Amylkar Acosta, autor en Razón Pública
Foto: Alcaldía de Montería

Compartir:

Las tarifas de energía y gas están disparadas. ¿Por qué? ¿Qué cosas ha hecho el gobierno y con cuáles consecuencias?

Amylkar D. Acosta*

Quién decide las tarifas

Según las Leyes 142 y 143 de 1994  y en concordancia con las resoluciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), todas las empresas prestadoras de los servicios se rigen por dos principios: la suficiencia financiera y los costos eficientes. Estos dos factores son clave para el sistema tarifario y su fijación en ciclos quinquenales. 

El sistema se basa en el expediente tarifario que cada una de las empresas operadoras de red (OR) —las que prestan el servicio al usuario final, sea regulado o no regulado— le presentan a la CREG para su consideración y evaluación. 

Conviene recordar que la Ley eléctrica (que recogió las lecciones aprendidas del racionamiento que sufrimos entre 1992 y 1993) prometió alcanzar la universalización en la cobertura en 20 años. Pero la Ley ya cumplió 30 años y esta meta no se ha cumplido.

El acceso al fluido eléctrico depende en primera instancia de su disponibilidad, la cual depende tanto de la capacidad instalada de generación como de la de transmisión. Además, depende de la capacidad adquisitiva de los usuarios, así como de las tarifas aplicables al consumo de energía. 

El consumo ha aumentado a un ritmo superior al 7 % anual; en la región Caribe, sobrepasa el 11 %, consumiendo 1,978,18 GWH al mes. 

Le recomendamos: Tarifas de energía: ¿en qué quedó la promesa de Petro?

Porqué aumentan los precios y las tarifas 

En los últimos dos años, se dispararon tanto los precios en la Bolsa como la tarifa al usuario final de la energía. En ello han influido factores externos e internos. 

Entre los factores externos se destaca la inflación global, que comenzó en la Unión Europea y se agravó por la guerra en Ucrania. El contagio de la estanflación llevó a que la inflación en Colombia cerrara 2022 con un 13,12 % y 2023 con un 9,28 %, muy por encima de la inflación objetivo fijada por la Junta directiva del Banco de la República, que sigue siendo del 3 % anual. Precisamente, el aumento de los precios y las tarifas de energía superaron con creces la inflación global. 

el efecto de las alzas en las tarifas es mayor para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3, los más vulnerables, que dependen de los subsidios, debido a que estos sólo cubren un porcentaje del denominado consumo básico o de subsistencia

Para entender mejor las causas y los efectos de estas alzas de la tarifa de energía, veamos cuáles son las variables (cargos) de la ecuación que determinan la tarifa o costo unitario del KWH. (CU): G + T + D + C + PR + R, en donde CU es costo unitario, G es generación, PR pérdidas reconocidas, T es transmisión y R las restricciones.

Estas variables tuvieron un peso relativo de cada uno de estos cargos de 36,3 % para G, 32,7 % para D, 13 % para C, 8,2 % para PR, 6,2 % para T y 3,6 % para R. G está determinado por el precio acordado en los contratos bilaterales y/o por el precio de la energía en bolsa, dependiendo del grado de exposición de cada empresa. 

Uno de los factores que más contribuyó en un momento dado al alza de las tarifas fue el cambio de la metodología por parte del DANE para el cálculo del indexador aplicado a varios de los cargos, al tomar como referencia el Índice de precios al productor (IPP), que estaba desfasado, el cual por fortuna se acordó con las empresas su cambio. 

Otro factor, que aún sigue afectando las tarifas, es el cargo por restricciones (R). Esta es una verdadera clavija en la fórmula, que data del año 2000, cuando la CREG estableció mediante la Resolución 063 que el 100 % de las restricciones causadas por el atraso en la entrada de los proyectos se le cobren al usuario a través de la tarifa. Este cargo es mayor en la región Caribe que en el resto del país.

Ahora bien, el efecto de las alzas en las tarifas es mayor para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3, los más vulnerables, que dependen de los subsidios, debido a que estos sólo cubren un porcentaje del denominado consumo básico o de subsistencia, del 60 % para el estrato 1, hasta el 50 % para el estrato 2 y el 15 % para el estrato 3, de 130 KWH/mes para los usuarios que habitan en territorios por encima de los 1000 metros del nivel del mar y 173 KWH/mes los que se sitúan por debajo de esa cota. 

Si el mayor consumo excede este límite, los usuarios deben pagar la tarifa completa, sin la ayuda de subsidios. Es más, si el mayor consumo excede en un 50 % el consumo de subsistencia se pierde el derecho al subsidio, como lo prevé el Artículo 114 de la Ley 1873 de 2017.

Las alzas en las tarifas se sienten en todo el país, sobre todo cuando se empieza a hacer efectivo el cobro de la deuda de los consumidores con las prestadoras del servicio por concepto de la opción tarifaria, que supera los 5 billones. Sin embargo, en la región Caribe se sienten más porque se dan sobre una base superior.

A diferencia del resto del país, en donde el cargo de las pérdidas reconocidas (PR) se limitan a las pérdidas de carácter técnico que oscilan alrededor del 8 %, los 2,6 millones de usuarios de la región Caribe debemos pagar además las no técnicas, que no son otras que aquellas atribuibles al robo de energía, así como a las instalaciones fraudulentas, que sumadas fluctúan alrededor del 24 %.

El papel del gobierno

Como afirmó el arzobispo de Barranquilla, Pablo Emilio Salas, “las altas tarifas de energía podrían terminar en un estallido social”. Y no es para menos. Este ha sido un verdadero viacrucis para los usuarios, mientras el gobierno ha venido dando bandazos, con decisiones erráticas que no responden al clamor ciudadano. 

Primero, en septiembre de 2022, Gustavo Petro anunció en el Congreso de ANDESCO que intervendría la CREG para detener la escalada alcista de las tarifas de energía. Lo intentó sin éxito con el Decreto 227 del 16 de febrero de 2023, el cual fue suspendido pues no podía arrogarse sus competencias, las cuales les han sido otorgadas por la Ley 142 de 1994, de servicios públicos. 

Pero, después el mismo Consejo de Estado dejó en manos del presidente Petro la CREG al declarar nulo el nombramiento de los expertos comisionados. Desde entonces no ha sabido qué hacer con ella, manteniéndola en interinidad al no cumplir con el nombramiento en propiedad de sus reemplazos sino en calidad de encargados, lo cual ha paralizado a la CREG. 

Aún sigue sin el quorum indispensable para tomar sus decisiones, desoyendo las órdenes del Tribunal de Cundinamarca y de la Procuraduría. Este sigue siendo el nudo en el problema de las tarifas que no se resolverá hasta que el gobierno decida desatarlo.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, propició el que denominó un Pacto por la Justicia tarifaria, que se tradujo en una irrisoria baja en las tarifas del 4 % frente a un acumulado del 24 % de aumento en promedio en el país y de más del 40 % en la región Caribe, dejando insatisfecho a los usuarios. 

Además, se suspendió temporalmente el cobro de la deuda contraída por los usuarios con las empresas por concepto de la opción tarifaria, que difirió las alzas en pandemia, que ya superaba los 5 billones, la cual al reanudarse su cobro a partir de enero de este año ha agravado el alza de las tarifas, según lo autorizó la CREG.

Foto: Municipio de Guatapé - De los 24 embalses que sirven a las hidroeléctricas, solo El Peñol tiene una capacidad de regulación mayor a un año, los demás no resisten más de cuatro meses sin aporte hídrico.

mientras no se destrabe la ejecución de los proyectos de generación y transmisión, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) va a seguir estresado y presionando hacia el alza los precios en Bolsa y por consiguiente las tarifas de energía.

Más recientemente, tuvo lugar una Cumbre de los parlamentarios y gobernadores con el presidente Petro, seguida por otras dos en Sincelejo y Cartagena para encontrar una salida a esta encrucijada. Mientras los gobernadores, alcaldes y parlamentarios le han presentado propuestas al gobierno este sigue sin concretar sus respuestas

Cuando no se le echa la culpa a la especulación por parte de los generadores que le atribuye Petro a la venta de ISAGEN, se le endilga al modelo “neoliberal” por parte del ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho. También se ha dicho que la única solución a todos los “entuertos” en la prestación de los servicios públicos estaría en la aprobación de la anunciada reforma de la Ley 142 de 1994 de servicios públicos.

Por otra parte, el gobierno ha querido agendar la deliberación y definición de la fórmula tarifaria en el supuesto “proceso constituyente”, para que, según el ministro Camacho, “la gente tenga la posibilidad de tomar decisiones sobre esas soluciones que le estamos planteando…”. Según él, “detrás de esto hay un saqueo de la energía en Colombia”. 

El sistema nacional de interconexión  

En mi concepto, mientras no se destrabe la ejecución de los proyectos de generación y transmisión, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) va a seguir estresado y presionando hacia el alza los precios en Bolsa y por consiguiente las tarifas de energía. 

Esto, sin perjuicio de los cambios que necesita el despacho y la formación del precio en Bolsa de la energía para evitar distorsiones y malas prácticas por parte de los generadores, a las cuales da lugar el dudoso modelo marginalista, basado sólo en precios y no en costos, que debe replantearse. Está claro que el efecto de los precios en Bolsa en las tarifas que paga el usuario final se da en proporción directa al grado de exposición en Bolsa del respectivo prestador del servicio.

Por ejemplo, de los 6608 MW nuevos de expansión de la capacidad instalada de generación que han debido entrar en 2023 sólo lo hicieron 1141 MW, el 17 %. También se registran atrasos considerables en la ejecución de los proyectos de transmisión de energía, los cuales han abocado a la región Caribe, como lo ha reportado la firma XM, que opera el sistema interconectado nacional (SIN), a tener “demanda no atendida”, que es el eufemismo usado para no hablar de racionamiento

Según el presidente del Grupo Energía Bogotá, Juan Ricardo Ortega, los atrasos en los proyectos de transmisión en el Centro del país ya están pasando factura en la Sabana de Bogotá, donde nuevos desarrollos industriales y de vivienda están aplazados o paralizados por no contar con la disponibilidad del fluido eléctrico. La preocupación es mayor luego de conocerse el resultado de la última subasta, largamente aplazada, cuya oferta de energía en firme para 2027-2028 de 249 GWHD será insuficiente para satisfacer la demanda de 263 GWHD.

A esto se suma la gran vulnerabilidad que acusa el SIN frente al cambio climático, el cual se soporta en un 68 % de la capacidad de generación de origen hídrico, habida cuenta de que de los 24 embalses que sirven a las hidroeléctricas, sólo uno de ellos, El Peñol, tiene una capacidad de regulación superior a un año. El resto no resiste más de cuatro meses sin aporte hídrico. 

Esto explica en gran medida la crisis a la que está abocado el SIN frente al fenómeno de El Niño. Según XM, el 23 de marzo el nivel agregado de los embalses se situó en el 33,54 %, 1,08 % por debajo del mínimo histórico de los últimos 20 años para el mes de marzo. 

Eso llevó el precio de la energía en Bolsa a 1015 el KWH, a sólo 19$ del precio de escasez (1034 el KWH), techo este estimado como máximo que paga la demanda por la energía. Llegado a este punto, de condición crítica del Sistema, se activa el cumplimiento de las obligaciones de oferta de energía firme (OEF) con cargo por confiabilidad.  

