Las térmicas en Colombia

La inversión en termoelectricidad en el periodo 1992 – 2002

Una visión crítica y analítica desde la perspectiva del uso de los recursos – carbón y gas natural y sus consecuencias sobre la inversión pública

3. Antecedentes
4. Marco Regulatorio
5. Carbón, Gas Natural e Inversión Pública
6. Inversión pública y procesos de privatización en la generación térmica
7. Bibliografía

Introducción

Indiscutiblemente, con los actuales procesos de globalización que se han venido presentando en el mundo desde inicios de los años noventa, la economía colombiana, al igual que la economía de la mayoría de los países de la periferia, se esta viendo afectada en forma, tanto directa como indirecta, por las crisis y problemas que se presentan en otras partes o regiones del mundo.

Teniendo en cuenta lo anterior, el crecimiento en la demanda de energía eléctrica en Colombia y la inversión en nueva infraestructura para atenderla, estarán relacionados o asociados con el crecimiento económico que se prevé en el ámbito internacional y al mismo tiempo, de la política nacional de desarrollo económico y social que se defina.

Finalmente, es importante señalar, que se hace necesario analizar y evaluar el desarrollo y transformación del sector energético en el periodo 1992 – 2002, en vista de que, es en este periodo en donde se presentan entre otros aspectos, reformas importantes al sector y existe un comportamiento recesivo de la economía.

1. Antecedentes

El presente trabajo tiene como objetivo, identificar las variables de evolución y el rol de la generación térmica en el contexto de la reforma del sector eléctrico colombiano en el periodo 1992 – 2002, así mismo, realizar una visión critica y analítica desde la perspectiva del uso de los recursos – carbón y gas natural – y sus consecuencias sobre la inversión pública.

En primer lugar, dentro de las principales características especificas del sector energético, y teniendo en cuenta a Pistonesi, vale la pena destacar entre otras, las siguientes:

1. Alta intensidad del capital y lenta maduración de las inversiones
2. Carácter fundamental de la energía para las diversas actividades productivas y de la calidad de vida de la población
3. Uso de recursos naturales de propiedad social
4. Presencia predominante de oligopolios y monopolios naturales
5. Fuertes impactos ambientales del sector
6. Fuerte influencia del sector en el desarrollo de la economía colombiana, tanto por su impacto a nivel de actividad sectorial, como por su aporte de divisas.

En segunda instancia, Colombia es un país que cuenta con recursos energéticos relativamente importantes. Según la UPME, al año 2002, posee reservas probadas de petróleo de alrededor de 2179 millones de barriles, lo que significa una relación reservas / producción de 7 años y reservas probadas de gas natural de 6928 Gpc los cuales podrían alcanzar para más de 30 años produciendo al ritmo actual. Mientras tanto, el carbón es el principal recurso con que cuenta Colombia, cuyas reservas probadas son de 6615,3 millones de toneladas, que teniendo en cuenta el ritmo de producción actual alcanzarían para 202 años. Mas del 80% de estas reservas, la mayoría de ellas de excelente calidad por su alto poder calorífico y bajo contenido de azufre y cenizas, están localizadas en la zona norte del país, lo que da una gran posibilidad al desarrollo de proyectos destinados a la exportación.

Teniendo en cuenta nuevas fuentes de energía, se puede decir, que Colombia tiene un buen nivel de radiación solar, además, con posibilidades localizadas para la utilización de energía eólica y con considerables residuos de biomasa aprovechable.

Se puede afirmar que desde la perspectiva de los recursos – hídricos, carboníferos, gasíferos, petroleros, entre otros – el problema de Colombia no es su disponibilidad, sino su contribución a la economía y su uso eficiente, teniendo en cuenta, como se había expresado anteriormente, la abundancia relativa, los costos de producción y los impactos sociales y ambientales derivados de la explotación y utilización.

Finalmente, teniendo en cuenta el Plan Energético Nacional – PEN -, Colombia debe diversificar el uso de la canasta de energéticos. Este objetivo también es válido para la generación eléctrica, en donde el carbón cobra una especial importancia debido entre otros aspectos, a la gran cantidad de reservas que el país posee y a la robustez que este energético brinda al sistema de generación, y que constituye una ventaja comparativa frente a la incertidumbre del recurso hidráulico y a los problemas operativos que tiene el gas natural.

1. Marco Regulatorio

La reforma del sector eléctrico

A escala global, hasta mediados o fines de la década de los ochentas, la mayor parte de los sistemas energéticos a nivel mundial presentaban un fuerte grado de integración vertical y horizontal y una marcada presencia del Estado en las actividades de producción por medio sus empresas públicas.

