domingo, 2 de agosto de 2015

El sector eléctrico colombiano: descripción, situación actual, retos y perspectivas.


El sector eléctrico colombiano: descripción, situación actual, retos y perspectivas.

(Monografía preparada con el apoyo financiero de ANDESCO y se publica con su autorización. El contenido es responsabilidad el autor).

Luis Guillermo Vélez Álvarez

Economista, Docente Universidad EAFIT

Consultor, Fundación ECSIM

 

1      Introducción


A principios de los años noventa, el sector de eléctrico colombiano estaba conformado exclusivamente por empresas estatales que en su mayoría se caracterizaban por tener elevadas pérdidas, altos costos operativos y deficiente gestión administrativa y comercial, expresada esta última en tarifas inferiores a los costos, subsidios indiscriminados, bajo recaudo y elevada cartera. Por ello, la generación interna de recursos resultaba insuficiente para financiar la expansión, servir la deuda y, en muchos casos, cubrir la operación. El sector dependía crecientemente del presupuesto nacional y esta dependencia comprometía la estabilidad macroeconómica del país. Hacia 1990, la deuda del sector eléctrico representara el 30% de la deuda pública externa, sus inversiones absorbían el 24% de la inversión pública y era responsable del 33% del déficit fiscal de la Nación[1]. El retraso en la ejecución de los proyectos de generación y el deficiente mantenimiento del parque térmico, hicieron que el sector eléctrico fuese incapaz de afrontar la extrema sequía del fenómeno del Niño de 1991-1992, y el 2 de marzo de este último año el País entró en un racionamiento de electricidad, de 9 horas diarias, que habría de durar hasta el 3 de febrero de 1993. Esta crisis energética sería el catalizador de las reformas impulsadas por las leyes 142 y 143 de 1994.

El objetivo último de las reformas promovidas por las Ley 142 y 143 era, evidentemente, elevar la confiabilidad del servicio de electricidad, aumentar su cobertura y mejorar su calidad. En el caso del sector eléctrico, esto pasaba por elevar sustancialmente su capacidad de autofinanciación, pues la débil generación interna de recursos no garantizaba la expansión del servicio ni la operación corriente, en el caso de muchas empresas. Así, las reformas tenían tres objetivos intermedios, conducentes todos a incrementar la generación interna de recursos y a hacer más eficiente su utilización: mejorar la eficiencia operativa de las empresas, para liberar recursos del gasto corriente y destinarlos a la inversión y al servicio de la deuda; aumentar la contribución de los usuarios a la financiación de los servicios, eliminando los subsidios injustificados, y propiciar la vinculación del capital privado.

2      Instrumentos


Es muy amplia la gama de instrumentos que las Leyes 142 y 143 contemplan para alcanzar los objetivos mencionados.  Se señalan aquí los que resultan más significativos.

2.1         Régimen Empresarial


Antes de las Leyes142 y 143 los servicios públicos domiciliarios eran prestados básicamente por empresas estatales de diverso orden territorial. La ley 142 creó una nueva figura, la empresa de servicios públicos sociedad por acciones, cuyo objeto exclusivo era la prestación de uno o varios de los servicios públicos y actividades complementarias. Dispuso que todas las entidades prestadoras adoptaran esta figura o, excepcionalmente, la de empresa industrial y comercial del estado. Según diferentes diagnósticos buena parte de los problemas de los servicios públicos derivaban del régimen empresarial de las entidades prestadoras, que les restaba autonomía administrativa y presupuestal, menoscababa la responsabilidad de los administradores y los hacía objeto de toda suerte de injerencias políticas. Un nuevo régimen empresarial era pues una condición necesaria para propiciar cambios en el modo de gestión de las entidades prestadoras.

2.2         Control de gestión y resultados


El control directo de la gestión de las empresas no era en forma alguna un instrumento nuevo como quiera que, a principios de los años noventa y a instancias de los organismos multilaterales de crédito, el Gobierno Nacional lo había adoptado con los llamados Convenios de Desempeño, buscando una mejor gestión gerencial en el sector público en general y en el eléctrico en particular.

A pesar de las limitaciones de éste instrumento, en el nuevo modelo no podía prescindirse de él, dado que buena parte de las empresas operaban en ambientes monopólicos o de baja competencia, es decir, en ambientes de mercado que no generaban por si mismos los incentivos a la eficiencia. Se trataba además de combinarlo con otros instrumentos y de desarrollarlo con base en criterios de alcance general que permitieran la comparación entre las empresas. A las Comisiones de Regulación asignó la ley la facultad de definir los criterios de eficiencia y desarrollar los indicadores y modelos para evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las empresas. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios quedó con la función de hacer la evaluación periódica respectiva 

2.3         Regulación de las tarifas y la calidad de los servicios


La insuficiente generación de ingresos es probablemente el rasgo más notorio de la mayoría de las empresas de servicios públicos en los años ochenta y principios de los noventa. A causa de ella el estado se ve obligado a intervenir periódicamente con cuantiosos recursos para salvar del colapso a entidades incapaces de servir sus deudas, expandir sus servicios o, con mucha frecuencia, cubrir su operación corriente.  A mediados de los años ochenta, a instancias de los acreedores de la banca multilateral, se inicia en el sector eléctrico un proceso de ajuste que debería llevar a tarifas que garantizaran la autosuficiencia financiera de las empresas, liberando al estado de la carga pecuniaria del sector. Con las Leyes 142 y 143 se reafirma el principio de autofinanciación y se extiende a todos los servicios públicos.

