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GOOD NEWS FOR THE PACIFIC REGASIFICATION PLANT PROJECT IN COLOMBIA

Still the risk persist regarding the project legal and regulatory arquitecture of the project still persists

Angel Castaneda M (acastaneda@palacioslleras.com)

Everyone was very surprised with the news coming from UPME, formally opening the bid rules for interested parties to formulate questions about the process.

It was a surprise basically because the project was literally in someone’s drawer, for about a year and half, which for many was a clear sign that the government had lost interest in the project, and therefore it wasn’t going to be a reality.

For many interested parties in the project, the delay previously noted was certainly bad news because all the compromises that everyone made assuming that the project was required for 2022, were either on hold or dissolved, which may affect the number of people that are interested in the project or the its cost.

Moreover, the project was attacked by a series of public actions in some of the courts in Colombia; the first one was an “acción Popular”, that was directed to affect the project on the basis of morality; the second one was a public action known as an “annulment action” which was directed to declare all the decrees and resolutions that sustain the project as illegal and unconstitutional.

Today however, we have received good news from the Consejo de Estado, the Highest Administrative court in Colombia, that denied the provisional suspension of the process (a kind of injunction to suspend the process while a final decision is taken), solicited by the claimant of the annulment action that is being reviewed in that court.

This is certainly good news for every interested party, because it shows that the claimant´s arguments presented in the annulment action, were not enough to actually implement the injunction solicited by the claimant, and obviously affecting the interests that the claimant might be representing, considering all the actors that would be affected if the project becomes a reality, such as local natural gas producers, that might be financing such quest.

However, is early to claim a victory, no matter the final result of this specific battle; from our review of the annulment action there are two claims that might have some real possibility to become successful; the first one is that there is a contradiction between the law that rules the process, and the decrees and resolutions that were implemented by the Ministry of Mines and Energy, CREG and UPME for the tendering process, which even though might be a formal argument, it will be easy to understand and therefore easy to grant.

The second argument is based upon the difference between a tax and a tariff (the price that a public utility charges its users for the provision of the services), which is certainly something worth reviewing in this specific matter, considering that the final user that is paying for the infrastructure, might not be using it at all, which is not the same as saying that he or she does not need it in the near future, because certainly there is a possibility that the country will go short on natural gas reserves to attend the whole national demand.

However, this also means that the public action that the claimant presented before the Consejo de Estado, it is still a huge risk for the tendering process, and if the regasification infrastructure is effectively granted before the final decision of the Consejo de Estado, and if such Court sides with the claimant argument, then there is a huge problem regarding the financial closing of the project for everyone interested on it.

It might be prudent for the Minister of Mines and Energy to ask the Consejo de Estado for a quick and final decision, to determine whether the general design implemented to facilitate the project was set within the legal parameters, and therefore, to have enough time to change them accordingly in order to implement the project that is certainly a need for Colombia.

Please let us know if you need further information regarding this project or the decisions that the Consejo de Estado made today.

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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?

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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?

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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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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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LA HISTERIA COLECTIVA…LA PEOR DE LAS LOCURAS

Una defensa por la institucionalidad

Por Ángel Castañeda M.

De cuando en vez, las sociedades en general atraviesan por periodos de crisis en las cuales, como en las situaciones individuales, se reacciona de manera impulsiva, sin pensar en las consecuencias y respondiendo más a sentimientos de ira, odio, revancha y demás productos miserables de la condición humana, que a señales racionales resultantes de un proceso analítico, que lleven verdaderamente a la solución de los problemas.

La crisis energética por la que pasa el país, es un ejemplo más de esta histeria colectiva, donde las masas son llevadas como borregos, por voces que en la mayoría de los casos, no saben si esa acción que lideran es la correcta, y ni siquiera si lo que consideran como justificado, tiene una verdadera causa en la realidad.

