¡El modelo que cambia Pan por Kilovatios hora!

Los promotores de ocultar sibilinamente la verdad del modelo tarifario de los servicios públicos en Colombia, turiferarios de las multinacionales y ujieres de la regulación,  la supervisión y el control del gobierno, se presentan como los poseedores de la verdad absoluta del problema, porque escriben y exponen  todo tipo de respuestas con énfasis  elocuente sobre las causas y las consecuencias de aplicar el modelo neoliberal al sector eléctrico colombiano, que después de 25 años se refleja, con evidencia mayúscula, gracias al Covid 19,  en altas tarifasbaja calidad del servicio, pésima calidad de producto, pauperización de los trabajadores y corrupción de cuello blanco sin control. 

Los alienados lo califican  como   UN MITO, porque dicen que  son resultados que no concuerdan con la realidad que soportan en su filosofía célebre: » el servicio más costoso es el que no se presta y por ende el que se presta a cualquier precio siempre será más económico»

Sin embargo, la realidad es que COVID 19 ha desnudado como,  con base en las tarifas de Bogotá Cundinamarca pero con seguridad replicable en todo el país, el costo unitario del kilovatio hora,  kWh – CU,  se ha incrementado de Mayo de 2019  a Marzo del 2020 un 10,82% o 2,85 veces el IPC acumulado del período equivalente y en el último mes 5,23% o 9,18 veces el IPC del mes de Marzo de 2020. Esto impacta mes a mes en la disminución de los ingresos de las familias colombianas, sobre todo en las más pobres, quienes adquieren menos pan y arroz  a cambio de más pesos en la factura de energía eléctrica, incluso por menos  kWh mes. 

Se estima que el IPC eléctrico calculado y acumulado durante estos 25 años es 3.44 veces superior al IPC del mismo periodo. ¿Cuánto pan han dejado de consumir los más pobres con cargo a la factura de energía eléctrica en las familias dónde el peso de los servicios públicos en la canasta familiar es 15-20%?

Revisemos los componentes que integran el CU (G + T + D+ Cv + Pr +R) versus el  IPC anual acumulado a diciembre de 2019 3,8% y el IPC de Marzo de 2020, 0,57%,  para evaluar los factores que han aportado al incremento y su proporción:

1. El costo de la componente de generación, G,  ha subido 26,8% o 7.05 veces el IPC en el periodo acumulado,  o en el último mes 11,71% o 20.55 veces el IPC de Marzo de 2020. Adicionalmente este factor ha incrementado su participación en el CU del 38% al 45%. Ya se reflejan los resultados de privatizar ISAGEN y entregar todo ese sector a manos privadas.

2. El costo de la componente de transportar la energía a nivel nacional, T,  ha crecido un 17,44% o 4.59 veces el IPC en el periodo acumulado, o en el último mes 8,42% o 14.77 veces el IPC de Marzo de 2020.

3. El factor de pérdidas no técnicas reconocido, Pr, esencialmente la energía que no se factura por fraudes o incluso por mala gestión del operador, se ha incrementado en 22,72% o  5.98 veces el IPC en el periodo acumulado,  o en el último mes 10,56% o 18.52 veces el IPC de Marzo de 2020.

4. El CU por kWh en Enero de 1997 era de $132.6 y proyectado con la inflación mensual hoy sería  $448.07 que comparado con los $561,12 de hoy significa 1,25 veces  más.

Si lo analizamos en marzo de 1999, 17 meses después de capitalizarse Codensa en Oct de 1997, el costo del CU era  $141.794, un 7% más  que enero de 1997 que al proyectarlo por la misma inflación  mensual a marzo de 2020 debería ser de  $ 391.47 lo cual significa que hoy pagamos 1,44 veces más.

Las explicaciones presentadas por los responsables se centran en explicar lo mismo durante  25 años, son problemas de verano invierno y mayores consumos. Verdades a medias, dado que los aspectos 2 y 3 no tienen nada que ver con estas variables, menos aún cubren la reflexión 4 a la que tratarán de exponer la muy probable y simplista explicación que se debe  a la disminución de la demanda, parcialmente real. Es parecido, ¿por coincidencia?, al método que modela el precio de la gasolina, no baja el precio en las mismas proporciones que cuando baja el dólar, aquí tampoco baja en la misma proporción el kWh cuando sube la demanda. En eso consiste uno de los ejes fundamentales del neoliberalismo, maximizar, monopolizar y concentrar  las ganancias y en compensación socializar las pérdidas con el apoyo del gobierno.

