Categoría: Opinión

No hay duda de que el zar de las finanzas del gobierno, el ministro Ocampo, sabe que tiene en el Ministerio de Minas y Energía la caja registradora. Sólo Ecopetrol, en el primer semestre de 2022, gracias a los precios altos del petróleo de la actual coyuntura, reportó utilidades por $17 billones.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

30 de octubre de 2022.   Después de afirmaciones tan categóricas de la Ministra de Minas y Energía Irene Vélez, en el sentido que “no vamos a firmar nuevos contratos de exploración y explotación”, enfatizando que “esta decisión no es caprichosa… estamos cumpliendo una promesa de campaña”, secundada por su viceministra Belizza Ruíz, que, en un tono desafiante, les dijo a los delegados al Congreso de NATURGAS que no sabía “qué parte de esa frase no han entendido”, tuvo que salirles al paso el Ministro de Hacienda José Antonio Ocampo, afirmando que esa decisión “aún no está tomada”.

Este zambapalo en el seno del gabinete ministerial del presidente Petro mandó mensajes equívocos al mercado, que terminaron pasándole factura a la economía exacerbando la devaluación del peso, que ha pegado un brinco del 32% entre junio y octubre de este año, y a Ecopetrol, de la cual la Nación mantiene el 88,49% de la propiedad, desplomando la cotización de su acción en la Bolsa, que ha acumulado una caída del 29,42% entre el 2 de mayo ($3.252) y el 27 de octubre ($2.295).

No hay duda de que el zar de las finanzas del gobierno, el ministro Ocampo, sabe que tiene en el Ministerio de Minas y Energía la caja registradora. Sólo Ecopetrol, en el primer semestre de este año, gracias a los precios altos de la actual coyuntura, reportó utilidades de $17 billones, más de los $16,7 billones de todo el año anterior y se proyectan utilidades del orden de los $34 billones al cierre del 2022, mucho más de lo que se espera recaudar con el proyecto de reforma tributaria que cursa en el Congreso de la República.

Desde luego, Colombia no puede perder su norte, que apunta hacia la Transición Energética para contribuir al objetivo de alcanzar la carbono neutralidad hacia el 2050, pero como bien lo dijo la 26 Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26) “esperamos obligaciones más estrictas bajo el principio de responsabilidad común pero diferenciada”.

El mensaje es claro: todos los países, todos a una como en Fuenteovejuna, deben contribuir a dicho objetivo, pero los mayores responsables de esta debacle, que significa el cambio climático, son los que deben hacer el mayor esfuerzo. En este contexto, cuanto hagamos en Colombia, más alentados por el voluntarismo que por el realismo, no le mueve la aguja a esta problemática de dimensiones colosales.

Y no hay que perder de vista que la Transición Energética no debe poner en riesgo la seguridad energética y aún más la soberanía energética. Esta es una de las lecciones aprendidas de la crisis que agobia a los países que integran la Unión Europea. Y de contera son muchos los estragos que se han derivado de la misma, abocándolos a una recesión acompañada de una inflación galopante (estanflación).  No se puede jugar con candela.

Por todo lo anterior es que ha sido muy bien recibido el anuncio del director de Crédito Público del Ministerio de Hacienda José Roberto Acosta dejando entrever que el Gobierno nacional está reconsiderando la decisión, aupada por la ministra de Minas y Energía y su viceministra, de no más contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

Como es bien sabido, el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) es la carta de navegación del Ministerio de Hacienda, y lo que ha dicho Acosta es que para que se cumplan sus presupuestos y metas es menester que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reanude sus rondas para ofertar y contratar la exploración y explotación de nuevos bloques en áreas con potencial hidrocarburífero.

El análisis de esos números “definitivamente serán los que guíen la decisión final en aras de esa sostenibilidad fiscal donde estos ingresos son muy importantes”, dijo Acosta refiriéndose a los provenientes de la industria de los hidrocarburos. Este anuncio disipó muchos temores, muchas dudas y sobre todo mucha incertidumbre, desatada por pronunciamientos erráticos que no le hacen bien al país.

De hecho, la propia ministra Vélez había dado las primeras puntadas en su entrevista el pasado domingo en El Espectador, bajándole el tono a sus anteriores declaraciones, advirtiendo que “no se ha tomado una decisión a futuro, el Gobierno está analizando los escenarios y las necesidades que vaya presentando el país”. Y añadió que “en cuanto a la exploración de petróleo y gas, este es un tema que está en análisis para ver qué necesita el país mientras se lleva a cabo esa transición”.

Dicho de otra manera, esta vez no descartó la firma de nuevos contratos de exploración y explotación.

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

La fórmula tarifaria de la electricidad (CU = G + D + T + C + PR + R) contiene 6 cargos, uno por cada uno de los 4 eslabones de la cadena y dos clavijas, que son las llamadas restricciones (R) y las pérdidas reconocidas (PR).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

23 de octubre de 2022.    En columna anterior nos referimos a las restricciones, hablemos ahora, a propósito del publicitado “pacto por la justicia tarifaria”, de las pérdidas reconocidas (PR). 