En efecto, el Ministro de Minas Tomás Gonzalez renunció, asumiendo la responsabilidad política que le correspondía como jefe de la cartera, lo que implicaba teóricamente que tanto la oposición, como aquellos críticos de la situación, asumirían como válida y suficiente, que es lo que pasaría en cualquier país con una democracia consolidada; increíblemente, pareciera que el Presidente Santos se equivocó al aceptarle tan rápido la renuncia, debiendo esperar para ver el momento oportuno en que esa presa fuera lo suficientemente apetecida por los lobos, como para saciar su hambre de venganza.image_content_23344470_20150507171455[1]

En Colombia sin embargo, se le ocurrió a un brillante senador de la oposición pedir la cabeza de la totalidad de los miembros de la CREG, como un acto “necesario” para reconocer la responsabilidad que le cae a sus miembros, por la crisis por la que atraviesa el país …. Locura, de la más fina, y de la más torticera.th87791UK0

Si en realidad fuera un acto de responsabilidad política lo que el ilustre senador Duque buscara, debería tener en cuenta que los errores de regulación que estamos pagando en la actualidad, se gestaron durante el Gobierno de Alvaro Uribe, cuando se les ocurrió que la generación térmica podía ser abastecida de forma permanente con combustibles líquidos, decisión que fue acompañada por todos los ministros de esa administración… de manera que la locura del Senador Duque, no lo deja ver que él, como miembro de un partido que representa un gobierno del pasado, está sin duda pidiéndose responsabilidad a sí mismo, y al jefe natural de su partido.

Pero no solo eso; 3 de los miembros de la CREG, que además incluyen personas que participaron activamente en el diseño del Cargo por Confiabilidad, fueron elegidos por el mismo Presidente Uribe; de manera que también al Gobierno Uribe, debería caberle responsabilidad “in eligendo” como decimos los abogados, respecto de estos miembros de la CREG.

Sin perjuicio de lo anterior, que solo busca encontrar contradicciones en las afirmaciones aparentemente puras y bien intencionadas del novato Senador, es importante tener en cuenta lo siguiente:

La CREG es una institución que nos ha sabido llevar durante más de 3 Niños, sin que nos tuviéramos que preocupar por el tema de desabastecimiento eléctrico; esos resultados son claros y contundentes, y forman parte de la historia de éxito que el país debe reconocer y sobre todo recordar,  antes de salir como borregos detrás de los las personas que piden un linchamiento público.

Esas personas también deberían recordar, que la CREG es una entidad que regula el sector de gas combustible, incluyendo gas natural y GLP, además de los combustibles líquidos, así como la transmisión eléctrica y la distribución, que serían sectores que se verían seriamente afectados por la renuncia de los expertos, quienes tienen a cargo el desarrollo de dichos temas.

De la misma manera, es importante recordar que la CREG implementa las políticas públicas, y en ese sentido, antes de juzgar si hubo o no errores, es importante determinar si estos fueron el resultado de una política pública, definida incluso en el mismo Congreso de la República, que falló, no porque los señores expertos de la CREG así lo quisieran, sino porque ese es un riesgo que se asume al momento de tomar decisiones de ese tipo, sin la evaluación correspondiente.

La renuncia de los expertos le haría mucho más daño que bien al país; sin duda serviría para que el Senador Duque se pusiera una estrellita, y para que las asesoras que lo tienen dateado cumplan con el propósito de bloquear la regulación, pero no sería la solución al problema.

Nada de lo anterior significa que no haya lugar a reformas en la institucionalidad de la CREG, que no solamente han sido solicitadas por varios agentes del sector, sino además por algunos de los miembros de la Comisión misma; tampoco significa que no haya responsables, porque claro que los hay, pero es importante determinarlos con nombre propio, para evitar caer en injusticias y exageraciones que al final van a costar mucho más de lo que se lograría con su renuncia.

En este momento, el país y sus líderes, deberían estar pensando en la solución, en cómo lograr que el país logre las metas de ahorro que se requieren, en fomentar la entrada de nueva generación, en presionar para que Venezuela nos devuelva el gas que el Señor Presidente Uribe tercamente le vendió al Hugo Chavez, cuando éste era el mejor amigo, y continuó vendiéndole cuando era el peor enemigo.

