Categoría: Opinión

De buenas a primeras se le ha venido encima a los usuarios un alud de alzas en el servicio de energía eléctrica, las cuales se reflejarán en un mayor valor de la factura desde noviembre pasado.

Por: AMYLKAR ACOSTA M.*

10 de enero de 2020.   Para un mayor discernimiento, empecemos por identificar los diferentes componentes de la fórmula tarifaria: el Costo Unitario (CU) = G + T + D + C + PR + R, donde G es el precio de la energía que se compra al generador, T el costo de transmisión, D el costo de la distribución, C el margen de comercialización, PR son las pérdidas reconocidas por la regulación y R el costo de las restricciones debidas a limitaciones en el transporte de la energía desde donde se genera a los centros de consumo.

Como es sabido la compra – venta de la energía eléctrica se transa ya sea a través del mercado mayorista (spot) o mediante contratos bilaterales entre generadores y comercializadores. Si algo caracteriza el mercado mayorista es la volatilidad de los precios, a diferencia de los contratos bilaterales, que le garantiza a las partes su estabilidad durante el plazo convenido. Ahora bien, los contratos bilaterales pueden ser de dos tipos: el de energía generada y el de energía contratada. Sólo en este último caso se hace exigible el cumplimiento de entrega de la energía comprometida en los términos acordados.

A guisa de ejemplo, el precio promedio en Bolsa de la energía eléctrica pasó de $116 kW/h en el junio de 2019 hasta los $390 kW/h en octubre pasado, un incremento de más de 300%. Supuestamente dicho aumento del precio se debió a una presión atribuible a la disminución del nivel de los embalses de las hidroeléctricas, situación que habría obligado a apelar a las centrales térmicas, cuyo costo de generación es mucho más elevado. Mientras tanto el precio promedio de la energía transada mediante contratos bilaterales fue de $200 el k/h.

La exposición en Bolsa

Ahora bien, el impacto sobre la tarifa al usuario final, vía G, que pesa entre 35% y 40% de la misma, dependerá de la gestión comercial del Operador de red. Cuanto más expuesto esté en Bolsa mayor será la incidencia de la variabilidad y las oscilaciones de los precios en el mercado mayorista en la tarifa.

Según el Presidente de Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (Asocodis) José Camilo Manzur, en promedio, “solamente el 12% está sujeto a la variación en Bolsa”, de lo cual se sigue que el 88% restante de la energía comprada se obtuvo mediante contratos de mediano y largo plazo. Claro está que, como lo afirma Manzur, refiriéndose a los usuarios finales, “quienes verán los impactos son aquellos comercializadores que no tengan contratos de largo plazo y que no se hayan cubierto”.

Este es el caso de Electricaribe, operador que históricamente se ha caracterizado por tener una alta exposición en Bolsa y por ello mismo sus usuarios se ven más afectados que el promedio, ya que el porcentaje del alza que se les traslada es mucho mayor. El contraste entre EPM, con una exposición del 12.4%, y Electricaribe, con el 23.2% es muy notorio. A ello contribuyó, dicho sea de paso, la contingencia de Hidroituango, dado que Electricaribe había contratado parte del suministro de energía con EPM y debido al atraso de su entrada en operación el mismo se rescindió sin que lo pudiera hacer exigible toda vez que se suscribió bajo la modalidad de pagar lo generado y no lo contratado. De allí que los más afectados con las alzas desmesuradas debido a la gran volatilidad de los precios de la energía en Bolsa son los 2.5 millones de suscriptores de Electricaribe.  

Tanto los márgenes del distribuidor (D), del comercializador (C), así como las pérdidas reconocidas (PR) son relativamente estables y están regulados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Por fortuna la regulación le ha establecido un tope a la pérdidas técnicas reconocidas a los operadores, actualmente del 12.5%, porque de lo contrario el castigo para los usuarios de Electricaribe sería escandaloso, ya que las suyas están alrededor del 26.85%.

Los costos de restricción

No ocurre lo mismo con los costos de restricción (R), que están disparados y el cuello de botella que da lugar a ellos radica fundamentalmente en la región Caribe, debido al rezago histórico en las inversiones en las redes de transmisión regional y local. Allí se presenta un corto circuito que impide que la energía fluya desde los centros de despacho hasta el mercado al cual se presta el servicio, con el agravante de no contar tampoco con las subestaciones necesarias para la transformación de voltaje.

Hace rato se sabe del agotamiento del Sistema de Transmisión Regional (STR) y del Sistema de Transmisión Local (STL), así como del retraso de la ejecución de las obras, particularmente las contempladas en el Plan5 Caribe, que han provocado la congestión y el atrapamiento de la energía, ante la incapacidad para que esta fluya y llegue hasta los usuarios finales.

Según el reporte con corte al 31 de julio de 2019 de XM, empresa operadora del Sistema Interconectado Nacional (SIN), se registraba un atraso de cinco años en la aprobación por parte de la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) de por lo menos 20 proyectos vitales para el montaje de líneas de refuerzo del Sistema de Transmisión Nacional (STN).

En concepto de XM, “el retraso en la entrada en operación de los proyectos de expansión es una condición recurrente, lo que hace que estas obras pierdan efectividad e impacto en el sistema al momento de su entrada en operación”.

Como bien dijo la consultora Dentons Cárdenas & Cárdenas, “el objetivo principal del plan de expansión en transmisión de la UPME, el cual se renueva año a año, es que la red no pierda robustez y su debilidad se vería manifiesta ante el crecimiento en la demanda”, que es lo que ha venido aconteciendo. Ello ha provocado exorbitantes costos de restricción por cuenta de la generación por seguridad, los cuales terminan pagando los usuarios a través de sus facturas a través de la letra R, que es como se le identifica al establecer el costo unitario (CU) o tarifa de la energía que paga el usuario.

Ello, además de convertirse en un cuello de botella para la relocalización industrial que viene dándose en la región Caribe, la demanda, que crece a un ritmo 7.49%, muy superior al promedio nacional, que es del 4.1%, se ha visto estrangulada, frenando el crecimiento de la economía regional.

Los costos de restricción que acarrea este corto circuito crecieron en promedio el 70% anual, pasando, según Asoenergía, desde los $4 KW/H a $29.4 KW/H. Ello le significó a los usuarios del servicio de energía en 2018 costos de restricción (R) del orden de los US $700 millones, equivalentes, aproximadamente, a los $30 KW/H, prácticamente el mismo cargo que se paga al Sistema de Transmisión Nacional (STN), es decir la T. Según cifras oficiales, entre enero y junio de 2019 esa R le costó al usuario $15 por kilovatio, para un acumulado de $431.825 millones.