2.4         Régimen de subsidios y contribuciones


El régimen de subsidios y contribuciones es una pieza fundamental del régimen tarifario puesto que es el mecanismo que permite conciliar los objetivos de suficiencia financiera y eficiencia económica con la de solidaridad y redistribución de ingresos.  Se trata de un sistema de subsidios cruzados de acuerdo con el cual los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6 y los de la industria y el comercio deben pagar una contribución parafiscal equivalente a un 20% del costo del servicio con la cual se constituyen los llamados fondos de solidaridad y redistribución de ingresos para cubrir los subsidios otorgados a los estratos 1, 2 y 3 (60%, 50% y 15%, respectivamente del costo de prestación del servicio).  En 2011 el Gobierno Nacional eliminó la contribución de la industria por considerar que estaba afectando su competitividad internacional. Desde entonces esa contribución es asumida por el presupuesto general de la Nación.  

2.5         Libertad de empresa, promoción de la competencia y control de los monopolios


La Ley 142 abrió el camino a un cambio fundamental en la estructura industrial de los servicios públicos que venían siendo prestados bajo esquemas de monopolios geográficos, departamentales o municipales, o de monopolios por tipo de servicio. Ninguna norma expresa prohibía la participación privada pero se daba como un hecho sin apelación el que los servicios fueran el objeto de entidades públicas y que éstas eran dueñas de sus mercados.

El sector eléctrico se separó en sus distintas actividades y se introdujo la competencia en aquellas donde era factible: la generación y la comercialización. La transmisión y la distribución se mantienen reguladas por sus características de monopolio natural.

2.6         Régimen de aportes públicos


El régimen tarifario y el régimen de subsidios y contribuciones están concebidos para garantizar la autosuficiencia financiera. No obstante, reconociendo la existencia de los graves problemas de pobreza del país que impiden el acceso de muchas personas a los servicios, aún siendo subsidiadas en las condiciones del régimen general, y admitiendo la posibilidad de que las contribuciones y subsidios internos no se equilibraran, la Ley 142 contempló la posibilidad de que la Nación y las entidades territoriales realizaran aportes presupuestales para complementar los subsidios al consumo o la financiación de la inversión. Así, los municipios pueden apoyar con inversiones a las empresas de servicios públicos y, al igual que la Nación y los departamentos, aportar recursos a los fondos de solidaridad y redistribución de ingresos. A los ministerios de tutela de los servicios públicos se les asignó la función de identificar el monto de los subsidios que debería dar la Nación para el servicio respectivo, fijar los criterios de distribución y gestionar su inclusión dentro del presupuesto nacional.

2.7         Régimen de protección a los usuarios y regulación de la competencia


Probablemente a causa de la creencia, tan gratuita como infundada, según la cual las empresas estatales por su propia naturaleza buscan el bienestar colectivo y la satisfacción de los consumidores, bajo el modelo monopolístico de empresas estatales el tema de los derechos de los usuarios de los servicios públicos y de su protección tuvo muy poco desarrollo legal. El tema de la regulación de la competencia y de la prevención de las conductas anticompetitivas tuvo, por la misma razón, un espacio aún menor. Bajo un modelo que tiene como núcleo los incentivos y la racionalidad económica, la protección del consumidor y la preservación de la competencia se convierten en cuestiones fundamentales. La búsqueda de beneficio por parte de las empresas se traduce en beneficios para los consumidores en términos de disponibilidad, calidad y precio de los servicios si y sólo si las empresas operan en un ambiente competitivo o, en su defecto, si una regulación eficaz las obliga a comportarse como si estuvieran en competencia.

2.8         Nuevas funciones y nuevas entidades


Sin haber renunciado a prestar directamente los servicios, a contribuir a su financiación con recursos presupuestales o a orientar su desarrollo con la planeación indicativa, el Estado se reservó, de manera exclusiva, las funciones de regulación, control y vigilancia. Aunque estas funciones no pueden considerarse como enteramente nuevas, si lo era el marco de su ejercicio tanto por la diversidad de los mercados como por la diversidad de los agentes. Con la Ley 142 aparecen mercados completamente inéditos en los que concurrirán nuevos agentes del sector privado y del capital extranjero. Era imperiosa, en consecuencia, la creación de nuevas entidades que permitieran una separación funcional de las diversas formas de intervención estatal en los servicios públicos.

A las Comisiones de Regulación, una para cada gran grupo de servicios, les encomendaría la ley la función básica de regular los monopolios y de promover la competencia.  A la Superintendencia le encomendó el control y la vigilancia del cumplimiento de la regulación por parte de las entidades prestadoras de los servicios públicos.  Es casi innecesario decir que el buen funcionamiento del Modelo de la Ley 142 dependía en grado sumo del buen desempeño de estas entidades.

La síntesis que se ha presentado no hace justicia a la riqueza de instrumentos y la diversidad de opciones que para la prestación de los servicios públicos abre el Modelo de la Ley 142. La definición precisa y concisa de éste puede hacerse mediante la refutación de las definiciones simplificadoras que de él se han dado:

·         No es un modelo privatizador puesto que en él concurren entidades públicas, privadas o mixtas.

·         No es un modelo asistencialista puesto que propende porque los usuarios asuman el costo de los servicios considerando la capacidad de pago de los más pobres.

·         No es un modelo de competencia sin restricciones puesto que contempla toda una serie de instrumentos e instituciones para promover, mantener y regular la competencia.

·         No es un modelo en el cual se desconozca el aspecto social de los servicios puesto que la universalidad de acceso, la solidaridad y la redistribución de ingresos hacen parte de sus principios centrales y contiene instrumentos para buscar su cumplimiento.

·         No es un modelo en el que el Estado haya renunciado a sus obligaciones con los servicios públicos puesto que conserva la plenitud de sus funciones y los más variados instrumentos de intervención.

·         No es un modelo de monopolistas que abusan de su poder de mercado puesto que contempla una completa serie de instrumentos para regular los monopolios y sancionar sus prácticas anticompetitivas.

3      Descripción del sector eléctrico


Es conveniente presentar una descripción del sector eléctrico colombiano en lo referente a la infraestructura, su institucionalidad y su regulación.