En Colombia, desde comienzos de la década de los 90´s, el sector energético ha venido registrando una serie de reformas muy importantes, plasmadas en las Leyes 142 y 143 de 1994. Estas reformas se pueden sintetizar en los siguientes aspectos:

1. Conformación de una nueva institucionalidad basada en la idea que la función principal del Estado colombiano en materia de energía debe ser la de regular y controlar y no la de ser empresario. Se crea entonces, la Comisión de Regulación de Energía y gas – CREG -; la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME – y la Superintendencia de Servicios Públicos -SSP.
2. Promoción de la participación privada en el sector eléctrico: Hasta 1992 toda la cadena eléctrica era propiedad del Estado. A partir del Decreto 700 de 1992 y de las Leyes 142 y 143 de 1994 se establecen las condiciones para una participación privada en todas las actividades de la cadena eléctrica.
3. Estructuración de un mercado competitivo en generación y creación de la bolsa de energía eléctrica, la cual entró a funcionar el 20 de julio de 1995.
4. Creación de un mercado no regulado de usuarios de energía eléctrica. En este momento cualquier usuario con una demanda máxima mayor a 500 kw puede hacer parte de ese mercado.
5. Libertad de acceso a la red de transmisión. Con lo cual se busca garantizar la competencia en generación y facilitar la competencia en el mercado mayorista.
6. Libertad de acceso a la red troncal de gas.
7. Definición de un esquema de precios basado en costos económicos de prestación de servicios de electricidad y gas.
8. Ampliación de la red troncal de gas e incremento del número de usuarios y de la cobertura a nivel nacional.
9. Liberación parcial de los precios de la gasolina y otros derivados del petróleo. Mejorando las condiciones para la exploración y producción de petróleo crudo y gas.

Algunos de los principales supuestos sobre los que se basó la reforma del sector energético, según la UPME, fueron el ingreso del sector privado como el principal factor de desarrollo de las actividades empresariales, la concentración del Estado en las funciones de determinación de políticas, regulación y control y la determinación de objetivos, metas y procedimientos empresariales para las empresas que el sector público mantuviera bajo su control, con el fin de fortalecer su actividad dentro del nuevo esquema competitivo.

Sin embargo, el proceso de participación privada en el sector energético – como uno de los principales objetivos de la reforma sectorial – no ha avanzado en la medida que se esperaba, es por lo anterior que el Estado se ha visto en la obligación, de continuar realizando transferencias al sector, al mismo tiempo que desarrolla sus funciones como planeador, regulador y supervisor.

Consecuencias e implicaciones sobre la generación térmica

Las transformaciones introducidas en la organización y funcionamiento de las industrias energéticas – relacionadas en este caso con la generación térmica – han implicado cambios sustanciales en la naturaleza de los procesos de decisión relativos a la operación y a las inversiones de expansión de los sistemas y con ello con el rol que había venido desempeñando el Estado en la planificación y coordinación de este tipo de decisiones.

A continuación se describen las principales implicaciones fiscales de la reforma de sector energético en el periodo 1992 – 2002, teniendo en cuenta la generación de termoelectricidad.

La reforma del sector energético, cambio su papel en las finanzas públicas: la deuda externa del sector eléctrico llegó ser la tercera parte de la deuda pública externa a mediados de los 80s, y su saldo era US$ 5200 millones en 1990. En ese año era responsable de un tercio del déficit. En el año 2000, la deuda eléctrica es un 15% de la deuda pública externa, y contribuye con un 5% del déficit público. Las empresas del sector pagan un 6 % de los impuestos de renta.

Pero la crisis de las electrificadoras amenaza otra vez al fisco:

1. Las 13 electrificadoras de la nación tenían en el 2000 pérdidas operacionales del orden de $100,000 millones/año, y perdidas totales cercanas a $160 mm. El PPA de Corelca, con garantía de la nación perdía en el 2001 $ 240 mm/año. Le debe Ecopetrol más $50 mm por combustible. Si FEN asume la garantía del PPA de Paipa IV le cuesta $220 mm/3 años.
2. Empresas municipales también gravan los fiscos locales y amenazan al fisco nacional, como EMCALI que en el 2000 perdió $120 mm.
3. Respondiendo sólo por pérdidas operacionales y PPAs al fisco nacional le podrían caer "sorpresas" cercanas a $400mm/año. Pero se requerirán más recursos para las capitalizaciones. Al parecer, no existen las previsiones para estas cargas.
4. El panorama fiscal de mediano plazo está muy restringido. Sólo si hay reformas sustanciales, como la pensional y si hay otro hallazgo petrolero grande, se estabilizará la deuda pública en los noventa (IMF Staff Report 2002). Sin estos eventos, la deuda sube de 45% a 55% del PIB en esta década.
5. Estas perspectivas no han involucrado efectos de posibles necesidades extraordinarias del sector infraestructura, ni gastos extraordinarios para la seguridad y la paz. No hay campo para volver "atrás", y hay que fijar muy bien prioridades y lograr gran eficiencia en el gasto público en el sector eléctrico.

