongo hacer un documento específico, por lo que no me detendré a más detalles.

El contrato C2 por su parte, es de carácter complementario, es decir, depende del uso del contrato C1. En este contrato, el Comprador tiene derecho y está obligado a pagar por lo menos el 75% de esa cantidad, y el restante 25% corresponderá a la cantidad de gas que le sobre al productor de la nominación del contrato C1.

Tanto el Contrato C1 como el Contrato C2, se asignan por subasta, donde el Productor solamente establece las cantidades de gas que destina al Contrato C1 y el precio de reserva asociado al mismo.

La evolución de la señal regulatoria, puede verse en el siguiente infograma:

INFOGRAMA SEÑAL DE PRECIO

 

 4.    Los Incentivos Derivado de La Aplicación de la Señal Regulatoria 

Los incentivos que se desprenden de la aplicación de este tipo de esquemas, se ubican dentro de la teoría de juegos, donde cada jugador plantea una estrategia, según el comportamiento de los demás.

Así, en primer lugar, el juego se inicia con la declaración de gas que hace cada uno de los productores; en efecto la declaración de la PTDVF de manera individual determina la cantidad de gas que un agente puede colocar en los diferentes contratos; si un determinado productor vende sin haber hecho la declaración de PTDVF, habrá incumplido la regulación, lo mismo que si vende más allá de la PTDVF, con independencia de cuál sea su demanda.

La suma de todas las declaraciones de la PTDVF, de todos los productores, será la totalidad del gas disponible para un año (es decir la cantidad total disponible para venta, y es a partir de ese momento, donde empieza el juego de la demanda.

Si las cantidades de gas son superiores a la demanda, para un año determinado, es de esperarse que el precio del gas que ofrezcan los productores sea bajo, para incentivar la contratación del gas, y además por ser una regla básica de mercados según la cual, cuando la oferta es mayor que la demanda, el precio tiende a reducirse.

Si el Productor en efecto opera con esta racionalidad, la demanda tendrá entonces un incentivo a contratar las mayores cantidades de gas, por un periodo de 3 años, cubriéndose de esa manera de cualquier variación posterior.

¿Qué ocurre si el Productor en vez de bajarlo lo sube?

20170101_135617

El Productor cuando no se comporta de manera racional, actúa como un depredador buscando su alimento, que es teóricamente protegido por la regulación

 La demanda entonces debe pensar de manera estratégica y reaccionar de manera acorde con la posición del productor; una forma de reaccionar, es reducir las cantidades de gas a comprar en para contratos CF95 (incluso a 0), aumentando el riesgo del productor a dejar gas enterrado, y aumentando las posibilidades de que el precio del gas en la subasta se reduzca de manera acorde.

Una vez en enfrentados a la subasta, el Productor solamente debe decidir cual es su precio de reserva, es decir, el precio del gas por debajo del cual no está dispuesto a vender ni un MBTU de gas, y las cantidades de gas que destinaría al contrato C1, la cual debe ser como mínimo el 25% de la PTDFV descontado lo que hubiese contratado bajo la modalidad CF95.

Un primer elemento, que refleja el temor de algunos, es que los productores se pongan de acuerdo para determinar un precio de reserva alto, de manera que la subasta parte ese precio, y por lo tanto el Productor maximice su beneficio; una primera respuesta a esta inquietud es que ese acuerdo constituye claramente una práctica restrictiva de la competencia y sería investigada por la SIC como un cartel propiamente dicho.

Con independencia de las consecuencias jurídicas, el Productor correría dos riesgos importantes; de un lado, que la demanda se restrinja, reduciendo al máximo las cantidades de gas a contratar, con los efectos que esto tendría no solo para los niveles de producción, sino para el país en general; de otro lado, los Productores se arriesgarían a que el regulador, ante semejante falla de mercado, haga una regulación más estricta, buscando un comportamiento racional por parte de dichos agentes.

Un segundo elemento, es que existe un agente que tiene participación mayoritaria en el mercado, es una empresa industrial y comercial del Estado20170101_134135, y puede poner el precio que a bien tenga; incluso, podría tomar ventaja que tiene participación en los principales campos del país, y tomar una decisión coordinada, sin necesidad de involucrar a terceros dentro de la estrategia; este riesgo es cierto, y en caso de que esto pasara, sería prueba suficiente para que el regulador tomara medidas especiales para este agente, ejerciendo las facultades que le otorga el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994.