Compartimos el planteamiento del Presidente de ANDEG Alejandro Castañeda cundo sostiene que “el verdadero problema es que no existe una relación de causalidad entre quien genera el problema en el sistema y quién asume las consecuencias. Y va más lejos cuando afirma, con toda la razón que “si el problema está en las redes, la regulación debe corregirse y quien cause el problema debe asumir los costos”.

Concluyo este acápite coincidiendo con él en su aseveración que “teniendo en cuenta este panorama, se requiere en el corto plazo, que el costo de la generación por restricción en el país se asigne a quien la cause, esto unido a una mejora en los tiempos de planeación y  ejecución de los proyectos de transmisión, y una mayor inversión en el desarrollo y mantenimiento de las redes”. El usuario no puede seguir siendo quien pague los platos rotos por otros.

Y, para rematar, además de las alzas atribuibles al precio de la energía (G) y los exorbitantes costos de restricción (R) se viene a añadir el pago por parte de los usuarios de los estratos 4, 5 y 6 de la sobretasa nacional de $4 por kW/h consumido con destino al Fondo empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) para el “pago de las obligaciones financieras en las que incurra… para garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica en toma de posesión en el territorio nacional” (léase Electricaribe).

Adicionalmente, las empresas vigiladas por la SSPD deberán pagar una contribución del 1% adicional a la que ya pagan a favor del mismo Fondo empresarial, la cual terminarán pagando los usuarios vía tarifa por hacer parte de sus costos.

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

Reproducimos la más reciente columna del Exministro de Minas y Energía Amilkar Acosta sobre el papel del sector extractivo en la necesaria transformación Productiva del país.

Por: AMYLKAR ACOSTA M.

29 de diciembre de 2019.   En Colombia, al igual que Latinoamérica, como lo afirma la secretaria Ejecutiva de la Comisión Económica para América Latina (CEPAL) Alicia Bárcena, “nos convertimos en exportadores de materias primas, volvimos a esquemas que creíamos superados” y remata diciendo, “así nos será muy difícil dar sostenibilidad a nuestro crecimiento”.

El caso de Colombia es patético. Además de que los sectores agropecuario e industrial perdieron participación en el PIB, al pasar del 24% y 22% en promedio al 6,2% y 12%, entre los períodos 1970–1980 y el 2012, respectivamente, las exportaciones de petróleo, carbón, oro y ferroníquel sumadas alcanzaron a representar el 70% del total de las exportaciones de Colombia. 

Si bien, como afirma Christina Figueres, ex secretaria Ejecutiva de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, “hay que agradecerles a los hidrocarburos por lo que han hecho de la economía de Colombia, porque este país no sería lo que hoy es, con un desarrollo ejemplar en Latinoamérica, si no fuera por la exportación de carbón y petróleo. Sin embargo, llegó la hora de reconocer que es una actividad que tuvo su momento de sol, pero hoy ya está en el atardecer y tenemos que prudentemente buscarle alternativas rápidas ya”.

En un Informe del Foro Económico Mundial (FEM) ya había dicho con mucha razón que “Colombia hace parte del grupo de países que debe capitalizar su amplia disponibilidad de recursos energéticos para que, de manera sostenible, pueda maximizar los retornos de la industria y apoyar una mayor diversificación de la economía…y reducir su dependencia exportadora de los hidrocarburos”.

Bien dijo el experto y analista Manuel José Cárdenas que “apoyarse en factores tan estáticos como los recursos naturales, puede ser una buena manera de comenzar  pero una mala manera de continuar”. En este sentido, según la Presidenta del Consejo privado de competitividad Rosario Córdoba “la recomendación central de la OCDE es categórica: Colombia debe priorizar la agenda de transformación productiva y asignarle recursos a la altura del reto”.

Hay, entonces, consenso sobre la imperiosa necesidad de diversificar la economía nacional y la oferta exportadora, único camino para asegurar un crecimiento mayor y lo que es más importante, sostenido e incluyente.

Es bien sabido que cuando en 2012, en la cresta de la ola del largo ciclo (2003–2012) de altos precios de los conmmodities, el crecimiento potencial del PIB era del 4,8%, pero cuando sobrevino la destorcida de los precios (a partir del 2013 para los productos mineros y desde mediados de 2014 para el petróleo) se frenó la economía y fue así como el crecimiento potencial se redujo en el 2018 a sólo 3,5%. Y, lo que es más grave, llevamos cuatro años con un anémico crecimiento del PIB, por debajo de este menguado crecimiento potencial, lo cual explica en gran medida el repunte de la tasa de desempleo, que volvió a la senda de los dos dígitos.

¿Y en dónde está la fuente de financiamiento de la transformación productiva? El capital semilla, para sembrar las regalías y emprender la tarea largamente aplazada de la diversificación de la economía mediante la estrategia de la Transformación Productiva está en los recursos de los que dispone el Fondo de Ahorro y Estabilización (FAE) en el fideicomiso constituido para el efecto, que bordean los $10 billones, así como los que se ahorren hacia el futuro, gracias a los mejores precios o a los mayores volúmenes de producción con respecto a los previstos en el Presupuesto del Sistema General de Regalías (SGR), cómo está previsto en el Acto legislativo 05, que se acaba de aprobar por parte del Congreso de la República, amén de aquellos que, según la misma norma, tendrán esa misma destinación. Así lo vienen haciendo Arabia Saudita y Noruega, dos ejemplos dignos de imitar, que cuentan con sendos fondos soberanos para tal efecto, los cuales se nutren de la renta del petróleo y el gas, respectivamente.

No hace sentido que con las falencias que tiene Colombia, especialmente en materia de infraestructura, en lugar de invertir bien tales recursos, que superan con creces los que se esperan recaudar por cuenta de la controvertida reforma tributaria 2.0, los mismos estén atesorados, simplemente recibiendo unos magros rendimientos.

Es importante también encauzar de la mejor manera los recursos asignados para ciencia, tecnología e innovación (CTeI), los cuales deberían estar bajo la rectoría del recién creado Ministerio del ramo. Como lo aconsejó recientemente la Misión de Sabios, Colombia deberá apretar el paso en este frente para corregir el rezago del pasado de la inversión en CteI, sin la cual será imposible mejor su competitividad.

En el pasado los recursos del SGR correspondientes a CTeI han sido los de más baja ejecución y permanecen congelados en los bancos, ello es inaudito. Si seguimos por este camino, nos arriesgamos a que, como lo afirmó el Papa Francisco, “en el día del juicio final delante de Dios, nos contaremos entre los que enterraron el talento dado y no lo hicieron o de más  fructificar”.

Esta es una empresa de largo aliento, que debe comprometer los esfuerzos y la voluntad política no de una sino de varias administraciones, de varios períodos presidenciales, por eso la planteo como una política de Estado y no de gobierno, para que tenga continuidad en el tiempo y en el espacio.