3.1         Infraestructura física


3.1.1     Generación


A finales de 2013 la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) fue de 14.559 MW, hidráulicos el 67,8% y térmicos el 31,5%. El restante 0,7% corresponde a cogeneración y generación eólica. De los 9.875 MW hidráulicos, 661 MW son plantas menores, es decir, con una capacidad inferior a los 20 MW. Las plantas menores permiten el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico de País con desarrollos que son amigables desde el punto de vista ambiental. La Figura 1 muestra la distribución porcentual del parque de generación.

 


Figura 1. Distribución porcentual de capacidad de generación en 2013.

La capacidad de generación del País ha crecido sustancialmente en las dos últimas décadas, tanto en términos absolutos como en términos relativos. En 1993, la capacidad de generación era de 6.785 MW para 35,26 millones de habitantes. En 2003, con una población de 41,87 millones el País contaba con 10.989 MW. Finalmente, en 2013, las cifras respectivas eran de 48,23 millones y 14.559 MW. Dicho en otros términos: en 1993 Colombia tenía 19 KW de capacidad por 100 habitantes; en 2013 ascendían a 30 KW.

 

Figura 2. Capacidad de generación de Colombia. Kw/100 habitantes

Ahora bien, este avance no puede ocultar el hecho de que en el contexto Latinoamericano, en el indicador de capacidad instalada por 100 habitantes, Colombia está por debajo de las mayores economías – Brasil, México, Argentina, Chile – y del promedio de la región.

 

Figura 3. Capacidad de generación en América Latina. Kw/100 habitantes en 2011 

El sistema interconectado nacional cuenta con 22 embalses que tiene un volumen de almacenamiento aprovechable equivalente a 16.092 GWh, es decir, la cuarta parte de la producción anual de electricidad. El embalse de El Peñol y el Agregado de Bogotá son los mayores del País y en conjunto aportan el 50% de la capacidad de almacenamiento del SIN. Los embalses de Guavio, Esmeralda, Chuza y Sogamoso almacenan un 32% del total. Los restantes 16 embalses menores aportan el 18%.

 


Figura 4. Sector eléctrico Colombiano Embalses del SIN Volumen máximo útil (GWH)

Actualmente se encuentra en ejecución un programa de expansión de la generación integrado por 11 proyectos que en conjunto aportarán al sistema, en los cuatro próximos años, una capacidad de 3.603 MW. Estos proyectos son ejecutados completamente a riesgo por los agentes del sector. El 1 de diciembre de 2014 entró en operación el primero de esos grandes proyectos, Hidrosogamoso, que aporta al sistema una generación de 5.056 GWh-año, equivalente al 12% de la demanda nacional.

 

Figura 5. Sector Eléctrico Colombiano. Proyectos de Generación en Ejecución (MW)

3.1.2     Transmisión


La transmisión es el transporte de electricidad desde las centrales de generación a las fronteras de los centros de consumo mediante líneas de alta tensión. El conjunto de esas líneas y los equipos de transformación asociados conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El SIN se divide en dos componentes: el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y los Sistemas de Transmisión Regional (STR). El primero está conformado por líneas y equipos de tensiones iguales o superiores a 220 Kv hasta 500 Kv y los segundos por líneas y equipos de tensiones inferiores a 220 Kv e iguales o superiores a 110 Kv. El Sistema de Transmisión Regional Norte comprende todos los departamentos de la Costa Caribe y el Sistema de Transmisión Regional centro-sur los demás departamentos del Sistema Interconectado Nacional.  El SIN está conformado por 24.903 kilómetros de líneas, de los cuales el 10% son líneas 500 Kv y el 90% de tensiones entre 110 y 230 Kv. El STN tiene 14.634 kilómetros de líneas y los dos STR 10.270 kilómetros.

 

Figura 6. Sector eléctrico colombiano. Red de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional

La propiedad de los activos de los STR se distribuye entre 28 empresas, aunque algunas de ellas hacen parte del mismo grupo empresarial.

 

Figura 7. Línea de los STR – distribución de la propiedad (%)

ISA, con su filial Transelca, es poseedora de cerca del 80% de las líneas del STN. La Empresa de Energía de Bogotá y Empresas Públicas de Medellín, con 12% y 6%, respectivamente, son los otros agentes importantes en la actividad de transmisión. La Electrificadora del Pacífico, filial de Celsia, y Distasa, detentan pequeños porcentajes.

 

Figura 8. Líneas del STN – Distribución de la Propiedad

Hay en ejecución 6 proyecto de transmisión; dos subestaciones: Sogamoso y Nueva Esperanza, a cargo de ISA y EPM, respectivamente; y cuatro de líneas (Armenia, Alférez, Quimbo y Chivor II) todos a cargo de la EEB.

Existen seis conexiones internacionales, cuatro con Venezuela (Cuestecitas-Cuatricentenario, Tibú-La Fría, San Mateo-Corozo y Puerto Carreño-Puerto Páez) y dos con Ecuador (Ipiales-Tulcán y Jamondino-Pomasquí). Está en estudio una conexión con Panamá. 

3.1.3      Distribución


Las redes distribución transportan la energía eléctrica desde las fronteras de medición de los centros de consumo al domicilio de los usuarios finales mediante líneas de media y baja tensión. La infraestructura de distribución está conformada por unos 500.000 transformadores y 470.000 kilómetros de líneas, suficiente para darle 12 vueltas a la tierra.

En Colombia se distinguen 4 niveles de tensión, a saber: Nivel 4: 66, 110, 115 y 138 Kv; Nivel 3: 34,5, 44 y 57,5 Kv; Nivel 2: 11,4 y 13,2 Kv y Nivel 1: 0,208/0,120, 0,220/0,127 y 0,440/0,266 Kv. Los niveles 1 y 2 representan el 94,3% de la red de distribución; el 5,7% restante corresponde a los niveles 3 y 4.

 

Figura 9. Sector eléctrico colombiano. Red de distribución. Participación de los cuatro niveles de tensión (%).

La red de distribución está a cargo de 30 agentes conocidos como operadores de red.

