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Impactos y consecuencias de la reforma del
sector eléctrico en Colombia
Una evaluación de los impactos y alcances de las reformas
introducidas al sector eléctrico colombiano, muestra que si bien se
ha reducido el endeudamiento del país por cuenta de este renglón, también es cierto que
la capacidad de pago de los usuarios se ha visto afectada.
Por Diana García M.,
Édgar Cruz M.
y Germán Corredor Avella*
Luego de transcurridos
casi tres lustros de la reforma
constitucional que posibilitó
la reestructuración del sector
eléctrico y la vinculación
de empresas privadas, y once
años de reglamentada la
reforma mediante de la Ley
de Servicios Públicos Domiciliarios
y la Ley Eléctrica, el
grupo de investigación del
Sector Eléctrico Colombiano
de la Facultad de Ingeniería
Sede Bogotá ha realizado un
análisis de los avances en el
cumplimiento de los objetivos
y metas planteadas inicialmente
y en el desarrollo
de las estrategias diseñadas.
Al final de la década del
ochenta, la Comisión Nacional
de Energía (CNE) identificó
como principales debilidades
del sector la iliquidez
y la insolvencia crónica de
las empresas. Situación que
tuvo su origen en el rezago
tarifario que se había generado
durante las dos décadas
anteriores debido a que
la definición de tarifas por
parte del gobierno central y
la administración de muchas
empresas estuvo influida por
objetivos y criterios políticos
y electorales. Otro problema
se manifiesta en las muchas
movilizaciones ciudadanas
que se han asociado al tema
de los servicios públicos, en
las que se cruzan demandas
por falta de cobertura, baja
calidad y tarifas1.
Con el fin de adoptar
una solución estructural a tales
problemas, el gobierno de
César Gaviria, a partir de los
preceptos determinados por
la constituyente de 1991 para
la prestación de los servicios públicos domiciliarios, empezó
el estudio de posibles
reformas orientadas a la participación
privada en el sector.
Tales acciones se vieron
aceleradas y tuvieron concreción
por el racionamiento de
energía eléctrica iniciado en
marzo de 1992 y que se extendió
por 13 meses a lo largo
y ancho del país.
Uno de los aspectos básicos
que sirvió de referente
para justificar la reforma del
sector eléctrico a comienzos
de los años noventa fue el peso
de los aportes del gobierno
para las entidades o empresas
del sector 2. Durante esa
década el Gobierno nacional
contribuyó económicamente
al funcionamiento del sector,
en aspectos como el financiamiento
de entidades
públicas creadas para planificar,
promover y desarrollar
el servicio en algunas zonas
específicas del país, e igualmente
para cubrir el endeudamiento,
la inversión y para
atender subsidios.
Además, dentro de su
papel de empresario, el Gobierno ha capitalizado algunas
de las empresas que tiene
bajo su control o en las cuales
participa como accionista, y
finalmente ha compensado
los subsidios por menores
tarifas que han aplicado las
empresas comercializadoras
a los usuarios de estratos 1, 2
y 3. Así mismo, la gestión de
algunas empresas ha significado
menores transferencias
o ingresos para la Nación.
Los ingresos generados
por el sector eléctrico se pueden
relacionar en las empresas
que trasladan utilidades
a la Nación (dividendos) e
impuestos y contribuciones
(impuesto sobre la renta, sobre
las ventas, al patrimonio
y a la seguridad democrática);
además de los ingresos
por las privatizaciones y el recaudo
por fondos especiales:
el Faer3, el Fazni4, el Foes5 y el
Prone6 (véase gráfica 1).
Autonomía a medias
Después de once años
de implantada la reforma
eléctrica en el país, con sus
efectos y cambios, se puede
afirmar que el objetivo principal
en materia fiscal se está
cumpliendo parcialmente.
Aunque se logró reducir los
desembolsos del presupuesto
nacional dedicados al sector
eléctrico y a pesar de la significativa
mejora en los ingresos,
persisten grandes rubros
para los cuales se dedican y
aportan actualmente recursos
como los contratos Power
Purchase Agreement (PPA).
Los contratos PPA constituyen
acuerdos de compra
de energía en los cuales el
inversionista construye una
planta de generación, y un
comercializador de energía
para usuarios finales le paga
una tarifa preestablecida e indexada
a un plazo entre 15 y
20 años. Este pago le otorga el
derecho potencial de adquirir
la energía aunque dicha
planta permanezca apagada
y no genere un solo kilovatio.
Básicamente los PPA son un
seguro que contrata el inversionista.
En Colombia, los PPA se
han pactado generalmente
sobre plantas de generación
térmica y el pago ha quedado
a cargo de las electrificadoras
departamentales o municipales
y respaldado por la Nación,
causando el detrimento
económico en algunas empresas,
como la entrada en
operación de Paipa IV en
1999 y la Empresa de Energía
de Boyacá S.A. (Ebsa). Ésta
ha tenido que asumir pérdidas multimillonarias por ese
concepto, que superan los
$600 mil millones en valor
presente7. En consecuencia,
las pérdidas ocasionadas por
el PPA han afectado simultáneamente
el patrimonio de
Ebsa y de la Financiera Energética
Nacional (FEN), y han
obligado al Gobierno nacional
a apoyar con recursos de
crédito a esta última, todo lo
anterior con enormes costos
para el erario público.