Con el fin de dar un ejemplo sobre lo anterior, en la tabla 1, se muestra la situación financiera de las Distribuidoras bajo control del Gobierno al 31 de diciembre de 2000, teniendo en cuenta que se compromete no sólo la viabilidad empresarial en la prestación del servicio en cada región en particular, sino la de todo el esquema del mercado energético colombiano.

Tabla 1.Situación financiera de las Distribuidoras bajo control del Gobierno al

31 de diciembre de 2000 (miles de millones de pesos)

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Citado por UPME en Plan de expansión de referencia.

1. Carbón, Gas Natural e Inversión Pública

Consumo de carbón vs. gas natural para generación térmica

El carbón producido en el interior del país se utiliza para abastecer una gran variedad de actividades económicas, dentro de las cuales vale la pena destacar, en orden de importancia, la producción de electricidad, la industria cementera y la producción de ladrillos, entre otras. Tabla 2.

La demanda de carbón mineral depende en un alto grado, 42% en promedio en los últimos diez años, del dinamismo de la generación de energía eléctrica y de la producción de cemento.

Tabla 2. Consumo de Carbón por sectores en el periodo 1992 – 2002

(Miles de Toneladas)

Fuente: UPME. Estadísticas minero energéticas. 2001

En la tabla 3,se muestra lo relacionado con la generación de energía eléctrica, se puede decir, que el consumo de carbón para esta actividad, alcanzó en el periodo 1992 – 2002, las 908 mil toneladas, en promedio anual. El consumo del mineral fue esencialmente alto entre 1992 y 1995 – 1,340 millones de toneladas -, en promedio anual, especialmente en los años 1992 y 1993, justo el periodo de racionamiento eléctrico, cuando las plantas térmicas a carbón entraron a sustituir a las hidroeléctricas. Se puede observar que desde que comenzó el mercado mayorista de electricidad – 20 de julio de 1995 – y particularmente la bolsa de energía eléctrica, la participación de las térmicas a carbón en el cubrimiento de la demanda de energía eléctrica en Colombia, disminuyó ostensiblemente. Entre 1996 y el 2002, el consumo anual promedio fue apenas de 744 mil toneladas. Siendo 1999 – año húmedo y de baja generación térmica -, el año más critico que se halla presentado en toda la historia del parque térmico a carbón: el consumo de carbón para generación de electricidad fue de solo 400 mil toneladas, ni siquiera la mitad del consumo promedio anual de la década.

Tabla 3.Transformación en centrales térmicas de carbón mineral en el periodo 1992 – 2002 (Miles de Toneladas de Carbón)

Modificado de: www.upme.gov.co/estadisticas

Por otro lado, Colombia cuenta con dos grandes mercados de gas natural: uno conformado por los departamentos de la Costa Atlántica y otro por los departamentos del centro y el occidente del país.

En la tabla 4, se muestra el comportamiento histórico de los consumos de gas natural, en los diferentes sectores del país. Vale la pena destacar los incrementos en los sectores termoeléctrico y residencial, debido básicamente, con la implementación del programa de masificación – en 1993 – , con la que se logró la sustitución de leña y de electricidad en cocción y la sustitución de electricidad en calentamiento de agua y en acondicionamiento de aire. Adicionalmente, la demanda de gas natural para el consumo térmico es la más volátil y la de mayor consumo, para el año 1998, este consumo constituyó el 50% de la demanda nacional.

Tabla 4. Consumo de gas natural por sectores – MPCD – para el periodo 1992

– 2002

Modificado de: www.upme.gov.co/estadisticas

Mientras tanto, el sistema eléctrico colombiano ha venido aumentando su componente térmica de manera considerable; como se puede observar en la gráfica 1, en 1994 la estructura del sistema eléctrico era de 80% hidráulica y 20% térmica; en 1996 la composición se situaba en 76% hidráulica y 24 térmica y en 1998, con el ingreso de nuevos proyectos, de los cuales el 88% corresponden a plantas térmicas, utilizando fundamentalmente gas natural, la composición se modificó incrementando el valor de las térmicas con un 34% e hidráulica con un 66%; de igual forma la proyecciones que se tienen para el sistema energético colombiano sitúan en partes iguales, es decir, 50% térmicas y 50% hidráulica, la generación energética para el año 2010, lo que se convierte en una perspectiva favorable para la penetración del gas y el carbón. En el gráfico 1 se muestra la evolución de expansión en generación eléctrica en Colombia para el periodo 1994 – 2010.