Según el anuncio de la ministra de Minas y Energía Irene Vélez, como resultado de la renegociación de los contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, se logró una reducción de la tarifa a partir de noviembre en un rango entre el 4% y el 8%. Particularmente, en el caso de los usuarios de Air-e del 5,65% y de los de Afinia 2,9%, por debajo de dicho rango, irrisorio en ambos casos, que no se compadece con los incrementos registrados que superan el 40%.

Y la verdad es que mientras no se toquen las pérdidas reconocidas (PR), del 29% para los usuarios de Air-e y 27,2% para Afinia, en contraste con el 10% en promedio para el resto del país, va a ser difícil lograr rebajas significativas en las tarifas en la región Caribe.

Y no es para menos, habida cuenta que el componente de las PR pasó de representar el 8% en octubre de 2020 al 30% en julio de 2022 en el costo unitario (CU), que es la tarifa que se le cobra al usuario final. Su contribución al incremento del CU en 2021 fue del 70% y en los primeros siete meses de 2022 del 54%, de acuerdo con un estudio de Fundesarrollo.

Como es bien sabido, dicho tratamiento se deriva de lo dispuesto en las resoluciones 010 de 2020, 024 y 078 para Air-e y 070 para Afinia en 2021 de la CREG, las cuales a su vez se fundamentan en las leyes 1955 de 2019 y 2010 de 2019, los decretos 645 de 2019 y 1231 de 2020 que la reglamentan y en la Adenda Integral al reglamento convenido entre la Superintendencia de servicios públicos domiciliarios y los nuevos operadores de red. Por ello, cualquier cambio deberá ser consentido por ellos.

Así las cosas, al descontento y la inconformidad de los usuarios se le vino a añadir ahora el desconcierto, puesto que este pacto no satisface sus expectativas, por lo que se auguran más y mayores movilizaciones y manifestaciones de protesta por parte de los usuarios, tanto los regulados como los no regulados.

El Gobierno nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, deberá hacer un esfuerzo adicional tendiente a meter en cintura las tarifas de energía, dado que los usuarios se sienten agobiados por lo que se considera un verdadero atropello a sus derechos de contar con un servicio de energía que cumpla con el principio de equidad consagrado en la Ley de servicios públicos 142 de 1994.

Ello es tanto más urgente en cuanto que a la espiral alcista de las tarifas de energía se le ha venido a sumar ahora la de los precios, la cual tarde que temprano terminará castigando a los usuarios del servicio con más alzas y ello en momentos en los que los embalses de las hidroeléctricas están a full.

Si ello se está dando ahora, qué podemos esperar cuando el fenómeno de la Niña toque a su fin y se empiece a avizorar el advenimiento de El Niño con su sequía e hidrología crítica.

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

La respuesta corta son los países desarrollados, pero llegar a un acuerdo al respecto y crear un fondo de financiación aún son temas pendientes por resolver.

Por: CAMILO HERRERA*

21 de octubre de 2022.   Como todos los años, se viene la Conferencia de las Partes en su versión vigesimoséptima (COP27) y con ella un nuevo capítulo en la diplomacia climática. La COP27 se llevará a cabo en la ciudad de Sharm El-Sheikh, en Egipto, al sur de la península del Sinaí entre el 6 y el 18 de noviembre.

Esta COP27 tiene ya una agenda provisional enfocada en incrementar la ambición y la implementación de la mitigación, la adaptación y la financiación, entre otros. Sin embargo, la invasión rusa a Ucrania, las repercusiones de la pandemia y su posterior recuperación, los altos precios de los combustibles fósiles y los alimentos, y un panorama sombrío de crecimiento económico para el 2023 han eclipsado totalmente la llegada de la COP27.

A menos de tres semanas para su inicio, nos enfocamos en este artículo en algunos de los temas clave a tratar en la Conferencia. Comenzamos poniendo el foco en el tema tal vez más transcendental a tratar en este evento: pérdidas y daños.

Y el prólogo para esta discusión no puede ser más oportuno. Pakistán sufrió lluvias monzónicas sin precedentes en su historia que llevaron a que un tercio de su país estuviese inundado afectando más de 30 millones de personas en un área tres veces más grande que Portugal. Mientras que una sequía sin precedentes en el mundo fue 20 veces más probable debido al cambio climático, y como resultado Europa registró su sequía más grande en cinco siglos, un millón de personas fueron desplazadas en Somalia por una sequía de dos años, y el río Yangtsé sufre una histórica sequía.

Pérdidas y daños agrupa a todos los impactos asociados al cambio climático que ni los esfuerzos de mitigación ni adaptación son suficientes para prevenirlos o aliviarlos. 