Para los próximos años,
los PPA que han sido garantizados
por la Nación representan
cerca de US $900 millones
en los años que restan
por terminar su contrato de
operación (véase tabla 1).
En conclusión, la reforma
logró convertir al sector
eléctrico del país en un generador
de recursos, contrario a
lo que pasaba antes de 1994,
y aunque en los últimos años,
de 1999 a 2002, hubo déficit,
éste se debió a los desembolsos
realizados para cubrir
las garantías de los contratos
PPA, cuyo origen no tiene
una relación directa con la
implantación de la reforma
eléctrica.
El comportamiento
de tarifas
Otro aspecto que contribuyó
a los problemas de las
empresas fue que las tarifas
no permitieron recuperar los
costos de prestar el servicio,
ya que la tarifa se usaba como
instrumento de control
de precios en épocas de alta
inflación, su fijación respondía
a criterios electorales, el
subsidio lo otorgaban directamente
las empresas con el
cobro de precios diferenciales
que no se lograban a compensar
con aportes, y porque
había un desconocimiento
de los costos que implicaba
prestar el servicio.
La referencia para la determinación
de los costos de
prestación del servicio estaba
relacionada con el cálculo del
Costo Incremental Promedio
de Largo Plazo (Ciplp). Éste
medía la relación entre el valor
presente de los incrementos
del costo total requerido
para satisfacer la demanda
(entendidos como la suma de
los costos de inversión más
los gastos de administración,
operación y mantenimiento
de los sistemas de generación,
transmisión y distribución)
y el valor presente de
los correspondientes incrementos
de la demanda. En
otras palabras, este costo
puede verse como el adelanto
de inversión para satisfacer
la demanda en tiempo
determinado. Este valor era
calculado por ISA.
Este esquema funcionó
hasta 1994, fecha a partir de
la cual la tarifa para el usuario
final se definió según un
esquema mixto, resultado de
sumar los componentes originados
en el mercado para
las actividades competitivas
(generación y comercialización)
y para las actividades
que son monopolios naturales
(transmisión y distribución)
por parte de la Comisión
de Regulación de Energía
y Gas (Creg).
Analizando los resultados
de la tarifa media residencial,
por estratos, entre
1990 y 2004, se observa una
constante evolución hacia el
alza, lo que ha sido coherente
con la política de disminución
de los subsidios planteada
en la Ley 142. Este valor
también ha sido afectado en
los últimos años por la coyuntura
de los ataques contra
la infraestructura de transporte
de energía (en 1999,
179 torres fueron afectadas
por atentados terroristas; en
2002, 871; y en el periodo
de 1999 a 2002, 752 fueron
reparadas) y por el aumento
en el costo de la distribución
entre los años 2002 y 2003
(debido al cálculo de la nueva
metodología).
Según la gráfica 2, para
los años 2003 y 2004 se
percibió una reducción en la
tarifa media pagada por los
usuarios de los estratos 1 y 2,
lo cual se puede explicar parcialmente
por los efectos de
la Ley del Plan de Desarrollo,
puesto que no permite un
aumento de las tarifas mayor
a la inflación, y la reglamentación
de las áreas especiales
de comercialización.
Al realizar una revisión
al aumento de la tarifa de
energía eléctrica, se puede
concluir que los estratos 3 y
4 son los que presentan las
mayores alzas, con relación a
los demás (véase tabla 2).
En lo que respecta a los
usuarios residenciales, los estratos
altos han sido los más
beneficiados después de las
reformas, ya que las tarifas
para este grupo, en promedio,
se redujeron y recientemente,
a pesar de su aumento,
no alcanzan los precios
previamente existentes. En
contraste, los usuarios de estratos
bajos han experimentado
constantes alzas en las
tarifas debido a episodios como
el desmonte de los subsidios,
los sobrecostos por las
restricciones en el Sistema de
Transmisión Nacional (STN)
y el aumento de los costos
de distribución, y a pesar de
la reducción de los consuconsumos
y la introducción del gas
natural, este grupo emplea
un mayor porcentaje de su
ingreso en el pago de energía
eléctrica.
Por su parte, los usuarios
no regulados (industriales y
comerciales con consumo de
energía mayor a 0,55 MWh/
mes) han tenido tarifas más
estables por el efecto de la
competencia en el mercado
mayorista, en comparación
con las tarifas de los usuarios
residenciales. Sin embargo,
para este grupo la tarifa media
también ha crecido en años recientes en términos
reales, por el aumento de la
tarifa en la actividad de distribución
de energía eléctrica.