Si se accede a la petición de la turba, liderada por voces llenas de contradicciones, de solicitar la renuncia de los expertos, se retrasarán millones de dólares en inversiones que son necesarias, ya no únicamente para poder pasar el próximo Fenómeno del Niño, sino para algo mucho más básico, que es garantizar los servicios de gas, energía eléctrica y combustibles líquidos.

Linchamiento[2]

Histeria… claro que si… pero con un poquito de coherencia y de ponderación.

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marzo 10, 2016 · 4:03 am

LA TORMENTA PERFECTA DEL SECTOR ELECTRICO- UNA EXPLICACIÓN SENCILLA

Mucho se ha escrito sobre el problema que atraviesa el sector eléctrico, y si el país entrará en un racionamiento derivado del fenómeno del Niño por el que atraviesa el país; propios y extraños, connotados columnistas de todo corte, hacen juicios y ubican la causa de la situación, sin entender ni siquiera el problema y mucho menos la solución propuesta por el Gobierno; las personas que desprevenidas leen la prensa, como mi Madre, repiten los pronósticos hechos por estos “expertos”, que juzgan después de que el partido se jugó, contribuyendo a enredar más lo que de por si es muy difícil de entender.

Este documento busca explicar de la forma más sencilla y objetiva posible, tanto el problema como la solución planteada, advirtiendo que no trabajo para Gobierno ni para ninguna de sus entidades, pertenezco al sector privado y tampoco soy asesor de ninguna de las empresa que hoy se encuentra al borde de la quiebra por culpa de la situación.

Como bien dice el columnista Mauricio Vargas (ver columna), del apagón de 1991 se aprendieron lecciones importantes, como que la energía más cara es la que no se tiene, y que es preferible pagar más por mantener el servicio, que asumir los 20 Billones que nos costó el racionamiento de 1991; nos aseguramos de crear unas instituciones encargadas de que eso no pasara nuevamente, y a decir verdad, si se mira la historia desde 1991, esa receta ha sido exitosa, ya que hemos superado más de 4 fenómenos de El Niño, y contrario a lo que ocurrió en Brasil, Ecuador y Venezuela, (ver noticia aqui) el país no se ha apagado.

Esto se logró a partir de una figura, que inicialmente fue denominada el Cargo por Capacidad, y que luego fue rediseñada al Cargo por Confiabilidad, la cual ha sido exitosas al momento de atraer nuevas inversiones para la construcción de embalses como El Quimbo, Hidrosogamoso y otros, para poder tener la energía que el crecimiento del país va requiriendo.

También ha sido exitosa para mantener a las empresas existentes en plena capacidad de aportar a la solución, y en ese sentido, parte de esos recursos, que están metidos en la tarifa, ha sido destinado para todos aquellos que están en capacidad de aportar energía, cuando se presenten fenómenos como el del Niño; para los generadores existentes, que son fundamentalmente hidráulicos y térmicos, el Cargo por Confiabilidad les implica una remuneración, que busca que estos estén disponibles para cuando el país los requiera.

¿Por qué es importante remunerar estos agentes?

Generacion HidráulicaPrincipalmente porque los periodos de lluvia en nuestro país, por estar en el trópico, son más abundantes que los periodos de hidrología crítica, como los del Niño, y en estricto sentido, el país puede abastecerse de los generadores hidráulicos siempre y cuando el régimen de lluvias se mantenga; los generadores térmicos por su parte, durante los periodos de lluvia (que pueden ser entre 3 y 5 años) no tienen posibilidad de generar para vender energía, pero el país aun así los requiere, precisamente cuando vengan este tipo de eventos.

Las empresas térmicas entonces, tienen que mantener sus máquinas en óptimas condiciones (como en efecto lo están ya que anualmente tienen que hacer pruebas de esfuerzo), durante los periodos donde el país no las necesita; esto implica hacer mantenimientos, pagar personal, y todo lo que se requiera para cuando se les diga que prendan las máquinas; contrario a lo que señala el comentarista Aurelio Suarez de Blu Radio, quien con datos parciales y sin información, afirmó de manera irresponsable que las máquinas no estaban listas, y que por consiguiente, tampoco se había invertido en su disponibilidad.