Lea en Razón Pública: ¿Racionamiento de la energía eléctrica?

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Rape Región Central

Compartir:

Al firmar el Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles, el presidente sacrificó el futuro de la economía y la soberanía energética de Colombia. Las consecuencias ya empiezan a sentirse.

Amylkar D. Acosta M.*

Más papista que el Papa

Todos los países signatarios del Acuerdo de París contrajeron el compromiso de disminuir sus emisiones en un determinado porcentaje hacia el 2030. En el caso de Colombia en un 51 %. El objetivo es alcanzar la neutralidad en el 2050.

La COP 26 tuvo el cuidado de establecer que la responsabilidad adquirida por cada país sea diferenciada. En esa medida, cada país debe tener su propia hoja de ruta para la transición energética.

No obstante, el gobierno de Gustavo Petro se ha dejado llevar por el voluntarismo al renunciar prematuramente a los hidrocarburos. Petro le dio la espalda cuando descartó firmar nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos.

A diferencia del resto del mundo que se limita a tomar distancia, a alejarse gradualmente de ellos, en la COP 28 el presidente Petro fue más lejos al firmar el Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles (TNPCF). Este tratado compromete a Colombia a no firmar nuevos contratos y además a frenar en seco tanto la actividad exploratoria como la producción de hidrocarburos.

Le recomendamos: Alianza entre Ecopetrol y Petróleos de Venezuela: una mala idea

Más petróleo que nunca

Pero en el resto del mundo sigue o aumenta la febril actividad de las empresas petroleras.

Foto: Gobernación del Tolima - Colombia afronta un déficit en el suministro de gas natural; sin embargo, a corto ni a largo plazo es viable importar gas desde Venezuela.

de todos los datos proporcionados el más preocupante se refiere a las reservas probadas remanentes de crudo, que pasaron de 2011 MMB a 1883 MMB de un año a otro, es decir, 128 MMBPE menos, en una caída del 6,3 %.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) informa que en 2022 la producción mundial de crudo aumentó el 5,4 %, superando la tasa de crecimiento de 1,6 % en 2021 y la media del intervalo 2010–2019 de la prepandemia de 1,3 %.

Según su más reciente pronóstico la oferta de crudo aumentará en 1,5 millones de barriles al día, hasta alcanzar un nuevo máximo histórico de 103,5 MMBD en 2024.

Finanzas de Ecopetrol

En este contexto se acaban de dar a conocer los resultados de Ecopetrol en su operación del año anterior, resultados que traen un sabor agridulce.

Por una parte el presidente de la empresa, Ricardo Roa, resalta el hecho de haber alcanzado una producción récord de 737 mil barriles/día, la más alta en los últimos ocho años. Según Roa, el grupo empresarial obtuvo el año pasado “el segundo mejor resultado de su historia”, al tiempo que en materia de inversiones la compañía logró una ejecución del 97 % de su plan de inversiones, “el nivel más alto de las últimas ocho vigencias, que fue de $ 27.2 billones”.

Pero Roa también advirtió que “tras la caída del precio internacional del crudo puede haber un impacto en los dividendos”. En efecto, el precio al que se cotizó el barril de referencia Brent el año anterior cayó desde los US $ 99 en promedio en el 2022 a US $ 82 en 2023, del cual se le descontaba a Ecopetrol US $ 6 por barril y ahora US $ 9.

Por eso recibieron US $ 17 menos por cada barril exportado, aunque por fortuna no se recibió ningún castigo por la tasa de cambio, ya que pasó de $ 4.255,44 en promedio en 2022 a $4.325,05 en 2023. Además el impacto se vio amortiguado por el mayor volumen exportado de crudo, que le representó $ 7,5 billones.

Junto con el impacto de la reforma tributaria, la Ley 2277 de 2022, que aumentó el impuesto de renta del 31,4 % al 36,6 %, 5.2 puntos porcentuales (p.p) más que el año anterior, incidió en que la utilidad neta cayera del 42,9 % hasta alcanzar los $ 19,1 billones frente a los $33,4 billones en 2022.

En esa misma proporción caerán los ingresos de la Nación por concepto de dividendos y la de las entidades territoriales por concepto de regalías.

Disminuyen las reservas

Pero, indudablemente, de todos los datos proporcionados el más preocupante se refiere a las reservas probadas remanentes de crudo, que pasaron de 2011 MMB a 1883 MMB de un año a otro, es decir, 128 MMBPE menos, en una caída del 6,3 %.

Esto explica por qué el índice de reposición, que venía registrado en años anteriores en un 100 %, sólo fue del 48 % en 2023, lo que disminuyó el coeficiente reservas/producción de 8,4 años a 7,6 años.

Además de los aspectos logísticos, financieros y técnicos que pone en entredicho la viabilidad de esta alternativa, se suma el obstáculo que plantea la sanción de Estados Unidos al gobierno de Nicolás Maduro.

Es un campanazo de alerta que debería llevar al gobierno a reconsiderar su decisión de no firmar nuevos contratos de exploración y explotación, porque las reservas de Ecopetrol y las del país caen sin remedio, poniendo en riesgo la autosuficiencia. Este riesgo se extiende a las necesidades y al suministro de gas natural en Colombia.

Este energético, llamado a ser el combustible de la transición energética, escasea y en coyunturas como la actual no se cuenta con la suficiente disponibilidad para encender las centrales térmicas de generación que le sirven de respaldo a las hidroeléctricas. Aún más ahora que el fenómeno de El Niño ha reducido el nivel agregado de sus embalses que ya bordea el 45 %.

Para suplir la necesidad del gas natural se viene importando desde septiembre del año anterior gas natural, en un promedio de 200 millones de pies cúbicos.

Importación de Venezuela

Es una realidad que Colombia afronta un déficit en el suministro de gas natural, las diferencias empiezan cuando se plantean las opciones para garantizarlo. Según el presidente de Ecopetrol, el año entrante tendríamos un faltante que se estima en el 17 %, entre 160 y 170 millones de pies cúbicos/día. Faltante que se tendría que importar desde Venezuela.

Además de los aspectos logísticos, financieros y técnicos que pone en entredicho la viabilidad de esta alternativa, se suma el obstáculo que plantea la sanción de Estados  Unidos al gobierno de Nicolás Maduro.

La importación de gas desde Venezuela no es viable tanto en el corto como en el mediano plazo. Cómo se sabe, Estados Unidos flexibilizó, hasta el 18 de abril de 2024, las sanciones que impiden cualquier trato o contrato con Petróleos de Venezuela (PDVSA).

De hecho, PDVSA permanece en la Lista Clinton, condicionándolo al cumplimiento por parte de Maduro de los acuerdos de Barbados, que este no ha cumplido y los ha pisoteado en un gesto desafiante. Así que es muy remota la posibilidad de contar con la importación de gas natural desde Venezuela.

Colombia debe concentrarse en desarrollar los yacimientos de gas ya descubiertos, como el de Uchuva en La Guajira. Por su parte la Comisión y Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá adoptar cuanto antes la norma que permita integrar plenamente la red de gasoductos del país y así optimizar su transporte y la disponibilidad de energía en todo el territorio.  Esta será la única manera de evitar el desabastecimiento y de garantizar tanto la seguridad como la soberanía energética.

Lea en Razón Pública: El gas natural, clave para la soberanía energética

1 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Minenergía

Compartir:

El petróleo comienza a agotarse y en todo caso es un gran contaminante. Por eso el gas natural debe ser el recuso principal para la transición energética. Y en Colombia hay mucho gas.

Amylkar D. Acosta M*

Príncipe de los energéticos

Durante muchos años el gas natural fue el hijo indeseado de los hidrocarburos. Las siete multinacionales petroleras, —Exxon, Mobil, Chevron, Texaco, Gulf, British Petroleum y Shell Pacific—, optaban por sellar un yacimiento de gas cuando lo encontraban.  El gas no era tan valioso como la búsqueda y perforación de depósitos petroleros. Estas empresas iban tras el oro negro.

La guerra del Yon Kippur, hace 50 años, y el embargo petrolero de los países del Golfo Pérsico a los aliados de Israel, encabezados por Estados Unidos, planteó la necesidad de diversificar la matriz energética. No apenas para no depender del petróleo, sino porque las mayores reservas de petróleo estaban en territorios y gobiernos hostiles.

Por eso, las petroleras empezaron a diversificar el portafolio de inversiones. Desde mediados de la década de 1970 el gas natural se integró a la matriz energética, hasta llegar a ser el príncipe de los energéticos, mientras que el petróleo se mantiene como rey.

Puede leer: Cómo adelantar la Transición Energética y no fracasar en el intento

Hay que aumentar la producción

La industria del gas en Colombia nace de la asociación entre Ecopetrol y la Texas, que desarrollaron los más grandes yacimientos de gas natural libre descubiertos en nuestro territorio: Ballena, Chuchupa y Riohacha. Todos en La Guajira.

Los yacimientos se convirtieron en la principal fuente de abastecimiento de gas natural y sirvieron como base del programa de masificación del uso del gas en Colombia, gracias a la política de ‘El gas para el cambio’ promovida por el ministro de Minas y Energía, Guillermo Perry, en la administración de Virgilio Barco.

Entonces se dejó de quemar el gas asociado y se extendió su uso industrial a la generación de electricidad, la reconversión a gas del parque automotor y los domicilios.

según lo remarcó el propio presidente Petro “cero exploración nueva” y “cero proyecto de explotación nueva en el mundo”. Ello es supremamente grave, porque con tal decisión se estaría dando un salto al vacío con consecuencias catastróficas para el país.

El gas, actualmente, participa en la canasta energética con el 21 %, siendo el segundo energético en importancia, detrás del petróleo y sus derivados que participan con el 44 %:
Pero en los últimos años, al igual que el petróleo, las reservas probadas de gas en el país han caído debido a la declinación de los principales campos en La Guajira y en los Llanos orientales.  La relación reservas/producción pasó de 9 años en 2018 a 7,2 años al cierre del 022. De esa manera hemos pasado en Colombia de un mercado de abundancia de gas natural a uno de escasez, como muestra la gráfica 2.
Por eso, al prever el déficit de gas natural que podemos enfrentar, cuando ocupé el Ministerio de Minas y Energías, se autorizó instalar una planta regasificadora en Cartagena. La planta tiene una capacidad de 400 MMPCD.

Como advierte ECOPETROL, “entre octubre y lo corrido de noviembre de 2023 se han importado, en promedio, 204 millones de pies cúbicos al día, lo cual equivale al 17 % de la demanda nacional, a un costo para la demanda cercano a US $ 20/GBTU”.

Así las cosas, la necesidad será aún mayor ahora que enfrentamos el fenómeno El Niño, lo cual obliga una mayor generación térmica y requiere el gas como combustible porque este ha pasado de participar en un 15 % a más del 40 % de la generación de electricidad.

Pasos desconcertantes de Petro

Por lo anterior desconcierta la reiteración por parte del presidente Petro en el seno de la COP28,  de que “Colombia dejó de firmar contratos de exploración de carbón, petróleo y gas”.