Concluyo diciendo con Parke Dickey que “muchas veces en el pasado pensábamos que nos estábamos quedando sin petróleo, pero realmente nos estábamos quedando sin ideas”. ¡Eso no nos puede volver a pasar!

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

A propósito del reciente pronunciamiento de la Sección Tercera del Consejo de Estado, por el incidente de desacato por parte de Drummond y que le ordena suspender la producción de 15 pozos en el campo La Loma, el exministro Amylkar Acosta hace una análisis de la situación y de las consecuencias de la sentencia.

Por: AMILKAR ACOSTA*

16 de diciembre de 2019.   La Sección Tercera del Consejo de Estado acaba de proferir una Sentencia en virtud de la cual se le notifica de manera perentoria a la multinacional Drummond la orden terminante de suspender toda actividad en el campo La Loma (Cesar), en el cual dicha empresa ha venido explotando el gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM por sus siglas en inglés).

La razón que se aduce para ello es que este “esta incluido dentro del concepto de los yacimientos no convencionales (YNC)” y como se recordará la misma Sección del Consejo de Estado había suspendido provisionalmente, como medida cautelar, la vigencia del Decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013 y la Resolución 90341 del 28 de marzo de 2014 que reglamentan la materia.

A esta medida que, en la práctica, decretó una especie de moratoria de la utilización del fracking en Colombia, ya nos referimos, mostrando y demostrando las inconsistencias de la misma.

Al suspender dichas normas, ipso facto se le puso el freno de mano a la actividad exploratoria y de explotación de los yacimientos no convencionales ante la imposibilidad de adelantarse sin su sujeción a las normas técnicas y ambientales pertinentes. Pero siempre se aludió en el auto de la referencia a la utilización de la estimulación hidráulica en dichos yacimientos, identificándola con el fracking, cuyas carácterísiticas propias difiere de la estimulación hidráulica que se ha venido utilizando en Colombia durante más de 40 años y se sigue utilizando en yacimientos convencionales tales como los campos de Cusiana, Cupiagua y Apiay, como nos lo recuerda el experto y asesor global de la petrolera BP Martín Rylance en su entrevista reciente al periódico El Tiempo.

La tecnología del fracking comporta la perforación de pozos horizontales, además de los verticales y, a diferencia de otras técnicas de estimulación, comporta el fracturamiento hidráulico multietapa, amén de que sólo es aplicable en aquellos yacimientos no convencionales tipo shale, también llamados esquistos o lutitas. Esta y sólo esta es la forma cómo puede penetrarse la llamada roca generadora en la cual está atrapado el hidrocarburo para que fluya y pueda ser extraído. Así se entiende en el argot de la industria petrolera a nivel internacional y así lo entiende también la Comisión de expertos contratada por el Gobierno nacional para que emitiera su concepto sobre la viabilidad y conveniencia de la utilización del fracking en Colombia y diera sus recomendaciones. En otras palabras, lo que hace la diferencia entre la técnica del fracking y otras técnicas similares que se utilizan en la explotación petrolera es la perforación de pozos horizontales hasta llegar a la roca generadora.

Conscientes de que, como dice el adagio popular una cosa es con guitarra y otra con violín, la Comisión de expertos hizo en su Informe final, publicado en el primer semestre de este año, la distinción entre la estimulación hidráulica de común usanza en los yacimientos convencionales y no convencionales y el fracking en los siguientes términos: como el foco de la misma estaba puesto sobre la utilización de la técnica del fracking, “en consecuencia, no se examinaron las técnicas de extracción de hidrocarburos de otros tipos de yacimientos no convencionales, como los que se encuentran en rocas calizas o arenas concisas (o apretadas), ni las relativas al gas metano asociado a yacimientos de carbón. La extracción de hidrocarburos de estos tipos de yacimientos involucra fracturamiento hidráulico tradicional (o convencional), el cual ha utilizado la industria por más de medio siglo y no es el que ha generado la polémica presentada recientemente”. ¡Más claro sólo el agua!

Se sigue de lo anterior que para utilizar la estimulación hidráulica en yacimientos convencionales y no convencionales, que no ameritaran ni la perforación de pozos horizontales ni fracturamiento multietapa (léase fracking) no se requería de la expedición del Decreto 3004, ni de la Resolución 90341 y mucho menos de las resoluciones 0421 y la 49242 expedidas por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, que la Sección Tercera del Consejo de Estado inexplicablemente desestimó en su primer pronunciamiento.

Dichas normas, al igual que el Acuerdo 03 de 2014 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fueron expedidas explícitamente para regular todo lo concerniente a la utilización de la técnica del fracking en yacimientos no convencionales. Dos de esos actos administrativos fueron demandados, el Decreto 3004 y la Resolución 90341 y fueron esos y no otros los que dicha Sección suspendió temporalmente mientras falla de fondo sobre el asunto.

El CBM

Ello explica que el contrato entre la Drummond y la ANH para la exploración y explotación del gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM) en el área que le había sido concesionada para extraerlo data desde el 12 de noviembre de 2004. Por su parte la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) le otorgó la Licencia ambiental para que procediera en consecuencia en diciembre de 2015 y, en efecto, las primeras actividades de estimulación hidráulica tuvieron lugar entre el 14 de marzo de 2018 y el tercer trimestre del mismo año, con antelación al auto de la Sección Tercera que decretó la suspensión de los actos administrativos en mención. Desde entonces dicho desarrollo pasó a la fase de producción, la cual se rige por la Resolución 181495 de 2009 y el Decreto 3930 de 2010, aún vigentes, las cuales anteceden al auto de noviembre pasado.

A contrario sensu, la sección Tercera del Consejo de Estado sostiene que «la producción de los pozos que se adelantan en el campo La Loma recae sobre yacimientos no convencionales de gas metano asociados a mantos de carbono, a través de las técnicas que habilitaba la resolución 90341 de 2014». De allí se sigue, según ella, que es «claro que ello comporta la extensión de los efectos jurídicos de una técnica suspendida y, por lo tanto, la producción en estos pozos esta cobijada con la medida cautelar decretada, como quiera que así se asegura la protección de medio ambiente y demás bienes jurídicos tutelados de los posibles efectos nocivos por el empleo de esas técnicas”.

Cabe preguntarse cuál es la “técnica suspendida” y la respuesta es clara, se trata de la técnica del fracking, no de otra diferente y, como queda probado, ni allí ni en ninguna otra parte en Colombia se está utilizando dicha ténica.

No obstante, según se infiere en el fallo del alto tribunal de lo contencioso “existe evidencia sobre un posible desacato de la medida cautelar por parte de la referida entidad, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Drummond y Ecopetrol S.A en la explotación del campo La Loma”.

Y estamos hablando de una explotación por parte de Drummond, Ecopetrol nada tiene que ver, de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM), en donde no se está utilizando la técnica del fracking. Simple y llanamente, tal cual se da en aquellos yacimientos convencionales y no convencionales de petróleo y gas ya reseñados, en donde estos están alojados en rocas sedimentarias de baja porosidad y permeabilidad, se recurre a la estimulación hidráulica por una sóla vez, en pocas etapas, perforando pozos verticales y sólo verticales, para de esta manera ayudar a mejorar la productividad del yacimiento en cuestión.

La estimulación hidráulica

Ahora bien, el auto de noviembre de 2018, confirmado el 17 de septiembre de este año, se había limitado a la “suspensión provisional de los actos administrativos enjuiciados, toda vez que su aplicación comporta la vía libre a la técnica del fracking”, la que identifica con la estimulación hidrálica, como si fueran una y la misma cosa, pese a las diferentes modalidades de la misma, dentro de las cuales el fracking es sólo una de ellas. Además, se reconoce en el mismo auto que hasta ese momento “no se han otorgado licencias para su utilización”. Es más, en la misma providencia del Consejo de Estado se advierte que en la explotación del gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM) “se utilizan técnicas de extracción que, si bien no se pueden catalogar como fracking, están contenidas en la Resolución 90341 de 2014 del Ministerio de Minas y Energía”.

Ahora la Sección Tercera es más taxativa al dejar establecido que “a partir de esa suspensión, la exploración y explotación de yacimientos no convencionales resulta inviable”, sin hacer ninguna diferenciación. Y lo que es más grave, dejó sentado que “esta decisión se extiende a cualquier autoridad o particular que se encuentre en las mismas condiciones aquí estudiadas”.

Es decir, que mañana o pasado mañana, con los mismos argumentos que hoy se ordena a Drummond detener sus operaciones en La Loma, puede llegar a ocurrir lo mismo en otros campos como los ya mencionados, en los que se viene utilizaco la estimulación hidráulica, que no el fracking. Ello nos conduciría a una especie de moratoria total de la actividad petrolera en Colombia, con todas sus consecuencias, que sería una pésima señal para el sector.

Lo que está en juego

Es de anotar que según un estudio de Arthur D Little Inc (2007) se estima que se cuenta con un potencial de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM) in situ de 6.9 terapies cúbicos, casi el doble de las reservas probadas remanentes de gas natural con que cuenta el país (3.7 TPC), de los cuales unos 3.4 terapies cúbicos podrían ser volúmenes potencialmente recuperables.

El país pasó hace rato de un escenario de abundancia de gas natural a otro de escasez, en donde la caida de las reservas nos está abocando a una situación de estrechez para satisfacer la demanda, al punto que se vió la necesidad de contar con una planta regasificadora en Cartagena para, de ser necesario, importarlo. Por lo tanto es fundamental contar con esas reservas de gas a futuro.

A mi paso por el Ministerio de Minas y Energía quise destrabar y viabilizar la explotación del gas metano asociado a los mantos de carbón en El Cerrejón en La Guajira, donde por falta de un acuerdo entre la Drummond y El Cerrejón, en donde la una tiene la concesión para extraer el gas y la otra para extraer el carbón, ha bloqueado esa posibilidad.

Les hice saber que no podía prevalecer el interés particular de dichas empresas sobre el interés nacional y les dí un plazo razonable para que tramitaran sus diferencias, pero debí retirarme del Ministerio antes de que ello fuera posible. Este es un tema pendiente, que no se puede aplazar indefinidamente.

Cabe advertir que, contrariamente a lo que algunos criticos plantean sobre el impacto sobre el medioambiente que acarrearía esta operación, el efecto neto sería beneficioso para el medio ambiente. Me explico. Así como donde quiera que haya petroleo hay agua y gas, también, donde quiera que haya carbón hay agua y hay gas.

Al extraer el carbón, el gas metano que está atrapado en los intersticios de los mantos de carbón se libera a la atmósfera, contaminando y contribuyendo al cambio climático, tanto más en cuanto que el gas metano es 23 veces más dañino que el CO2. Si, en su lugar, se aprovecha, como lo ha venido haciendo Drumond en La Loma, se reducen tales emisiones.

Como si lo anterior fuera poco, la Drumond ha venido aprovechando ese gas para autogenerar la energía que requiere para su operación; en caso de no poder seguir produciéndolo muy seguramente sus plantas eléctricas tendrán que seguir operando ya sea con carbón o con diesel, mucho más contaminantes que el gas.

Todos estos aspectos deben ser sopesados por la Sección Tercera del Consejo de Estado antes de dejar en firme su decisión con respecto al incidente de desacato.

Por lo demás, como lo ha advertido la empresa, dada la peculiaridad y las condiciones técnicas como operan los pozos productores de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM), una vez que se suspenda la operación de los mismos, para lo cual le han estipulado un plazo terminante de tres meses, ellos no se podrán reactivar, lo cual causaría daños graves e irreversibles a la operación.

Por lo demás, la industria está expectante del desenlace de esta querella, puesto que de alguna manera lo que está en juego en el fondo es la seguridad jurídica, pues no es dable cambiar las reglas de juego en la mitad del partido, tal y como acontece en este caso, sentando un precedente muy delicado, que puede llegar a espantar a la inversión y a los inversionistas del sector.

*Exministro de Minas y Energía

A continuación reproducimos la columna del exministro Amilkar Acosta, quien analiza la política económica del Gobierno del presidente Iván Duque.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA M.*

27 de agosto de 2019.   El Ministro de Hacienda Alberto Carrasquilla presentó a consideración del Congreso de la República el proyecto de Presupuesto General de la Nación (PGN) 077 de 2018 para la vigencia 2020, aforándolo en la suma de $271.7 billones y lo ha calificado como “fiscalmente responsable”. Grosso modo sus principales rubros son: funcionamiento $172.1 billones (63.3%), deuda $59.3 billones (21.8%) e inversión $40.4 billones (14.9%).

Los principales supuestos implícitos en este proyecto son los siguientes, soportados en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) presentado por el Gobierno en el mes de junio: crecimiento del PIB del 3.6% en el 2019 y 4.1% en 2020, tasa de cambio de $3.132 por dólar en 2019 y $3.151 en 2010 e inflación de 3.4% y 3% para los años 2019 y 2020, respectivamente. Cabe preguntarse qué tan realistas y realizables en la práctica son estas premisas.

