2. PRIVATIZACIÓN Y LA DISTRIBUCIÓN/COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA La Privatización en Colombia (breve reseña histórica)

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1 2. PRIVATIZACIÓN Y LA DISTRIBUCIÓN/COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA 2.1. La Privatización en Colombia (breve reseña histórica) La prestación del servicio de energía eléctrica por parte de entidades privadas en Colombia no es solo una tendencia actual; a decir verdad las primeras empresas encargadas de distribuir energía en nuestro país surgieron del empuje de empresarios privados; esto ya hace casi mas de 100 años. Hacia 1885, diferentes propuestas y proyectos empezaron a presentarse a los consejos municipales por parte de empresarios privados nacionales y extranjeros, interesados en instalar en nuestro país plantas hidroeléctricas y térmicas. En 1888 comenzó el proceso de instalación de servicios eléctricos en Colombia. En ese año la sociedad Ospina-Espinosa-Guzmán, dirigida por el general Pedro Nel Ospina, creo una empresa privada con el objetivo de generar y distribuir energía, bajo el nombre de Bogotá Electric Light Company. Como resultado, el 7 de diciembre de 1889 entró en operación una central de vapor que por primera vez iluminó una ciudad Colombiana utilizando energía eléctrica (Smith, 1997). Pronto esta tendencia se propagó por todas las ciudades del país. En 1891 se inauguró el servicio de energía en la ciudad de Bucaramanga con participación totalmente privada (Smith,1997). En 1895 se constituyo la Compañía Antioqueña de instalaciones eléctricas con participación minoritaria del departamento, y mayoritaria del sector privado. En 1896 se constituyó en Bogotá la sociedad Samper Brush Company. En 1910 el fluido eléctrico llegó a Cali por intermedio de la empresa de Luz y Energía, con capital de la familia Eder. 13

2 La creación de pequeñas compañías privadas encargadas de atender el servicio de energía eléctrica, algunas con capital extranjero, se hizo común desde entonces en ciudades como Barranquilla, Santa Marta, Honda, Girardot, Zipaquira, Palmira, Manizales y Buenaventura, entre otras. Este esquema de propiedad privada se mantuvo durante la primera mitad del siglo XX; sin embargo tanto en Colombia como en la mayoría de los países latinoamericanos, la tendencia posterior se dirigió hacia la estatización de la prestación del servicio es deci, el gobierno debía ser el encargado de la prestación de dicho servicio (Montenegro 1996) La transición hacia un Sistema Centralizado Según Montenegro (1996) Varias razones motivaron la entrada del gobierno en la administración y propiedad del sector eléctrico. Entre ellas se destacan las siguientes: El rápido crecimiento de la demanda exigía una ampliación de la capacidad instalada, la cual implicaba unos montos de recursos financieros muy superiores a los disponibles en las empresas privadas existentes. Dado el incipiente grado de desarrollo del sistema financiero Colombiano, no existía la posibilidad de obtener créditos de largo plazo en el mercado de capitales nacional y para nuestras empresas privadas era muy difícil acceder al mercado financiero internacional durante las primeras décadas del siglo y especialmente después de la crisis de los años treinta. En general los empresarios no tenían la posibilidad de financiar los ensanches necesarios. La necesidad de extender el servicio a los estratos de menos ingresos llevo al estado a hacerse cargo de la energía eléctrica; pues en esa época no existían mecanismos claros de subsidios que permitieran subsanar la falta de capacidad de pago de los usuarios con menores ingresos sin tener que llegar a la centralización de las empresas. 14

