Los gremios de la región Caribe advirtieron que hay proyecciones que indican que en el 2025 no habría la suficiente energía firme para cubrir la demanda nacional, teniendo en cuenta que viene creciendo a ritmo acelerado que la entrada en operación de los proyectos de generación.
En un documento llamado «Pacto de Equidad por un nuevo Modelo Energético de la Región Caribe», señalan cinco puntos: Aumentar la oferta de energía, modernizar la infraestructura eléctrica, desarrollar la competencia en los mercados mayorista y minorista, poner en marcha una Hoja de Ruta de eficiencia energética para la Región Caribe y modificar el régimen tarifario transitorio y especial para la Región Caribe que obliga a los usuarios a pagar anticipadamente tales inversiones y también las pérdidas por fraude.
La carta la suscriben: Comité Intergremial del Atlántico, Consejo Gremial de Bolívar, Comité Intergremial del Cesar, Comité Intergremial de Córdoba, Comité Intergremial del Magdalena, Comité Intergremial de Sucre, RAP Caribe, Fundesarrollo y las Cámaras de Comercio de Barranquilla, Guajira, Cartagena, Santa Marta y Sincelejo.
«Pacto de Equidad por un nuevo Modelo Energético de la Región Caribe»
La crisis energética de la Región Caribe lleva más de 20 años y es consecuencia del rezago en inversión de infraestructura y de perdidas técnicas y negras por encima del promedio nacional, lo que lleva a altas tarifas e inestabilidad y baja confiabilidad en la prestación del servicio.
La estrategia de intervención ha estado centrada en otorgar subsidios a la demanda (FOES) y a la oferta (Prone), sin que sea evidente un cambio estructural de la situación¹. Por ello es urgente diseñar otra estrategia y definir políticas públicas y regulatorias que, desde una visión integral del sistema, en el corto, mediano y largo plazo, permitan superar dicha crisis.
Cinco propuestas concretas
1. Aumentar la oferta de energía.
Agilizar la entrada en operación de los proyectos de generación utilizando el marco jurídico actual para la ejecución de los Proyectos de Interés Nacional y Estratégico, PINES, con el fin de atender la demanda y ampliar la oferta de generación. Paralelamente se deben desarrollar nuevas subastas de expansión de generación de energía confiable en el marco del esquema del Cargo por Confiabilidad.
La Comisión Intersectorial de Infraestructura y Proyectos Estratégicos, inactiva hoy, pero diseñada para resolver los cuellos de botella existentes que están elevando la mortalidad de proyectos en generación a tal punto que de cada diez (10), siete (7) estén en riesgo. Dicha tasa de mortalidad estaba antes en el rango de 4 de cada 10, lo que significa que pasó del 40% al 70%, por dos razones: Uno, las dificultades para acceder a puntos de conexión a la red ante la demora de la UPME en otorgarlos. Y dos, las demoras por licenciamiento, consultas previas, y manejo de procesos con las comunidades.
Justificación:
La demanda viene creciendo a un ritmo más acelerado que la entrada en operación de los proyectos de generación.
En el 2023 sólo ingresó el 17% 6,6 GW de la demanda de energía que se había proyectado (En 2022 el 28%, 2021 el 7%).
Hay proyecciones que indican que en el año 2025 no tendríamos suficiente energía firme para cubrir la demanda nacional.
La regulación relativa a las subastas de expansión de cargo por confiabilidad², están limitando la participación de proyectos a aquellos que tienen punto de conexión y licenciamiento ambiental, generando restricción en la competencia. De esa manera se está utilizando el mecanismo de cargo por confiabilidad en combinación con la asignación de puntos de conexión como un instrumento de planeación centralizada en la generación, en contravía de lo contenido en la Ley
143 de 1994, que indica que dicha planeación es de referencia.
Los proyectos de generación enfrentan demoras por licenciamiento, consultas previas, y manejo de procesos con las comunidades.
Los proyectos de generación con renovables menores de 100 MW dependen de las corporaciones autónomas regionales para licenciamientos, lo que no da garantías de aprobación en los tiempos requeridos. A veces no se dan.
Se necesitan señales que generen confianza a la inversión en nuevos proyectos de generación.
2. Modernizar la infraestructura eléctrica.
Ampliar o robustecer las redes de transmisión nacional y regional para resolver los problemas por agotamiento de red y por lo tanto reducir la demanda no atendida, minimizando el costo de restricciones. Aunque la UMPE se ha referido a una “Misión de Transmisión”, es necesario que se precise su alcance y los proyectos que beneficiarían directamente a la Región Caribe.
