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.