3.1.4     Zonas No Interconectadas


Las Zonas No Interconectadas representan el 66% del territorio nacional y comprenden casi 13.000 localidades y más de 600.000 usuarios, de los cuales 180.000 tiene servicio y 420.000 carecen de él. De estos últimos se estima que son interconectarles 180.000 en tanto que los demás deben ser atendidos con soluciones locales. En las localidades atendidas, el servicio se suministra mediante plantas diésel, paneles solares y pequeñas centrales hidroeléctricas. La capacidad instalada de las ZNI se estima en 165 MW distribuidos en 373 instalaciones de generación. La mayor parte de esas localidades tiene entre 4 y 8 horas de servicio al día. 

3.2         Institucionalidad sectorial


Uno de los rasgos más significativos del sector eléctrico es la clara separación de roles y funciones de los diferentes agentes. La estructura institucional del sector, considerando las grandes funciones, es, a grandes rasgos, la siguiente:

Política Pública Sectorial.  Está a cargo del Ministerio de Minas y Energía, pero también intervienen en su formulación el Departamento Nacional de Planeación y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. La política sectorial se plasma en el Plan Nacional de Desarrollo, en los documentos del Consejo Nacional de Política Económica y en decretos y resoluciones expedidos por el Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio tiene dos vice-ministerios: uno de minas y otro de energía. Dentro de éste último se encuentra la Dirección de Energía Eléctrica la cual, además de contribuir a la elaboración de la política, maneja los fondos sectoriales, la reglamentación técnica y los programas de uso racional.

Planeación Sectorial. La formulación de los planes de expansión en generación y transmisión corresponde a la Unidad de Planeación Minero Energética, dependencia de carácter técnico adscrita al Ministerio de Minas y Energía. El plan de expansión en generación es meramente indicativo; no así el de transmisión. La ejecución de los proyectos que conforman este último se adjudica mediante subastas competitivas, como se explica más adelante.

Regulación. Está a cargo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la que tienen asiento los ministros minas y energía, hacienda, el director de planeación y cinco expertos designados por el presidente de la república para períodos fijos de 4 años. También asiste, sin voto en las decisiones, el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios. La regulación de la que se trata es regulación económica, es decir, la que tiene que ver con la estructura de los mercados, las reglas de su funcionamiento y la conducta de los agentes participantes. 

Control y vigilancia.  Participan dos entidades, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio. A la primera corresponde vigilar y controlar la aplicación de la regulación, en especial en lo referente a los consumidores regulados. La segunda se ocupa de vigilar el cumplimiento de las normas de competencia. Adscrito a la Superintendencia funciona el Comité de Seguimiento del Mercado de Energía Mayorista (CSMEM). 

Operación del Sistema y gestión del Mercado. Está a cargo de una empresa especializada, sin participación en otras actividades eléctricas, la Compañía de Expertos en Mercados, filial de ISA. Esta empresa opera el sistema nacional de generación y transmisión y administra los intercambios comerciales entre los agentes del mercado mayorista.

Organismos asesores. Son tres: el Consejo Nacional de Operación (CNO), el Comité Asesor de Comercialización (CAC) y el Comité Asesor de Planeación de Transmisión (CAPT). Estos organismos están integrados por empresas del sector y asesoran a las entidades del gobierno en aspectos técnicos relativos a la operación y la planeación del sector.  

Agentes del Mercado. Son las empresas – las hay públicas, privadas y mixtas – y los consumidores, regulados y no regulados. Hay 43 empresas de generación, 9 de transmisión y 30 de distribución. Están registrados 67 comercializadores. Deben mencionarse también los gremios sectoriales - ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS y ACCE – que cumplen una importante función en la discusión de las políticas sectoriales y de la regulación.

3.2.1     Regulación


Para efectos de la regulación, el sector eléctrico se descompone en cuatro grandes actividades: generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. La regulación es el conjunto de normas que definen las condiciones de participación de los agentes en cada una de esas actividades; las reglas de formación de los precios o tarifas y las obligaciones de los agentes, frente a los consumidores y demás agentes del mercado, sobre la calidad, continuidad y oportunidad del servicio suministrado.

La generación es la producción de electricidad a partir de las diferentes fuentes primarias de energía. La entrada a esta actividad es libre en el sentido de que los participantes, sujetos al cumplimiento de las normas ambientales, pueden elegir por su cuenta y riesgo el tamaño de los proyectos que emprenden y la energía primaria utilizada. Las centrales de generación de 20 MW o más deben ser despachadas de forma centralizada; las que tienen 10 MW y menos de 20 MW pueden optar por el despacho central; finalmente, las de menos de 10 MW se despachan descentralizadamente. Con el propósito de garantizar la competencia, ningún agente puede ser propietario de más de un 25% de la capacidad de generación, medida en energía firme. No obstante, este límite puede superarse sin exceder el 30%, si se produce como consecuencia de la inversión en nuevas instalaciones y no de la adquisición de activos existentes. Existen 43 empresas de generación, registradas y activas en el mercado; las seis mayores poseen el 90% de la capacidad.

La transmisión es regulada como monopolio natural en cuanto a la determinación de los cargos, no de la propiedad. En efecto, los activos de transmisión son propiedad de nueve agentes pero para la determinación de la tarifa se consideran todos en su conjunto. Por eso existe un cargo regulado único de transmisión a nivel nacional y los propietarios se distribuyen el ingreso total en proporción a su participación en la propiedad de la red nacional. No existe límite a la participación en esta actividad. La continuidad y la calidad de suministro está regulada de tal suerte que los ingresos de los propietarios se ven disminuidos en razón de la indisponibilidad de los activos o de otras circunstancias bajo su control que afecten el suministro de electricidad. Los proyectos de plan de expansión de la transmisión son definidos por la UPME y su ejecución se adjudica por medio de subastas competitivas. Los cargos que remuneran esta actividad son determinados mediante fórmula tarifaria fijada por el regulador cada cinco años o resultan de las ofertas presentadas por los agentes que participan en las convocatorias. La actividad de transmisión es adelantada por nueve empresas. La principal de ellas es Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) que es propietaria del 71% de la red, 60% directamente y 11% por intermedio de su filial Transelca. Las demás empresas tienen participaciones menores: Empresas Públicas de Medellín, 6,5% y Empresa de Energía de Bogotá, 5,6%. El porcentaje restante se distribuye entre las demás.

