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Los usuarios y el sector energético requieren soluciones que los favorezcan ante las altas tarifas

Es un hecho notorio el exagerado incremento que han tenido las tarifas del servicio de energía eléctrica en todo el país durante el último año. También lo es que esta alza ha sido más fuerte en la región Caribe, y que se requieren acciones urgentes.

Esta situación ha provocado un gran debate entre expertos, comunicadores y congresistas sobre las razones que han llevado a esta alza que, sin lugar a dudas, afecta de manera directa a los usuarios del servicio, especialmente a los de menores ingresos.

Aunque se han planteado soluciones de diversa índole, es importante revisar qué es lo que, como usuarios, pagamos en el “recibo de la luz”, como se le dice coloquialmente a la factura del servicio, para entender mejor las causas y analizar propuestas de solución tanto en el corto como en el mediano plazo.

Las leyes que reformaron los servicios públicos (Ley 142), y particularmente el de energía eléctrica (Ley 143), se expidieron en 1994, un año después del racionamiento de energía al cual se enfrentó Colombia al vivir 13 meses con costos elevados para la economía del país. Para ese entonces estaban dadas las condiciones para cambiar el modelo de prestación del servicio, y así se hizo.

Se pasó de un modelo fundamentado en empresas públicas con altos niveles de ineficiencia a un modelo con participación privada que prometía eficiencia, y por lo tanto precios más bajos. Para ello se diseñó un mercado eléctrico con las siguientes características:

  1. Competencia en la actividad de generación: se partió del hecho de que en este segmento de la cadena podría haber muchas empresas, tecnologías que podrían competir y esquemas de mercado que venían funcionando con éxito en otros países. Copiamos, entonces, el modelo inglés de mercado mayorista de energía.
  2. Se entiende que las actividades de transporte y distribución de la electricidad que se hacen mediante redes son monopolios naturales, y como tales sus precios o cargos deben ser regulados por el Estado, en el caso colombiano representado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).
  3. Para usuarios pequeños la actividad de comercialización se regularía por la CREG, mientras que los grandes usuarios podrían negociar libremente este costo.
  4. Algunos aspectos que se consideraron fueron la desintegración vertical de la cadena y el libre acceso a la red, entre otros. La desintegración se hizo a medias y con el tiempo se ha venido eliminando, lo cual crea ciertas ventajas para los grandes agentes que tiene todas las actividades de la cadena.

En ese contexto, las tarifas que se pagan corresponden a la suma de los costos de cada una de las actividades, los cuales, según la ley, deben ser eficientes. Las ineficiencias de las empresas no deberían ser trasladadas a los usuarios.

El costo total –llamado en la regulación como Costo Unitario (CU) del servicio– es igual a la suma de los componentes de generación (G), de transporte (T), de distribución (T) y de comercialización (C), además de otros cargos que incluyen las pérdidas y las restricciones que se dan por efecto de fallas o limitaciones en la red y que llevan a que plantas más costosas tengan que generar la energía.

Mecanismo de formación de precios de cada componente

El componente G se deriva de los costos de compra de energía a través del mercado diario (SPOT), que es cercano al 15 % de las compras y el mecanismo de contratos bilaterales que corresponde al restante 85 %. Los precios de bolsa se forman todos los días y deberían responder a la abundancia o escasez de agua en los embalses y al costo de los combustibles, entre otras variables. Los contratos bilaterales son el resultado de convocatorias hechas por los comercializadores para que los generadores ofrezcan energía a largo plazo a precios estables.

En el último año el precio de bolsa de energía ha tenido periodos altos que no se explican necesariamente por la escasez de agua –pues el país ha tenido un año de intensas lluvias– y tampoco por exagerados altos costos de combustibles. Parece que las normas regulatorias sobre los niveles mínimos de embalses inducen a las alzas en las ofertas de los generadores.

Por su parte, los contratos bilaterales también han aumentado de precio, entre otras razones porque la costumbre es pactar precios que se indexan con el índice de precios al productor (IPP), calculado por el DANE.

Los cargos de distribución y transmisión también se indexan con el IPP. En el caso de la transmisión, por otra parte, los cargos de las obras adjudicadas mediante convocatorias se mantienen en dólares.

