| 4/15/2005 12:00:00 AM

Mercado con energía

Colombia exportó en los últimos dos años más de US$250 millones en energía a Ecuador. Aunque el negocio es positivo para el país, el modelo ha generado reparos y se analiza cómo debe evolucionar.

Desde 2003, Colombia tiene un nuevo renglón de exportaciones que le generó al país US$257 millones hasta el pasado mes de marzo. Se trata de la venta de energía eléctrica a Ecuador, utilizando los sistemas de interconexión que los unen y con un mercado establecido de oferta y demanda, altamente superavitario para nuestro país, pues Ecuador solo ha colocado en el mercado colombiano un poco más de US$3 millones.

Según la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, Colombia tiene una capacidad instalada de 13.500 megavatios y solo utiliza 8.500 megavatios en la demanda pico. "Tenemos un superávit que nos permite ofertar y, además, los precios colombianos son muy competitivos", explica Carlos Arturo Flórez, director de la UPME. El objetivo es duplicar estas ventas en el mediano plazo, gracias a los procesos de integración que avanzan con Centroamérica y la Comunidad Andina, no solo en la interconexión física sino en la creación de un marco regulatorio que facilite este proceso. En este contexto, Colombia empieza a descubrir una alternativa exportadora que hace apenas dos años no estaba en ninguna cuenta.

Pero si bien se reconoce la importancia de esta nueva generación de divisas para el país, el modelo con el que se está operando crea algunas dudas. Para explicar las diferentes posiciones, es necesario entender cómo funciona ese esquema.

Colombia y Ecuador crearon, en 2003, un mercado de energía -en el marco de una resolución de la Comunidad Andina- que funciona así: diariamente, los dos países fijan los precios marginales de su demanda de energía, en los que se suman factores como la generación de la energía, su transmisión y otros valores; al igual que las cantidades que están dispuestas a importar y su precio máximo. Allí, en la práctica, tanto Colombia como Ecuador se convierten en un generador más en el otro país, desplazando generación costosa local, modelo que ha beneficiado a Colombia en sus exportaciones, por los altos costos de producir energía en el vecino país.

Así, las rentas para Colombia provienen de que la energía que le vende a Ecuador es más barata que el precio marginal que fija el vecino país y ese margen se convierte en su ganancia, luego de pagar a todos los operadores de la cadena. De hecho, desde 2003, estas rentas -denominadas rentas de congestión- llegaron a US$142 millones.



Los reparos

¿Cuáles son los reparos? Primero, que al aumentar la oferta -porque se incluye la que va para Ecuador- el precio marginal en Colombia también sube, lo cual incrementa el precio para el consumidor final. "No hay discriminación entre el mercado doméstico y el internacional", explica Carmenza Chaín, ex comisionada de la CREG. Pero para Ana María Briceño, directora de la CREG, uno de los principios al crear el mercado y de la normatividad que opera en la región andina es la no discriminación, "y hacerlo sería dar un paso atrás".

Esto ha generado el segundo punto de la discusión: el destino de las rentas. Si bien los precios han subido para el usuario final, "hay un beneficio real, porque esas rentas disminuyen el pago en restricciones y parte de esos recursos se destinan a zonas de difícil acceso para el cubrimiento de energía eléctrica. Hay un beneficio para el país", dice Flórez, de la UPME. Pero allí hay otro punto que genera polémica. Ecuador también se beneficia de esas rentas, pues parte de esos recursos van a ese país. Briceño lo confirma. "El destino de las rentas es así: 70% para las zonas de difícil gestión y el 30% se reparte entre todos los usuarios del país. Del total, 10% va a Ecuador. ¿Por qué? Porque, insisto, en este modelo no debe existir discriminación y la demanda ecuatoriana tiene la misma ponderación que la colombiana", dice.

El tercer punto corresponde al pago por las líneas de transmisión. "Las líneas ya no las pagan las partes que hacían acuerdos de compraventa de energía, sino que se pagan entre todos y eso implica un incremento en ese costo", afirma Chaín.

Pero la CREG tiene otra visión. El modelo de construcción de las líneas de transmisión opera así: dentro del plan de expansión se presentan proyectos y convocatorias. El ganador es quien presente un mejor flujo de caja y se le asigna la construcción del proyecto. Este valor se incorpora a la tarifa de transmisión que se incluye en los costos de energía. "En la medida en que haya enlaces, se puede pensar en integración y en ampliación de mercados. Se quitó el riesgo de la demanda de los transmisores de energía, pero así como los costos son de todos, los ingresos que generan estos nuevos mercados, también", agrega Briceño.