Más todavía cuando se conoció una declaración de los presidentes Petro y  Maduro donde dicen que “es muy probable que Ecopetrol se vuelva socia de Petróleo de Venezuela, S.A. (PDVSA) en la explotación de campos de gas en Venezuela y de campos de petróleo”.

Es contradictorio que el presidente Petro firme este tipo de contratos en el exterior cuando se niega a firmarlos en el territorio nacional. Ahora, en el marco de la COP28, además de reiterar su decisión de no firmar nuevos contratos de exploración y producción en el territorio nacional, fue más lejos al adherir a Colombia al Tratado de no proliferación de los combustibles fósiles, lo cual implica, según lo remarcó el propio presidente Petro “cero exploración nueva” y “cero proyecto de explotación nueva en el mundo”. Ello es supremamente grave, porque con tal decisión se estaría dando un salto al vacío con consecuencias catastróficas para el país.

Cuando Biden flexibilizó las sanciones contra Venezuela, hubo gran expectativa sobre la posibilidad de importar gas desde Venezuela por parte del gobierno Petro. El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, afirmó que “nosotros sí le entregamos el gas y ellos no lo han devuelto. Este es el momento. Y tendríamos el gas para que las térmicas estén actuando”.

El ministro se refiere al Memorándum de entendimiento entre los presidentes Chaves y Uribe que hizo posible construir el gasoducto Antonio Ricaurte, con el compromiso de suministrarle gas a Venezuela entre los años 2007 y 2015 —que Colombia hizo—, y que Venezuela revertiría a partir del 2016 — lo que nunca se dio—.

Sin embargo, PDVSA todavía hace parte de la Lista Clinton, la lista de empresas y personas tachadas de tener relaciones con dinero proveniente del narcotráfico. Es problema asociarse con una empresa tan poco confiable.

El potencial exportador de Colombia

El presidente de Petrobras declaró que “estamos trabajando en un plan de desarrollo de esas reservas para atender el mercado de Colombia y, eventualmente, si nos juntamos con empresas que también tienen reservas en la región, montar una planta para licuar ese gas natural y poder exportarlo a donde queremos”.

Colombia, por este medio, recuperaría la capacidad de autoabastecerse y podría convertirse “en un jugador clave en la exportación de gas” —teniendo además en cuenta el gran apetito por gas natural que resulta del conflicto en Ucrania y las sanciones a Rusia—.

En el área que comparten Petrobras y Ecopetrol, su socio, se calculan reservas del orden de 4 TPC de gas, el doble de las reservas probadas remanentes que hoy tenemos,  alrededor de 2,9 TPC.  El presidente de Petrobras añadió que el plan estratégico 2024-2028 proyecta inversiones por 102 mil millones de dólares, de los cuales 1.300 estarán destinados a operaciones en otros países —y entre ellos Colombia—.

El gas natural
Foto: Gobernación Cesar - El programa Gas para el Cambio del gobierno de Virgilio Barco impulsó la masificación del gas en el uso industrial, la generación de electricidad, los hogares.

El gas, actualmente, participa en la canasta energética con el 21 %, siendo el segundo energético en importancia, detrás del petróleo y sus derivados que participan con el 44 %

Como dijo el experto Julio César Vera, “para el país es una excelente noticia la posibilidad que se puede desarrollar un área frontera, como lo es el offshore —compañía extraterritorial—, con un potencial tan importante en materia de gas, que no solo permitirá inicialmente duplicar las reservas actuales que aportarían a la seguridad y soberanía energética del país, sino además con un potencial exportador que aporte divisas y recursos importantes. Adicionalmente, se puede generar alrededor del sector offshore un clúster de servicios, innovación y desarrollo tecnológico”.

Por lo demás, en los últimos años han tenido lugar unos hallazgos offshore muy importantes en el Caribe, destacándose los campos de Uchuva, Gorgón y Orca. Orca, por ejemplo, está en etapa de delimitación y cuantificación de las reservas, hasta ahora contingentes; se espera la perforación de varios pozos por parte de Hocol, empresa del Grupo empresarial de Ecopetrol.

Así las cosas, me atreve a sugerir que el gobierno no debe prejuzgar, ni descartar de plano ninguna opción. En todas se deben considerar la viabilidad, la oportunidad y la conveniencia desde la perspectiva del corto, mediano y largo plazo.

Hay que tener en cuenta que el gas natural está llamado a ser el puente para ejecutar la transición energética. Si Colombia logra incidir en este mercado sería factible mantener la seguridad y soberanía energética, y contribuir a la economía del país.

Lea en Razón Pública: Alianza entre Ecopetrol y Petróleos de Venezuela: una mala idea

¿Por qué vivir ahogado en un mar de desinformación? Razón Pública te ofrece análisis rigurosos y sin restricción como este. Súmate a esta labor a través de una donación.

1 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: DNP

Compartir:

Un estudio demuestra que el gobierno Petro debe repensar su estrategia de transición energética para ajustarla a las realidades del país y evitar un grave daño a las economías familiares.

Amylkar D. Acosta M*

Hacer las cosas bien, en lugar de hacerlas con celeridad

Carl Honoré

De dónde venimos

Venimos de una economía que durante dos décadas —70’s y 80’s— estuvo imbuida por el pensamiento de Raúl Prebish, secretario ejecutivo de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).

Su influencia en la región se tradujo en un modelo económico que le apostaba a la industrialización, utilizando como estrategia la protección de las industrias   domésticas y la diversificación de las exportaciones. En Colombia llegó al clímax con la expedición del Decreto 444 de 1967 mediante el cual se estableció el régimen de cambios internacionales y de comercio exterior.

Posteriormente, soplaría con fuerza el viento del neoliberalismo inspirado en el Consenso de Washington, el cual tuvo más de Washington que de consenso. Es decir, que daba prioridad al mercado sobre la intervención del Estado en la economía.

Así se le despejó el camino a un nuevo modelo a través de las llamadas reformas ‘estructurales’, entre las cuales se destacan la libertad cambiaria, la privatización de activos del Estado, la desregulación de la actividad económica y financiera y sobre todo la apertura comercial.

La administración de César Gaviria dio rienda suelta al nuevo modelo. Hizo carrera el despropósito, como paradigma, de que la mejor política industrial era no tener política industrial, y así dejar la economía a merced del mercado o mejor dicho al capitalismo salvaje.

Y esto, claro está, condujo a la reprimarización de la economía, tornándose cada vez más vulnerable a factores exógenos por la extremada dependencia a la producción y exportación de productos primarios como petróleo, carbón y ferroníquel, especialmente.

no es lo mismo abandonar el petróleo, el carbón y el gas por parte de los países que dependen de sus importaciones, que el caso de Colombia que depende pero de su producción y exportación.

Las cifras hablan por sí solas: al cierre del 2010 la participación en el PIB de la minería se igualó con la del sector agropecuario en 7 %, siendo así que la minería participaba con sólo el 2 % y el sector agropecuario llegó a representar el 22 % en la década de los 70 y 21 % entre 1985 y 1995.

Entre tanto, la industria que participaba en el PIB con el 24 % bajó de manera intermitente hasta el 14 % en el cual está anclada. A esto contribuyó la enfermedad holandesa que trajo consigo el auge de las exportaciones de petróleo y carbón, especialmente, y que se convirtieron en los dos principales renglones de exportación. Esta tendencia se ha mantenido en la última década.

Como afirma Alicia Bárcena, ex secretaria de la CEPAL, refiriéndose a Latinoamérica, “nos convertimos en exportadores de materias primas, volvimos a esquemas que creíamos superados. Nos estamos asociando con China, que será la primera economía del mundo en el 2016, con un modelo en el que vendemos materia prima e importamos manufacturas. Así nos será muy difícil dar sostenibilidad a nuestro crecimiento”.

Así hemos arribado a la situación actual donde la actividad extractiva, fundamentalmente la industria de los hidrocarburos y el carbón representa el 6,4 % del PIB, el 56,2 % de las exportaciones totales, el 34,9 % de la Inversión Extranjera Directa (IED) y, por consiguiente, son la principal fuente de divisas del país con 18.724 millones y 11.700 millones de dólares, respectivamente, en 2022.

Como si lo anterior fuera poco, le aportaron al fisco, tanto de la Nación como de las entidades territoriales, por concepto de impuestos, regalías y dividendos en el caso de ECOPETROL, en su orden, 4.650 millones y 2.400 millones de dólares.

Le recomendamos: Colombia, el país de la belleza: turismo al alcance de pocos

Foto: APC Colombia - Según el estudio de la Cepal, la Agencia Francesa para el Desarrollo y el DNP, el turismo no logra mitigar completamente los efectos negativos de la descarbonización.

Los compromisos de Colombia

En el 2015 se suscribió el Acuerdo de París, donde los países signatarios se comprometieron a descarbonizar la economía y a reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), teniendo el año 2030 como meta volante para alcanzar la carbono-neutralidad en 2050.

Colombia, por su parte, se comprometió a reducirlas en 51 %. Es importante dejar en claro que la transición energética justa del gobierno Petro, cuya hoja de ruta aún está en veremos, no lo es todo, es sólo parte de lo que hay que hacer para cumplir dicho compromiso.

Más cuando en el caso específico de Colombia el sector energético contribuye con el 34 %, mientras el cambio de uso del suelo, la agricultura, la ganadería y la deforestación participan con el 55 % de la totalidad de las emisiones de GEI.

No obstante, el presidente Petro la ha emprendido contra el petróleo y el carbón, al que, en su alocución ante de la Asamblea de Naciones Unidas se preguntó “¿qué es más venenoso para la humanidad, la cocaína, el carbón o el petróleo?”.

Más recientemente, en la cumbre amazónica, reiteró que “lo que necesita el planeta es dejar atrás el petróleo, el carbón y el gas” y agregó que “hay otro tipo de negacionismo que es, más o menos, aplacemos las decisiones”.

Dándose por aludido, el presidente de PETROBRAS, Jean Paul Prates, le contestó que “no hay ‘negacionismo progresista’ en intentar realizar la transición energética justa con algo más que declaraciones y entrevistas. Sustituir los recursos de petróleo y gas por fuentes renovables nunca se ha hecho, ni se hará sólo con las voces de personas bienintencionadas”.

¿Y para dónde vamos?

En lo que no han reparado el presidente Petro y su gobierno es en el impacto que le traería a la economía colombiana, a las finanzas públicas y a la sociedad apresurarse a dejar atrás prematuramente el petróleo, el carbón y el gas.

Se lo acaba de advertir en un sesudo análisis del cual participó nada menos que el Departamento Nacional de Planeación, junto con la CEPAL y la Agencia Francesa para el Desarrollo (AFD): “los efectos en el empleo y el sistema de seguridad social de la economía baja en carbono”.

Lo primero que salta a la vista es que no es lo mismo abandonar el petróleo, el carbón y el gas por parte de los países que dependen de sus importaciones, que el caso de Colombia que depende pero de su producción y exportación.

Otro aspecto a considerar es que si hipotéticamente se reduce la producción en un 50 %, el mayor impacto recaerá sobre las regiones en donde se desarrolla la actividad extractiva.

Se estima que bajo tal escenario, además de un caída del 3,5 % en el PIB —si no se hace de manera gradual— en las finanzas públicas se perderán 117 mil empleos en los departamentos petroleros, 145 mil en los departamentos productores de carbón y se agravarían las tasas de informalidad laboral.