Impacta: Transmisión y Distribución
Para financiar esa modernización planteamos tres opciones únicas o complementarias:
▪ La primera, con inversión pública para que los pagos de capital y de retorno de esas inversiones no se incluyan en la estructura tarifaria, reduciendo el costo del servicio a los usuarios. Su efecto sería permanente porque las inversiones irían dirigidas exclusivamente al mejoramiento de las redes y subestaciones y no a la operación del sistema.
▪ La segunda, con recursos de regalías gestionados a través de la OCAD Caribe con el mismo propósito.
▪ La tercera con el apalancamiento por parte del Gobierno nacional de estos proyectos con la financiación de banca multilateral, como el Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco de Desarrollo de América Latina, CAF.
El mayor reto en materia de infraestructura energética en la Región Caribe está en las redes de transmisión regional (agotamiento de red advertido por XM en julio 2023) con el fin de reducir las restricciones, y en la modernización y reposición de las de distribución local de baja tensión para bajar las pérdidas.
La Región Caribe concentra el 61% de la demanda no atendida del país, ya sea por mantenimientos a la red, su agotamiento o fallas en la infraestructura de transmisión y distribución.
La Región Caribe tiene el índice de pérdidas más alto del país, que en nivel 1 de tensión son superiores al 28%. Para bajarlas se necesita inversión pública en transmisión regional.
Se requiere inversión pública en las redes de distribución local dadas las dificultades financieras de AIR-E y AFINIA para ejecutar sus respectivos planes en tal sentido, de manera que ese costo no se transfiera al usuario y se acelere su modernización, lo que reduciría el costo de las pérdidas técnicas que impactan al alza las tarifas.
Es urgente destrabar los proyectos que tienen dificultades por diversos trámites. Para ello hay que activar la Mesa de Alto Nivel creada para hacer una revisión periódica de los proyectos con la participación de las entidades vinculadas a esos procesos (Corporaciones autónomas regionales, ANLA, Ministerio del Interior y autoridades locales.
Mediante la Resolución CREG 075 de 2022 se definieron disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado.
De acuerdo con el artículo 4 de la citada resolución, la Unidad de Planeación Minero Energética tiene la responsabilidad de recibir y resolver las solicitudes de asignación de capacidad de transporte en el SIN de los proyectos de conexión de usuarios finales al STN o STR, y proyectos de generación, cogeneración o autogeneración. Sin embargo, la aplicación del procedimiento puede estar generando inflexibilidad para la participación de nuevos proyectos en la expansión de la capacidad de generación mediante el mecanismo de cargo por confiabilidad. Por ello es necesario revisar la Resolución
citada.
Se necesita impulsar la normalización eléctrica (PRONE) con medición inteligente y un programa de gestión social para alfabetizar a los usuarios sobre los beneficios de dicha tecnología. Para ello se requiere el apoyo de los alcaldes.
3. Desarrollar la competencia en los mercados mayorista y minorista de energía eléctrica.
3.1. Aprobar y aplicar la reforma de modernización del mercado de energía mayorista, presentada en 2021 y, los ajustes necesarios que hagan viable los mecanismos de formación de precio eficiente y transparente en los contratos de energía eléctrica.
Impacta: Comercialización
Para ello se requiere:
La CREG publicó para comentarios la Resolución 143 de 2021 que plantea una reforma en el diseño y arquitectura del
mercado de energía mayorista con el propósito de mejorar la formación de precios en la bolsa de energía. Ello es un paso
fundamental en dicha modernización del mercado, proponiendo incluso mecanismos de mitigación de poder de mercado y
participación voluntaria de los usuarios no regulados. Pero en la práctica ello no se ha implementado.
Implementar con mayor celeridad los mecanismos de comercialización que presenten los agentes interesados, en el
marco de la Resolución CREG 114 de 2018, con el fin de tener esquemas transparentes en la formación del precio de los contratos de energía.
3.2. Desarrollar mecanismos que promuevan la competencia minorista con un programa de medición avanzada de usuarios regulados, e instrumentos para que puedan seleccionar comercializador a partir a partir de información abierta sobre
planes tarifarios de distintos oferentes.
Impacta: Comercialización
Para ello se requiere:
La tecnología, son los adelantos de la medición avanzada, hace posible que se materialice la participación de la demanda, y
los marcos regulatorios vigentes sumados a la dinámica del mercado de generación distribuida permiten materializar esa
competencia.
Para la discusión, también, invitamos a revisar la conveniencia de la separación vertical de las actividades de distribución y
comercialización, de manera que los agentes tengan incentivos a maximizar su estrategia por actividad. De aplicarse esta medida se incentivaría a los operadores de red a maximizar el uso de los activos de distribución sin observar la competencia en el mercado de comercialización. Por ejemplo, la conexión de activos de generación distribuida que ocasiona competencia en el mercado de un distribuidor comercializador de energía puede maximizar el uso de su red. Con lo anterior se buscan alinear los incentivos en cada actividad y crear competencia en el mercado minorista de energía.