Ahora bien, el Productor debe tener cuidado con la forma como se comporta en la subasta, en la cual, como dijimos, establece el precio de reserva, y de otro lado, debe determinar las cantidades mínimas de gas que estaría destinando a los contratos C1. En este sentido, la CREG obliga al Productor a poner como mínimo el 25% de la PTDVF en el C1 y el resto en el C2, lo que no implica que no quede con gas enterrado, mucho más si quisiera abusar del mercado, poniendo un precio de reserva alto o incongruente con el balance de gas.

Si el productor coloca más del 31.5% de la PTDVF, tiene asegurado que no va a colocar todas las cantidades de gas disponible, en la medida que lo que le sobre del contrato C1, no será absorbido por el contrato C2.

De la misma manera, es posible (aunque improbable) que solo venda contratos C2, muy a pesar de los beneficios que tendría tener un contrato C1

De acuerdo con lo anterior, si el Productor vende a un precio que no considera que la oferta es superior a la demanda, la demanda tiene instrumentos para contrarrestar la posición, que se resumen en:

       Disminuir las cantidades a cobrar con en el CF95, al punto de no comprar nada

       Tener una estrategia en la subasta, para comprar el gas necesario para el año respectivo, bien bajo contrato C1 o C2, según la característica de la demanda, a lo cual me referiré en otro documento.

 Todo lo anterior es válido, si y solo sí, lo organismos de control que son la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia de Industria y Comercio, hacen un adecuado control de este tipo de procedimientos, fundamentalmente en lo siguiente:

        Que los Productores no estén vendiendo sin declarar la PTDVF

       Que los Productores que hayan declarado PTDVF no vendan cantidades no declaradas.

       Que entre los Productores no existan acuerdos que tengan por objeto o por efecto la restricción de la competencia, en cualquiera de sus formas.

       Que las condiciones particulares de los Productores, no limiten a la demanda, en alguno de sus derechos más básicos, como es la venta de las capacidades adquiridas.

 De otro lado, y frente a la demanda, es claro que deben tener claro una estrategia de contratación me largo, mediano y corto plazo, construir modelos de reacción según cambien las circunstancias, y entrar en las diferentes instancias con objetivos de cantidades y precios claros, que consideren los impactos que dicho precio tendría en la demanda.

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¿Hacia donde va la CREG en el mercado de gas natural?

Recientemente la CREG, mediante la Resolución 81 de 2017, resolvió por fin modificar (o más bien actualizar) la Resolución 89 de 2013, o en palabras sencillas, facilitar las operaciones del mercado de gas natural, particularmente del mercado secundario, lo cual explico de manera breve de la siguiente manera: 

Cuando la CREG anunció con bombos y platillos la reforma al mercado de gas natural, expidió la Resolución 089 de 2013, la cual fue considerada por el mismo regulador como la solución a muchos de los problemas que habían en el mercado (fallas de mercado), que requerían en ese sentido la intervención del regulador para poder funcionar. 

Con ese objetivo en mente, el regulador dividió el mercado en dos grandes grupos de negocios; el Mercado Mayorista y el Mercado Minorista, cuya diferencia es fundamentalmente, que el segundo involucra todas las transacciones con el usuario final del servicio y del producto, es decir, el que compra, lo hace para usar el servicio y no para realizar transacciones de reventa con el mismo.

El Mercado Mayorista, se dividió a su vez en dos grupos; el Mercado Primario, que involucra todas las transacciones que originan un producto o servicio de gas y de transporte, y el Mercado Secundario, todo lo cual trato de aclarar en el siguiente gráfico:

Mercado de Gas

 

Las transacciones del mercado secundario (y aquí viene lo que se modificó), fueron referidas a unos Puntos Estandar de Entrega, es decir, puntos de entrega del gas a las cuales debían estar referidas la totalidad de las transacciones del mercado secundario; en otras palabras, si un agente quería vender gas en el mercado secundario, debía hacerlo en uno de los puntos de referencia.

La elección de los Puntos Estandar de Entrega iniciales fueron escogidos según el criterio del regulador, sin un estudio previo que estuviera asociado al objetivo de la medida, y fue precisamente eso lo que esa parte de la norma generó; no sirvió para los objetivos propuestos, y me atrevería a decir que pocas personas la respetaron, aún y cuando sus contratos fueron efectivamente suscritos y registrados frente al Gestor de Mercado.

No es claro si el regulador fue consiente o no de la falla; lo cierto es que tardó más de 4 años para modificar la señal, que finalmente involucró tantos puntos como fue necesario, nuevamente sin que se conozca un estudio o por lo menos un fundamento de que la medida contribuya a mejorar la liquidez del mercado, que fue el objetivo primario de este tipo de medidas.

Los antiguos y los nuevos puntos de entrada, son los siguientes:

1.     Punto de entrada al SNT en Ballena

2.     Punto de entrada al SNT en Cusiana

3.     Punto de entrada al SNT en La Creciente

4.     Centro Operacional de Gas en Barrancabermeja

5.     Punto de entrada al SNT en Gibraltar

6.     Punto de entrada al SNT en Jobo

7.     Punto de entrada al SNT en Caramelo

8.     Punto de entrada al SNT en Corrales

9.     Punto de entrada al SNT en Tucurinca

10. Punto de entrada al SNT en Bullerengue

11. Punto de entrada al SNT en Hocol

12. Punto de entrada del SNT en Serafín

13. Punto de entrada al SNT en Vasconia

14. Punto de entrada al SNT en Mariquita

15. Punto de entrada al SNT en Sebastopol

16. Punto de entrada al SNT en Mamonal

 

Efectos de la medida

 

Desde nuestro punto de vista, la medida tomada por el regulador desdibuja completamente el objetivo de inicial de la Resolución 089 de 2013, en la medida que no contribuye a lograr el objetivo de lograr una mayor liquidez de los productos de gas natural.

En efecto, el regulador había definido esos puntos originales, para permitir que una vez se realizaran las operaciones, existiera una mayor oferta (porque todos los contratos estaban referidos a unos cuantos puntos) y una mayor demanda, porque el comprador solo tenía que recurrir a ese punto.

Al crear tantos Puntos Estandar de Entrega, obviamente se pierde uniformidad, aunque se gana en facilidad y reducción de costos de transacción, asunto que tal vez fue el único que el regulador tuvo en cuenta.

La CREG viene modificando la Resolución 089 de 2013 por pedazos, sin mirar si las señales son coherentes, tal vez porque ni el mismo regulador entendió los efectos de lo que aprobaba, o tal vez, los que lo entendieron, se volvieron empleados los agentes.

¿Hacia donde va el regulador en materia de gas natural? 

 

 

 

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Los Pendientes de sector de Minas y Energía en Colombia (I)

Por

Ángel Castañeda Manrique

Castañeda & Velasco Abogados

 

El Presidente acaba de nombrar un nuevo gabinete, dentro del cual incluyó al Doctor Germán Arce como Ministro de Minas y Energía, quien llega después de la tormenta, con un espacio lo suficientemente grande para hacer los ajustes que se puedan desprender de la experiencia pasada.

Sin embargo, capitalizar la experiencia es difícil, particularmente cuando ésta es el resultado de una serie de errores de buena fe, sobre los cuales se tomaron decisiones (también de buena fe), que pusieron al país en riesgo de apagón, que tienen al país en el borde de un desabastecimiento de petróleo y sus derivados por falta de reposición de reservas y que tienen al sector minero energético como el enemigo público No.1 de las comunidades y del medio ambiente.

En ese sentido, si lo que de verdad se quiere es capitalizar la experiencia negativa, de manera que corrijamos los errores, el Ministro debe rodearse de personas que no solamente estén en capacidad de entender el entorno en general, sino además, que estén dispuestas a aceptar errores, incluso los propios, para de esa manera poder construir en beneficio del sector.