También traería consigo, un aumento de la pobreza moderada de 3,26 % y de la pobreza extrema en esos territorios de 1,40 %.

Según concluye el mismo estudio “una política enfocada al desarrollo de los sectores de la agroindustria y el turismo ayuda a mitigar la reducción en la producción y el empleo a nivel regional. Sin embargo, no logra mitigar completamente los efectos negativos de la descarbonización”. Así de claro.

Un anticipo de lo que puede sobrevenir, a mayor escala, se puede ver en el Departamento de Cesar por el cierre de las minas de Calenturita y Jaguas hace tres años y a la obstinación de la Agencia Nacional Minera en reabrirlas.

La situación le ha significado al país dejar de producir y exportar 15 millones de toneladas, en momentos en los que el carbón se cotiza a niveles record, alrededor de los 200 dólares la tonelada y en la balanza exterior la no despreciable suma de 4.500 millones de dólares.

Desde luego, como lo sugiere el informe, “desde el Gobierno se deben buscar incentivos para incrementar la producción en el sector agrícola, agroindustrial y turismo”, porque no se concibe la transición energética sin una estrategia de transformación productiva.

Pero el gobierno debe entender que esto toma tiempo, porque no se puede llegar a la tarde sin pasar por el mediodía. Definitivamente, del dicho al hecho hay mucho trecho.

La administración de César Gaviria dio rienda suelta al nuevo modelo. Hizo carrera el despropósito, como paradigma, de que la mejor política industrial era no tener política industrial, y así dejar la economía a merced del mercado

En cuanto a mitigar los efectos de la transición energética en el mercado laboral, el director de Desarrollo Social del DNP, Horacio Coral, manifestó que “el país puede irse anticipando con estructuras de protección social y se pueden tener como alternativas algunos programas de transferencias monetarias, así como de formación para el trabajo con el objetivo de ir haciendo el ajuste en las actividades económicas de las regiones donde el sector extractivo tiene una alta participación y puedan hacer tránsito a lo que se ha denominado empleo verde”.

Coincido con el columnista Ricardo Ávila en que “el trasfondo del completo estudio es que hay una mezcla de buenas intenciones con resultados que están por verse y una gran falta de coherencia legal y administrativa que requiere una enorme capacidad gerencial para que los diferentes involucrados hagan lo que les corresponde”.

Como también en que este estudio “debería ser de lectura obligada tanto al interior del gobierno como en los círculos académicos o de interesados en la materia”.

Lea en Razón Pública: Cómo adelantar la Transición Energética y no fracasar en el intento

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Sumar

Compartir:

El desabastecimiento de energía puede traer consecuencias trágicas para la sociedad colombiana, como ocurrió con el apagón de 1192-1993. El gobierno debe garantizar recursos suficientes para evitar semejante desenlace.

Amylkar D. Acosta M*

La incomprensión del presente nace fatalmente

de la ignorancia del pasado

-Marc Bloch

El servicio de energía como derecho fundamental

Se cumplieron 30 años del suplicio que significó para los colombianos el drástico racionamiento, hasta de 9 horas diarias, del servicio de energía eléctrica, entre el 2 de marzo de 1992 al 5 de febrero de 1993.

El apagón, como se conoce al trágico episodio, tuvo un enorme costo para la economía y para la sociedad. Si bien su detonante fue un Niño, que alejó las lluvias y trajo consigo una inusitada sequía que afectó los embalses de las hidroeléctricas, concurrieron y ocurrieron otras causas que lo propiciaron.

Sólo entonces aprendimos a valorar la importancia de la seguridad energética para el país. En el caso particular de la electricidad basta con reconocer y constatar que ningún conglomerado humano resistiría más de 5 días sin contar con este servicio.

Si llegara a fallar: en una hora morirían todos los pacientes que están en las unidades de cuidados intensivos (UCI), en 15 horas se agotaría la insulina para inyectar a los pacientes que la necesitan, en 20 horas dejaría de llegar el agua por la red de acueductos, en un día se descompondría la comida que se conserva en las neveras, en dos días fallecerían los bebés que estén en las unidades de neonatos, en tres días el agua que permanece almacenada dejaría de ser potable y a partir del quinto día morirían los pacientes que necesitan diálisis. Sería una tragedia de enormes proporciones.

De allí que la Constitución estableciera en el artículo 365 que “los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del estado. Es deber del estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional”.

Y el artículo 4 de la Ley 142 de 1994 declara que el fluido eléctrico es un servicio público esencial y, en consecuencia, un derecho fundamental de los usuarios que el Estado debe amparar, como reitera la Corte Constitucional en su Sentencia C – 663 de 2000. Por su parte la Ley 143 de 1994 es inequívoca cuando advierte que el servicio de electricidad se debe prestar con “eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad”.

En todo caso, aunque a partir de la Constitución de 1991 los servicios públicos pueden ser prestados por particulares, el Estado, en virtud del mismo artículo, se reserva la “regulación, el control y la vigilancia” de la prestación del servicio.

Como afirma el presidente de la generadora ISAGEN, Camilo Marulanda, decir que los embalses están llenos es una “falsa tranquilidad. Un verano de un mes y medio o dos meses puede generar un stress en el sistema”. Más allá del eufemismo autocomplaciente, esa eventualidad nos podría llevar al racionamiento.

Y no podía ser de otra manera, pues, como concluyó el presidente de la Comisión Federal para la Regulación de la Energía, Patrick Word, designado por Bush para solventar el gran apagón que sufrió Estados Unidos en agosto de 2003, “no podemos simplemente dejar que los mercados funcionen. Debemos hacer que los mercados funcionen. Nuestro apoyo a los mercados no debe estar basado en una fe ciega”.

Le recomendamos: Cómo adelantar la Transición Energética y no fracasar en el intento

Capacidad instalada y matriz eléctrica

Colombia cuenta con una capacidad instalada de generación eléctrica de 18.851,84 MW de potencia, de la cual el 66 % es de origen hídrico y el 32 % de origen térmico. Nominalmente podríamos decir que la capacidad es más que suficiente para satisfacer la demanda, que no supera los 11.000 MW, con holgura.

De hecho, el consumo per cápita en Colombia es muy bajo en comparación con otros países de América Latina, y además la participación de la electricidad es de apenas 17 %.

Para el 2019, mientras el consumo per cápita en el mundo fue de 3.106 KWH, en Colombia a duras penas llegó a 1.615 KWH, atribuible al tamaño y al lento crecimiento de su economía.

Pese a lo anterior, a los usuarios del servicio de electricidad, regulados y no regulados, los embarga una gran preocupación debido a la volatilidad de los precios de la energía en bolsa, la espiral alcista de las tarifas y, más recientemente, el temor a un nuevo racionamiento.

Temen la intervención del presidente Petro en la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y la posibilidad de que él asuma sus funciones.

Uno de los motivos que han encendido las alarmas ante el fantasma de un posible apagón es la proximidad del fenómeno del Niño, cuya probabilidad, según el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) supera en estos momentos el 70% y podría empezar afectar el régimen de lluvias y a avizorarse la sequía a partir del mes de junio de este año.

Como es bien sabido, estos fenómenos extremos de la Niña y el Niño, que son manifestaciones del cambio climático, son recurrentes, cada vez más frecuentes, duraderos y de mayor intensidad. En efecto, el actual fenómeno de la Niña, por primera vez en lo corrido de este siglo, se ha prolongado por tres años consecutivos.

El talón de Aquiles

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, ha enviado un mensaje de tranquilidad y ha calificado de alarmistas a quienes advierten sobre un posible racionamiento de energía en el futuro próximo.

Según ella ese riesgo no existe, “los niveles de los embalses hoy están por encima del 2015, cuando hubo el fenómeno del Niño, es decir, que tenemos buena capacidad hídrica en los embalses para resolver”. Matizó sus declaraciones admitiendo que “nuestra matriz eléctrica depende de los recursos hídricos”. Y ahí está el detalle.

Como afirma el presidente de la generadora ISAGEN, Camilo Marulanda, decir que los embalses están llenos es una “falsa tranquilidad. Un verano de un mes y medio o dos meses puede generar un stress en el sistema”. Más allá del eufemismo autocomplaciente, esa eventualidad nos podría llevar al racionamiento.

Hay que tener en cuenta que en Colombia el único embalse con capacidad de regulación anual es El Peñol. La capacidad de regulación de los demás embalses no supera el semestre, de modo que basta con que deje de llover seis meses seguidos y ya el sistema eléctrico estaría en problemas.

La propia ministra Vélez admite que “nuestra matriz energética no es resiliente al cambio climático, se seca cuando hay fenómeno de El Niño”.

Por todo eso me atrevo a decir que, aunque un racionamiento de electricidad no es inminente, el riesgo está muy cerca.

El estrés eléctrico

Pero el riesgo de un racionamiento no sólo se puede atribuir al Niño, que ya se asoma, que fue su detonante en el pasado y lo podría ser en el futuro. Hay otros factores que en este momento podrían precipitarlo.

La demanda de energía después de la pandemia, gracias al rebote y rebrote del crecimiento de la economía, viene aumentando a un ritmo del 5 % anual, el doble de lo previsto por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). Quiere decir que la capacidad instalada de generación debería aumentar en promedio 2.000 MW para evitar un déficit en la oferta de energía.

Pero esta ampliación no se ha producido todavía. Como explica  Camilo Marulanda, “el mercado colombiano de energía esperaba en el período 2018-2021 el ingreso de más de 4.000 MW de capacidad, representados en Hidroituango y los proyectos eólicos de La Guajira. De esta capacidad sólo han entrado en funcionamiento 600 MW de Hidroituango. La capacidad adicional de este proyecto, así como el ingreso de los proyectos eólicos, no ocurrirá antes de 2026”.

El atraso de la ejecución de estos proyectos tiene en jaque el sistema eléctrico, lo han estresado y viene presionando el alza tanto de los precios en bolsa como las tarifas de energía al usuario final. Es decir, los usuarios son los que han venido pagando los platos rotos.

Foto: Alcaldía de Guatapé - En Colombia el único embalse con capacidad de regulación anual es el Peñol. La capacidad de regulación de los demás no es mayor a un semestre.

La demanda de energía después de la pandemia, gracias al rebote y rebrote del crecimiento de la economía, viene aumentando a un ritmo del 5 % anual, el doble de lo previsto por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). Quiere decir que la capacidad instalada de generación debería aumentar en promedio 2.000 MW para evitar un déficit en la oferta de energía.

El caso más patético del atraso de los proyectos de transmisión de energía es el de Cundinamarca, que pone en riesgo la confiabilidad y firmeza de la prestación del servicio de electricidad en la Sabana Norte, comprendiendo once municipios cercanos a Bogotá. Vale recordar que una de las principales causas del severo racionamiento entre los años 1992-1993 fue el atraso de uno de los proyectos más importantes de la época, el Guavio.

Preocupa, además, que el gobierno en lugar de descartar de plano un posible racionamiento con el espejismo de los embalses rebosados, no esté tomando medidas de contingencia para evitarlo.

Se debería estar monitoreando el comportamiento del sistema y sus agentes en toda la cadena para no llevarse sorpresas, pues es bien sabido que varias centrales de generación térmica en este momento no son operativas, ya sea por estar en reparación o por no contar con la disponibilidad del gas natural.