Otra de las observaciones es que se trata de un mercado spot -día a día- y no hay contratos de largo plazo, de tal manera que la decisión o no de compra es política, "pues no hay firmado ningún contrato", dice Chaín. La CREG considera que, además del marco regulatorio de la CAN, los resultados son contundentes en beneficio de Ecuador, pues -según cálculos de la Comisión- el vecino país se ha ahorrado más de US$200 millones en la compra de energía en los últimos dos años, que no pondrán en riesgo la confiabilidad de su sistema.

Finalmente, hoy los ingresos por exportaciones corresponden al país, pero no se puede determinar que una empresa específica esté haciendo una exportación de energía. "Esa es una crítica de muchos generadores que aspiran a tener contratos bilaterales con consumidores en Ecuador. Sería un modelo ideal y hacia allá debemos avanzar", explica José Antonio Vargas, presidente de la Empresa de Energía de Bogotá. En ese sentido, la CREG está creando un modelo de largo plazo. "Junto con otros reguladores, estamos diseñando un esquema de contratos financieros para darles mayor participación a los agentes colombianos en el mercado ecuatoriano, esperando que se dinamice la comercialización", dice Briceño.



El futuro

Mientras esta polémica se da, el modelo hacia el futuro debe evolucionar y avanzar para que la apuesta del país a la integración de mercados se cristalice. Los retos están en la dinámica en las interconexiones y en el marco regulatorio que dé vía libre a estos mercados.

En el cronograma avanzan las interconexiones entre Ecuador y Perú, de Colombia con Panamá y en dinamizar el comercio de energía entre Colombia y Venezuela. En el primer caso, la posibilidad para Colombia de vender energía a los peruanos tiene que pasar por Ecuador. Es decir, que Ecuador aumente su demanda y destine una parte de ella hacia Perú. En el segundo, la interconexión con Panamá le abre a Colombia la posibilidad de acceder al mercado de Centroamérica. De hecho, ISA ya es socio de esta empresa con el 12,5% de participación. Endesa de España e ISA son las únicas empresas que tienen participación accionaria, pero que no corresponden a países centroamericanos.

Y frente a Venezuela, el intercambio de energía ha sido muy puntual y, a pesar de que hay una resolución de la Comunidad Andina que abre el mercado, con ese vecino país aún no hay claras oportunidades, primero porque Venezuela tiene grandes recursos energéticos y segundo porque no ha hecho las reformas en su sistema eléctrico. "Allí se está desperdiciando infraestructura", dice Bernardo Naranjo, vicepresidente de EPSA.

A pesar de todo, opositores y seguidores destacan que el mercado ampliado de energía eléctrica se convertirá en un interesante negocio para el país, más aún frente a la visión de contar -antes de 2010- con un mercado ampliado e interconectado de energía en América del Sur, que pueda unirse a Centroamérica. Frente a este escenario, ¿qué están haciendo las empresas? Algunas están a la expectativa. "El sector está a la espera de que se cristalicen las interconexiones físicas y se adecue la regulación en los países donde hay interconexión porque no se darán antes de 2010 y plantear la estrategia en ese sentido es muy apresurado", dice Naranjo. Otras, como ISA, han empezado a complementar las movidas que iniciaron hace unos años. A partir del 1 de julio, ISA montará una nueva unidad de negocios que se encargará de operar y administrar el mercado de energía que desde hace 2 años se está dando con Ecuador, pero con el objetivo de prestar servicios integrados a la región andina, Centroamérica y Mercosur. Esta unidad será complementaria a los negocios que esta empresa colombiana viene trabajando en el montaje de redes en Perú, Bolivia, la interconexión con Panamá y las posibilidades de tener presencia en Brasil, Argentina y Chile. "Al igual que en cualquier otro producto, se necesita el transporte, y nosotros somos los camiones, pero además 'el transportador' busca administrar la carretera", dice Pablo Corredor, gerente de operación y administración del mercado de ISA.

Más allá de las diferencias en el esquema, la posibilidad en el sector energético regional para Colombia es cada vez mayor. El reto será sacar provecho de su estratégica posición geográfica que lo pueden convertir, comparándolo con el negocio aéreo, en un hub de energía eléctrica, hacia el futuro, y que permita conectar a América del Sur con Centroamérica y ser un exportador natural de energía.
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