En este punto, quisiera recordar un episodio de una película Apolo 13 en la cual se recreó la construcción de la primera nave espacial a la luna envidada por los Estados Unidos; en ella se muestra como se vincularon al proyecto las mejores mentes del mundo, para construir una nave a partir de ciertos cálculos que teóricamente permitirían que ésta llegara a la luna con los astronautas y regresara, en un balance de peso, rendimiento, tamaño, etc. Después de varios intentos fallidos, en donde el prototipo se caía por alguna razón, una de esas mentes brillantes volvió a realizar los cálculos y encontró el error que le había impedido avanzar al proyecto en general.

Al día siguiente, el responsable tanto de los cálculos iniciales, como de haber encontrado el error, le reportó su hallazgo al jefe de la misión, conjuntamente con su renuncia; el jefe le dio las gracias por su honestidad, por revelar el error y le rechaza la renuncia, con el mejor de los argumentos; si en este equipo nadie se puede equivocar, pero además, nadie puede aceptar el error, corregirlo y encararlo, entonces esta nave jamás llegará a la luna. Creo que en el sector pasa exactamente lo mismo.

Desafortunadamente no estoy muy seguro que los funcionarios con los que cuenta el Ministerio, tengan esa capacidad de aceptar errores, y mucho menos de enmendarlos, y en ese sentido, el Ministro encontrará allí su primer obstáculo.

Sin duda es posible que los mismos agentes del mercado eléctrico, de petróleo, de gas o el mismo minero, puedan darle su visión tanto del problema como de las soluciones posibles. Es necesario que el Ministerio tenga el equipo para evaluarlas de una manera objetiva y hacer de alguna una catarsis con los mismos.

En nuestra opinión, los asuntos sobre los cuales habría que reflexionar son varios y muy graves y de verdad requieren la total atención del Ministro en todos los frentes, en parte porque sus antecesores o bien no tuvieron el tiempo para implementar las soluciones, o bien las dilataron a veces por circunstancias políticas, a veces por presiones de grupos de interés y en otras ocasiones cediendo a una especie de revanchismo que tiene atrasadas algunas inversiones en sectores claves de la economía.

Como una forma de contribuir a la discusión, haremos un resumen de los temas por sector, en los cuales creemos habría que concentrar la atención, siendo esta la primera entrega.

 

El tema institucional del Ministerio de Minas y Energía

DOUGLAS NORTH

Douglas North, padre de la teoría de las instituciones, sostenía que éstas eran claves en el desarrollo de cualquier país, y que debían no solo actuar en función del objetivo para el cual fueron creadas, sino además evolucionar para mantenerse vigentes y contribuir de manera efectiva al logro de sus objetivos.

La institucionalidad del sector de Minas y Energía está sin duda en crisis, partiendo por supuesto del mismo Ministerio y de sus funciones; en efecto, la arquitectura actual del sector toma como pivote al Ministerio de Minas y Energía, que tiene un número de entidades adscritas y otras relacionadas, a partir de la cual debe tomar decisiones de tipo político, que permitan no solo que las entidades que coordina puedan actuar en consonancia, sino además articular de manera coherente soluciones reales a los problemas y ese creo es el primer error del cual es necesario aprender.

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Una anécdota pude ilustrar de mejor manera el punto. En alguna ocasión tuve la oportunidad de manifestarle al exministro Tomás Gonzalez, que algunas decisiones de la CREG debían tener soportes de política pública, que determinaran los objetivos a los cuales debía enfocarse la regulación, y que esa falta de instrumentos estaba exponiendo innecesariamente al regulador a discusiones que, o debían ser sustentadas con criterios políticos (de “public policy” que es diferente de criterios politiqueros) o soportadas en discusiones políticas abiertas; el exministro me contestó que la CREG debía moverse para llenar esos vacíos, lo cual considero es un error grave de tipo conceptual.

 

En efecto, desde el punto de vista conceptual, la política pública es aquel instrumento a través del cual la rama ejecutiva establece los objetivos de corto, mediano y largo plazo, que le permite a las entidades tomar decisiones respecto de las diferentes soluciones que pudieran existir para resolver un problema determinado. Dejar a esas entidades sueltas no solo en los objetivos sino además, en los medios, es el caldo de cultivo perfecto para fallar y lo peor, para no tener como defender las decisiones.