Peor aún, en momentos tan delicados, la CREG, que es una pieza clave está desmantelada, sin capacidad de actuar.

La obsesión de la ministra de Minas y Energía es cómo bajar las tarifas de energía, pero sus esfuerzos para lograrlo hasta ahora han sido baldíos. Como en la paradoja de Huidobro: los árboles no la están dejando ver el bosque.

Para terminar, una de las lecciones aprendidas del apagón es que la energía más costosa es aquella de la que no se dispone justo en el momento en que se requiere. Y el kilovatio más caro es el que no se construye. Lastimosamente, esta lección la están aprendiendo ahora, a un alto costo, los países que integran la Unión Europea. ¡Cuidado con jugar con candela!

Puede leer: ¿Qué hacemos con la hiperinflación de las tarifas de energía?

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Ministerio de Minas y Energía

Compartir:

La ministra Irene Vélez no para de equivocarse. ¿Cómo confiar ante una mirada tan alejada de nuestra realidad? Y, sobre todo, ¿cómo lograr la transición energética responsable?

Amylkar Acosta M*

¡No por mucho madrugar amanece más temprano!

Es bien sabido que Colombia no es un país petrolero, ya que sus reservas son precarias y la producción no supera el 0,75% del total mundial. Aun así, el país insiste en depender del petróleo.

El gobierno Petro busca una transición energética responsable con el medio ambiente y que no afecte considerablemente la economía del país. Pero se sobreentiende que la producción petrolera no debe frenar en seco y, como dice Rudolf Hommes, no debemos “dejar de pasar oportunidades en minería y petróleo que no atenten contra el medio ambiente”.

Tiene toda la razón. La verdad es que, como señala la Agencia Internacional de Energía (AIE), apenas a partir de 2030 empezará a aplanarse la curva de demanda por petróleo en el mundo. Y, con la línea actual, seguirá superando los 100 millones de barriles al día.  Aun en el caso de que los países cumplan al pie de la letra sus compromisos adquiridos en el marco del Acuerdo de París, el consumo de crudo estará por los 93 millones de barriles diarios.

Según el principio keynesiano de que toda demanda crea su propia oferta, es indudable que si no es Colombia quien produce y exporta el petróleo, habrá alguien que ocupe ese lugar.

Cómo adelantar la Transición Energética
Por eso, si Colombia deja de producir petróleo entrará en un laberinto sin salida. Por un lado, el país dejará de recibir divisas del petróleo, lo que afectará considerablemente el balance económico y provocará la hiperdevaluación del peso. Y, por otro lado nos veremos obligados a importar el petróleo para cargar las dos refinerías y evitar el riesgo de desabastecimiento de combustibles.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, declaró en el Foro Económico Mundial en Davos que en Colombia “no vamos a conceder nuevos contratos de exploración de gas y petróleo. […] es una señal de nuestro compromiso en la lucha contra el cambio climático”.

Tiene toda la razón. La verdad es que, como señala la Agencia Internacional de Energía (AIE), apenas a partir de 2030 empezará a aplanarse la curva de demanda por petróleo en el mundo. Y, con la línea actual, seguirá superando los 100 millones de barriles al día. Aun en el caso de que los países cumplan al pie de la letra sus compromisos adquiridos en el marco del Acuerdo de París, el consumo de crudo estará por los 93 millones de barriles diarios.

Sin embargo, según expertos y conocedores del tema, las declaraciones de la ministra han estado fuera de lugar y, además, pone en evidencia lo alejada que está la ministra con la realidad de país.

El pronunciamiento de Vélez sorprendido a la exviceministra de Energía, Belizza Ruíz, y al ministro de Hacienda, José Antonio Ocampo. De acuerdo con Ocampo, estaban esperando los resultados de un estudio y de unas proyecciones, que se conocerían en mayo de este año.

La ministra Vélez se apoya en un controvertido estudio, hecho en volandas y con notoria falta de rigor técnico, en el cual llegan a la conclusión de no conceder nuevos contratos.

El estudio, titulado “Balance de contratos de hidrocarburos para la Transición Energética Justa” está avalado por el Ministerio de Minas y Energía y por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), pero a la vista resalta que toda la argumentación está basada en cifras sesgadas e imprecisas.

Es de anotar que la exviceministra Ruíz, quien aparece firmándolo, manifestó que su “nombre fue puesto allí para legitimar esas cifras y ese texto. Una vez leído, estoy en completo desacuerdo con ese documento”.

La realidad es que el documento no plantea que no se firmen nuevos contratos como lo quiere hacer ver la ministra. De acuerdo con Vélez, si se suman las reservas probadas, probables y posibles y, además, se les agrega el desarrollo de los recientes descubrimientos de Uchuva y el bloque integrado de evaluación hechos por Ecopetrol se garantizará el suministro de gas más allá del 2037.

Va más lejos aún al asegurar que, si se le adicionan los recursos prospectivos actuales, se extenderá el suministro hasta el 2042. Las cifras de la ministra son cuentas alegres.

Según el presidente de la Asociación de Geólogos y Geófisicos del Petróleo, Flover Rodriguez, no se pueden confundir los recursos probados, probables y posibles con los contingentes y prospectivos. Él dice que los prospectivos “están aún lejos de ser reservas, ya que estas deben ser descubiertas y ellas no lo son”. Dicho de otra manera, no se pueden sumar peras con manzanas.

Por lo demás, una de las mayores limitaciones del estudio es que no va más allá del mero balance de los contratos, cuando la decisión sobre si se firman o no nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos tiene unas implicaciones que van desde el impacto en la balanza comercial del país, el impacto fiscal, cambiario o en la afluencia de inversión extranjera, entre otros.

Es evidente que los platos rotos de una decisión tan desatinada como la de marchitar la actividad hidrocarburífera en el país la pagarán los próximos gobiernos. Es irónico porque, debido al efecto inercial y a la actual coyuntura internacional, el cuatrienio de Petro será el de mayores exportaciones de petróleo y carbón; al alcanzar cifras récord en producción de volúmenes y en ingresos de divisas.

Cómo adelantar la Transición Energética
Foto: Twitter: Irene Vélez-Torres - Las declaraciones de la ministra Irene Vélez han sido consideradas fuera de lugar porque representan el riesgo de perder la autosuficiencia.

Lea en Razón Pública: El gas natural y la seguridad energética

¡Del dicho al hecho hay gran trecho!

Es entendible la posición del director de Crédito Público y del Tesoro Nacional, José Roberto Acosta, al salirle al paso a la ministra Vélez y advertir que “no se ha tomado la decisión sobre la suscripción de nuevos contratos de exploración. No es una decisión de gobierno. Lo dicen las cifras, necesitamos más contratos de exploración”. Él la tiene clara, sabe que lo que está en juego es la estabilidad macroeconómica del país.

Es evidente que los platos rotos de una decisión tan desatinada como la de marchitar la actividad hidrocarburífera en el país la pagarán los próximos gobiernos. Es irónico porque, debido al efecto inercial y a la actual coyuntura internacional, el cuatrienio de Petro será el de mayores exportaciones de petróleo y carbón; al alcanzar cifras récord en producción de volúmenes y en ingresos de divisas.

La ministra ha repetido hasta la saciedad que no cancelará los contratos vigentes. Pero es que eso no está en discusión. Ni más faltaba que frenera en seco la actividad de la industria cuando hay de por medio unos contratos firmados.

Se trata, según ella, de “un plan para aumentar las reservas de hidrocarburos, que consta de tres partes: potenciar contratos vigentes, destrabar los suspendidos y la utilización de técnicas como la del recobro mejorado”. El plan es plausible pero no es suficiente para la seguridad energética del país.

El recobro mejorado es una técnica que permite un mayor y mejor aprovechamiento de los recursos petroleros en los campos maduros, aquellos que ya están en etapa de declinación. Para la ministra, “si hoy Colombia aumentara su factor de recobro a promedios internacionales, podríamos contar con un aumento de cerca del 15 % en nuestros recursos de petróleo”.

No obstante, aumentar el factor de recobro demanda cuantiosas inversiones y el uso de técnicas sofisticadas de última generación, lo cual implicaría mayores costos de extracción del petróleo, que sólo se justificarían cuando las señales de precio y la regulación ambiental lo favorezcan.

Entonces hay que superar muchas barreras para pasar del dicho al hecho. Eso no es como soplar y hacer botellas.

Si Colombia renuncia prematuramente a los hidrocarburos, ¿con qué vamos a suplir las divisas que dejarán de ingresar y los ingresos que dejarán de percibir departamentos y municipios?

También cabe preguntarse cómo asegurar los 350.000 barriles diarios que demandan las dos refinerías para garantizar el abastecimiento de combustibles. Bien dijo Aldoux Huxley que “los hechos no dejan de existir porque se ignoren”.

La única forma de mantener y/o aumentar la producción de petróleo es acrecentando las reservas probadas, que son las únicas con las que se puede contar a ciencia cierta.

Cómo adelantar la Transición Energética

¡Más vale pájaro en mano que cien volando!

Desde luego que el país no se puede resignar a seguir dependiendo, como depende, de la actividad extractiva del petróleo y el carbón. Aún más a sabiendas de que en el largo plazo la demanda se va a contraer y sobrevivirán los productores con menores costos, entre los cuales no está Colombia.

Se impone, entonces, la necesidad de acompasar la Transición Energética con una estrategia de Transformación Productiva, con el propósito de diversificar la economía y la canasta exportadora.

Lo que no se puede es dar un salto al vacío y darle la espalda a los hidrocarburos cuando no tenemos al alcance de la mano otro sector, otra fuente de crecimiento, empleo e ingresos que lo sustituya.

Pero es claro que el cambio toma su tiempo y demanda, en este caso, de ingentes inversiones. A Chile, por ejemplo, le tomó 25 años convertirse en uno de los mayores exportadores de frutas a nivel mundial y dejar de depender sólo de las exportaciones de cobre.

Lo que no se puede es dar un salto al vacío y darle la espalda a los hidrocarburos cuando no tenemos al alcance de la mano otro sector, otra fuente de crecimiento, empleo e ingresos que lo sustituya.

No podemos dejar lo cierto por lo dudoso. Colombia se tiene que cuidar de no incurrir en el mismo error de Alemania, que se apresuró a apagar las plantas térmicas de generación de electricidad y los reactores nucleares sin contar con la capacidad de generación suficiente a partir de fuentes renovables. Ese error lo está pagando caro actualmente.

Otra lección de la crisis energética que afronta Alemania, y en general los países que integran la Unión Europea, es que tanto o más importante que la seguridad energética es la soberanía energética, para no estar a expensas de otros países.

Finalmente, tenemos que decir que, así como es de importante que la transición energética sea justa, también debe ser responsable. Como lo aconsejó el presidente Luis Ignacio Lula da Silva, “mientras no tengas energías alternativas seguirás usando la energía que tienes”. Esta es una verdad perogrullada.

Así mismo, como lo advirtió, con mucha antelación a la actual crisis energética global, el premio Nobel de Economía, Joseph Stiglitz, se requiere “una transición tranquila y eficiente”, a riesgo de enfrentar “una transición caótica” y, añadiría yo, traumática.