La distribución se regula también como monopolio natural. Existen una treintena de distribuidores u operadores de red, como se les denomina también. No existen límites a la participación que pueda tener en el mercado nacional un distribuidor. En principio, una sola empresa podría ser propietaria, directa o indirectamente, de todas las redes de distribución del país. Como quiera que los grandes distribuidores hasta el presente buscan desarrollar su actividad de forma integrada con la comercialización minorista, su crecimiento en distribución está limitado por el límite que la regulación impone a la actividad de comercialización de acuerdo con la cual ningún agente puede atender más de un 25% la demanda comercial total del país, regulada y no regulada. Empresas como EPM y CODENSA bordean ya está cifra. Los cargos de distribución se fijan mediante fórmulas establecidas quinquenalmente por la CREG. Existen tantos cargos como sistemas de distribución hay en el País. La calidad del suministro está regulada y las empresas distribuidoras ven reducidos sus ingresos o deben compensar a los usuarios cuando exceden los límites permitidos de interrupciones y duración de las mismas.

La comercialización es la compra-venta de electricidad entre las empresas y entre éstas y los usuarios finales. La comercialización puede ser ejercida de forma independiente o conjunta con la generación y la distribución. Los generadores, los comercializadores y los grandes consumidores son los agentes participantes en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). Éste tiene dos componentes: el mercado de corto plazo o bolsa de energía, reservado a generadores y comercializadores, y el mercado de largo plazo de contratos bilaterales en el que participan todos los agentes mencionados. Los precios de la bolsa resultan de las ofertas de los participantes y de la demanda total, pero participantes deben ajustarse a ciertas reglas como en cualquier mercado organizado. Los precios de los contratos de largo plazo se pactan libremente entre las partes. El suministro de energía para los usuarios regulados debe contratarse mediante licitaciones públicas.

4      Indicadores de desempeño


El objetivo de cualquier modelo de industria eléctrica es tener un servicio de amplia cobertura, confiable, continuo y de calidad.  Las tarifas deben cubrir los costos de prestación eficiente, consultar la capacidad de pago los usuarios y remunerar adecuadamente el capital invertido. En esta parte se examina el desempeño del sector eléctrico en cada uno de esos aspectos que en definitiva miden su contribución al bienestar social. También se evalúa la contribución general del sector eléctrico a la economía por medio de la tributación y la generación de empleo.

4.1         Cobertura


Probablemente uno de los logros más significativos del sector eléctrico en las dos últimas décadas es la ampliación de la cobertura en el sector rural. En 1993, la cobertura en el sector urbano – medida como el porcentaje de hogares con acceso al servicio de electricidad – era casi plena. No ocurría lo mismo con el sector rural que mostraba un atraso significativo como quiera que el servicio llegaba al 73% de los hogares. Hoy la cobertura rural es cercana al 98%. En efecto, de acuerdo con la última información disponible, la casi totalidad de las viviendas de las cabeceras urbanas cuentan con el servicio de energía eléctrica, mientras que en el sector rural sólo un 2% de las viviendas carecen del mismo frente a cerca de un 27% que en 1993 no contaban con él.

 

Figura 10. Cobertura de electricidad. % de hogares con acceso al servicio en Colombia
Fuente: DANE. CENSO 1993. ECV 2003 - 2013

4.2         Confiabilidad


La mayor fortaleza del sector eléctrico colombiano es su potencial hidroeléctrico que le permite una producción de energía de bajo costo y ambientalmente sostenible. Sin embargo, por estar sometida a los azares de la hidrología, esa fortaleza puede convertirse en una debilidad si la capacidad de generación no está respaldada por un componente térmico que le permita superar las situaciones de sequía que pueden presentarse. Esto fue lo que ocurrió efectivamente en 1992, cuando el país afrontó un largo y penoso racionamiento, que pondría en evidencia la fragilidad de su sistema de generación que, por su baja capacidad de regulación y por su reducida componente térmica, fue incapaz de afrontar la extrema sequía del fenómeno de El Niño de ese año.

En 1993, solamente un 20% de los 8.488 MW de capacidad instalada efectiva eran térmicos. En el 2003, el País contaba con 3.703 MW térmicos, equivalentes a un 30% de la capacidad efectiva de generación. En 2013, los 4.598 MW térmicos representaban el 32% de la capacidad. Desde 1992 el llamado fenómeno de “El Niño” se ha presentado en seis oportunidades sin haber dado lugar a racionamiento.



Figura 11. Capacidad efectiva del Sistema Interconectado (MW) en Colombia

Fuente: UPME. Estadísticas Minero Energéticas. N° 11. XM. Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano

Entre 1993 y 2013, la capacidad total de generación se ha incrementado en 71%; la hidráulica en 45% y la térmica en 170%.  Todas esas inversiones se han realizado con la generación interna de las empresas del sector sin el apoyo financiero del Estado.

Además de la capacidad de generación, la confiabilidad del sistema eléctrico interconectado tiene que ver con la existencia de una red de transmisión robusta que conecte los centros de generación y de consumo.

 


Figura 12. Sector Eléctrico – Transmisión (kilómetros de líneas 220 – 500 kv) en Colombia
Fuente: Para 1993 ISA. Para 2003-2013. XM

 

Entre 1993 y 2013, la capacidad de transporte del Sistema Interconectado Nacional – líneas de 220 y 500 Kv - se ha multiplicado 2.1; pasando de 6.785 kilómetros en el primer año a 14.456 en el segundo. Toda esa expansión se ha realizado con recursos de las empresas sin recurrir al presupuesto nacional.

4.3         Calidad


Para un usuario de energía eléctrica la calidad del suministro está referida a dos aspectos: la continuidad y estabilidad del voltaje o calidad de la potencia. Antes de la reformas de los años 90, este aspecto del servicio recibía poca o ninguna atención. No existía información consolidada al respecto ni ninguna reglamentación sobre los parámetros a los que debían ajustarse las empresas. El usuario debía, por así decirlo, conformarse con tener el servicio y resignarse a las interrupciones tan frecuentes y prolongadas que a bien tuviera realizar la empresa.

Esta situación cambia con la expedición del Reglamento de Distribución (Resolución CREG 070 de 1998). Se definieron allí dos indicadores de calidad en la prestación del servicio de electricidad: la Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio (FES) y la Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES). Reconociendo las diferencias en los sistemas de distribución, en la Resolución CREG 089 de 1999, se definieron cuatro grupos de calidad, a saber:

Grupo 1: Cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes.

Grupo 2: Cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes

Grupo 3: Cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes

Grupo 4: Zonas fuera del área urbana del respectivo municipio o distrito.

La Resolución 097 de 2008 modificó el cálculo de los indicadores FES y DES, reemplazándolos por el indicador ITAD (Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad), que se calcula según un promedio entre la energía que dejaron de consumir los usuarios por las interrupciones del servicio (ENS: energía no Suministrada) respecto a la energía que consumieron los usuarios del operador de red respectivo en el trimestre (ES: Energía Suministrada). La transición en la medición de la calidad de los indicadores FES y DES al nuevo indicador ITAD está aún en curso y las empresas aún no reportan dicho indicador.

La información disponible sobre FES y DES para el período 2003-2010 muestra una mejora sustancial en la continuidad del servicio. El Gráfico 4 muestra los valores del indicador FES para seis empresas del sector – Electricaribe, CODENSA, EPM, EMCALI, Santander y Pereira – que en conjunto atienden un 80% del mercado regulado. Entre 2013 y 2010 se pasó de casi 18 mil interrupciones anuales a pocos más de 13 mil, lo que representa un reducción de 27%. La significación de esta cifra se aclara cuando se tiene en cuenta el tamaño del mercado atendido por esas empresas: cerca de 10 millones de usuarios y 30 mil Gwh de energía suministrada.

 

Figura 13. Calidad del Servicio de Electricidad. Frecuencia de las Interrupciones

La reducción en la duración de las interrupciones es también significativa. Para las seis empresas mencionadas, entre los mismos años, la duración anual de las interrupciones pasa de poco más de 19 mil minutos a algo más de 12 mil. Estas cifras se relativizan recordando que el año tiene 525.600 minutos de donde se sigue una duración de las interrupciones equivalente al 2.3% del tiempo de suministro.

Figura 14. Calidad del servicio de electricidad. Duración de las interrupciones en Colombia

4.4         Pérdidas


Las pérdidas de energía son un indicador de eficiencia. Antes de las reformas de los 90, el control de las pérdidas, conjuntamente con el recaudo y la morosidad de la cartea, era una de las grandes preocupaciones de los responsables del sector eléctrico. Los elevados índices de energía producida y no facturada eran un obstáculo a la viabilidad financiera de las empresas y del sector en su conjunto y, además, aumentaban las necesidades de expansión de la capacidad de generación.

Esta situación cambia completamente bajo el modelo competitivo. Las empresas no reciben subsidio alguno, deben cuidar su rentabilidad y la regulación las castiga con recortes tarifarios por las pérdidas excesivas. Aunque sin duda alguna es mucho lo que se puede mejorar ese indicador, los avances son significativos. Un punto porcentual de pérdidas equivale 360 Gwh-año. La reducción de 6 puntos registrada entre 1993 y 2013 equivale a la energía producida por una central de 900 MW.

 

Figura 16. Pérdidas de electricidad (%)
Fuente: Para 1993 ISA. Balance Energético Histórico. 1994. Paras 2003 y 2013 UPME

 

4.5         Impuestos.


Hacia 1990 la deuda del sector eléctrico representaba el 30% de la deuda pública externa, sus inversiones absorbían el 24% de la inversión pública y era responsable del 33% del déficit fiscal de la Nación. Esta situación resultaba insostenible desde el punto de vista macroeconómico y fue uno de los determinantes de las reformas de mediados de los 90. Dichas reformas buscaban que las empresas de servicios públicos fueran rentables y eficientes y pagaran impuestos de los que estaban exentas.  La ley 142 dispuso que en un plazo de 7 años fueran contribuyentes plenos de impuesto de renta y patrimonio. Progresivamente las entidades territoriales la convirtieron en sujetos de los impuestos locales – predial, industria y comercio, estampillas, etc.- de los que en muchos casos estaban igualmente exentas. Finalmente, la ley 99 de 1993 creó un sobre-tasa sobre la generación de electricidad: 6% para la hidráulica y 4% para la térmica.
Así, con el paso del tiempo, a medida que se consolidaban las reformas, la industria eléctrica se fue transformando de una actividad dependiente para su supervivencia de las transferencias del gobierno nacional en una actividad generadora de impuestos y contribuciones que ayudan a financiar a la Nación, las entidades territoriales y el sector ambiental. En 2013, las empresas del sector eléctrico pagaron $ 1.7 billones por impuesto de renta y patrimonio; $ 0,6 billones de impuestos locales y $ 0,2 billones de sobre tasas ambientales que benefician a las Corporaciones Autónoma Regionales y a los municipios donde están localizadas las plantas de generación.