La comercialización tiene varios componentes, entre ellos un margen proporcional a los cargos de generación y transmisión, por lo que si estos suben también sube el margen. También incluye costos financieros por la demora en los giros de subsidios y un reconocimiento por cartera morosa.

Las pérdidas reconocidas en la metodología aprobada en 2018 y vigente hoy son superiores a las reconocidas antes en aquellas empresas con pérdidas altas, a las cuales se les exige una senda de disminución de estas pérdidas atadas a un plan de pérdidas que también es reconocido en la tarifa.

El último componente de la tarifa corresponde a las restricciones que remunera la generación de plantas costosas que se requieren para garantizar la calidad del servicio.

El índice de actualización

Aunque históricamente el IPP se había comportado de manera cercana al IPC, en el último año ha crecido por encima de la inflación interna, lo que ha presionado el alza de las tarifas, ya que el componente de generación en los contratos y la transmisión y distribución se indexan con el IPP. Este índice que refleja el costo de insumos en general incluye sectores poco relacionados con los costos de prestación del servicio de electricidad como el agropecuario o el de pesca.

En la siguiente gráfica se muestra el comportamiento del índice desde enero de 2018 hasta hoy; allí se observa una diferencia del 25 % en agosto, que impacta el costo unitario del servicio de energía eléctrica en todo el país.

Este índice incluye sectores como el agropecuario, la pesca y otros que no tienen nada que ver con la canasta de costos de las plantas de generación y en el último año ha crecido un 25 % por encima de la inflación interna medida por el IPC.

Región Caribe: tarifas diferenciales más altas

En noviembre de 2016 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios decidió intervenir la empresa Electricaribe, cuyo accionista mayoritario era Unión Fenosa, empresa española que operaba esta empresa desde comienzos de la década del 2000. La razón fue la incapacidad de la empresa de atender los pagos al mercado eléctrico.

Posteriormente, durante el gobierno del expresidente Iván Duque, se estableció en el Plan de Desarrollo que la CREG debería desarrollar un esquema tarifario especial para esta empresa o para las empresas que se crearan del proceso de venta de activos que ya se venía adelantando, y cuyo nivel tenía que ser por lo menos igual al promedio de las tarifas de las demás empresas distribuidoras del país.

Este mandato de la ley se cumplió mediante decretos del Gobierno y resoluciones de la CREG para las dos empresas que adquirieron los activos: Afinia (filial de EPM) en Bolívar, Sucre, Cesar y Córdoba, y AIR-e en Atlántico, Magdalena y La Guajira, y como resultado se definió: reconocer unas pérdidas más altas a estas empresas que a las demás (25 % a una y 27 % a la otra), reconocer un cargo por comercialización 20 % superior al calculado según la metodología general y reconocer un valor más alto que el promedio como remuneración de los planes de pérdidas. Las demás variables y elementos de la tarifa serían iguales a la metodología definida por la CREG en 2018.

Esta situación ha llevado a que el incremento de las tarifas en la Costa sea superior que en el resto del país. Para completar el panorama, a raíz de la pandemia se definió la posibilidad de que las empresas congelaran o disminuyeran las tarifas temporalmente y después poder recuperar el descuento aplicando intereses a los usuarios. Hoy algunas empresas están en el periodo de recuperación, lo que incrementa las tasas de crecimiento de la tarifa.

¿Qué hacer?

El panorama es complejo, pero la ley da herramientas para revisar la situación y lograr una baja en las tarifas:

  • Según la Ley 2099, la CREG puede revisar las tarifas cuando considere que estas son injustas para los usuarios, como es la situación actual. En este sentido podría revisar el índice de actualización y las pérdidas reconocidas, entre otros factores.
  • El régimen tarifario especial de la Costa se puede terminar cuando el Gobierno lo considere, considerando los contratos firmados con las dos empresas que prestan el servicio, las cuales, entre otras cosas, no se conocen, pues se han mantenido como confidenciales.
  • Por último, como lo está intentando la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, se puede concertar con los generadores para que revisen el índice de sus contratos de manera voluntaria para aliviar el costo que se traslada a los usuarios por este concepto.

La situación no es fácil, pero tiene solución. Esperemos que como resultado de esta crisis salga favorecido el sector, y sobre todo los usuarios que son los más afectados por el alza tarifaria.

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