3 La necesidad de masificar el servicio cuando la mayoría de la población del país estaba en estado de miseria, unida a la escasa capacidad de ahorro nacional, hicieron inevitable que se concentrara en el estado la ejecución de los proyectos eléctricos La estatización del suministro de electricidad se inicio en 1918 con la compra de la compañía Antioqueña de instalaciones Eléctricas por parte del Municipio de Medellín. Posteriormente se le dio un marco global a este proceso al aprobarse la ley 26 de 1938, cuyo primer articulo dice El suministro de energía eléctrica es un servicio publico fundamental y en su establecimiento, desarrollo y financiación cooperarán la Nación, los departamentos y los municipios En consecuencia, a partir de esa época casi todas las empresas eléctricas privadas fueron adquiridas por los municipios y la Nación, con excepción del caso de la compañía Colombiana de Electricidad la cual permaneció en manos privadas hasta finales de la década de los años 60, prestando el servicio a ciudades como Barranquilla, Santa Marta, Ciénaga, Aracataca, Cali, Buenaventura, y Palmira De nuevo a un sistema descentralizado A comienzos de la década de los 90 los diagnósticos sobre la gestión y logros obtenidos con el esquema Centralizado en términos de eficiencia administrativa, operativa y financiera no eran muy alentadores. El sector enfrentaba una quiebra financiera (lo cual se evidenciaba en su alto nivel de inversión y endeudamiento) que se tradujo finalmente en un racionamiento a nivel nacional que abarcó el periodo de Con este panorama el Gobierno emprende la segunda fase de la privatización del sector eléctrico en la historia de Colombia mediante la Constitución de 1991, en la cual se admite la necesidad del logro de la eficiencia en la prestación de los servicios públicos, la inducción de las fuerzas de mercado necesarias para promover la libre competencia, y la libre entrada a todo agente interesado en prestar dichos servicios. 15

4 En 1992, el gobierno expide el decreto 700 llamado Estado de Emergencia Económica en el cual se fijan normas para la participación de inversionistas privados en el negocio de la generación. A finales de este año el gobierno expide también los denominados Decretos de Modernización del Estado, dando un lugar a grandes transformaciones a nivel institucional; entre estos decretos está el relacionado con la reestructuración del Ministerio de Minas y Energía, el cual ordenaba la creación de la Comisión de Regulación Energética- CRE y la Unidad de Planeamiento Minero Energética UPME, y el cierre definitivo de Instituciones como la Junta Nacional de Tarifas y la Comisión Nacional de Energía, por ser instituciones representativas de un sistema centralizado (Smith, 1997). En julio de 1994 el Congreso del República aprueba las leyes de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994) y la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994) la cual transforma a la CRE en la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), entidad formada por el Ministerio de Minas y Energía el Ministerio de Hacienda y Crédito Publico el Director de Planeación Nacional y cinco expertos nombrados por el Presidente de la República. Las primeras resoluciones expedidas por la CREG a finales de 1994 establecen las normas en los aspectos empresariales, comerciales, técnicos y operativos para los diferentes agentes participantes en él, identificando como actividades básicas del mercado la Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de Energía. Este nuevo esquema buscaba lograr la claridad en los costos y beneficios de cada uno de los negocios y así poder identificar adecuadamente la viabilidad financiera de cada uno de ellos, permitiendo a su vez incentivar la inversión privada. En su afán de organizar de manera eficiente y económica las transacciones realizadas entre los diferentes agentes, en julio de 1995 entra en funcionamiento el denominado Mercado Mayorista de Energía con la creación de la bolsa de energía, y una participación inicial de 34 empresas comercializadoras, 17 empresas generadoras (representadas por 74 unidades Térmicas, 24 plantas hidráulicas y 2 interconexiones internacionales) y 10 empresas 16