Por ejemplo, resultó ser una verdadera sorpresa la forma como se manejó el tema del Cargo por Confiabilidad, su aplicación, los costos y beneficios que este genera a la sociedad, mucho más si se piensa que este fue implementado en el Gobierno pasado. Los ataques de la que fue objeto tanto la figura, como la CREG misma, son sin duda el reflejo de una falta de legitimación de las decisiones; la CREG no es una entidad política, ni está equipada para defenderse “políticamente” en un debate en el Congreso; esta para decir cuál era su papel, que fue lo que hizo, cuales fueron los resultados, donde estuvieron los aciertos, donde las fallas, y que es lo que habría que ajustar; pero la existencia misma del Cargo, el tipo de agentes que remunera, y demás objetivos, debieron ser defendidos por el Ministro, lo cual no ocurrió.

En otras palabras, el Ministerio debe recobrar su papel fundamental de generador de política pública sectorial, para que esta sea clara, explícita, conocida y discutida, para posteriormente ser desarrollada por los cuerpos técnicos adscritos que fuesen competentes, sin invadir las competencias de cada uno de estos órganos, como se hizo en el pasado.

Otro de los asuntos que resulta importante revisar, es la capacidad de coordinación de las entidades adscritas y relacionadas, fundamentalmente porque los problemas que aquejan al sector, no dependen de una sola entidad, sino de un conjunto de actividades que debe hacerse de manera coordinada, precisamente por el Ministerio.

La situación se explica mejor con un ejemplo; uno de los problemas en el país, en materia de gas natural, es que el país no ha podido reponer las reservas que viene gastando, lo suficientemente rápido para garantizar el suministro de largo plazo, tal y como se puede ver a continuación:

OFERTA VS DEMANDA DE GN

Sin duda las señales que expida la CREG son fundamentales para que nuevos agentes entren más gas al mercado, pero no son suficientes, fundamentalmente porque la CREG no maneja toda la cadena del gas (considerando la ANH), y porque dichas actividades dependen de otras entidades, tales como la ANLA, el Ministerio de Interior y de las CAR.

Aún si la señal de gas de la CREG fuese perfecta (que sin duda no lo es), es preciso trabajar para que la Agencia Nacional de Hidrocarburos no solo regule para explorar y producir más gas, sino además que tenga en cuenta la realidad del sector, para tomar decisiones respecto de los contratos suscritos. En la actualidad esto no es así, no solo porque los contratos existentes son muy blandos respecto de las obligaciones de extracción de gas, sino además porque la misma ANH prorrogó las obligaciones de inversión incluidas en los contratos de E&P, incluyendo los de gas, sin tener en cuenta las necesidades del país. (Vea la Decisión en este Link)

Es importante anotar que en el caso en comento, el que falló no fue la ANH, sino el Ministro de turno, que debió considerar que esas reservas eran necesarias, que al aflojar la señal de inversión podía aplazarse a su vez la entrada de más gas al mercado, y por encima de todo, que habían agentes en capacidad de reemplazar a los que no tuvieran oxigeno financiero para realizar inversiones, tomando ventaja de los avances logrados, aumentados por la inyección de recursos frescos.

El Ministerio al mismo tiempo, debe ser el encargado de defender la voz del sector ante los demás organismos del Estado, como la ANLA, las CAR, el INVIAS, la ANI y en general, todas aquellas con las cuales sea necesario conciliar; si bien durante la administración del Doctor Amilkar Acosta se creó una gerencia de PINES a cargo del doctor Germán Ortíz, quien actuó en todos los sectores y de verdad trató con éxito de sacar temas que estaban atascados hace rato por falta de gestión, este cargo se extinguió, y en realidad no hubo nadie en el Ministerio que hiciera un seguimiento serio y comprometido a los proyectos.

En resumen, creo que el Ministerio debe revisar y actuar en los siguientes temas:

  1. Recuperar la función de definición de política pública sectorial, para que estas decisiones sean evaluadas, discutidas e implementadas, no solo con el sector, sino además y especialmente con el estamento político y a través de los canales democráticos.
  2. Ejercer de manera cierta y verdadera como coordinador del sector, conectando los puntos entre las diferentes entidades para lograr los objetivos propios; los agentes solos no pueden con el Estado, y es el Estado el que debe funcionar para cumplir los cometidos estatales.

El tema institucional continua, en una próxima entrega.

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