Si estos agentes no existieran, o no mantuvieran sus máquinas, simplemente entraríamos en racionamiento cada vez que hubiera un fenómeno del Niño como el que estamos atravesando.

termovalleEn ese sentido, no es como ciertos periodistas han mal informado (Arismendi, Morales, Sanchez y Dávila), que se ha malgastado la plata, o que se ha sido objeto de un robo. Por el contrario, la prueba está ahí, en los 4 fenómenos de El Niño superados, sin que el usuario ni siquiera lo notara.

¿Qué fue entonces lo que salió mal?

Lo que salió mal es que los agentes térmicos, asumieron válidamente que con los ingresos recibidos por el Cargo por Confiabilidad, podían mantener sus máquinas y equipos funcionales, y con la venta de energía podían recuperar la mayor parte de los costos variables en los que incurrían, es decir, pagar el diésel y demás combustibles líquidos que utilizaran, a través de la venta de energía; en otras palabras, que el precio al cual podían vender la energía, en estos periodos de hidrología critica, serían suficientes o muy cercanos para cubrir sus costos.

Ese supuesto no se dio, fundamentalmente porque la fórmula que determinaba el precio al cual debían vender la energía no contaba con variables como la bajada del precio del petróleo, el diferencial del precio entre el combustible internacional y el precio interno y la devaluación súbita del peso; según cálculos presentados por reconocidos expertos, el diferencial podía ser igual o mayor al 60%, es decir, por cada Kilovatio generado, los agentes solo recuperan el 40% de los costos, y aún así generaron hasta que en efecto, se les acabo literalmente la gasolina.

Ahora bien, si esos agentes que hoy en día generan con combustibles líquidos, pudieran generar con gas, no habría realmente un problema; lo que pasa es que no hay gas, y no hay gas porque el país no ha estado en capacidad de reponer sus reservas a. la misma velocidad que las viene gastando, y porque las pocas fuentes alternativas que hay, requieren ser conectadas a los gasoductos principales, para lo cual se requieren licencias ambientales, acuerdos con la comunidad, etc, que se están tomando más tiempo que la construcción misma.

¿Entonces si ocurrió un error?

Si ocurrió un error grave en el cálculo de la fórmula, pero en favor del usuario; en efecto si la CREG hubiera revisado la fórmula a tiempo, el valor que el usuario hubiera tenido que pagar, sería mucho mayor que el que actualmente paga, incluyendo el ajuste del Gobierno; cálculos preliminares implicarían que en vez de pagar $7 pesos más, debería pagar del orden de los $18, ya que el ajuste que hizo el Gobierno, solo se dio para aquellos agentes que generaban con combustibles líquidos, y no para el resto de los generadores, que hubiera sido lo correcto.

Esto implica que al usuario no le están metiendo la mano al bolsillo, como de manera apresurada lo han repetido como loros sin fundamento algunos periodistas, sino que por el contrario, le pidieron que devolviera una parte del dinero que en realidad no era suya.

¿Habrá o no racionamiento en el 2016?

Ilustres columnistas como Mauricio Vargas, citan fuentes anónimas en el Palacio de Nariño, donde según el periodista, se dice que en Marzo vamos a tener que entrar en un racionamiento; la verdad, Mauricio Vargas haría bien pidiéndole a esa misma fuente el número del Baloto para ese mismo mes, para ver si se puede dedicar a escribir libros tan buenos como el último, donde describe una etapa de nuestra independencia

El racionamiento va a depender de muchas variables, como la entrada en operación de los gasoductos que en la actualidad construye Promigas para permitir la entrada de nuevas fuentes de suministro de gas, la llegada del gas de Venezuela, la entrada de otras fuentes de suministro como por ejemplo Gibraltar, que el régimen de lluvias de esta época mejore un poco, y sobre todo, que todos los colombianos ahorremos agua y energía.

En un escenario donde estas variables funcionen, podemos pasar sin problemas el periodo de El Niño, porque existe suficiente capacidad de generación para atender la demanda; en otras palabras, el problema no es de capacidad, sino estrictamente financiero.

¿Cuáles eran las alternativas que tenía el Gobierno?