Entre los usuarios no regulados
el efecto del incremento
entre 2002 y 2003 fue mayor
para los usuarios conectados
en el nivel de tensión dos y
menor para los usuarios conectados
en el nivel cuatro
(véase gráfica 3).
En general, la posibilidad
de que los grandes consumidores
de energía puedan
negociar los componentes de
generación y comercialización de su tarifa, fue uno de
los cambios más importantes
dentro del sector, y la comparación
entre la evolución de
la tarifa residencial y la tarifa
de los usuarios no regulados,
muestra que estos últimos
han sido los más beneficiados
por el funcionamiento
del mercado.
La canasta eléctrica
Otro efecto de la tarifa es
sobre la capacidad de pago,
que resulta de dividir el valor
del servicio pagado entre el ingreso
total del hogar. En este
punto, la evolución de tarifas,
consumos e ingresos de
los usuarios, vista por deciles
de ingreso, ha producido los
siguientes efectos (véase gráfica
4):
• Entre 1993 y 2003 los
hogares urbanos han dedicado
más porcentaje de su ingreso
al pago de la energía eléctrica.
• Este aumento ha sido
más significativo para los
usuarios de los deciles más
bajos de ingreso. Por ejemplo
en 2003, los usuarios del decil
1 destinaron hasta el 13,5% de su ingreso en energía eléctrica,
mientras que en 1993
solo dedicaban el 9,2%.
• Para los usuarios de
los deciles altos, el aumento
es moderado. En el número
1,0 entre 1993 y el 2003 se
pasó de 0,8% a 1,4%.
En los resultados anteriores
se debe tener en cuenta
los efectos como la dotación
disponible en los hogares
para el consumo (electrodomésticos),
la existencia en el
mercado de tecnologías más
eficientes para el consumo
y la variación de la canasta
energética de los hogares por
la entrada del gas natural.
Para analizar las anteriores
cifras, se debe tener
en cuenta lo que los usuarios
han recibido a cambio
del aumento de las tarifas,
por ejemplo, ha habido un
aumento en la cobertura,
parcialmente financiado por
tarifas, y un mejoramiento
en la calidad del servicio en
cuanto a su continuidad y la
calidad de la atención comercial,
por ejemplo, las líneas
de atención al cliente.
Con la aprobación de las
leyes de servicios públicos y
la Ley Eléctrica, se estableció
una nueva organización
de la industria cuyo principal
fundamento era corregir las
fallas estructurales del sector
concebido y operado por el
Estado, para asegurarles a los
usuarios un abastecimiento
seguro y eficiente. Para lograr
esto se adoptaron diferentes
mecanismos que han impactado
en la racionalidad, con
la que los participantes del
sector toman sus decisiones
tanto de corto como de largo
plazo.
Algunos aspectos destacados
de este proceso de reforma
y las consecuencias de tipo
socioeconómico, causadas por
los cambios normativos y regulatorios
que han transformado
el sector eléctrico, apuntaron
a describir cómo los cambios
del sector han impactado otras
esferas e instancias del Estado,
como las finanzas públicas, y
del país; así se ha reducido el
endeudamiento externo ocasionado
por el sector, pero la
capacidad de pago de los usuarios
residenciales y su relación
con las tarifas ha afectado a los
consumidores finales.
__________________________
1 Incluidos los
paros cívicos de
los años ochenta y
las manifestaciones
contra
Electrocosta y
Electricaribe,
en el periodo
2002-2004. En la
Costa Atlántica
las protestas
también han
estado asociadas a
la falta de calidad
en el servicio y a
la ejecución de
procedimientos
irregulares para
reducir pérdidas.
2 El enfoque de
esta evaluación
se centra en los
ingresos y gastos
que han tenido
como origen o
como destino
el presupuesto
general de la
Nación entre 1991
y 2004.
3 Fondo para la
energización deáreas rurales. Ley
788 de 2002. Se
usan recursos
recaudados de los
flujos de energía
que fluyan por
el Sistema de
Transmisión
Nacional.
4 Fondo para
la energización
de las zonas no
interconectadas.
Ley 633 de 2000.
Se usan recursos
recaudados con las
transacciones en
bolsa de energía.
5 Fondo de energía
social. Ley 812 de
2003. Los recursos
de este fondo
provienen del
80% de las rentas
de congestión
por exportación
de energía
eléctrica a través
de los enlaces
internacionales,
especialmente
con Ecuador.
Estos recursos
se destinan a
reducir la cartera
de los clientes
de las zonas
especiales con los
comercializadores
o para reducir su
factura corriente
en caso de se
encuentren a paz
y salvo.
6 Proyecto para la
normalización de
redes en barrios
subnormales. Ley
812 de 2003.
7 Conpes
No. 3327.
Contragarantía
de la Nación a
la Financiera
Energética
Nacional S.A.,
estrategia de
saneamiento para
la Empresa de
Energía de Boyacá S.A., dic. de 2004.
p. 3.
(*)
Grupo de Investigación del
Sector Eléctrico Colombiano
(Grisec) de la Universidad
Nacional de Colombia.
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