4. Poner en marcha una Hoja de Ruta de eficiencia energética para la Región Caribe orientada a reducir el consumo de energía.
Impacta: Comercialización y participación activa del usuario como parte de la solución al crecimiento de la demanda, incremento de costos en el Sistema Eléctrico Regional, y alza en las tarifas.
La eficiencia energética es el fruto más bajo para materializar la reducción de gases de efecto invernadero en el proceso de transición energética, por lo que su impacto se refleja en toda la cadena de suministro. Se debe focalizar en estratos 1 y 2, en términos de impacto de política pública, la sustitución de electrodomésticos ineficientes, a todos los usuarios que estén en SISBEN y/o a futuro sean sujeto de la oferta social del Estado con la implementación del Registro Único de Ingresos. E incorporar un plan de educación para fortalecer la importancia de la eficiencia energética en las comunidades.
También debe incluir al resto usuarios residenciales, comerciales e industriales bajo otros mecanismos.
Este proyecto, puede ser financiado por la banca multilateral, como se está realizando con el “Programa de Eficiencia Energética Caribe Sostenible – PEECES”, la diferencia de la hoja de ruta es la escala, para tener un efecto de largo plazo en la región.
5. Modificar el régimen tarifario transitorio y especial para la Región Caribe que obliga a los usuarios a pagar anticipadamente tales inversiones y también las pérdidas por fraude.
Impacta: Distribución, Comercialización y Pérdidas
Justificación:
Con la Resolución CREG 109 de 2019 que estableció el régimen normativo “singular y transitorio” para la región Caribe, la CREG creó un modelo de gestión que busca remunerar el costo de las empresas reguladas más que el costo de la empresa eficiente. Ello desembocó en el reconocimiento de todas las pérdidas, incluyendo las del robo de energía, sin que se haya hecho un análisis de eficiencia en la adopción de cargos retrospectivas y en la recuperación de la inversión de los operadores como objetivo principal.
El reciente estudio de FUNDESARROLLO y Frontier Economics así lo señala.
Dicho esquema se basa en el costo de servicio y en altas tarifas para garantizar la sostenibilidad de los operadores de red. Para ello se aplican cargos retrospectivos cobrados desde el momento de su solicitud y no, como es natural, al momento de su aprobación, con lo cual se viola el derecho de los consumidores de conocer el valor del servicio al momento de usarlo.
Además, bajo ese esquema las inversiones se reconocen desde la aprobación del plan respectivo y no desde su materialización, lo que hace que su financiación la asuman los usuarios anticipadamente con alzas en las tarifas.
Aunque, como dice el citado estudio, los operadores de red deben recuperar las inversiones mediante incrementos tarifarios, era necesario primero mejorar la calidad del servicio, con financiación del Estado o de los nuevos operadores, y bajar las pérdidas antes de aplicar las alzas en el costo del servicio.
El régimen singular para el Caribe establecido en la Resolución CREG 109 de 2019 se aparta de los siguientes criterios básicos descritos en el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994 para definir las fórmulas tarifarias que adopten las Comisiones de Regulación en Colombia, presuntamente en cumplimiento de lo establecido en la Ley 1955 de 2019 (Ley del Plan) y sus decretos reglamentarios.
a. Criterio de eficiencia económica:
“87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente,
ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia”.
b. Criterio de neutralidad
“87.2.- Por neutralidad se entiende que cada consumidor tendrá el derecho a tener el mismo tratamiento tarifario que cualquier otro si las características de los costos que ocasiona a las empresas de servicios públicos son iguales”.
c. Criterio de simplicidad
“Por simplicidad se entiende que las fórmulas de tarifas se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control”.
d. Criterio de transparencia
“87.6.- Por transparencia se entiende que el régimen tarifario será explícito y completamente público para todas las partes involucradas en el servicio, y para los usuarios”.
La CREG puede revisar el régimen tarifario cada 5 años, tiempo que ya se cumplió en relación con el especial y transitorio aplicado para la Región Caribe. El artículo 126 de la Ley 142, el cual establece que “Las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas… Excepcionalmente podrán modificarse en cualquier tiempo, de oficio o a petición de parte, cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, se lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa…”.
Desde el Caribe colombiano nos unimos por la sostenibilidad del sistema de energía eléctrica con tarifas eficientes, mejorar
el servicio y un consumo más racional para una mayor calidad de vida a sus ciudadanos y la competitividad empresarial.