Las alternativas eran muchas, pero todas se centran en dos; o se hacía algo para que en efecto no gastáramos más agua de la necesaria en la generación de energía, y por tanto se daba una solución a los generadores térmicos, y se asumía valientemente el costo político de este tipo de decisión, como lo hizo el Ministro Tomás Gonzalez, o se asumía un racionamiento, que implicaba que el país asumiera las pérdidas que este tipo de situación genera.

La salida del Gobierno para salvar la crisis fue la correcta, y contrario a lo que señalan los muy ilustrados periodistas, debería ser apoyada, fundamentalmente porque, se insiste, la alternativa era el racionamiento.

Ahora bien ¿Qué podemos hacer para que esto no vuelva a ocurrir?

En realidad, todo esto es una tormenta perfecta, pero alimentada por razones diferentes a aquellas que la gente y la prensa normalmente cree.

Uno de los aspectos que más ha contribuido a la crisis, es la posición de la comunidad hacia los servicios públicos; hace 20 años, cuando en la finca que mi Padre tenía en la Vega, Cundinamarca, a la que fuimos durante por lo menos 8 años, le fueron a poner electricidad, todo los vecinos colaboraban, cedían de manera gratuita la servidumbre respectiva, y en general se percibía la llegada de la energía como un mayor progreso.

Hoy en día, extender redes eléctricas, construir hidroeléctricas, extender gasoductos, o cualquier otra actividad de servicio público y por lo tanto, de interés general, es tan o más difícil que construir un oleoducto para transportar petróleo o cualquier otra infraestructura de uso particular, principalmente por los enredados trámites ambientales, y los complejos acuerdos y tratos con las comunidades.

Los permisos ambientales son largos, engorrosos, y éstos están encareciendo los proyectos, porque las personas que lo conceden, no piensan en el costo de la infraestructura y por lo mismo como se podría reducir la tarifa, sino por donde creen estos funcionarios, con base en un escritorio en Bogotá, que la infraestructura tendría los menores impactos en el medio ambiente.

No consideran por ejemplo, que el gas natural o la energía eléctrica, son combustibles limpios, que contribuyen a conservar el medio ambiente, no solo porque su contaminación es mínima sino nula, sino porque llevan progreso a la gente que normalmente cubre sus necesidades con leña, lo que significa deforestación.

Creo que también hay que repensar el tema de los acuerdos con las comunidades, de manera que estos dejen de ser instrumentos de chantaje como lo son hoy en día, y se conviertan de verdad en instrumentos de compensación a las personas afectadas con la implementación de estos proyectos; no puede ser por ejemplo, que la construcción de líneas de transmisión nacional o gasoductos, sean obstaculizados por Comunidades que no son afectadas por el proyecto, pero que requieren un pago económico para dejar de protestar e impedir el avance de la infraestructura.Protestas quimbo

Criticar es fácil; criticar con algún criterio e investigación es difícil; desafortunadamente, la inmediatez de las noticias lleva a la mayoría d e los periodistas al primer tipo de críticas.

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Repsol to initiate gas production from “La Perla”

As the press clip says (LA PERLA VENEZUEAL), Venezuela it´s going to be one of the biggest gas producers in latin america, which nonetheless allows us to see the challenges that this fact will have for Venezuela, and of course for Colombia as well.

Venezuela, as almost everybody knows, has been hit badly by the downfall of oil prices, and of course, its lack of public skills, to keep spending beneath the economy incomes.

One of the main sources of that huge spending, is precisely the use of gasoline for its internal consumption; in Venezuela it is cheaper to buy a gallon of gasoline than a gallon of water, which I think says it all. In order to adequately use the gas that is going to be produce from La Perla, Venezuela should implement every public policy possible, in order to substitute gasoline for natural gas, in every market possible. In order to do that, it will have to increase the gasoline prices, to give some room to the natural gas consumption, which I do not think is going to happen.

The alternative, is to export the gas, by means of an LNG plant, that they don´t have, and that it will take time to build, considering the economic situation in the country.