Para evitarlo sólo basta tener una buena dosis de sensatez, realismo y pragmatismo. Debe entenderse que la transición debe ser inteligente y darse de una manera gradual y progresiva.

Le recomendamos: Inflación y política energética para 2023

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Radio Nacional

Compartir:

El gobierno se apresura a tomar medidas para remediar la escasez del gas, pero al hacerlo desconoce el verdadero desafío del país: una transición enérgica gradual y responsable.

Amylkar D. Acosta M*

De la abundancia a la escasez

Las dos principales fuentes de suministro de gas de Colombia, en La Guajira y en el Piedemonte llanero, están en declinación. Desde su descubrimiento no han aparecido otras de gran importancia. Las reservas con que se cuenta, de 3,1 giga pies cúbicos (GPC), a duras penas alcanzan para 8 años; de allí la urgencia de explorar para aumentarlas, ya que en una década pasamos de la abundancia a la escasez de gas.

El gas natural y la seguridad energética
Por fortuna, Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol, anunció que en los últimos meses hubo descubrimientos importantes y esperanzadores para alejar la crisis energética. No obstante, ante cualquier eventualidad en el déficit de suministro, el país cuenta con una planta regasificadora, El Cayao, localizada en Cartagena, que permitirá importar el gas.

Seguridad y soberanía energéticas

Debido a la crisis energética global, los precios y las tarifas de energía han aumentado de modo exorbitante. Muchos países tuvieron que frenar o dar marcha atrás en la transición energética, con el objetivo de garantizar la seguridad y soberanía energética.

El gas natural y la seguridad energética
Foto: Gobierno Cesar - El proyecto de construir una regasificadora en Buenaventura, que funcione además para importar gas, hará que los usuarios tengan que pagar un aumento del 32 % en el servicio.

Puede leer: El gas natural: puente a la transición energética

En Colombia, como en el resto del mundo, el gas natural está llamado a servir de combustible puente de la transición energética, y así lo catalogó el parlamento europeo al integrarlo a su matriz energética como una energía renovable. Colombia necesita gas natural para avanzar en una transición gradual y responsable, como tiene que ser.

Del gas natural, al igual que del petróleo, se puede decir que es mejor tenerlo y no necesitarlo que necesitarlo y no tenerlo. Y, además, es mejor depender de ellos que depender de sus importaciones.

A esta decisión aterrizó el Congreso cuando expidió la Ley 2128 de 2021, encaminada a promover “el abastecimiento, continuidad, confiabilidad y cobertura del gas combustible en el país” y la masificación de su uso “se declara de interés nacional y estratégico para el desarrollo económico, social y ambiental”.

Hacer lo contrario, es decir, exponer al país a tener que importarlo, pondrá en riesgo no sólo la seguridad energética sino la soberanía energética del país. Sería una decisión poco responsable.

El embeleco de la regasificadora del pacífico

Por eso es desafortunado el empecinamiento de construir una regasificadora, esta vez en el Pacífico, así como el afán de importar gas desde Venezuela para suplir la carencia necesidades.

En Colombia, como en el resto del mundo, el gas natural está llamado a servir de combustible puente de la transición energética, y así lo catalogó el parlamento europeo al integrarlo a su matriz energética como una energía renovable. Colombia necesita gas natural para avanzar en una transición gradual y responsable, como tiene que ser.

Desde el gobierno anterior se insiste en el despropósito de montar una regasificadora en el puerto de Buenaventura, con el pretexto de que “la situación del gas natural es dramática porque no se han sumado nuevas reservas y dada la incertidumbre de la conexión de nuevas reservas al sistema de transporte”, según dice el ex presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Armando Zamora.

Además, para el ex ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, “la planta del Pacífico es prioritaria para atender el consumo del combustible hacia el 2025”.

Sin embargo, antes de dar este paso en falso, el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), Ismael Arenas, sostiene que “se debe priorizar la utilización del sistema existente, que a un mínimo costo marginal, podría garantizar el abastecimiento de gas al país con menor costo”.

Tiene razón. Con este esperpento de la regasificadora del pacífico saldrá más caro el caldo que los huevos pues habrá que hacer una inversión mayor para construir el gasoducto hasta empalmarlo con la red troncal en Yumbo, Valle del Cauca. Sin contar con las facilidades que ya tiene el puerto para la importación del gas, que superan los 700 millones de dólares.

Y lo más grave es que se pretende que dicho costo lo paguen los usuarios de gas del país, que se calcula en 0,90 de dólar por MMBTU. Sólo a Ecopetrol, que es el mayor consumidor de gas, según Felipe Bayón, le costaría entre 30 y 40 millones de dólares.

Según la Contraloría General, “para un usuario residencial no subsidiado con un consumo de 15 metros cúbicos —correspondiente a una tarifa de $28.800—, la entrada en operación de la planta le implicaría pagar hasta $38.000 mensuales, a partir de 2024, es decir un incremento de 32 % en tres años”.

También, advirtió que el proyecto representa un riesgo porque puede llegar a tener una infraestructura improductiva, si no se presenta el supuesto déficit de gas que se puede dar en 2024.

La fórmula perfecta sería, en su lugar, montar una planta bidireccional en La Guajira que serviría para abastecer el mercado interno y exportar sus excedentes y, de ser necesario, para importar el gas que llegue a faltar, como se hizo en Cartagena. Es más, perfectamente se puede ampliar la capacidad de la planta del Cayao a muy bajo costo.

Preocupa sobremanera que la nueva administración que preside Gustavo Petro, sin medir distancia y sin beneficio de inventario, tomó la batuta del proyecto. Ya se anunció que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) busca ofertas, hasta el 3 de marzo de 2023, para asumir el proyecto. Por otro lado el 18 de mayo se anunciará el nombre de la empresa seleccionada.

El gobierno en lugar de embarcarse en ese embeleco debería apurar el paso para avanzar en el propósito de establecer las reservas de gas offshore, descubiertas hace 4 años en el caribe colombiano, el cual posee una gran prospectividad.

Son varias las empresas que adelantan una febril actividad exploratoria con el fin de reponer y acrecentar las precarias reservas probadas de gas, como Ecopetrol, Hocol S.A. y Canacol Energy, entre otras.

La viceministra de Energía, Belizza Ruiz, aseguró que la importación de gas le permitirá a Colombia tener una confiabilidad en el suministro de gas y en el sector eléctrico. Según ella “la soberanía no se va a ver afectada en ningún momento por el hecho de que tengamos unas plantas de regasificación en el Caribe y el Pacífico y activemos un gasoducto con países fronterizos como es el caso venezolano”.

Nuestra prioridad: el autoabastecimiento

Por otro lado, en cuanto a la importación de gas desde Venezuela, no se puede descartar de plano. Siempre y cuando se plantee en el marco de la integración regional, sobre todo ahora que soplan nuevos vientos gracias al restablecimiento de las relaciones diplomáticas y comerciales entre Colombia y Venezuela, y la normalización de las relaciones de los EEUU con Venezuela.

El gobierno en lugar de embarcarse en ese embeleco debería apurar el paso para avanzar en el propósito de establecer las reservas de gas offshore, descubiertas hace 4 años en el caribe colombiano, el cual posee una gran prospectividad.

De hecho, Colombia firmó un contrato entre Ecopetrol y PDVSA para la importación y exportación de gas. Sin embargo solo funcionó a medias porque Colombia lo exportó  pero Venezuela nunca respondió con reciprocidad. En consecuencia, la idea es tratar de reactivar el contrato y dar pábulo para que Venezuela cumpla su parte.

De todos modos, el objetivo es tratar de tener un respaldo en la posible importación de gas desde Venezuela, pero no depender de ella. Por lo demás, el país no debe tener premura, además de que aún no están dadas las condiciones para que Venezuela pueda exportar gas hacia Colombia por varias razones.

  1. Venezuela cuenta con las mayores reservas de petróleo del mundo y una de las mayores reservas de gas. No obstante, estas últimas son reservas de gas asociado con el petróleo, no es gas libre. Con la caída de la producción de crudo desde más de 4 millones de barriles/día a sólo 750.000, implica que la extracción de gas cayó en la misma proporción. Razón para concluir que no cuentan con excedentes susceptibles de exportación.
  2. La producción de hidrocarburos está concentrada del lado de Guyana, al oriente de Venezuela. No se cuenta hasta la fecha con la infraestructura necesaria para transportar el gas hasta Maracaibo y empalmar con el gasoducto Antonio Ricaurte, que a su vez conecta el campo gasífero de Ballena en La guajira con Maracaibo, Zulia. Pero el campo fue abandonado a su propia suerte desde que dejó de operar en 2015 y vale una millonada de dólares su recuperación. De manera que la inminencia de traer gas desde Venezuela, como lo ha planteado el embajador de Colombia en Caracas, Armando Benedetti, luce muy remota.

El contraste es muy notorio, recientemente mientras el gas de producción doméstica fue de un precio que osciló alrededor de los US $5 el MMBTU, el importado, debido a la crisis actual, se transó entre US $40 y US $50 el MMBTU.

Nuestra primera prioridad fue y debe seguir siendo asegurar el autoabastecimiento del país. Exponer al país a las viceversas y contingencias propias de la geopolítica puede entrañar, como ocurre actualmente, unos costos muy elevados.

Le recomendamos: En qué consiste la transición energética en Colombia

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Alcaldía de Bogotá

Compartir:

Aunque la inflación actual de Colombia afecta todos los sectores, el sector energético es el más preocupante. Estas son las razones y soluciones para la actual hiperinflación de las tarifas de energía en Colombia.

Amylkar Acosta*

Hiperinflación en el sector energético

La hiperinflación es un hecho en Colombia. Desde 1999 no se registraba una variación anual acumulada de inflación tan alta como ahora.

El Índice de Precios al Consumidor (IPC) aumentó un 10,84 %, y los servicios públicos llevan la peor parte: su IPC aumentó más del doble con un 25,9 %.  Entre ellos, el servicio de energía subió, en promedio, un 30 %, y un 40 % en la región Caribe —14 puntos porcentuales por encima del resto del país—.

Si no fuera porque los comercializadores de energía han aplicado la “opción tarifaria” desde el 2020, el alza sería aún mayor. Esta opción consiste en diferir el incremento de la tarifa, no congelarla como malinterpretaron muchos. Hoy ese saldo por cobrar a los usuarios esta alrededor de $4 billones.

Esta inflación sumó a la pérdida de poder adquisitivo —especialmente de los estratos 1, 2 y 3—, la disyuntiva de pagar la factura del servicio de energía o comer. Además, estas alzas en las tarifas de energía no sólo afectan al sector residencial, sino al comercio y la industria. De modo que frena la reactivación en ciernes de la economía y mengua su competitividad.

la hiperinflación de las tarifas de energía

¿Por qué aumentaron las tarifas de energía?

En las facturas que recibimos mensualmente son discriminados seis conceptos de la tarifa, conocida como costo unitario (CU): generación (G), transmisión (T), distribución (D), comercialización (C), pérdidas reconocidas (PR) y restricciones (R).

La generación (G) es el precio de compra de energía, y representa aproximadamente el 30 % del CU. Su variación depende de los precios de la bolsa en un 20 %, y de los precios de los contratos bilaterales entre comercializadores y generadores en un 80 %.

No obstante, los precios en bolsa y en contratos dependen, a su vez, de las condiciones hidrológicas y los precios de los combustibles. Por ello, el presidente Petro no es el único que observa un “comportamiento extraño” en las tarifas energéticas. Por ejemplo, es contraintuitivo pensar que cuando los embalses están en niveles que superan el 80 %, los precios en bolsa aumenten 200 %.

Además, llama la atención que el aumento en las tarifas de energía de contratos bilaterales (en promedio 28,6 %), coincida con el aumento de los resultados operacionales (básicamente: en las utilidades) de las empresas generadoras de energía, especialmente aquellas de generación hídrica (en promedio 27,71 %). Entre los años 2020 y 2021, estos fueron los resultados operacionales de la EPM, ENEL e ISAGEN:

Resultados operacionales de las tres principales empresas de energía en Colombia, 2020-2021

Empresa

2021 2020 Aumento
                   EPM

$ 1 939 126

$ 1 440 906

34,58 %

                   ENEL

     $ 2 703 705

   $ 2 242 999

20,54 %

                 ISAGEN

     $ 2 010 051    $ 1 570 268

28,01 %

Fuente propia.

la hiperinflación de las tarifas de energía
Foto: Cornare - La región Caribe es la más afectada.
Si bien los precios de la bolsa afectan el 20 % de la energía que se compra, el de contratos bilaterales ha aumentado 22,75 % en el último año. Esto, debido al ajuste en la metodología de cálculo del Índice de Precios al Productor (IPP) que hizo el DANE a partir de febrero de 2021.

Entonces, detrás de los excesivos incrementos de las tarifas de energía está la nueva metodología para calcular el IPP, la cual afecta los componentes de la tarifa:  generación, transmisión, distribución, e, indirectamente, pérdidas reconocidas.

El aumento acumulado de precios hasta el día de hoy es del 33,25 %. Una variación significativamente mayor a la que se veía hace unos años: 4,7 % entre 2018 y 2019, casi siempre por debajo del IPC. Hasta ahora no se conoce una explicación de este exabrupto.

De modo que el uso del IPP —como indexador de los precios de contratos bilaterales de energía— debe ser reevaluado, pues para calcularlo se necesitan erogaciones de diferentes sectores, además del energético.

El Caribe: la región más afectada

Por otro lado, el atraso en la ejecución de los proyectos energéticos incide en el alza de la tarifa, pues aumenta el costo de restricciones (R). De ahí que la región Caribe sea la más afectada: como la instalación de potencia es insuficiente para suplir la energía que demanda, debe pagar más por una generación de energía segura.

Además, el incremento del costo del gas en Europa afecta las ofertas de los generadores térmicos, pues estas son pautadas según los precios del mercado internacional. Así el costo del gas —que aumentó por la apreciación del dólar— afectó los precios de la oferta de energía térmica. Como puede verse a continuación, el precio de oferta pasó de 351 000/kWh en enero de 2021 a 732 000/kWh en julio de 2022.

la hiperinflación de las tarifas de energía
Por todo lo anterior, la región Caribe es el caso más crítico de las alzas de las tarifas de energía, servida hoy por Air-e y Afinia.

La diferencia entre la región Caribe y el resto del país es que este último tiene un cargo muy alto por las pérdidas reconocidas (PR).  El Caribe pasó de 41 490/kWh a 247 000/kWh, en contraste con el promedio nacional que pasó a 50 000/kWh.

Esto explica por qué la Resolución CREG 010 de 2020 estableció que “los índices de pérdida eficiente de dichos mercados —durante la vigencia del régimen transitorio especial— serán iguales a los calculados para el mercado Caribe a la fecha de la expedición de la Ley 1955 de 2019”. Con ello las pérdidas reconocidas en la tarifa que debe asumir el usuario son del 29 % para Air-e y 27,2 % para Afinia, muy superior al 12,5 % del resto del país. Es de anotar que esta norma regulatoria permanecerá invariable hasta el 2025.

Todo ello tuvo su origen en el artículo 318 de la Ley del Plan Nacional de Desarrollo (2018 – 2022), a través del cual se previó un “régimen tarifario transitorio y especial” para la distribución y comercialización de energía eléctrica en la región Caribe. Este es el pretexto legal de las tarifas autorizadas por la CREG a las empresas Air-e y Afinia.

Al final, estas alzas desmedidas de las tarifas de energía han despertado un gran descontento, que podría turbar el orden público. Para solucionarlo el gobierno nacional debe propiciar un diálogo nacional con las autoridades competentes y los expertos en el tema.

Celebro la actitud propositiva y la disposición de los gremios del sector energético para contribuir a dicho cometido. Cualquiera que sea la solución debe preservar y proteger la arquitectura del sistema energético del país. Deben fundamentarse en las leyes 142 y 143 de 1994 que han mostrado solidez y consistencia, pero que la CREG puede revisar y ajustar al régimen regulatorio vigente.

Pasos para mitigar los efectos de la inflación

Bajo este contexto, es necesario poner al usuario en el centro del Gran Acuerdo Nacional. Para ello, los prestadores del servicio de energía deberían:

  • Suspender el uso del IPP como indexador, y realizar un estudio de rigor técnico que proponga un indexador diferenciado para el sector.
  • La UPME debe evaluar los límites vigentes del consumo de subsistencia, cuyo beneficio aplica para los estratos 1, 2 y 3.
  • Tramitar un proyecto de ley en el Congreso que establezca un mínimo vital de consumo de energía, el cual debe ser gratuito para garantizar condiciones de vida dignas y justas para todos los habitantes del territorio nacional.
  • Aplicar una opción tarifaria para los pagos que realiza el comercializador ante el mercado. Ahí debe participar toda la cadena. También puede considerarse una línea especial y transitoria de financiamiento del Gobierno con créditos blandos, la cual pueda minimizar los efectos del aumento de la tasa de interés.
  • Comprometer recursos del SGR para instalar paneles solares en barrios subnormales. Este ambicioso plan entraría en la modalidad de “generación distribuida”, y disminuiría el 15 % y 20 % de la demanda energética de estas comunidades.
  • La energía producida en estos proyectos debería ser utilizada para atender la demanda propia del barrio subnormal. Esto, sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión, y sin cobro adicional para los grupos de familia pertenecientes a estos asentamientos. Con tal fin se pueden utilizar recursos provenientes del SGR y del FENOGE.

1 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: PxHere

Compartir:

El gas natural es el puente indicado para lograr la transición energética. Estos son los antecedentes y las necesidades actuales del gas natural en Colombia.

Amylkar Acosta*

Historia del gas en Colombia

El antecedente más remoto de la producción y el uso del gas natural en Colombia ocurrió en 1961. El presidente Alberto Lleras expidió la Ley 10 que obligaba a las empresas operadoras de los yacimientos petrolíferos a “evitar el desperdicio del gas producido”. En esta época, el departamento de Santander era la cuna de la industria petrolera y de producción de gas en Colombia.

No obstante, el hito más importante del gas natural en Colombia ocurrió el 10 de marzo de 1962, cuando comenzó a funcionar la primera planta de tratamiento del gas de Cicuco, y se construyó el primer gasoducto que llevaba el gas hasta Barranquilla.

Posteriormente, en 1964, se construyó otro gasoducto que transportaba el gas, esta vez, desde el campo de Jobo Tablón hasta el complejo industrial de Mamonal en Cartagena.

Pero fue apenas en agosto de 1977 cundo el gas natural se incorporó realmente a la matriz energética de Colombia. El presidente López Michelsen inauguró la estación de producción de gas natural libre en La Guajira, y el gasoducto de Promigas para transportar el gas hasta La heroica. Además, el mayor impulso al gas natural se lo dio el ministro Guillermo Perry en 1988, con su estrategia “Gas para el cambio”.

En 1996 entró a operar el gasoducto de la Transportadora de Gas Internacional, la cual traslada el gas desde Ballena, hasta empalmarse con el gaseoducto que conecta a Barrancabermeja con el centro del país. Esto ocurrió cuando las multinacionales diversificaban su portafolio de inversiones, como consecuencia del embargo de petrolero que los países árabes hicieron a los países aliados de Israel. En todo el mundo se comenzaba a apelar al gas y al carbón para diversificar las fuentes de suministro de los energéticos.

Esto explica por qué la multinacional petrolera Texas se asoció con la petrolera estatal, Ecopetrol, para la extracción de este gas. Al mismo tiempo, Exxon se asoció con Carbocol para explotar el carbón de El Cerrejón.

Desde ese momento, el gas natural ha cobrado cada vez más importancia en el plano global. Ahora, participa con el 22 % de la canasta energética, y su uso se ha extendido exponencialmente.

En Colombia, particularmente, se masificó su uso residencial, en el transporte, en la industria, y en la generación de electricidad. En el año 2020 fueron 10 253 699 los usuarios de gas natural en el país: 10 061 213 domiciliarios, 186 760 comerciales, y 5 726 entre automotores, industriales y generadores de energía.

De la abundancia a la escasez

Después del hallazgo de gas natural en La Guajira y en el pie de monte llanero, no ha habido otro de su importancia. Estas son las dos principales fuentes de suministro de gas del país, y que ya están en franca declinación.

Las reservas actuales (3.1 GPC) apenas alcanzarán para 8 años. De ahí la urgencia de explorar aún más para recuperarlas, ya que desde hace una década pasamos de la abundancia a la escasez de gas. Está en riesgo el autoabastecimiento.

En Colombia, a diferencia de los demás países, la principal fuente de emisiones de GEI, con el 45 %, es el cambio de uso del suelo: la agricultura, la ganadería, y, sobre todo, la deforestación.

Por fortuna, el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, anunció descubrimientos muy importantes y esperanzadores que pueden alejar el fantasma de las importaciones de este energético.

De igual manera, Colombia cuenta con una planta regasificadora de la sociedad portuaria El Cayao, localizada en Cartagena. Este podrá ser importado ante eventuales déficits internos de suministros, cuando el parque de generación térmica así lo necesite.

Gas natural en Colombia
Este es el escenario que enfrenta Colombia en medio de la crisis energética global. Una crisis exacerbada por la invasión rusa a Ucrania, y las sanciones impuestas por EE. UU y sus aliados de la UE a Putin.

Actualmente, la cotización del gas está muy elevada —supera los US $8MMBtu—. Esto incrementa de forma exorbitante los precios y las tarifas de energía, lo cual atiza la inflación global.

Lo anterior interfiere en la marcha hacia la transición energética que muchos países han avanzado. De esta forma, garantizan seguridad, y, sobre todo, la soberanía energética. Aunque este impase puede servir de catalizador a la transición energética, pues acelerar esta transición es la única vía para superarlo con éxito.

Gas natural en Colombia
Foto: PxHere - En Colombia, como en el resto del mundo, el gas natural está llamado a servir de combustible puente de la Transición energética y así lo catalogó el parlamento europeo.

Puede leer: La pugna por Ecopetrol y el futuro del fracking

Transición energética a la colombiana

Es en este contexto que la administración de Petro seguirá avanzando en la hoja de ruta de la transición energética en el país.

Colombia tiene sus propias peculiaridades: mientras en los EE. UU. y en la UE el 73,2 % de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) provienen del sector energético, en Colombia apenas el 30 %. Así mismo, mientras en el resto del mundo el sector eléctrico produce el 35 % de dichas emisiones, en Colombia apenas el 5 %.

En Colombia, a diferencia de los demás países, la principal fuente de emisiones de GEI, con el 45 %, es el cambio de uso del suelo: la agricultura, la ganadería, y, sobre todo, la deforestación. El año pasado fue registrada la alarmante cifra de 174 103 hectáreas de bosque deforestado.

No obstante, en todo el mundo el gas natural está llamado a servir de combustible puente de la transición energética. Así lo catalogó el parlamento europeo, y lo integró a su matriz energética con el mismo tratamiento de las energías renovables.

Colombia necesita del gas natural para avanzar en una transición gradual y responsable. Debido a que nuestras reservas de gas son tan precarias, es imperativo continuar con la exploración de estas.

Una de las lecciones aprendidas de la tragedia que vive la UE es que la transición energética no debe poner en riesgo la seguridad y la soberanía energética.

Hay quienes desestiman la importancia del gas natural en la fase de transición que estamos. Por ejemplo, Jésica Arias, del equipo de energía de Transforma y Ph.D en Transición energética, afirma que “en la generación eléctrica tenemos todo el potencial para suplir nuestra demanda a mediano plazo con fuentes renovables”.

Pero esto es falso. Los principales proyectos de energía eólica que se están instalando en La guajira sólo entrarían al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en abril de 2024. Esto, según la Resolución 40181 de mayo 23 de 2022 del Ministerio de Minas y Energía, y si no se presentan más demoras.

Además, las fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), dada su intermitencia, deben contar con el respaldo de la “energía firme”. Esto apenas puede garantizarlo el parque térmico, el cual necesita del gas natural para operar. No podemos cometer la misma insensatez de los europeos de apagarlas, cuando conocemos el riesgo sistémico subsiguiente.

La solución: el gas natural

Del gas natural, al igual que del petróleo, podemos decir: es mejor tenerlos y no necesitarlos que necesitarlos y no tenerlos. Pero aún peor que depender de ellos, es depender de sus importaciones.

Esto fue lo que impulsó al Congreso de la República a expedir la Ley 2128 de 2021, la cual promueve “el abastecimiento, continuidad, confiabilidad y cobertura del gas combustible en el país”. Además, “declara — la masificación del uso del gas— de interés nacional y estratégico para el desarrollo económico, social y ambiental”.

Importar el gas es exponer al país y contraviene a esta Ley, por ello no es una opción.

Según el Plan Energético Nacional – Colombia ideario energético 2050, elaborado por la UPME, para el año 2030 circularían en el país 600 mil vehículos con motor eléctrico. Este plan también proyecta que, para entonces, Colombia tendrá un parque automotor de 22 millones de vehículos.

¿Es posible prescindir del uso del gas vehicular y de la mezcla de los biocombustibles para garantizar la movilidad automotriz? No, uno y otro contribuyen a la “movilidad sostenible”.

Lo mismo podemos decir del gas domiciliario. Si bien la transición energética le apuesta a la electrificación de la economía, si se pretendiera sustituir el consumo de gas natural por la electricidad, según el ex viceministro de energía Manuel Maiguashca, esto tendría un costo de $36 billones. ¿Quién asumiría este costo?

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

Foto: Gobernación de Arauca - Tras la liquidación de Electricaribe, el gobierno Duque decidió buscar un nuevo operador.

Compartir:

Amylkar Acosta Razón Pública

Aunque apenas están comenzando, todo indica que Afinia y Air-e han tenido un mejor desempeño que su antecesora. Explicación del alza reciente de las tarifas de energía en el Caribe.

Amylkar Acosta M*

El apagón de Electricaribe

Según el artículo 6 de la Ley 143 de 1994, la prestación del servicio de energía eléctrica   debe ceñirse a los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

Lamentablemente, Electricaribe no cumplía con ninguno de ellos. Su incompetencia era tal que en 2106 registró un promedio de cortes de 90 horas al año, el doble del promedio nacional que en ese momento era de 45,5 horas.

Como si fuera poco, dejó de pagarles a los generadores que les suministraban energía, lo cual hizo que sus usuarios padecieran frecuentes “limitaciones de suministros” o racionamientos programados. A estos hay que agregar los racionamientos no programados y los daños en los artefactos eléctricos a causa de la oscilación del voltaje.

Dado que la Constitución establece que el Estado es responsable de garantizar la prestación del servicio, el único camino posible y sensato era la intervención. En efecto, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios encabezada por José Miguel Mendoza decidió intervenir Electricaribe, primero con fines administrativos y posteriormente con el objetivo de liquidarla.

Un nuevo ciclo

Tras la liquidación de Electricaribe, el gobierno Duque decidió buscar un nuevo operador, para lo cual incluyó el Plan de Salvamento en el Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022 que fue aprobado por Ley 2010 de 2019.

Entre las medidas adoptadas, sobresalen la adopción de un régimen regulatorio especial para el mercado del Caribe, la ejecución de varios proyectos para estabilizar la prestación del servicio y el manejo de los pasivos de Electricaribe.

El artículo 314 del Plan de Desarrollo establece que, “con el fin de garantizar la sostenibilidad de las nuevas empresas del servicio público en la región Caribe, la nación será el único deudor frente a los acreedores de las deudas asumidas”, lo cual incluye el pasivo pensional que superaba los 1,5 billones de pesos.

Así pues, el gobierno se vio obligado a inyectarle 5,4 billones a través del Fondo empresarial de la Superintendencia. Esta cifra se desagrega de la siguiente forma:

  • 4.1 billones para mantener su funcionamiento;
  • 460.000 millones para respaldar la compra de la energía y créditos;
  • 860.000 millones para la infraestructura de redes de transmisión local y de distribución.

Esta suma permitió allanar el camino para el reemplazo de Electricaribe. Finalmente, el 20 de marzo de 2020 Caribe Mar, comprendido por los departamentos Bolívar, Córdoba, Sucre y César, fue adjudicado a Afinia, filial de las Empresas Públicas de Medellín (EPM) y Caribe Sol, que comprende los departamentos Atlántico, Magdalena y Guajira, fue adjudicado al Consorcio Energía de la Costa Air-e.

El primer año de operaciones ha sido retador para las empresas y agridulce para los usuarios.

Estas adjudicaciones resultaron de la subasta convocada por la Superintendencia de Servicios y parecen haber puesto punto final a un ciclo desesperante para dar comienzo a un ciclo esperanzador. Los acuerdos establecidos entre la Superintendencia y los nuevos operadores quedaron consignados en programas de gestión de largo plazo suscritos por ambas partes.

El alza estaba cantada

El primer año de operaciones ha sido retador para las empresas y agridulce para los usuarios, quienes conservan la esperanza de obtener un mejor servicio que el de Electricaribe.

Afina y Air-e tienen dos grandes retos: Mejorar la calidad del servicio y evitar las interrupciones y fluctuaciones del voltaje. Para lograrlo, se comprometieron a invertir 5 billones y 3,7 billones, respectivamente, en un lapso de cinco años. Estas sumas permitirán corregir el rezago histórico de inversiones ocasionado por Electricaribe.

Según la Superintendencia, la frecuencia y la duración de los cortes de energía han disminuido y la atención al usuario es mucho mejor que la de Electricaribe. Sin embargo, los nuevos operadores han tenido que enfrentar algo parecido al síndrome del miembro fantasma, pues los usuarios los perciben como percibían a Electricaribe. Es comprensible que desconfíen de las nuevas empresas, pues vivieron 22 años de desafueros y atropellos por cuenta de Electricaribe.

Como era de esperarse, el mes pasado muchos se molestaron porque Air-e aumentó sus tarifas de forma desproporcionada: 9,8% para el sector residencial y comercial y 5% para el sector industrial.

Aunque el alza tomó a muchos por sorpresa, en realidad ella estaba cantada hacía rato, pues el artículo 318 del Plan de desarrollo establece que “la variación en las tarifas para esta región será al menos igual a la variación porcentual de tarifas del promedio nacional”.

En cumplimiento de la Resolución 015 de 2018, Air-e puso su expediente tarifario a consideración de la CREG. Las resoluciones 024 y 078 de junio de 2021 establecen que la remuneración del cargo de distribución (D) en el costo unitario (U) de la fórmula ya no se fija sobre la base de las inversiones realizadas, sino de las inversiones proyectadas para mejorar la calidad del servicio y reducir las pérdidas heredadas que están alrededor del 35%, muy por encima del 16% del promedio nacional.

Foto: Senado - Afina y Air-e tienen dos grandes retos: Mejorar la calidad del servicio y evitar las interrupciones y fluctuaciones del voltaje.

Puede leer: ¿Qué implica la victoria internacional del Colombia sobre Electricaribe?

La fórmula tarifaria

Al examinar los componentes de la fórmula tarifaria, resulta evidente que el mayor reajuste se da en el cargo por pérdidas (P), que está totalmente desfasado con respecto al promedio nacional: mientras que el promedio nacional es de 48,36 peso el KWH, Air-e propone un valor de 247,23 peso el KWH.

Afina y Air-e tienen dos grandes retos: Mejorar la calidad del servicio y evitar las interrupciones y fluctuaciones del voltaje.

El cargo por restricción (R, $37,21 por KWH) y el de comercialización (C, $96,08 por KWH) están por encima del promedio nacional ($28,02 por KWH y $57,20 por KWH, respectivamente), pero no tanto y curiosamente el cargo por distribución (D, $113,40 el KWH) se sitúa por debajo del promedio nacional ($187,37 el KWH). Sin duda, el cargo por pérdidas es el principal responsable de la diferencia entre el costo unitario (CU) del Caribe y el del resto del país.
Esto se explica porque la Resolución 010 de 2020 de la CREG indica que “para la aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 015 de 2018, los índices de pérdida eficiente de dichos mercados durante la vigencia del régimen transitorio especial serán iguales a los calculados para el mercado Caribe a la fecha de la expedición de la Ley 1955 de 2019”. De allí que las pérdidas reconocidas en la fórmula tarifaria que deben asumir los usuarios es del 22% muy superior al 12% establecido por los demás operadores.

Vale la pena señalar que, con el fin de suavizar el impacto del alza, Air-e apeló a la modalidad de la opción tarifaria prevista por la Resolución 012 de 2020 que permite diferirla en el tiempo.

Si bien es muy pronto para emitir un juicio definitivo, es innegable que los nuevos operadores son mucho mejores que Electricaribe. Es necesario darles un compás de espera para que demuestren que están a la altura del reto que decidieron asumir.

0 comentarios

Amylkar Acosta

Escrito por:

Amylkar Acosta

* Economista de profesión. Miembro de Número de la Academia Colombiana de Ciencias Económicas y miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Historia. Ex presidente del Congreso de la República y ex ministro de Minas y Energía. Docente e investigador de las universidades Externado, Los Andes y del Rosario. 45 obras publicadas y columnista de los principales diarios del país.

ISSN 2145-0439

Razonpublica.com se encuentra bajo una Licencia Creative Commons Atribución-NoComercial-CompartirIgual 3.0 Unported. Basada en una obra en razonpublica.com.