El apretón fiscal

Al presentar oficialmente el MFMP el Ministro Carrasquilla manifestó que “la mejor política fiscal es un mayor crecimiento económico y esa es la gran apuesta del Gobierno”. Y no le falta razón al Ministro, de modo que si él pierde su apuesta de crecimiento del PIB, como lo sostiene la calificadora de riesgo Moody´s, ello “podría llevar a un menor recaudo tributario, que requeriría un mayor esfuerzo fiscal para continuar reduciendo el déficit del Gobierno”. Y, como es bien sabido, la meta de este es la de reducir el déficit del 3.1% del PIB a 2.4% en 2019 y llevarlo hasta el 1.6% en 2020. Para ello será menester un fuerte apretón del gasto, máxime cuando según el propio Ministro “el proyecto de presupuesto está desfinanciado en $8 billones.”

No obstante, el Ministro Carrasquilla se ha ufanado de contar con un “panorama fiscal despejado” y hace alarde de “sobrecumplir” la meta del déficit fiscal de 2.7% para el 2019, la misma que había fijado el Comité consultivo de la Regla fiscal, luego de flexibilizar la meta inicial de 2.2%, aduciendo la presión fiscal que significaba la avalancha migratoria de venezolanos. Claro está que, para mantener a raya el déficit fiscal del 2.4% del año anterior, se ha impuesto el Gobierno un ajuste fiscal sin precedentes de 0.7% del PIB al cierre de este año. Según el Ministro Carrasquilla, de este modo obtendría al final de este ejercicio, por primera vez desde 2012, un superávit primario de 0.6% del PIB para 2019 y de 0.7% para 2020.

Dada la inflexibilidad inherente del PGN, que supera el 80%, el gran sacrificado es el rubro de inversión, 14.5% menor del monto inicial aprobado en 2019 ($46.8 billones), antes del “aplazamiento” de los $7 billones, es decir $6.8 billones menos. Como lo sostiene la ANIF “este ha sido el costo fiscal tras el fracaso de la Ley de Financiamiento 1943 de 2018 en su intento de expandir la tributación del IVA a la tasa del 19%”. Y, lo que es peor, según la ANIF, “aún falta por evaluar el drenaje tributario del IVA del combustible del 19% al 15% (estimado inicialmente en un 0.3% del PIB)”.

Según el presidente de la ANIF Sergio Clavijo, “el grueso del recorte fiscal va a reducir la formación de capital fijo público (carreteras, acueductos, energía), que del 2.2% del PIB en 2018 pasará a 1.4% en 2020, ese sí afectando el crecimiento” potencial.

Preocupa sobremanera que la reducción del 80% del presupuesto asignado al Departamento Nacional de Planeación el próximo año, pasando de $360.000 millones a tan solo $75.888 millones. Ello estaría alineado con la propuesta de aprobación del Plan Nacional de Desarrollo de quitarle el presupuesto de inversión a esta entidad y centralizar estos recursos en el Ministerio de Hacienda.

Un caso patético es el de los subsidios a los usuarios más vulnerables de los servicios de energía y gas. Según la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica, la suma apropiada para cubrir los subsidios de energía eléctrica y gas natural para la vigencia de 2020 es de $742.5 mil millones, que dista mucho de su requerimiento de $3.74 billones. La explicación del Ministerio de Hacienda estriba en que el Gobierno se propone racionalizar y focalizar dichos subsidios pero, mientras ello no se dé, la obligación del Congreso de la República es apropiar la partida para cubrirlos, ateniéndose a la normatividad vigente.

La ley de Wagner

Se pretende por parte de ministro Carrasquilla reducir el tamaño del Estado y por esta vía reducir el gasto, el cual pasó de representar el 16.8% del PIB en 2013 al 15.6% en 2018 y ahora el Gobierno se propone reducirlo hasta el 15.4% en 2022. Pero, según las conclusiones a las que arribó la Comisión del gasto y la inversión pública, “el gasto público tiende a aumentar como proporción del PIB a medida que los países se desarrollan, reflejando la creciente demanda de servicios públicos”.

Y, como lo sostiene Jorge Iván González, uno de los integrantes de dicha Comisión, de acuerdo con la Ley de Wagner, el gasto público crece inercialmente  como porcentaje del PIB en todos los países y Colombia no es la excepción. El gasto público, según la Comisión del gasto, está indexado de un año a otro a ritmos del 4% real anual. Refiriéndose al proyecto de Presupuesto, González señaló que “lo peor que se puede hacer en este momento, si está aumentando el desempleo, es reducir la inversión pública”. Ello, además, le restaría impulso al débil crecimiento del PIB.

El coletazo de la Ley de Financiamiento

En cuanto a los ingresos se refiere, el ministro de Hacienda viene haciendo cuentas alegres, como las de la lechera de Samaniego, que enseñó la vanidad de girar sobre el futuro cuando ni el presente está seguro. Veamos: se aduce que al reducir la tarifa efectiva que deben tributar las empresas se mejora la tributación neta 0.8 puntos porcentuales, elevándola al 14.7% del PIB para el 2022, de los cuales 0.4 puntos porcentuales serían atribuibles a “gestión  fiscal” por parte de la DIAN.

El ministro Carrasquilla, como el ex presidente de EE.UU. Ronald Reagan, cree a pié juntillas en la curva de Laffer, que debe su nombre a un reputado economista que en los años 80´s justificó los recortes de la tasa impositiva pretextando que de esta manera aumentaba el recaudo. El Nobel de Economía Paul Krugman lo ha rebatido apoyándose en la experiencia empírica, que se repite con Trump, que va a contrapelo de la misma.

La otra cara de la moneda está representada por el costo fiscal de la Ley de desfinanciamiento, como la llama ANIF, que se calcula en $10 billones para el año entrante. Sólo por concepto de la reducción de la tarifa del impuesto de renta se dejará de recaudar en el 2020 $1 billón, por el descuento del 100% del IVA en la compra de bienes de capital $6 billones por año y el descuento del 50% del impuesto de industria y comercio $1 billón anual.

Como lo sostiene el experto en economía Johns Hopkins “la Ley de Financiamiento salió mal: si bien bajó los impuestos empresariales, como había prometido el presidente en campaña, lo hizo a costa de dos males. El primero, una larga lista de exenciones y tratamientos especiales injustificados que premian a aquellos con capacidad de lobby o a los que tiñen su actividad con ciertas características cromáticas anaranjadas; y, el segundo, al recaudarse menos de lo que el plan de gobierno requiere, las cuentas públicas se descuadraron”.

Además, los resultados que se esperaban con el alivio tributario a las empresas siguen sin impulsar el crecimiento, al punto que la Junta directiva del Banco de la República redujo su previsión de crecimiento del PIB para este año del 3.5% al 3.1%. De hecho, después de crecer en el primer trimestre el 3.1%, para alcanzar la meta del 3.6%, que el ministro Carrasquilla ha convertido en su mantra, la economía tendría que crecer en el segundo semestre por encima del 4%, lo cual es muy difícil, sobre todo si tenemos en cuenta el freno al crecimiento de la economía global y los amagos de recesión en la economía estadounidense. Y no hay que olvidar que cada punto del PIB del crecimiento representa recaudo del orden de los $2 billones, aproximadamente. Tampoco se ha traducido en mayor generación de empleo, por el contrario el desempleo viene creciendo. En lo sucesivo, los beneficios tributarios o de otra índole que se dispensen a los contribuyentes a manera de incentivos o estímulos deberían estar condicionados al cumplimiento de los fines que los justifican.

El catálogo de buenas intenciones

El presidente Iván Duque, preocupado por el creciente desempleo, el lento crecimiento de la economía y la vulnerabilidad de esta frente al choque externo que significa el déficit en la cuenta corriente de la Balanza de pagos, según la OCDE, del 4.4% del PIB para el primer trimestre de este año y una tasa de cambio débil que se prolonga en el tiempo, convocó una cumbre con los empresarios del país. Al referirse a las criticas por los magros resultados de la reforma tributaria que disfrazaron de Ley de Financiamiento dijo que “esto no es, como algunos han tratado siempre de caricaturizar, que el Gobierno les da gabelas a los empresarios, no. Aquí no se les dan gabelas a los empresarios. Aquí se hace una apuesta por el crecimiento y la generación de empleo, a partir del más importante motor que puede tener una sociedad democrática, que son sus micro, pequeños, medianos y grandes empresarios”.

Y, al clausurar el evento, subrayó que “hoy se firman 12 pactos por el crecimiento y la generación de empleo, con más de 500 compromisos, y faltan muchos más. No son pactos de lugares comunes, sino medidas concretas, sector por sector, con dos grandes objetivos: crecer más el sector y generar más puestos de trabajo”.

Se espera con estos 12 pactos y 500 compromisos (¡!) que la economía crezca por encima del 5%, se generen 866 mil empleos en los próximos 3 años, que los 45 gremios firmantes generen $6.2 billones adicionales de inversión, al pasar de la cifra de $41.3 billones del período entre 2014 – 2018 a $47.6 billones de aquí al 2022. Crecimiento de las exportaciones en US $3.576 millones (unos $12.1 billones, aproximadamente). Y en materia de producción de los sectores por ellos representados, se comprometieron prácticamente a duplicarla, pasando de $15.8 billones en 2018 a $29.2 billones (¡!). Habrá que esperar que tan importantes compromisos se cumplan, no vaya a ser que se esté pensando con el deseo y la declaración suscrita no pase de ser un catálogo de buenas intenciones. 

La euforia del ministro

A todas estas, el ministro Carrasquilla ha descartado una nueva reforma tributaria para poder cumplir con la Regla fiscal; es más, recientemente hasta descartó que por lo pronto tenga que apelar a la privatización de activos del Estado, como lo había anunciado, porque dice él “no necesitamos vender activos este año. La situación fiscal está completamente bajo control y en junio tenemos un superávit primario bastante importante y la mejor dinámica fiscal que hemos visto en muchos años».

Por su parte el director de la DIAN, José Andrés Romero, manifestó que “las metas de recaudo, al igual que las expectativas, se han venido cumpliendo. Eso ayuda a dar la tranquilidad de que no tenemos que salir corriendo a vender compañías como Ecopetrol o ISA, porque tenemos una administración tributaria que es eficiente”. Cabe preguntarse si la eficiencia de la administración tributaria, de la que se vanagloria el director de la DIAN, será suficiente para arbitrar los $8 billones que hacen falta para balancear el Presupuesto. 

El contraste no puede ser mayor entre la euforia del Ministro y del Director de la DIAN y la opinión informada de Johns Hopkins en el sentido que “los nuevos logros (en materia fiscal) se esconden detrás de cambios en la forma de medir el déficit que han puesto en duda la confianza en esas cuentas. Si midiéramos el déficit de este año con la misma métrica del pasado lo más probable es que haya crecido”. Se refiere él a los malabares que viene haciendo el Ministro Carrasquilla y los subterfugios a los que viene recurriendo para hurtarle el cuerpo a la Regla fiscal. Y va más lejos Hopkins al advertir  que “la posibilidad de que las calificadoras de riesgo terminen bajando nuestra nota, poniendo en riesgo el grado de inversión es, paradójicamente, mucho más alta ahora que hace un año”. ¡Amanecerá y veremos!

*Exministro de Minas y Energía.

La impopularidad del ‘fracking’ es la razón por la que al Estado colombiano le ha costado tomar decisiones.

Por: ALEJANDRO RIVEROS GONZÁLEZ  

13 de junio de 2019.   Si quiere que algo no progrese, cree una comisión, otra comisión. Ese es el círculo en el que estamos avanzando en materia de hidrocarburos, poniendo en riesgo la institucionalidad que tanto nos ha costado construir desde comienzos del siglo pasado.

El Consejo de Estado acaba de solicitar a la Universidad Nacional la conformación de un grupo de expertos –uno más– para que analice los riesgos asociados a la exploración de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, desconociendo las dos grandes misiones que ya habían trabajado este tema a profundidad.

Colombia ha hecho lo correcto en materia de análisis e investigación (así lo desconozcan algunas celebridades que amanecieron hace algunos días siendo expertas en ‘fracking’). En la última década, dos comisiones se han encargado de tres aspectos esenciales: revisar, reconocer y regular. Revisar las experiencias de otros países para garantizar buenas prácticas. Reconocer los posibles riesgos sobre el agua, el aire y la sismicidad. Y regular para mitigar esos riesgos y proteger el medioambiente.

Para algunos es necesario frenar el desarrollo y crear otra comisión que seguramente dilatará la decisión de hacer o no hacer ‘fracking’ por varios meses más.

La primera comisión. En 2012 se emprendió un proyecto de gestión del conocimiento que incluyó talleres, visitas a operaciones en otros países y varias reuniones con reguladores de Estados Unidos y Canadá. Además, contó con un grupo de expertos de universidades como Stanford y MIT, con experiencia en asuntos energéticos internacionales, sismicidad y protección ambiental, entre otros.

Después de dos años, se logró establecer una regulación robusta y estricta que ha sido reconocida por agencias y universidades internacionales, y por entes de control y expertos nacionales. Esta normatividad estableció no solo los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración de hidrocarburos mediante ‘fracking’, sino que acogió los términos de referencia para la elaboración de estudios de impacto ambiental.

La segunda comisión. Luego de un periodo largo, donde la licencia ambiental para hacer ‘fracking’ durmió un sueño injusto en alguna gaveta de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, la ministra de Minas y Energía decidió, el año pasado, conformar una comisión de biólogos, doctores en Ingeniería, Geología, Economía y Educación, y magísteres en Gestión Ambiental e Ingeniería de Recursos Hidráulicos: El ‘dream team’ de la ciencia, dirían algunos.