For Colombia, the announcement is even more important; Colombia signed a deal with Venezuela, in which Colombia compromise itself to sell a significant amount of gas, from “Ballenas” field, which Colombia fulfilled from 2007 till recently; Venezuela in return, compromise itself to sell gas, at more or less the same price, theoretically from “La Perla”.

Colombia may have to struggle itself to satisfy its own demand from 2017 through 2018 from its own fields, so La Perla really could not come in a better time; however, this leaves Colombia, with a dependency from Venezuela, that is really not desirable, precisely because of the political situation in Venezuela.

President Maduro will not hestitate to try to gain some political leverage, using the gas supply to Colombia, particularly regarding its internal problems with the opposition parties, and the economic situation in general.

If Venezuela sells its gas beneath the price market in Colombia, it will discourage other producers to introduce new sources to attend the internal demand, increasing and deepening the dependency.

We will soon see what will happen with this, and how the political and the geopolitical matters evolve, particularly regarding the coming elections in Venezuela, and the economic situation of the country, that from here (Colombia) does not look good.

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LOS RETOS DEL SECTOR ELECTRICO Y DE GAS EN COLOMBIA

LOS RETOS DEL SECTOR ELECTRICO Y DE GAS EN COLOMBIA

Parte I

 

Por Ángel Castañeda M

Al finalizar el año, se suele hacer un balance general del comportamiento de las compañías, de las personas, del país y en general de casi todo.

En esta oportunidad, voy a tratar de hacer un balance del sector de energía y gas, en varios capítulos, en parte para contribuir a la discusión de lo que falta por hacer, y en parte para resaltar los errores y aciertos que en mi opinión ocurrieron, con la esperanza de que podamos aprender de ellos.

Para empezar, en esta primera entrega, abordaré el tema desde el punto de vista institucional, de la siguiente manera:

Desde los inicios del Gobierno Santos, muy a pesar de que el sector Minero – Energético fue considerando como una de las locomotoras de la economía, su rector – El Ministro – fue cambiado en tres ocasiones, con implicaciones importantes que se reflejaron en retrasos en las respectivas agendas de los subsectores.

El primer Ministro nombrado, el Doctor Mauricio Cárdenas Santamaria, quien llevaba un tiempo importante por fuera del país, y quien estaba muy alejado de la realidad del sector, estuvo lo suficiente para empaparse de forma adecuada de los diferentes subsectores que el Ministerio maneja, y justo cuando se creía que empezaba la ejecución, fue cambiado a la cartera de Hacienda, dejando huérfano al sector.

El segundo Ministro nombrado, el Doctor Ernesto Rengifo, muy a pesar de haber ocupado un Viceministerio en el Gobierno del Presidente Pastrana, nunca encontró el rumbo, y no fue capaz de enderezar ni dar solución a los principales problemas que aquejaban al sector; de sus intervenciones se revelaba de manera clara su tendencia a dar soluciones de conveniencia política a los problemas, que en gran parte se centraban en dejar todo como estaba, y en incomodar lo menos posible, aún a pesar de que ciertas incomodidades resultaban necesarias.

Justo cuando por lo menos había una estabilidad, el tercer Ministro fue nombrado, en cabeza del Doctor Amilkar Acosta, un viejo conocido del sector, quien fue parlamentario, y sin duda un “compañero del sector” por mucho tiempo; aún es muy pronto para hacer un balance de su gestión, pero si habría que resaltar que decidió dar cierta continuidad al sector, al dejar al Viceministro Orlando Cabrales, quien ya conocía los problemas del sector, y viene trabajando en soluciones que si bien no se conocen, se espera que su implementación se dé apenas se defina la reelección del Presidente Santos.

En lo que tiene que ver con la UPME, los cambios en la dirección de la entidad, que se materializaron con el nombramiento de Angela Cadena, sin duda fueron un acierto importante, que resucitaron la importancia que una entidad como estas tiene para el sector; los cambios implementados al interior, así como los mensajes dados hacia afuera, han sido sin duda un gran aporte, que el país debería tratar de preservar. Es claro y evidente el trabajo técnico de una institución técnica y su interacción con el resto de instituciones.

La Superintendencia de Servicios Públicos por su parte, fue una entidad olvidada del Gobierno Nacional, dejada sin duda a los cálculos de carácter político, que destruyeron lo que se  trató de construir por más de 8 años; en efecto, la entidad no tuvo rumbo por un largo tiempo, hasta que fue nombrado el Doctor Cesar Fernandez, quien fue intempestivamente sacado de la entidad, para que el Gobierno Nacional pudiera cumplir con la cuota femenina que establece la ley.

Es una verdadera pena que una entidad tan importante como la Superintendencia, que es clave dentro del modelo regulatorio, quede a la deriva, y que la estabilidad de su personal se haya perdido, al parecer por cálculos de carácter político, que por supuesto destruyen la institucionalidad.

Finalmente, y no por ser menos importante, está la CREG, que viendo el sector en general, fue una entidad que supo manejar los cambios en el Ministerio, y que en términos generales, avanzó en la solución de problemas, por lo menos desde el punto de vista de regulación y de promulgación de normas, lo cual espero poder evaluar en otro artículo.

Desde el punto de vista institucional, sin embargo, pareciera evidente que la entidad tiene que hacer un revolcón en su estructura, para fortalecer tanto su función regulatoria, como la calidad de regulación.

En efecto, es cada vez más evidente la necesidad de recuperar la posibilidad de que los temas que se discuten al interior de la misma, se manejen a través de un verdadero cuerpo colegiado, lo que implica que no existan expertos que tengan el monopolio de ciertos temas, impidiendo que la regulación pueda beneficiarse de varios puntos de vista, de nuevas visiones e incluso, de una capacidad de aceptar errores y aciertos, para mejorar y aprender.

Los principios de la regulación son los mismos para todos los sectores; la regulación es una función que recae fundamentalmente en tres “pilares” que son la regulación económica, el conocimiento técnico particular de un sector, y la estructura jurídica. Los expertos los son en regulación económica, y deberían estar apoyados hacia abajo por economistas, profesionales en los sectores que sepan de la ciencia particular, y por supuesto por abogados que permitan escoger las herramientas, los fundamentos y los límites de la función.

Al mismo tiempo, la CREG debe fortalecer su parte técnica, para evitar que los talentos creados en su interior, se fuguen a las empresas, no porque incurran en un conflicto de interés, sino por la pérdida de talento que sufre la institución, justo cuando estas personas completan la curva de aprendizaje.

Finalmente, la CREG se encuentra frente a un gran reto que constituye absorber las funciones de regulación de Combustibles líquidos, a partir de una norma terriblemente incompleta.

En efecto, el Decreto 4130 de 2011[1] que le traslado la función de regulación a la CREG, olvidó establecer los objetivos puntuales de esa función, no  le dio herramientas concretas, y lo peor, mantuvo un esquema de fijación de tarifas en cabeza del Ministerio, que expone a la institución a discusiones de carácter político, para las cuales no está preparada, tampoco diseñada..

Todas estas reformas, pueden implementarse a través de una Resolución donde la CREG se dé su propio reglamento, y de un Decreto que lo ratifique, tal y como lo dispone la Ley 142 de 1994; este tipo de actualizaciones, según el profesor Douglas North, son necesarias para mantener la vigencia de las instituciones, lo que implica que de no darse, podría desaparecer, simplemente porque no podrán mostrar resultados, como lo han venido haciendo hasta la fecha.

Finalmente, es importante resaltar los efectos nefastos que la figura de la reelección tiene en la regulación de un sector; en efecto, las decisiones difíciles, que generalmente tienen un rédito de largo plazo, no se implementan por los efectos políticos que ese tipo de medidas puede tener en la eventual reelección; este tipo de cálculos, estrictamente políticos, afectan la figura misma de la regulación, del control y de la implementación de políticas.

Es curioso como en Colombia, como en otros países, se crean instituciones nuevas, figuras interesantes para el desarrollo del país, que con el paso del tiempo se descuidan, dando al traste con los resultados logrados hasta el momento, y poniendo en peligro el desarrollo de los mismos.

Amanecerá y veremos.

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