La Alianza de los Pequeños Estados Insulares (AOSIS) es pionera en abanderar la inclusión de las pérdidas y daños en las negociaciones climáticas desde la misma instauración de la Comisión, proponiendo la creación de un fondo internacional que compensara a los países en desarrollo costeros más vulnerables frente a un aumento en el nivel del mar a causa del cambio climático. Sin embargo, los países desarrollados han sido reacios a esta propuesta desde el inicio.

Las pérdidas y daños pueden ser consecuencia de fenómenos meteorológicos extremos (del término en inglés extreme weather events) o de fenómenos climáticos de evolución lenta (del término en inglés slow-onset events). Ejemplos del primero son sequías, inundaciones, tormentas tropicales, etcétera, y del segundo, la desertificación o la subida del nivel del mar.

Por tanto, pérdidas y daños manifiesta ya la existencia de efectos negativos y catastróficos, que dado el aumento en la temperatura media global actual y futura, son inevitables incluso acometiendo medidas de mitigación y/o adaptación.

Estos efectos negativos se dividen en pérdidas económicas y pérdidas no económicas. Las pérdidas y daños económicos son los que afectan a los recursos, bienes y servicios que se comercializan habitualmente en los mercados.

En cambio, las perdidas no económicas son aquellos bienes y servicios remanentes que no se comercializan comúnmente en los mercados, pero que pueden ser más devastadores como el invaluable precio de la pérdida de familiares, la desaparición de culturas y de biodiversidad, o verse obligado a emigrar de su hogar.

Pérdidas y daños han ganado momentum en la discusión climática en los últimos años. La Comisión creó en la COP19 en 2013 el Mecanismo de Varsovia sobre Pérdidas y Daños (WIM) y un comité ejecutivo (ExComm) con el objetivo de fortalecer el dialogo, mejorar el conocimiento y otras funciones a través de cinco áreas de trabajo.

Luego, en la COP21, el artículo 8 del Acuerdo de París reconoció la importancia de evitar y reducir las pérdidas y daños y reforzar la compresión al respecto de modo cooperativo, entre otros. Y en la última COP26, las partes abogaron por la creación de un mecanismo de financiación dedicado para las pérdidas y daños la cual no fue aprobada pero, en cambió, se estableció el Diálogo de Glasgow para debatir posibles acuerdos de financiación al igual que activar la Red de Santiago sobre Pérdidas y Daños (SNLD) para proveer asistencia técnica a países en desarrollo.

La primera sesión del Diálogo de Glasgow se llevó a cabo en Bonn en el verano de 2022 como parte de la Conferencia sobre el Cambio Climático que sienta las bases para la COP27, no obstante, las discusiones aún no llegan a ninguna conclusión y siguen girando alrededor de varios temas tales como: la misma definición de pérdidas y daños, la gobernanza de la Red de Santiago (SNLD) y, tal vez la más relevante, la negativa de los países desarrollados de asumir su responsabilidad una vez que compensar las pérdidas y daños pueda interpretarse como una admisión de responsabilidad legal desencadenando litigios y reclamaciones de mayor escala.

Así, se espera que pérdidas y daños esté en el centro del debate en la COP27 y ocupe un rol primario en su agenda en la medida que el momentum sigue creciendo, los impactos del cambio climático son más evidentes y la frustración de los países en desarrollo que buscan compensación crece, y algunos países desarrollados del Anexo I empiezan ya a asumir sus responsabilidades en las pérdidas y daños como es el caso de Dinamarca y Alemania.

*Investigador del CREE

En lo que respecta al indexador de los contratos bilaterales de energía vigentes se revisó a la baja y hacia el futuro se adoptaría el menor valor entre el Índice de Precios al Consumidor y el Índice de Precios al Productor, mientras se establece un indexador específico para la actividad de generación y comercialización.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

16 de octubre de 2022.   Primero fue el presidente Gustavo Petro quien, ante la gravedad de la situación planteada por el alza desmesurada de las tarifas de energía, amenazó con la intervención de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), no sin antes abrir “primero un espacio de diálogo” entre los agentes de la cadena y el gobierno en el propósito de bajarlas.

Por su parte, la ministra de Minas y Energía Irene Vélez instó a las empresas generadoras y comercializadoras de energía para que procedieran a renegociar los términos de sus contratos bilaterales de compra-venta de energía tendiente a lograr dicho cometido.

Eso sí, su advertencia fue perentoria: “Si no se anuncia un porcentaje de reducción significativa en las tarifas de energía por parte de las empresas, el Gobierno tomará medidas más radicales”. Y reiteró que “si vemos que no hay voluntad suficiente de estas empresas, otras decisiones serán tomadas”.

Cumplido el ultimátum dado a las empresas por parte de la Ministra, se anunció por parte de ella el acuerdo alcanzado, al que denominó “Pacto por la justicia tarifaria”.

Básicamente, la reducción de la tarifa al usuario final, la que se reflejará  en la factura del mes de noviembre, oscilará entre el 4% y el 8%, que no es tan significativa para los usuarios.  Estos esperaban un alivio mayor en sus bolsillos. La verdad sea dicha, es irrisoria en unos casos e inexistentes para otros la rebaja.