Esta comisión concluyó que nuestra regulación podría garantizar la ejecución de proyectos piloto que le dieran mayor tranquilidad al país y ayudara a reforzar las instituciones encargadas de la vigilancia y el control.

Los expertos hablaron; la industria técnicamente estaba lista. Creímos que por fin íbamos a aprovechar la riqueza del subsuelo, pero no fue así. Para algunos es necesario frenar el desarrollo y crear otra comisión que seguramente dilatará la decisión de hacer o no hacer ‘fracking’ por varios meses más.

Colombia necesita saber si se podrán usar los recursos de gas y petróleo que han esperado varios años para transformarse en regalías e ingresos para las regiones, empleo, obras de infraestructura, seguridad energética, crecimiento económico y desarrollo de industrias como la metalmecánica, minería, logística y cemento.

La impopularidad del ‘fracking’ es la razón por la que al Estado le ha costado tomar decisiones. Hoy, la única salida es la ejecución de proyectos piloto que, al final, nos den una salida al actual debate mediático y emotivo. No más comisiones ni omisiones.

Publicado originalmente en Eltiempo.com el 13 de junio de 2019.

• En febrero de 2019 se realizaron dos subastas de energía, en la de cargo por confiabilidad se adjudicaron 1.389 MW de energías renovables no convencionales, un hito para Colombia. Sin embargo, la subasta de contratos a largo plazo para la incorporación de las energías renovables no convencionales en Colombia no pudo ser adjudicada. El gobierno anunció que se haría una nueva subasta antes de terminar el primer semestre del año.

18 de abril de 2019.   Sobre las lecciones aprendidas de la fallida subasta, Julián Zuluaga, de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, expresó que se deben revisar los criterios de Calificación, para verificar que cumplan con los objetivos propuestos.

Sobre los criterios de Competencia, reconoció el funcionario que eran muy restrictivos, por lo que se deben revisar y ajustar. “Seguiremos pensando en una asignación en condiciones competitivas, pero los criterios se aplicarán teniendo en cuenta los participantes y la porción del mercado que representa la asignación”, dijo Zuluaga.

Acerca de las Garantías, señaló que se revisarán los esquemas, tasando nuevamente los riesgos que cubren y ajustando, si se requiere, el valor de las mismas. Finalmente, sobre la participación de la Demanda, dijo que se establecerán mecanismos que permitan una participación más activa de la demanda y que la lleven a conocer mejor el mecanismo y la utilidad del mismo para su negocio y su mercado de usuarios.

Por su parte, José Antonio Vargas Lleras, presidente del WEC-Colombia, reconoció los enormes esfuerzos que ha hecho el gobierno para impulsar las nuevas tecnologías y estructurar la subasta. “Entendemos que en esta primera subasta se intentó recoger la opinión de muchísimos agentes, incluyendo reguladores, expertos internacionales, académicos y empresas; esto pudo conducir a diseñar una subasta con la que todo el mundo se sentía cómodo, aunque reconozco que no muy optimista. Mucho me temo que caímos en el viejo adagio que dice que lo mejor es enemigo de lo bueno.”

Sobre los elementos a incorporar en la nueva subasta, para hacerla más atractiva e incentivar la participación masiva de los distintos agentes, y los elementos a retirar por no ser de la esencia misma del instrumento y que puedan impedir su exitosa culminación; el dirigente hizo las siguientes recomendaciones:

Primero. Lo más importante es preguntarse qué queremos como país, y fijarnos como lo ha hecho la gran mayoría de países en donde las energías renovables no convencionales se han desarrollado con éxito, una meta, un objetivo claro de política pública que dé las señales correctas a los agentes y la confianza en que sus decisiones se basan en una política estable y de largo plazo.

Segundo. La subasta de contratos de largo plazo es fundamental para permitir el cierre financiero de los proyectos renovables, en particular de aquellos que recibieron obligaciones de energía firme en la subasta de cargo por confiabilidad. Dicho de otro modo, con el sólo cargo no se garantizará la viabilidad de los proyectos ya que es un porcentaje mínimo de sus ingresos y debemos recordar que la demanda no regulada en Colombia es apenas del 30%, lo cual es necesario incorporar de alguna manera a la demanda regulada pues es muy difícil que a través sólo del cargo se hagan los proyectos.

 Tercero. La subasta debe buscar la eficiencia del mercado, maximizando las cantidades y minimizando los costos. A la luz de la experiencia internacional, es positivo que la subasta sea en sobre cerrado y que se haga bajo el mecanismo pay as bid. El traslado ciento por ciento a la tarifa es fundamental y es una ventaja que debe aclararse para lograr que el distribuidor pueda trasladarlo durante todo el año. Adicionalmente, y con este propósito, podrían analizarse mejoras en lo relacionado con el producto y también podrían organizarse bloques horarios.

 Cuarto. Sería bueno reflexionar sobre los indicadores de competencia para asegurarse de que estos identifiquen la eficiencia en la formación de precios y eviten que solo se mida el nivel de concentración al cierre del proceso; es decir, hacer una evaluación a priori no a posteriori de la subasta. Por ejemplo, se podría establecer una condición similar a la que se aplica en contratos donde se asigne energía a la oferta de menor precio. Sería algo sencillo y permitiría eliminar los demás indicadores.

 Quinto. Para animar a participar tanto a la oferta como a la demanda, se pudiera pensar en aumentar los plazos de contratación a 15 años, otorgar por lo menos dos meses entre la convocatoria y la ejecutoria de la subasta, para que los agentes puedan prepararse y permitir también con prudente anticipación que los compradores puedan saber quiénes son los oferentes precalificados. En todo caso, la demanda que participe debe tener cobertura del 100% de los costos incluyendo las garantías. Sexto. Creemos importante que la subasta de largo plazo sea sólo para proyectos nuevos y valdría la pena también reflexionar sobre la ponderación de los criterios de calificación, ya que fueron estos los responsables de que 2/3 partes de los proyectos presentados no calificaran. Por último, pensamos que el Gobierno pudiera ser más ambicioso en términos de la energía que llegaría a

• Una mirada crítica a las energías renovables, las subastas de largo plazo, el cargo por confiabilidad y los mercados estandarizados.

Por: JOSÉ FERNANDO PLATA

21 de marzo de 2019.   Febrero de 2019 fue importante para el mercado eléctrico en Colombia por la realización de dos subastas y el resultado alcanzado: se proporcionó la señal de expansión a 1.398 MW de energías renovables no convencionales que ingresarán en 2022. Pero lo más llamativo no fue el resultado sino el medio, ya que el mecanismo de subastas de contratación a largo plazo, diseñado para permitir el ingreso de las energías renovables, resultó fallido a causa de las condiciones de competencia fijadas en la Resolución CREG 020 de 2019.