Gráfico 1. Estructura del sistema eléctrico colombiano

Inversión pública y procesos de privatización en la generación térmica

La inversión pública en la generación de termoelectricidad, en el periodo 1992 – 2002, ha sido muy baja, debido principalmente a la de la estrategia general de reforma y modernización del Estado, la cual se fundamenta en la reorientación de las labores del Estado y con el fin de asegurar la sostenibilidad financiera de toda la cadena eléctrica – generación, transmisión, distribución y comercialización -, así como de mejorar la cobertura y la calidad del servicio para los usuarios finales, a través del fomento del mercado de capitales y la competencia, como se describe a continuación, propició la participación privada en diferentes empresas del sector mediante diversos mecanismos:

1. La constitución de empresas alrededor de plantas generadoras y la posterior venta de sus acciones: Chivor (1,000 MW), Termotasajero (163 MW) y Termocartagena (187 MW) a finales de 1996.
2. La venta de acciones de la empresa de generación BETANIA (540 MW) a finales de 1996.
3. El fomento de las condiciones necesarias para la instalación de 2.079 MW nuevos por parte de productores independientes privados.
4. La venta de la participación accionaria de la Nación (84,02%) en la Empresa de Energía del Pacífico – EPSA (869 MW).
5. La reestructuración, por medio de la desintegración vertical de una empresa existente (EEB) y la posterior capitalización por parte del sector privado de las empresas resultantes de distribución/comercialización (CODENSA) y de generación (EMGESA con 2,468 MW).
6. La reestructuración y capitalización del 65% de la propiedad accionaria de la Nación en las electrificadoras de la Costa Atlántica, conformándose 2 empresas Electrocaribe y Electrocosta. Con ello, la participación privada en distribución alcanzó a finales de 1998, el 41.56% de los usuarios del país.
7. Capitalización de una nueva empresa de transmisión (TRANSELCA) creada a partir de la desintegración vertical de CORELCA.

Así mismo se tiene planeado para este la vinculación de capital estratégico en las siguientes empresas:

1. La venta de la participación accionaria de la Nación en la empresa ISA, con lo cual quedaría en manos privadas casi la totalidad del negocio de transmisión del país
2. La enajenación de la participación accionaria de la Nación en ISAGEN. Con la culminación de este proceso la capacidad de generación estaría casi en un 80% bajo control privado.
3. La vinculación de capital privado en 14 distribuidoras del centro del país: Chocó, Caquetá, Huila, Cundinamarca, Tolima, Boyacá, Caldas, Quindío, Risaralda, Santander, Norte de Santander, Meta, Nariño y Cauca.

Por otro lado, dentro de los procesos de privatización en generación, la evolución de la participación privada en la generación ha aumentado significativamente en los últimos años. Mientras en 1995, el único generador privado era Proeléctrica (0.8%), en 1999 cerca del 62% de los generadores son empresas privadas.

El monto de las operaciones de vinculación de capital privado en actividades de generación es de US$1,176 millones (1.21% del PIB) para 1996, y US$1,573 millones para 1997, para un total de US$ 2,749 millones y 5,205 MW de capacidad bajo control del sector privado.

En la tabla 5, se presentan los principales procesos de privatización en generación desde 1996 hasta el presente:

Tabla 5. Principales procesos de privatización en generación desde 1996

(millones de dólares corrientes)

Fuente: DNP. Unidad de infraestructura y energía.

Al mismo tiempo, en la tabla 6, se muestra la conformación actual del sector de generación en el Colombia.

Tabla 6. Conformación actual del sector de generación en el Colombia:

Fuente: Departamento Nacional de Planeación. Unidad de infraestructura y energía.

De la misma forma se han presentado considerables procesos de privatización en el sector en las cadenas de transmisión y distribución, los cuales no hacen parte del análisis del presente trabajo.CONTROL PRIVADO

Bibliografía

1. www.upme.gov.co/estadisticas
2. www.creg.gov.co
3. www.dnp.gov.co
4. www.contraloriagr.gov.co

Notas Bibliográficas

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REVISTA ESCENARIOS Y ESTRATEGIAS. Carbón Mineral. Reactivación del Consumo en el Interior del País. Unidad de Planeación Minero Energética.. N° 6, octubre de 2000. pp 7 – 12

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Giovanni Franco Sepúlveda

Ingeniero de minas y metalurgia Candidato a Magíster en Ciencias Económicas Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín