¿Qué hacemos con la hiperinflación de las tarifas de energía?
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¿Qué hacemos con la hiperinflación de las tarifas de energía?

Escrito por Amylkar Acosta
la hiperinflación de las tarifas de energía

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.

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¿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.

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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.

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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.

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