En contraposición, fue la subasta del cargo por confiabilidad la que asignó obligaciones de energía firme a 8 proyectos de energía solar y eólica, con lo cual prácticamente el Ministerio de Minas y Energía cumplirá su meta en este aspecto.

El presente escrito profundiza sobre los interrogantes que quedan a raíz de estas experiencias respecto de la regulación del mercado eléctrico, la competencia y la transición hacia mercados anónimos y estandarizados característicos del sector financiero:

1. ¿Por qué hubo baja concurrencia de comercializadores en la subasta de largo plazo?

El incentivo regulatorio para que los comercializadores participaran en la subasta, fue permitir el traslado en la tarifa del 100% de los precios de los contratos que allí se negociaran. A la fecha el 50% de los comercializadores de Colombia tienen dificultades para conseguir ofertas de contratos para atender usuarios regulados por debajo del promedio del mercado, conocido como el MC-2, lo cual permitía prever que este incentivo financiero sería suficiente para convencer a los comercializadores de participar. Sin embargo, únicamente quedaron habilitados para participar 6 comercializadores que atienden usuarios regulados.

Así, queda la siguiente duda por resolver: ¿por qué el incentivo de trasladar el 100% del precio en la tarifa, no logró atraer a más comercializadores a la subasta? Las posibles respuestas llevan a nuevos interrogantes, tales como la preparación del sector financiero para otorgar garantías, los obstáculos para que comercializadores públicos asuman compromisos con vigencias futuras y, por último, la inquietud que más le preocupa al autor: ¿será que la integración vertical de actividades de generación-distribución-comercialización, mezclada con la posibilidad de tranzar contratos bilaterales en un mercado mostrador, seguirá siendo un obstáculo en la competencia para que se desarrollen mercados anónimos estandarizados en Colombia en los términos de la Resolución CREG 114 de 2018?.

Por último, la transparencia sobre los resultados de la subasta sería de gran importancia ya que ayudaría a los comercializadores a darse cuenta de que sí es posible conseguir en los mercados anónimos estandarizados precios por debajo del promedio del mercado, es decir, debajo del MC.

• ¿Cuáles son las causas de la baja concurrencia de promotores en la subasta de largo plazo?

Desde el inicio del mecanismo hubo críticas sobre la arquitectura de la subasta de largo plazo respecto de la insuficiente duración de los contratos y el riesgo de tasa de cambio, términos que no la hacían lo suficientemente atractiva. Adicionalmente, hay un tema estructural y está relacionado con la asignación del punto de conexión como barrera de entrada para la subasta, obstáculo que surge de la integración vertical en Colombia.

Este punto fue motivo de preocupación de la Superservicios y justificó la expedición del “Manual de Asignación de Puntos de Conexión de Proyectos con capacidad mayor a 5 MW” en agosto de 2018. Así, la pregunta que queda de esta experiencia es la siguiente: ¿Cuántos promotores que sí consideraban atractivos los términos de la subasta, no pudieron presentarse porque el trámite de conexión fue dilatado por el transportador?

Un último interrogante está relacionado con la conveniencia de que el Gobierno diseñe mercados vía regulación. Desde los primeros borradores de la subasta se debatió sobre el principio de neutralidad y si era legal una subasta exclusiva para energías renovables no convencionales. El debate culminó con el diseño de criterios de resiliencia, complementariedad, seguridad energética y emisiones para definir los proyectos elegibles.

La realidad es que la pluralidad de intereses que debe conciliar el Gobierno origina estas dudas: i) ¿La complejidad de los términos de la subasta son el reflejo de la dificultad a la que se enfrenta el Gobierno al diseñar mercados y conciliar intereses?, y ii) ¿El enredo de los criterios de selección ocasionó que proyectos renovables quedaran por fuera de la competencia?

• Subastas de cargo por confiabilidad vs. Subastas de contratación a largo plazo ¿Cuál es la mejor herramienta para lograr que ingresen al mercado las fuentes renovables no convencionales?

Gracias a los últimos resultados, se podría pensar que la definición de la ENFICC a proyectos solares y eólicos, y el cumplimiento diario de las obligaciones de energía firme en vez de horario, serían suficientes elementos para que fuese el mecanismo del cargo por confiabilidad quien facilite el ingreso de energías renovables no convencionales.

Sin embargo, el bajo porcentaje de energía firme respecto de la capacidad instalada (alrededor del 10%) hace que esta herramienta sea insuficiente para que estos proyectos logren el cierre financiero, motivo por el cual es conveniente que coexistan ambos mecanismos.

En consecuencia, surge una nueva duda: ¿Debe el Gobierno aventurarse a diseñar una nueva subasta, o podría el sector privado materializar esta ventana de oportunidad? Independiente de que sea el Gobierno o el sector privado quien diseñe una nueva subasta, la última inquietud que queda de esta experiencia está relacionada con la conveniencia de exigir condiciones dinámicas de competencia para mercados nacientes.

La subasta de cargo por confiabilidad cerró a un precio de 15 (USD/MWh), significativamente inferior al precio anterior de 17 (USD/MWh), y este mecanismo ya maduro no ha tenido condiciones de competencia que cuestionen los resultados del mercado.

Sin embargo, siendo la subasta de contratación a largo plazo un nuevo espacio donde quien compraba no era el Estado sino los privados, lograr la condición de liquidez requería de una dinámica de construcción de confianza en el esquema, sin embargo, la CREG fijó condiciones de competencia estacionarios que causaron su infortunio.

Así, la última duda que le queda al autor es: ¿La fijación por parte de la CREG de criterios estáticos de competencia para cuestionar los resultados de un mercado naciente puede ocasionar un obstáculo para que se consoliden los mercados anónimos estandarizados en Colombia?

En conclusión, en febrero de 2019 ocurrieron en Colombia dos subastas en menos de una semana, un mercado naciente como era el de subastas de contratación a largo plazo y el mecanismo de cargo por confiabilidad, y los resultados de esta última permitieron enviar una señal de expansión a proyectos de energías renovables no convencionales.

Sin embargo, el intento fallido de las subastas de contratación a largo plazo como primer mecanismo cercano a un mercado anónimo estandarizado deja varios interrogantes por resolver, los cuales están igualmente relacionados con la anhelada consolidación de mercados anónimos estandarizados para transar contratos bilaterales de energía, similares a los del sector financiero, en el marco de la Resolución CREG 114 de 2018.

*Abogado, complementa su ejercicio profesional con la cátedra académica en las Universidades Javeriana, Sergio Arboleda y Externado. Actualmente es socio de Markup Consultores SAS y Consultor del Banco Interamericano de Desarrollo.