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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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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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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

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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