De allí que los usuarios del servicio de energía se debatan entre la insatisfacción y el desconcierto, porque la misma está lejos de sus expectativas toda vez que no le mueve la “aguja” a las desproporcionadas alzas, que superan el 40% en la región Caribe y el 24% en promedio en el resto del país.

Esta rebaja, lejos de ser un remedio es un remedo, no pasa de ser un placebo. Como en la fábula El parto de los montes de un insignificante ratón, lo anunciado está muy lejos de lo que los usuarios aguardaban.

Ahora bien, como era de esperarse, la renegociación entre generadores y comercializadores se circunscribió a lo atinente a la reducción del Índice de Precios al Productor ((IPP), que había pasado inexplicablemente del 4% al 34% y a la solicitud de los distribuidores para diferir los pagos que realizan en el mercado mayorista de energía, similar  a la opción tarifaria que los comercializadores aplican a los usuarios para el pago de energía.

En lo que respecta al indexador de los contratos bilaterales vigentes se revisó a la baja y hacia el futuro se logró el consenso en el sentido que en delante se adoptaría el menor valor entre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios al Productor (IPP), mientras se establece un indexador específico para la actividad de generación y comercialización, además de diferencialsegún la fuente de generación. Ello es un avance significativo y la última palabra, al momento de definir la metodología a seguir, la tiene el DANE, el mismo que armó el tierrero al modificar el indexador que rigió hasta el 2020.

Capítulo aparte merece el cargo por restricciones (R). Quedó por fuera de esa renegociación, porque además no les incumbe a ellos, porque es un tema regulatorio propio de la CREG, lo concerniente a los costos de restricción (R), que también están presionando al alza las tarifas de energía, toda vez que pasaron de $20 por KWH en enero a $70 por KWH.

Los costos de restricción obedecen a ineficiencias que se presentan en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), debido a atrasos en la ejecución de los proyectos de generación o de transmisión, que obligan a despachar “generación de seguridad”, casi siempre térmica, y por ende más costosa.

Dichas limitaciones en la infraestructura del SIN impiden que el servicio de electricidad se preste con eficiencia, calidad, continuidad y confiabilidad, tal y como lo dispone la Ley Eléctrica 143 de 1994. En este caso se habla de restricciones eléctricas. Pero también se presentan restricciones operativas cuando el SIN falla a la hora de responder a las fluctuaciones de la demanda de electricidad por parte de los generadores.

Desde luego, el costo de las restricciones se calcula con base en los precios de oferta de los generadores y las mismas se asignan a los comercializadores de energía que atienden la demanda.

No obstante, cabe resaltar que al comienzo de la operación del mercado mayorista (Bolsa), de conformidad con la Resolución CREG 035 de 1995, el cargo por concepto de las restricciones se repartía 50 y 50 entre los generadores y los comercializadores. Posteriormente, la misma CREG expidió la Resolución 063 del 2000, que modificó la anterior y se dispuso que el 100% del costo de las restricciones las asumieran los comercializadores, las cuales a su vez terminan endosándoselas a los usuarios finales vía tarifas.

No es justo que sean los usuarios quienes tengan que asumir un sobrecosto en las tarifas por este concepto, cuando deben ser los responsables de dichos atrasos quienes lo asuman.

La CREG, entonces, debería eliminar sin tardanza el cargo por restricciones, excluyéndolo de la fórmula tarifaria(CU). Ahora que el director Ejecutivo de la CREG Jorge Valencia afirma que ya están “trabajando en las bases metodológicas sin dejar de lado la estructura general del costo unitario”, es la oportunidad para que se ocupen de ello y le hagan justicia a los usuarios. De esta manera, la rebaja de la tarifa podría llegar hasta el 16%, que sí sería significativa.

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

Hay un antes y un después del año 2015, cuando tuvo lugar la 21ª Conferencia de las partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 21), que concluyó con la firma del Acuerdo de París, al tiempo que la Asamblea General de la ONU adoptó la Agenda 2030 compendiada en los 17 Objetivos del Desarrollo Sostenible (ODS).

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

9 de octubre de 2022.   La descarbonización de la economía para contrarrestar el cambio climático y conjurar sus estragos, por una parte, y propender por la universalización del acceso de la población a energías limpias por la otra, son dos compromisos inaplazables de la comunidad internacional y la Transición Energética la estrategia para lograrlo.

Entre otras razones porque, de acuerdo con el principio establecido en la COP26 de “responsabilidad común pero diferenciada”, reconoce que no todos los países tienen las mismas responsabilidades y compromisos, así como las capacidades para enfrentar el reto del cambio climático. De ello se sigue que cada país debe adoptar su propio ritmo a efectos de cumplir con los suyos, consultando sus potencialidades y limitaciones.