Figura 17. Tributación de las empresas del sector eléctrico en Colombia

 

4.6         Fiscalidad Sectorial


Además de los impuestos generales, existen  4 fondos financiados con la fiscalidad sectorial, a saber:  Fondo de apoyo financiero para la  energización de zonas no interconectadas (FAZNI), Fondo de apoyo financiero para la electrificación rural (FAER), el Fondo de Energía Social (FOES) y el Programa de Normalización de Redes (PRONE). Los recursos movilizados por esos Fondos han sido fundamentales para la electrificación del sector rural y de las zonas no interconectadas y para permitir el acceso al servicio de electricidad de la población más pobre de los centros urbanos. En 2013 estos Fondos movilizaron recursos por cerca de $ 200.000 millones. Durante toda su existencia han permitido la financiación de inversiones por más de $ 1.5 billones.

 

Figura 18. Fondos Sectoriales del Sector Eléctrico en Colombia

 

4.7         Subsidios y Contribuciones


La ley 142 estableció un régimen de subsidios y contribuciones con el objeto de financiar parcialmente el consumo de las familias de menores ingresos: estratos 1, 2 y 3. Las contribuciones de las familias de estratos 5 y 6 y de la industria y el comercio permitían financiar más de un 70% de los subsidios y el restante 30% era cubierto con aportes del presupuesto nacional. Después de que el Gobierno Nacional tomara la decisión de eliminar la contribución de la industria, los aportes de la Nación aumentaron y en la actualidad los subsidios se cubre por partes iguales con contribuciones del sector y los aportes presupuestales.  

 

Figura 19. Subsidios del Sector Eléctrico en Colombia

En 2013, los subsidios superaron los dos billones de pesos, la mitad de los cuales beneficiaron a las familias de estrato 1, las cuales reciben un subsidio equivalente al 70% del costo del servicio. A los estratos 2 y 3 se les subsidia 30% y el 15% del costo y en conjunto recibieron, en 2013, subsidios por $ 832.000 millones y $ 158.000 millones, respectivamente.

4.8         Tarifas


La discusión sobre las tarifas es un asunto recurrente que cobra especial importancia en épocas de dificultades económicas cuando crece el desempleo y disminuyen los ingresos de la población más pobre. Los análisis en términos nominales son engañosos, especialmente cuando se cubre un período de tiempo relativamente amplio porque intervienen múltiples factores. Los costos de prestación del servicio de electricidad tienden a aumentar a medida que es necesario recurrir a sitios de generación cada vez más alejados de los centros de consumo y también a medida que el servicio se extiende a zonas rurales con usuarios extremadamente dispersos o a la periferia de los centros urbanos, como ha ocurrido en los últimos años. El nivel de consumo tiende a aumentar con la mayor dotación de aparatos eléctricos.

El costo de unitario del servicio de electricidad es la suma de los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización más un componente que cubre los costos de operación del sistema, las restricciones y las pérdidas técnicas. El costo de transmisión es el mismo para todo el País, pero los demás varían de un sistema de distribución al otro. Por eso, para tener una aproximación del costo medio de la electricidad en Colombia es necesario tomar los costos de los diferentes mercados ponderados por las cantidades de energía suministrada a los usuarios de cada uno de ellos. La más reciente estimación del costos unitario promedio, que equivale a la tarifa media del estrato 4 sin subsidios ni contribuciones, fue realizada en el estudio titulado “Consultoría sobre la competitividad de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica” realizado por la Fundación ECSIM para Bancoldex y los gremios del sector eléctrico.

 

Figura 20. Costo unitario regulado de prestación del servicio de electricidad

Entre 2009 y 2014 el costo unitario regulado promedio, que equivale a la tarifa del estrato 4 sin subsidios ni contribuciones, pasó de $/Kwh 322 a $/Kwh 376, lo que supone un incremento nominal de 17% frente a una variación de 12% del IPC. Este incremento por encima de la inflación se explica principalmente por un mayor precio de la generación resultante de una menor oferta disponible frente a un crecimiento continuo de la demanda. Por esa razón, a medida que los nuevos proyectos de expansión entren en operación comercial debe esperarse un crecimiento del precio de la electricidad más alineado con la inflación.

El costo unitario es la suma de los costos de las diferentes actividades de la cadena eléctrica. La generación y la distribución representan conjuntamente un 72% del costo de la electricidad residencial. La transmisión responde por un casi un 6% y la comercialización por algo más de 9 %. Los otros costos – restricciones, pérdidas y contribuciones de los fondos sectoriales – suman algo más de 13%.  


Figura 21. Composición de costo unitario promedio de la electricidad

El precio de la electricidad es sin duda una variable importante pero para evaluar la situación de acceso al servicio, en particular por parte de la población más pobre, es necesario considerarlo de forma conjunta con la evolución de los consumos, los subsidios y la capacidad de pago de la población. Estas variables son las que se reflejan en el indicador de la participación porcentual del gasto en electricidad en el ingreso de las familias.  

Partiendo de datos de la Encuesta de Calidad de Vida del DANE es posible observar la evolución de la participación del gasto promedio en electricidad en el ingreso de las familias para los diferentes deciles de la distribución de ingreso. En todos los niveles de ingreso se presenta, entre 1998 y 2012, una reducción del gasto en electricidad. Esto es especialmente significativo en el decil 1 cuyos pagos por concepto de electricidad que representaban un 15.3% del ingreso, en 1998, pasaron 8,8% en 2012, lo que representa una reducción de 43%. En los deciles 2, 3 y 4 que conjuntamente con el decil 1 conforman la población que se agrupa en los estratos 1 y 2, se presentaron también reducciones significativas
 

Figura 22. Participación del gasto en electricidad en el ingreso de las familias según deciles de la distribución de ingreso

Con todo es importante señalar que el precio de la electricidad para el sector industrial es relativamente elevado en el contexto internacional, lo cual le resta competitividad a la industria. Desde hace varios años el Gobierno Nacional ha venido tomando medidas para hacer más competitivo el costo de la electricidad para la industria. Entre ellas se destaca la eliminación de la contribución para financiar los subsidios de los estratos bajos, pero parece que esto es fue insuficiente.

En efecto, de acuerdo con el estudio ya mencionado de ECSIM, la electricidad industrial en Colombia es menos costosa que en Chile y México pero compara desfavorablemente con Brasil y Perú. Aunque parece competitiva frente a los grandes países de Europa, resulta muy elevada frente a Estados Unidos y Corea del Sur.

Figura 23. Tarifa Electricidad Industrial

4.9         Generación de empleo


Otro aspecto que debe destacarse es la contribución del sector eléctrico a la generación de empleo de calidad y bien remunerado. Conjuntamente con los sectores de gas y agua, el sector generó 109.000 empleos en 2013, lo que equivale a un 5% del empleo industrial.

 

Figura 24. Empleo sector electricidad, gas y agua en Colombia

5      Los retos del sector


El sector eléctrico colombiano posterior a las reformas implementadas en las leyes 142 y 143 ha tenido logros significativos en el aumento de la cobertura y la mejora en la calidad de la prestación del servicio. Hoy por hoy, el sector ha conseguido diseñar una estructura regulatoria capaz de garantizar el funcionamiento confiable y sostenible del mercado y proveer incentivos a la eficiencia y la competitividad global. Asimismo, se ha diseñado un esquema de solidaridad que busca garantizar el acceso de las poblaciones de menores ingresos y ha constituido fondos cuyo objetivo específico es propender por la universalización del servicio.

Los logros en materia de sostenibilidad del sector son reconocidos por entidades multilaterales. Particularmente, en el informe de 2014 publicado por el Consejo Mundial de Energía (WEC por sus siglas en inglés), el sistema energético colombiano ocupa el puesto 16 entre 129 países (y el número 1 a nivel Suramérica) de acuerdo a un índice construido por esta entidad que balancea el estado de un sistema energético de acuerdo a criterios de seguridad, equidad y sostenibilidad ambiental. El reporte WEC (2014) resalta las mejoras del País en términos de equidad energética –la dimensión más rezagada del índice– gracias a la estabilidad en los precios de la electricidad y las mejoras en la percepción de la calidad del suministro. De la misma forma, el reporte cataloga el desempeño en términos de sostenibilidad ambiental del sistema colombiano como uno de los mejores en el mundo.

Las bases construidas a partir de las reformas que introdujeron las Leyes 142 y 143 proveen un fundamento sólido para enfrentar los retos que hoy todavía persisten en el sector, entre los que se destacan los siguientes:  

·         Expansión de la cobertura para la lograr la universalización del servicio especialmente en el sector rural.

·         Búsqueda de soluciones energéticas basadas en fuentes no convencionales, especialmente para las Zonas no Interconectadas.

·         Diversificación de la matriz energética para reducir los riesgos que representa una gran dependencia hidroeléctrica.

·         Profundizar las políticas para promover la eficiencia y el uso racional de la energía y fomentar la investigación en ciencia y tecnología en el sector.

·         Promover la competencia y orientar la regulación para obtener precios de la electricidad industrial más competitivos en el contexto internacional.

6      Bibliografía


ECSIM (2013). Consultoría sobre la competitividad en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica. Bancoldex, Bogotá, septiembre de 2013.

UPME (2013). Plan Indicativo de Expansión de la Cobertura 2010-2014. Bibliografía

CAF (2006). “Colombia. Análisis del Sector eléctrico”. Informes sectoriales de infraestructura, Año 4. Nº3       , Septimbre de 2006.

Congreso de la República. Ley 142 de 1994, Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

Congreso de la República. Ley 143 de 994, Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.

ECSIM (2013). "Estudio para analizar el impacto de la regulación y de las estructuras productiva e industrial del sector de energía eléctrica, en todas las fases de la cadena productiva, sobre el nivel final de las tarifas y precios del servicio de energía eléctrica y la competitividad internacional de la economía colombiana." Informe Presentado a Bancoldex y PTP.

ISA, Interconexión Eléctrica (1994). Sistema eléctrico colombiano: balance energético histórico, actualización.

LEICO, Consultores Asociados (2013). Análisis de coyuntura de los mercados de energía eléctrica, gas natural, gas licuado de petróleo y tecnologías de la información y las comunicaciones. Consultoría para Andesco, Febrero 19 de 2013. Informe de Juan Oviedo Arango.

Montenegro, A. (2014). Impacto de las leyes de servicios públicos de 1994. Presentación en el 16º Congreso Nacional e Internacional de Servicios Públicos, TIC y TV de Andesco – Sostenibilidad: equilibrio entre lo económico, lo social y lo ambiental.

OSINERGMIN (2013). Tarifas eléctricas en Latinoamérica, segundo trimestre de 2013. Presentación del Organismo supervisor de la inversión en energía y minería – Perú.

Universidad de los Andes (2004). Análisis de la evolución de los servicios públicos domiciliarios durante la última década. Consultoría para Andesco, Diciembre de 2004.

UPME (2011). Boletín Estadístico de Minas y Energía 1990 – 2010.

WORLD ENERGY COUNCIL (2014). World Energy Trilemma: Time to get real – the myths and realities of financing energy systems. WEC/ Oliver Wyman – 2014.

XM – Expertos en mercado. Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano. Disponible en: http://www.xm.com.co/Pages/DescripciondelSistemaElectricoColombiano.aspx




[1] Véase: DNP. "El papel de DNP y el Gobierno Central en la reestructuración del sector eléctrico 1990 - 1992" en Revista Planeación y Desarrollo. Vol. xxiii, No. 2, Bogotá, 1992 y DNP. Estrategia de reestructuración del Sector Eléctrico. Documento CONPES 2534. Bogotá, mayo 1991.

3 comentarios:

  1. Muy buen informe, muy acorde con la realidad del país. Deseo preguntarle si ha pensado en ampliar el numeral 5: retos del sector

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  2. Hola Profe;
    Ha pensado dedicarle unas lineas al tema de moda... "Cargo por Confiabilidad"

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