Algunas de las verdaderas causas a corregir, las hemos denunciado muchos actores del sector desde hace más de diez años, dentro del modelo de negocio que se remunera según lo regulan las cada vez más complejas resoluciones de la CREG, (abundantes en hojas, ej. Res 015/18 de 239 págs. para definir la remuneración solo de la componente de Distribución D, ¿será por aquello  que el diablo está en los detalles?, y se resume en los siguientes aspectos macro:

  1. Las tasas de remuneración mínima garantizada para las inversiones (WACC) en la tarifa para Colombia son del orden del 12-14% cuando en el mundo son del 7-8%. Incluso en los países escandinavos son alrededor del 3%.
  2. La Base Regulatoria de Activos Eléctricos reconocidos, BRAE,  para calcular los costos anuales equivalentes de la T y la D  que determinan casi el 50% del ingreso por CU,  no se calcula con costos reales de los proyectos sino con una valoración de unidades constructivas CREG. Vale la pena recordar lo citado en el Informe Nacional de Competitividad 2013-2014 Cap. Energía, «…. lo cierto es que el costo definido por la regulación ha sido mayor que el valor del mercado definido a través de convocatorias públicas…» Según un estudio de Mercados Energéticos hasta 56,3% veces en promedio superior.
  3. Si la vida útil de los activos eléctricos ya se ha cumplido, la regulación permite seguir remunerándolos valorados como si estuvieran nuevos o muy poco depreciados, recientemente ajustada a máximo diez años. El concepto de vida útil y algo de depreciación tan solo lleva incorporado, no aplicado, 2 de los 25 años, Resolución Creg 015/18. Un activo de 25-50 años de vida se incorpora con 10 años máximo de vida para la depreciación, en los últimos 25 años era 0. 
  4. Hay que revisar definitivamente los cargos reconocidos por confiabilidad y el modelo de despacho en bolsa de energía que asigna el precio de venta de la generación al más costoso de todos los oferentes, que es  generalmente un generador TT , térmico tóxico.
  5. Suena macondiano que el cargo por confiabilidad que surge de remunerar  la seguridad de una energía firme por escasez de energía hidráulica en verano debido a la reducción de los embalses y la incorporación de la generación térmica más costosa, se pague a muchos generadores hidráulicos. ¿Especulación? ¿Abuso de posición? ¿Concentración de poder en el mercado?
  6. Las incidencias clima acompañado de poca oferta de generación competitiva y una alta generación tóxica térmica, por sus costos de operación, no permite atender  de manera eficiente la disminución de los embalses en épocas de verano y favorece el  modelo especulativo en condiciones adversas con la permanencia de  plantas ineficientes en el mercado.
  7. Hay una tendencia a explotar rentas por los vacíos e imprecisiones en normas regulatorias. Existen estudios de la SIC, congelados,  que han identificado estos comportamientos. ¿Ética eléctrica o filosofía neoliberal?
  8. Existen agentes con poder de mercado que además del incentivo y la capacidad para retener cantidades de energía en bolsa, logran incrementar rápida y artificialmente su precio para aumentar significativamente sus ingresos. Incluso posiblemente han desanimado que la energía económica como la solar, en la última convocatoria se subastó a 90 pesos por kWh, llegue a los usuarios en virtud a que entre distribuidor y generador  crean acuerdos de largo plazo que logran  mantener  artificialmente un precio de generación de largo plazo alto mientras en el resto del mundo baja. 
  9. Hay una alta concentración de poder de precios en los negocios de la generación-comercialización, distribución-comercialización, generación y comercialización en muy pocos grupos empresariales en toda la cadena que facilitan la probable cartelización del mercado. Es necesario desaparecer las integraciones verticales, así como reducir, no aumentar,  los límites de participación máximos en el mercado para cada grupo empresarial a un 15%, con el objetivo de incrementar y hacer más transparente la competencia y el mercado.
  10. Las exigencias de calidad de servicio son exiguas y al igual que las metodologías de remuneración de los activos, asumen un activo modelo 1950 en óptimas condiciones. Esto no incentiva ni la reposición oportuna de activos ni su mantenimiento preventivo riguroso, por esto muchas veces es más rentable pagar las sanciones. Ex directores de la CREG,  hace menos de cuatro años, señalaron  que las inversiones por reposición de activos no llegaban, después de 25 años, no llegan al 1%. 
  11. La actividad de comercialización en virtud al crecimiento acelerado en el número de usuarios  está sobre remunerada en su costo base, porque esta variable no se ajusta ni revisa  oportunamente  ni con calidad. No existen vínculos cliente red confiable ni censos de clientes auditables con calidad y precisión.
  12. No se comparte con los usuarios, como lo exige la Ley, los efectos de la productividad en los diferentes procesos, ejemplo  por incorporación de tecnologías de la información como  lecturas, corte, reconexión  remotas.
  13. Se incorporan primas de riesgo a la tarifa como los de cartera, los de AOM  y los de pérdidas, aspectos propios de la gestión y conocimiento del negocio. Adicionalmente se castiga el modelo con tasas que incorporan el famoso riesgo país que se mantienen en los niveles de los 90. Reitero, el diablo succionador está en los detalles.
  14. El impuesto de renta considerado para calcular los costos del AOM del negocio son del orden del 25-34%  Nominal, no  el efectivo, que según Juan Ricardo Ortega director de la DIAN de la época en Octubre de 2011 lo refería como una tasa entre 7,5-7,8%. Un estudio de Octubre de 2019 de Garay Espitia sobre la dinámica de las desigualdades en Colombia lo calculó en 3.77%. 
  15. Se crean barreras de entrada técnicas y ahora financieras para impedir el cambio de nivel de tensión de los usuarios, principalmente los industriales, en búsqueda de una tarifa mejor y una mayor calidad de servicio.
  16. Se estimula la realización de inversiones priorizando el incremento de la Base Remuneratoria de Activos Eléctricos, BRAE, hasta con activos muchas veces innecesarios, más que su reposición, modernización y mantenimiento.  
  17. Posiblemente existe una sobreestimación de la demanda (otra vez el diablo en los detalles) que obliga a tener más energía firme de la debida con los concebidos sobrecostos por capacidad. Por ejemplo, se estiman  crecimientos promedios anuales superiores al 4% o más cuando el PIB crece algo menos del 3%, es posible que exista un sobre dimensionamiento de la demanda objetivo. Esto se refleja también en una  infraestructura mayor a la técnicamente necesaria. 

Igualmente hay una sub estimación del censo de clientes, todos estos aspectos son acumulables para  favorecer el incremento exponencial de la tarifa.

  1. Se crean una serie de fondos de inversiones como PRONE, FAZNI, etc., para normalizar redes eléctricas y otros que deben corresponder a un plan típico de un proyecto de pérdidas o de expansión que se recupera con la rentabilidad propia del proyecto. Esto crea distorsiones en contra de la transparencia y simplicidad de la tarifa.
  2. Hay una falta de inversiones oportunas en confiabilidad en el sistema de transmisión nacional y en generación que dan origen a costos por restricciones, R.
  3. Existen márgenes de comercialización del 15% sobre los costos de todos los procesos de operación comerciales mientras a los proveedores, verdaderos prestadores de estos servicios, no les reconoce por este concepto cifras superiores al 6% y las tarifas internacionales equivalentes son bastante menores.
  4. La regulación es más una regulación de empresas que de mercado, más orientada a beneficiar a las compañías que a mantener el equilibrio o a favorecer o defender el  beneficio de los clientes. 

Al ser un negocio de volumen los pocos pesos por factura no son significativos con los giga pesos de las empresas. 

Un ejemplo, por aproximaciones en tarifa en los centavos en  el año 2019 Enel-Codensa recibió 2400 Millones aproximadamente, remuneración extraordinaria por una simple operación  matemática  de ajuste en software o  un simple clic en Excel.

  1. La supervisión y control en cabeza de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD,  por conocimiento, capacidad operativa, politización de la unidad (cada gobierno entra y barre) y en algunas oportunidades por cooptación, es materialmente inexistente e incapaz de ser ejecutada. Es el clásico ejemplo de David (SSPD)  y Goliat, pero con un David desarmado, ciego, sordo, mudo, discapacitado y sin voluntad para ejercer debidamente sus funciones. 
  2. Definitivamente no es un negocio regulado por el mercado, es un Oligopolio con características de Monopolio. El 80-90% del Mercado desde la perspectiva que se evalúe, activos, usuarios, utilidades, megavatios hora generados o vendidos, ingresos, etc. pertenece a no más de cinco grupos empresariales, quienes además están integrados verticalmente de manera  directa e indirecta, lo cual  no facilita ni promueve la libre y transparente competencia. 
  3. Existe permanentemente conflicto de intereses, empresas de servicios públicos que también tienen intereses en fabricantes de medidores, luminarias, sistemas de información, servicios de consultoría e ingeniería, suministro de materiales, etc. que gestionan vía lobby  la incorporación de barreras de entrada o restricciones técnicas artificiales para aumentar las inversiones innecesarias. Esto se evitaría si se licitaran públicamente las obras eléctricas con impacto en tarifa y no de forma privada y escondida, pagando por encima del precio de mercado. Ej. la obligación de cambiar a medidores inteligentes o las exigencias para el cambio de nivel de tensión, suministro de materiales tipo luminarias, trasformadores, cables, etc.  no certificados en Colombia.
  4. Las estadísticas de activos, de consumos, de calidad de servicio, de peticiones quejas y reclamos, PQR, son probablemente  manipuladas de manera considerable por los mismos agentes, no hay seguimiento. Deben ser base de datos únicos, centralizados, certificados y administradas por el regulador o la SSPD.
  5. Se incluyen en la tarifa inversiones para pérdidas no técnicas, energía robada o no leída o por fraudes, a pesar de que la Ley prohíbe incluir en ella aspectos para recuperar pérdidas patrimoniales, adicional a que cada punto de recuperación de pérdidas aporta a los ingresos anuales de las compañías 6-8 Millones de USD durante toda la vida, que hacen muy rentable cualquier proyecto. Lo reconocido en tarifa Pr son giga pesos extras por cada uno de los Millones de kWh.
  6. Recuperar la independencia de la CREG que en los últimos años ha estado subyugada al Ministerio de Minas y Energía quien además vía decreto desarrolla regulación, a pesar de no ser de su competencia violando la ley y  buscando crear condiciones favorables a ciertos intereses particulares. Ejemplos, medida Inteligente, energías alternativas, etc.

Muchos detalles más para analizar y evaluar, dan para varias cuartillas adicionales.

Como corolario, los usuarios, pagamos todas las inversiones, así sean para que la empresa mejore su gestión y los costos de administración, operación y mantenimiento,  incluso los ineficientes como las pérdidas no técnicas,  pero siempre a precios de nuevo y sin retornarnos  nunca la propiedad  de la infraestructura,  ni siquiera para disminuir la renta que se paga por ella por muchos años. Es como comprar un apartamento con esta  especie de LEASING ELÉCTRICO por el que se paga renta vitalicia, calculada siempre con el valor a nuevo del inmueble y con rentabilidades como las de los bancos, el doble de las del mundo, (ahí sino pertenecemos a la OCDE), sin importar si han pasado 25 años o más y sin opción ninguna de compra,  asegurando a su amigo prestamista o inversionista una rentabilidad de dos veces la del mercado.   

Con la venta del Estado de ISAGEN, la generación eléctrica del país quedó en manos 100%  de particulares y son  evidentes sus resultados, el costo de kWh, subió de forma automática, al ganar peso en el CU y pasar del 38% al 45% en el último año. Como dicen algunos de la mesa del negocio «el Estado estaba introduciendo ruido al mercado con su presencia», porque la empresa pública neutralizaba en algo el poder de mercado y sus lucrativas, perversas y dominantes  acciones.    

Lo anterior no es una falacia, es  la evidencia real de la existencia de un oligopolio monopólico,  (¿un presunto cartel?),  del costo de la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica que ha estado manipulando vía lobby, con sus agremiaciones,   las tarifas con cargo al pan de los usuarios y exportando,  sin impuestos, sus utilidades en la mayoría de los casos. 

Solicitamos con urgencia  desde esta tribuna a la Superintendencia de Industria y Comercio, que  ha demostrado ejercer debidamente sus funciones, para que continúe los estudios y  las investigaciones de su competencia, dado que la de Servicios Públicos Domiciliarios actúa más como accionista de la ESP que en favor de los usuarios.

Una evidencia más de lo expuesto es observar como  todos los actores del mercado de energía eléctrica en nuestro país, así sean públicos, realizan grandes inversiones no solo localmente, sino en el exterior, con cargo a las tarifas de energía eléctrica que pagamos todos los colombianos  de una manera exagerada en los últimos 25 años y que genera estrambóticas utilidades. 

¿Me pregunto entonces si el modelo neoliberal, promovido, implementado y patrocinado por la regulación de la energía eléctrica, cumple con los  principios constitucionales como la buena fe, el derecho a la libre competencia, la promoción de la prosperidad y el bienestar de la sociedad, si impide y combate el abuso de la posición dominante, la libre elección del prestador del servicio, la prevalencia del bien común por encima del particular, la prestación del servicio al menor costo económico, la  trasparencia y sencillez de las tarifas para entendimiento de todos y garantiza a los usuarios en el largo plazo los beneficios en la reducción de sus costos y una mayor calidad de servicio y producto?

¿Hasta cuándo soportaremos como usuarios y como pueblo la imposición del modelo que intercambia $$$ de kilovatios hora por pan y arroz? ¿Será que COVID 19 nos ayudará a resolver el problema?

Coletilla

¿Existirá alguna explicación científica regulatoria sobre la razón  por la cual la componente de pérdidas no técnicas o negras reconocidas, Pr, a una empresa como CODENSA, $44,62, sea el 93% de la misma componente para una empresa como ELECTRICARIBE, $47,85,  cuando las pérdidas no técnicas de la primera son la mitad o menos de las de la segunda? ¿Aparecerá otra  explicación asociada al  clima, al precio de bolsa y la demanda? ¿Existirá corrupción en esta variable o en todo el modelo?

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