Cada país se da su propia hoja de ruta de la Transición Energética, consultando sus especificidades y peculiaridades. La estrategia a seguir, por tanto, difiere de un país a otro. La línea de base de la que parten cada uno de ellos es determinante.

Hay una enorme diferencia, por ejemplo, entre aquellos países que dependen de la importación del petróleo, del gas y del carbón y otros que, como Colombia, dependen de la producción y exportaciónde los mismos.

En Colombia, a diferencia del resto del mundo, en donde la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) es el sector energético con el 73,5%, este sólo contribuye con el 14%.

Entre tanto, el cambio de uso del suelo, la agricultura, la ganadería y la deforestación participan con el 59%. Ello se explica en gran medida porque mientras en el resto del mundo, en promedio, la participación de la generación de electricidad con base en el parque térmico es del 64,9%, en Colombia a duras penas llega al 30%.

Dicho de otra manera, entre Colombia y el resto del mundo, especialmente con respecto a los países desarrollados, existen grandes asimetrías, las cuales hay que tener en cuenta a la hora de definir nuestra propia hoja de ruta de la Transición Energética.

De ello se sigue que el pareto del costo-efectividad para la reducción de la huella de carbono en el caso de Colombia invita a poner el énfasis en la política que contrarreste el inadecuado uso del suelo, las malas prácticas en la agricultura y la ganadería y, sobre todo, detener el ecocidio de la devastadora deforestación, que supera las 170.000 hectáreas anuales. Sólo así Colombia podrá cumplir con su compromiso con la comunidad internacional de reducir sus emisiones de GEI en el 51% hacia el 2030. Ello, sin perjuicio de la necesidad de imprimirle celeridad al impulso de la generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER).

Esta, además, es la oportunidad de ampliar la cobertura del servicio de energía a los 431.117 hogares que aún no cuentan con el mismo. Sobretodo, a los 207.449 hogares ubicados en sitios remotos, de difícil acceso y baja densidad poblacional, lo que dificulta conectarlos a la red del Sistema Interconectado Nacional (SIN), dada la flexibilidad que ofrecen las soluciones modulares solar-fotovoltaicas. A ello concurre también la generación distribuida o embebida, cuya energía se consume in situ, prevista en la nueva arquitectura del sistema eléctrico.

De esta manera, además, se estaría cumpliendo con el 7º de los 17 ODS para garantizar la universalización del acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna, y de paso sustituir el consumo de leña por parte de 1,2 millones de familias campesinas que no tienen otra opción distinta para la cocción de sus alimentos.

Ello se justifica con creces, no sólo por razones de conveniencia sino por los altos costos en los que incurre el Gobierno a través del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas no Interconectadas (IPSE).

En efecto, el costo de los subsidios a los combustibles, según cifras para el 2018, es del orden de los $288.514.728. Lo más insólito es que cuesta más el transporte del combustible hasta los poblados que el combustible mismo.

El Gobierno Nacional, los departamentos y municipios se deberían comprometer en un ambicioso programa de masificación de la instalación y el uso de los paneles solares, con lo cual, al tiempo que se aliviaría el bolsillo de los usuarios del servicio de electricidad, se promovería la cultura del ahorro y el uso eficiente de la energía. Por lo demás, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio debería asegurarse de que en la ejecución de sus planes y programas de vivienda de interés social (VIS) se contemple la dotación de paneles solares en los techos. 

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

La CREG publicó para comentarios la resolución 702 008 de 2022 a través de la cual propone adicionar las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020. Estas últimas regulan la comercialización de capacidad de transporte y suministro de gas natural.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

6 de octubre de 2022.   Los eventos que causan interrupción en la fuente de suministro de gas eximen de responsabilidad en los contratos de transporte. Y viceversa, los eventos que causan interrupción en la infraestructura de transporte eximen de responsabilidad en los contratos de suministro de gas natural. En tal sentido, para fines operacionales y comerciales, los contratos de gas y transporte no son independientes.

La CREG publicó para comentarios la resolución 702 008 de 2022 a través de la cual propone adicionar las resoluciones CREG 185 y 186 de 2020. Estas últimas regulan la comercialización de capacidad de transporte y suministro de gas natural. El principal cambio es que se adiciona un evento eximente.

Lo interesante es que, por un lado, el evento eximente que se adiciona para los contratos de suministro de gas natural se activa si ocurre algo en la actividad de transporte.

Por otro lado, lo interesante es que el evento que se adiciona para los contratos de transporte de gas se activa si ocurre algo en la entrega del suministro de gas.

Lo anterior demuestra la integridad que existe entre el mercado de gas y la venta de capacidad de transporte, al menos desde la parte operacional y comercial.

Este cambio regulatorio desvirtúa un argumento que algunas voces autorizadas sostenían. Y era que la actividad de transporte es independiente y por ello lo que ocurría en el suministro no se reflejaba ni impactaba en el transporte. Argumento que, en mi opinión, podía ser regulatorio, pero no jurídico.

A partir de esta adición todos los contratos de suministro de gas y de capacidad de transporte deberán ser ajustados para incluir el nuevo evento eximente.

Aunque los contratos tengan la cláusula de ajuste regulatorio, incluir el nuevo evento eximente puede evitar futuras controversias, como es que el contrato se rige por las normas vigentes al momento de su celebración y no le aplican los cambios regulatorios posteriores a su suscripción.

*Socio fundador de OGE Legal Services

El Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) fue creado en 2007 mediante el artículo 69 de la Ley 1151, y empezó a operar en 2009.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

2 de octubre de 2022.   El FEPC tenía por finalidad contrarrestar la volatilidad propia de los precios del petróleo y de sus derivados (gasolina y diésel) y evitar alzas bruscas en el precio de referencia de los mismos, que fija mensualmente el Ministerio de Minas y Energía y es el que paga el consumidor en la estación de servicio.

Con tal fin, se estableció una banda de precios, de tal suerte que los reajustes de precios hacia arriba y hacia abajo no debían sobrepasar el 3% para la gasolina y el 2,8% para el diésel.

Posteriormente, el Congreso de la República expidió la Ley 1739 del 2014, estableciendo el diferencial de participación y el diferencial de compensación, “como contribución parafiscal del FEPC para atenuar las fluctuaciones de los precios de los combustibles, de conformidad con las leyes 1151 de 2007 y 1450 de 2011”.

Los diferenciales operaban de la manera siguiente: en el primer caso, cuando el precio de referencia superaba el precio al productor (IP en la fórmula), ECOPETROL, se generaba un ahorro que alimentaba el FEPC y viceversa, en el segundo, cuando el precio de referencia estaba por debajo del IP había que “desahorrar” para impedir que el aumento de precios fuera mayor. Es de anotar que el neto, casi siempre ha sido negativo, lo cual obedece a la tendencia de los precios en los últimos años.

Pero, a finales de 2015, la Corte Constitucional, mediante la Sentencia C-526, tumbó el diferencial compensación, con lo cual el FCPC perdió el ahorro como su fuente de financiación, tornándolo inoperante para el fin propuesto.

Después de este fallo, el FEPC quedó reducido a un registro de los saldos entre uno y otro diferencial entre los precios de referencia y el IP. En consecuencia, el déficit del FEPC ha sido cada vez mayor y se ha venido cubriendo por parte de la Nación. En su momento el ministro Alberto Carrasquilla lo solventó emitiendo títulos de Tesorería (TES).

A marzo de 2022, el déficit acumulado (deuda con ECOPETROL) era de $7,8 billones, el cual canceló el anterior gobierno del presidente Iván Duque. Ese es el costo de mantener los precios de los combustibles en Colombia como el tercero más bajo en Latinoamérica, después de Venezuela y Bolivia.

Pero, el “taxímetro” siguió marcando, sobre todo debido a que, como lo acota el experto Mauricio Cabrera, “el problema se agudizó en el último año, pues mientras que con la devaluación y el precio internacional el barril de petróleo pasó de $270.000 a $480.000, para un incremento del 185%, el galón de gasolina sólo llegó a $9.500, menor que antes de la pandemia” y un incremento a duras penas del 8%.

Además, el gobierno Duque dispuso el congelamiento de los precios de los combustibles desde marzo de 2022 y solo decretó un alza de $200 en la gasolina y $100 en diésel a finales de junio, cuando ya estaba con un pie en el estribo para dejar la Presidencia. Y ello, no obstante que, a su juicio “existe el espacio suficiente para generar los ajustes requeridos para la convergencia entre los precios locales e internacionales”.

En concepto del ex ministro de Hacienda José Manuel Restrepo, “la política de precios de los combustibles balancea entre la estabilización del precio para el consumidor final y el costo fiscal para el gobierno. Todo esto deberá hacerse de manera concertada con el próximo gobierno”.

El desfase, entonces, entre el precio de referencia y el precio paridad importación se acrecienta y con él el déficit del FEPC. El estimativo del Comité Autónomo de la Regla Fiscal para 2022 es un déficit de $33,7 billones, monto superior a los $25 billones que aspira a recaudar el Gobierno con la reforma tributaria que se tramita en el Congreso, suficiente además para erradicar la pobreza en Colombia. Solo en el primer trimestre de este año el saldo en rojo llegó a los $6,3 billones.

Así las cosas, el FEPC se convirtió en un barril sin fondo.

Como este déficit debe ser cubierto, son tres puntos más del PIB que se vienen a sumar al déficit fiscal para 2022 proyectado en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) que del 5,6% se eleva al 8,6% del PIB. Una barbaridad.

El FEPC y su déficit es una verdadera bomba de tiempo que puede estallar en cualquier momento.

Por ello, el presidente Petro dispuso reajustar el precio de la gasolina, al tiempo que mantiene congelado el del diésel, tal vez porque este, por ser el combustible que más usa el transporte de carga y pasajeros, es el que más presión ejercería en la inflación que ya supera el 10%.

En todo caso, dicho reajuste que se viene a sumar a las excesivas alzas en las tarifas de energía,  se tendrá que hacer de manera gradual y progresiva, no vaya a ser que cause una explosión social, como ocurrió recientemente en Ecuador, obligando al gobierno de Guillermo Lasso a recular y derogar el alza decretada.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

La UPME le consultó a la CREG sobre algunos puntos relevantes para el proceso de selección del inversionista que desarrollará la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico. Esto fue lo que le respondió el regulador al planeador:

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

27 de septiembre de 2022.   Primero: Que la regulación atiende los eventuales cambios de los parámetros que se pueden presentar en los usuarios que asumirán los costos por el proyecto, antes de la entrada en operación y durante la misma operación de tales proyectos.

Esta opinión de la CREG surgió porque la UPME le hizo ver que el estudio de disponibilidad a pagar por parte de los usuarios no solo debe contemplar los usuarios actuales de gas natural, sino también considerar eventuales escenarios, como es el caso de los usuarios que opten por desconectarse de la red para utilizar combustibles sustitutos más competitivos.

Segundo: Que la identificación de los usuarios que se tomarán como beneficiarios y que asumirán los costos por el proyecto será aquella que se encuentre más actualizada publicada por la UPME seis meses antes de la fecha de puesta en operación o la fecha anticipada de entrada en operación total o parcial.

Tercero: Que el sector termoeléctrico puede contratar parte de los servicios asociados a los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN), con lo que adicionalmente asumen mayores pagos que los demás beneficiarios que no contratan los servicios asociados de los proyectos o que los contratan en menores cantidades. Lo anterior, en particular ante el esquema de Cargo por Confiabilidad del sector eléctrico.

Esta respuesta exalta la importancia que tiene la demanda térmica para la viabilidad de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico.

Cuarto: Que la validez de las propuestas que se presenten en los procesos de selección que adelante la UPME estará condicionada a que sus ofertas económicas estén dentro de un valor máximo de adjudicación. Este valor será determinado por la CREG para cada proceso de selección y que la regulación no establece un plazo máximo específico para la aprobación y publicación de la resolución CREG de la oficialización de ingresos del adjudicatario.

Esto significa que no tenemos fecha en la que se conocerá el ingreso que la CREG aprobará a quien resulte adjudicado para la infraestructura del Pacífico. ¿No será que esto riñe con los principios de publicidad y transparencia que debe caracterizar el actuar de una entidad administrativa?

*Socio fundador de OGE Legal Services

A propósito del Índice de Precios del Productor (IPP), indexador aplicable a los cargos de la tarifa de energía, cabe preguntarse si este refleja los costos en los que incurren los agentes de la cadena del servicio de energía.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

26 de septiembre de 2022.   Si tenemos en cuenta que en el cálculo del IPP se incorpora la variación de otras actividades ajenas a la operación del sector eléctrico, tales como la industria, la minería, la agricultura y la pesca, las cuales, por lo demás, se han visto afectadas en sus costos por factores exógenos tales como la interrupción de las cadenas de suministro, los mayores fletes internacionales, el desbordado incremento de los insumos agrícolas, mientras que las erogaciones del sector energético se reducen a los costos de las licencias por el uso del recurso hídrico, el mantenimiento de los equipos y la mano de obra.

También incide en la espiral alcista de la tarifa de energía el cargo por restricciones (R), la cual se debe al atrapamiento de la energía generada ante la imposibilidad de transportarla a través del Sistema Interconectado Nacional (SIN) hasta los centros de consumo, debido a limitaciones de las redes de transporte y distribución de la energía, las cuales imposibilitan el fluido de la energía eléctrica de más bajo costo, como la hídrica. En ello influye mucho el atraso, a causa de diferentes eventos, de la ejecución de los proyectos de transmisión. Así, por fuerza de las circunstancias, el centro de despacho se ve obligado a recurrir a plantas más costosas que aumentan el precio de la energía.

Una de las regiones en donde el cargo por restricciones es más alto es la región Caribe, dado que la capacidad instalada de potencia es insuficiente para suplir la energía demandada en tales eventos, requiriéndose las llamadas generaciones de seguridad.

El cargo que se paga por concepto de restricción (R) es calculado con base en análisis eléctricos que hace XM, el administrador y operador del mercado, y es distribuido a toda la demanda del país, de acuerdo con la oferta que realicen los generadores.

En lo corrido del año se han presentado costos elevados de restricciones, debido al incremento del costo del gas en Europa que ha golpeado las ofertas de los generadores térmicos, pues la realizan con los precios del mercado internacional, llamando la atención que en Colombia actualmente hay disponibilidad de gas por aproximadamente US $7 el MMBTU.

Este mayor costo del gas incide, afectado además por la apreciación del dólar, en los precios de oferta de energía del parque térmico, los cuales pasaron de los $351 el KWH en enero de 2021 a $732 el KWH en julio de 2022, el doble.

Pero, el caso más crítico de las alzas de las tarifas de energía se da en la región Caribe, servida por dos nuevos operadores de red, Air´e y Afinia desde el 1º de octubre de 2020, después de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios decretara la liquidación de Electricaribe, que representó para sus 2,7 millones de usuarios una verdadera pesadilla.

Lo que hace la diferencia entre las alzas de las tarifas en la región Caribe y las alzas en el resto del país es el cargo por concepto de las pérdidas reconocidas (PR), cuyo costo pasó de $41.49 por KWH a $247, en contraste con el promedio nacional de $50 por KWH.

Y ello se explica porque en la Resolución 10 de 2020 de la CREG se estableció que para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018 para el régimen transitorio especial, previsto en el artículo 318 de la Ley 1955 de 2019 del Plan Nacional de Desarrollo 2018–2022, las pérdidas reconocidas (PR) en la fórmula tarifaria y las cuales debe asumir el usuario vía tarifas es del 29% para Air´e y 27,2% para Afinia, muy superior al 12,5% que se le reconoce a los demás operadores diferentes al Caribe.

Es de anotar que, dado el ciclo tarifario, que es quinquenal, esta norma regulatoria, pactada entre la Superintendencia y los operadores de red, permancerá invariable hasta el 2025.

Los usuarios que pagan cumplidamente sus facturas se quejan, con razón, de que con este recargo en la tarifa terminan pagando justos por pecadores, dado que las PR incluyen aquellas atribuidas al robo de energía y las conexiones fraudulentas.

El corrientazo que están recibiendo los usuarios, especialmente en el Caribe colombiano, con esta exagerada alza de las tarifas, estaba cantada, como lo advertimos en su debida oportunidad, era sólo cuestión de tiempo.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

El fuerte impacto que tendrá en la canasta familiar los anunciados incrementos de los precios de la gasolina, revive la discusión sobre la alta dependencia que tiene el país hacia este combustible y la necesidad de acelerar la transición energética.

Por: JOSÉ DAVID NAME*

20 de septiembre de 2022.   Las consecuencias que se avecinan reafirman la urgencia que tenemos de contar con otros vectores energéticos cómo el hidrógeno verde, que puedan reemplazar los combustibles tradicionales, además de conducirnos a una producción más limpia y sostenible.

Entre las múltiples bondades del hidrógeno verde encontramos que al producirlo a partir de fuentes de energías renovables se genera sin emitir dióxido de carbono, también que puede ser almacenado durante largos períodos de tiempo y para su transporte es posible utilizar los mismos canales e infraestructuras del gas, además puede destinarse al consumo doméstico, comercial, industriales o de movilidad.

En resumen, el hidrógeno de cero emisiones es un combustible fundamental en la descarbonización, que por sus beneficios será obligatorio en la construcción de un futuro energético seguro y amigable con el medio ambiente.

Aunque en el último año Colombia ha registrado importantes progresos en la emergente industria del hidrógeno de bajas emisiones, pasando del quinto al segundo lugar de los países con más avances en la región en cuanto a su implementación, según New Energy e Hinicio, todavía nos encontramos a mucha distancia de lograr su integración a la matriz energética.

Por nuestros vientos, radiación solar, recursos hídricos y ubicación geográfica, tenemos todo el potencial para lograr una producción competitiva que nos permita ingresar a la economía global del hidrógeno, pero antes se deben superar importantes desafíos como: concretar nuevas inversiones destinadas al desarrollo de tecnología, construir infraestructura, desarrollar nuevos procesos de industrialización, lograr la implementación en los distintos sectores de la economía y multiplicar los proyectos renovables, entre otros.

Gracias a la Ley de Transición Energética (2099 de 2021) en la que establecimos las primeras bases para el despliegue del hidrógeno azul y verde como vector energético sostenible; la Hoja de Ruta del Hidrógeno en Colombia, fijada por el Gobierno anterior, con metas de inversión y producción a 2030 – 2050; y el decreto 1476 de 2022, que reglamentó algunas disposiciones contenidas en la mencionada ley, el país hoy cuenta con dos proyectos de hidrógeno en operación y nueve en desarrollo, que están liderando la modernización y transformación del sector.

El interés manifestado por varias empresas alrededor de este combustible, los acuerdos internacionales que se han firmado para generar sinergias en la defensa del sector, así como las inversiones que se proyectan en el corto plazo, marcan un buen inicio para esta innovadora industria, que necesita todo el apoyo del Gobierno Nacional.

Para lograr una transición energética sólida es clave seguir trabajando en los planes de expansión del hidrógeno de cero y de bajas emisiones, a través de lineamientos de políticas públicas que garanticen los beneficios establecidos, así como también impulsar su desarrollo, producción, investigación, almacenamiento, distribución y uso.

Tenemos que persistir en abrirle paso a esta emergente industria en Colombia, si queremos un futuro energético limpio, seguro y sostenible.

*Senador de la República.