Autor: Martín Rosas

Los contratos de compra de energía que celebran los comercializadores de energía que atienden usuarios en Zonas No Interconectadas (ZNI) deben ser el resultado de convocatorias públicas, así lo estableció la CREG a través de su Resolución 101 021 de 2022.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

En la actualidad, tanto los comercializadores que atienden usuarios conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN), como aquellos que atienden usuarios en Zonas No Interconectadas (ZNI) deben adelantar convocatorias públicas para comprar la energía con la que prestarán el servicio a sus usuarios.

Para el comercializador que atiende usuarios conectados al SIN existe una plataforma donde se centralizan las convocatorias públicas, el SICEP.

Y para el comercializador que atiende usuarios en ZNI también existe la obligación de adelantar convocatorias públicas, pero, de momento, estas convocatorias no se hacen por el SICEP, pues está pendiente el desarrollo de una plataforma tecnológica o lo que se podría llamar el SICEP de las ZNI.

Recientemente, la CREG, mediante la Resolución CREG 101 009 de 2023, modificó la Resolución 101 021 de 2022, e incluyó la definición de “Energia Adicional” como aquella energía disponible de una unidad de generación que no está comprometida en contratos.

Esto lo hizo con el fin de permitir un mayor aprovechamiento de la energía generada destinada para atender usuarios en las ZNI.

Otro cambio que llegó con esta última resolución es que se incluyó la posibilidad de que en el contrato de suministro que resulte de la convocatoria pública, el comercializador podrá incluir una cláusula de entrega adicional de energía en el contrato producto de la convocatoria convocada para comprar energía y atender usuarios en ZNI.

En cualquier caso, el precio máximo de esta energía adicional no podrá ser superior al precio acordado en el contrato producto de la convocatoria.

Algo que se debe considerar es que el procedimiento de la convocatoria pública para atender en ZNI debe tener al menos nueve etapas que son: período de planeación; aviso de convocatoria pública; publicación de pliegos y condiciones; entrega y verificación de requisitos habilitantes y entrega de ofertas; evaluación de ofertas; formalización de resultados de la convocatoria indicando si fue adjudicada o desierta; almacenamiento y publicación sobre los resultados de la convocatoria, y liquidación y facturación.

*Socio Fundador de OGE Legal Services

Pese a los intentos del Gobierno Nacional por lograr una disminución en el precio del kilovatio del servicio de energía en el país, las tarifas continúan sus registros al alza.

Por: JOSÉ DAVID NAME*

La preocupación radica en que las nuevas políticas que promueve el Ejecutivo podrían convertirse en otro fracaso, que agravaría la economía de los colombianos, especialmente de los usuarios de la Costa Caribe.

Tras los malos resultados obtenidos en el “Pacto por la Justicia Tarifaria”, y la posterior derrota por la suspensión, por parte del Consejo de Estado, del Decreto 227 de 2023, que otorgaba al presidente Gustavo Petro funciones de la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico y la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el Gobierno intenta, una vez más, bajar las tarifas del servicio a través de un decreto.

Sin embargo, son muchos los cuestionamientos que han surgido al proyecto borrador, por no atacar de manera directa el problema de la carestía de la energía en Colombia.

Entre las críticas al proyecto de decreto, destaca el hecho de que no atiende las pérdidas de energía y el costo de generación, los principales causantes de los altos precios en la Región Caribe.

El castigo que se le impuso a los usuarios de las empresas Afinia y Air-e, con la autorización del cobro retroactivo por pérdida de energía, un atentado directo contra el desarrollo económico y el bienestar social de la región, es ignorado en La resolución.

Aunque el Gobierno ha reconocido lo injustificable que resulta que los usuarios de la Costa Caribe tengan que pagar por el robo de energía y por la deteriorada infraestructura del sistema de distribución, en el decreto no se da una solución a este régimen especial transitorio.

Por otro lado, no se establecen decisiones de fondo frente a las generadoras hidráulicas. Se necesitan reglas claras y un precio techo en bolsa para que aquellas distribuidoras que están expuestas no compren a los precios altos que finalmente terminan trasladando a los usuarios.

Si tenemos en cuenta que entre 15% y 25% de la tarifa de la mayoría de los colombianos se encuentra expuesta a bolsa, y que en el caso de la región Caribe, es cercano a 30%, estamos hablando de un tema clave en la reducción de los precios.

Al dejar por fuera estos puntos es imposible que se logre una reducción real de las tarifas de energía. Con un Plan Nacional de Desarrollo (PND) que no incluye ningún artículo para resolver las alzas en las facturas, estamos destinados a un nuevo fracaso.

Es necesario que en la próxima adición presupuestal el Gobierno destine una partida para cubrir las pérdidas de energía y la opción tarifaria. La única solución a esta problemática es que se realice una inversión directa.

Si no se ataca el problema de raíz, los esfuerzos seguirán diezmados y los colombianos pagando los platos rotos con un servicio de energía altamente costoso y en algunos casos deficiente. Hay que incluir en el PND un artículo que le garantice a los usuarios contar con un servicio de energía justo, eficiente, confiable y seguro.

*Senador de la República.

Casi 30 años después de la vigencia de las leyes gemelas 142 y 143 de 1994, ameritan una evaluación rigurosa y una actualización a la luz de sus resultados y lecciones aprendidas en estas tres décadas.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

Un aspecto primordial del cual se ocupa el proyecto de Decreto del Ministerio de Minas y Energía al que nos hemos venido refiriendo, es el que hace relación al reglamento que rige el despacho de las plantas de generación por orden de mérito, con base en precios de oferta marginal, de menor a mayor hasta colmar la demanda, en el cual los costos de la última en entrar determina el precio de la energía en el mercado mayorista.

Y aunque, en promedio, sólo el 20% de la energía que distribuyen los operadores de red se rige por este precio, el mismo sirve de referencia a la hora de renovar los contratos bilaterales de mediano y largo plazo entre ellos y los generadores.

Se trata de ajustes normativos y regulatorios que se pueden y se deben introducir al Sistema, sin que ello se pueda interpretar como un atentado contra la institucionalidad, que no se puede confundir con el statu quo.

Casi 30 años después de la vigencia de las leyes gemelas 142 y 143 de 1994, ameritan una evaluación rigurosa y una actualización a la luz de sus resultados y lecciones aprendidas en estas tres décadas.

Pero cabe preguntarse si la implementación de todas estas medidas lograrán su cometido de alcanzar el objetivo que se ha impuesto la ministra de Minas y Energía Irene Vélez con su anunciado Pacto por la Justicia Tarifaria.

En mi concepto varias de ellas, como la autogeneración y la generación distribuida, van en la dirección correcta y las creo necesarias, pero no son suficientes para contener la espiral alcista de las tarifas. Como es bien sabido, la tarifa que paga el usuario final está compuesta por varios cargos: CU = G + T + D + C + PR + R, y cada uno de ellos tiene su peso relativo en la factura.

Según el reporte del DANE, en marzo pasado, contrariamente a lo esperado, la inflación siguió su curso y el incremento interanual de las tarifas de energía (19.77%) apenas fue superado por el de los alimentos (21.81%).

Claro está que en la región Caribe dicho incremento en las tarifas de energía fue mucho más pronunciado, desfasado con respecto al resto del país. A guisa de ejemplo, Montería registró una tasa de crecimiento interanual de la tarifa de energía para marzo de este año del 30,94%, Sincelejo del 30,67%, Valledupar del 30,53% y Cartagena del 29,85%, todas ellas servidas por Afinia.

Esta gran diferencia se explica fundamentalmente por el peso relativo de las pérdidas reconocidas (PR) entre ambos mercados, pues mientras el promedio en el resto del país representan el 8,8% del CU, en la región Caribe supera el 20%.

El MME la atribuye a “las circunstancias propias de las redes de su sistema de distribución local”, que no es otra distinta al cobro en las facturas como PR las pérdidas “no técnicas”, que es como se denominan las que se atribuyen al robo de energías y a las instalaciones fraudulentas. Este aspecto se pasa por alto en la propuesta del borrador de Decreto.

Un factor que sigue gravitando y presionando al alza tanto los precios de la energía en Bolsa como las tarifas que paga el usuario final es el atraso de la ejecución de los proyectos, tanto de generación como de transmisión.

En efecto, según cifras del Operador del mercado mayorista, en los últimos tres años se esperaba que se incorporaran al Sistema Interconectado Nacional (SIN) 7,8 GW y sólo entraron efectivamente 1,5 GW, el 19% de lo planeado.

Fue así cómo en 2020 entró en operación el 16%, en 2021 el 7% y en 2022 el 28% de la nueva capacidad de generación programada. Para 2023 se espera que entren 136 proyectos  de generación, cerca de 4,8 GW, de los cuales 1,6 GW corresponden a Oferta de Energía Firme (OEF) bajo la modalidad de cargo por confiabilidad, que están en veremos.

Y claro, este atraso en la ejecución de los proyectos, además de estresar el SIN y de presionar al alza los precios y las tarifas de energía, se traducen en otro componente del CU, el cargo por restricciones (R), que paga el usuario final vía tarifas, cuando debería asumirlo el responsable del atraso.

Dicho sea de paso, si algo contribuiría a reducir los precios y las tarifas de la energía sería el cumplimiento del cronograma de los proyectos contemplados en los planes de expansión que formula la UPME.

Tal como lo considera el Ministerio de Minas y Energía, “la mayor oferta aumenta la competencia, impide que puedan ofertar precios por encima de sus costos marginales en períodos horarios del día, negar disponibilidad para aumentar los precios sin afectar sus ventas” por parte de los generadores.

Debe advertirse que varios de los artículos del borrador de Decreto van a contrapelo de las leyes 142 y 143 de 1994, 1715 de 2014 y 2099 de 2021, transgrediéndolas, llevándose de calle, además, la facultad regulatoria que por ministerio de la Ley 143 de 1994 está reservada a la CREG.

Otro tanto puede decirse con respecto a la jurisprudencia de la Corte Constitucional en lo atinente al “régimen de regulación de la prestación de los servicios públicos”. De manera que este Decreto puede correr la misma suerte del que expidió el Gobierno para asumir las funciones de la CREG (Decreto 227 de febrero de 2023).

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.