5 transportadoras, localizadas en las principales ciudades del país, teniendo como ciudades extremas por cubicación geográfica en el país, a Riohacha en el Norte, Pasto en el Sur, Quibdó en el Occidente y Arauca en el Oriente. Ya a finales de diciembre de 1999 existían 60 empresas comercializadoras (20 generadoras -comercializadoras, 14 integradas verticalmente, 18 Distribuidoras-Comercializadoras y 8 comercializadoras puras) con una demanda comercial anual máxima de 7130 MW y una energía comercial de 40438GWh con un crecimiento anual de 5.5% aproximadamente, 34 empresas generadoras con una capacidad efectiva neta de 11592MW, una composición del 24 % de generación térmica y del 76% hidráulica (representadas por 56 unidades térmicas, 23 plantas hidráulicas y 3 interconexiones internacionales) y 12 empresas transportadoras con una participación del 76.11% de esta actividad en manos de ISA. En cuanto a la naturaleza jurídica de estas empresas aproximadamente el 50% eran empresas privadas, 17 % oficiales y el restante 33% eran empresas de participación mixta. En la actualidad existen 120 empresas comercializadoras (20 generadoras - comercializadoras, 38 integradas verticalmente, 38 Distribuidoras-Comercializadoras y 24 comercializadoras puras) con una demanda comercial anual máxima de 7230 MW y una energía comercial de GWh, 63 empresas generadoras con una capacidad efectiva neta de MW, una composición del 33.49% de generación térmica y del % hidráulica (representadas por 36 unidades térmicas, 30 plantas hidráulicas y 3 interconexiones internacionales) y 12 empresas transportadoras con una participación del 100 % (línea de 500 KV) y 66.02% (220 y 230 KV) de esta actividad en manos de ISA. 59.7% de ellas empresas privadas, 8.3% oficiales y el restante 32% empresas de participación mixta (ISA, 2002). En conclusión en los últimos años pareciera que la visión general desde la perspectiva de propiedad de las empresas del sector hubiera tenido un retroceso a sus antiguos orígenes; y aunque las causas e intereses que motivaron las primeras inversiones privadas en el sector 17

6 eléctrico en nuestro país son muy diferentes a las actuales, definitivamente hoy se reconoce de nuevo la importancia de una mayor participación privadá en el sector eléctrico La Comercialización / Distribución (Cifras significativas) Según la CREG en el sector eléctrico Colombiano se entiende como sistema de Distribución, a los sistemas de Transmisión Regionales (STR) y los sistemas de Distribución Local (SDL). El Sistema de Transmisión Regional (STR) es aquel que esta compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión y que está conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kv y que no pertenecen a un sistema de Distribución Local. Los sistemas de Distribución Local están compuestos por redes de distribución municipales o distritales; conformadas por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kv que pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal distrital o local. Actualmente, todas las empresas distribuidoras son a la vez comercializadoras pero no todas las empresas comercializadoras son distribuidoras (ISA, 2002). El consumo de electricidad en Colombia, a diferencia de lo que ocurre en los países de mayor desarrollo, está concentrado en el sector residencial, al que pertenecen la mayoría de los usuarios finales (Smith, 1997). Los sectores como el industrial, comercial y otros a pesar de representar un porcentaje muy bajo de los usuarios demandan cantidades importantes de energía, como se muestra en la tabla 1. Desde el punto de vista de su consumo de energía estos a su vez pueden clasificarse en Regulados y No Regulados o grandes consumidores; los usuarios no regulados son clasificados teniendo en cuenta las 18

7 resoluciones expedidas por la CREG de acuerdo a su demanda máxima promedio en los últimos seis meses como se muestra en la tabla 2. Tabla 1. Numero de usuarios y participación en la demanda de acuerdo al tipo de usuario TIPO DE USUARIO Año Residencial Industrial Comercial Oficial Otros 1 Usuarios No Particip % Usuarios No Particip % Usuarios No Particip % Usuarios No Particip % Usuarios No Particip % TIPO DE USUARIO Año Residencial Industrial Comercial Oficial Otros Consumo Gwh/año Consumo % Consumo Gwh/año % Consumo Consumo Gwh/año % Consumo Consumo Gwh/año % Consumo Consumo Gwh/año % Consumo Fuente: Revista Supercifras Tabla 2. Niveles de demanda mínimos para usuarios No- Regulados NIVEL DE DEMANDA AÑO Potencia Mínima [MW] Energía Mínima [MWh-mes] RESOLUCIÓN xx CREG xx CREG CREG CREG CREG Fuente: CREG Desde el punto de vista de la competencia entre comercializadores, los Usuarios No Regulados, han jugado un papel importantísimo; pues la variación antes mencionada ha influido fuertemente en el mercado al producir un aumento sustancial en el número de 1 Incluye usuarios no regulados y alumbrado público 19

8 dichos usuarios; haciendo la competencia en el mercado cada vez más agresivo lo cual ha sido perjudicial para aquellas empresas estratégicamente mas débiles. Es importante resaltar que este aumento se debe en parte al cambio de usuarios industriales a Usuarios No Regulados como se observa en la figura 1 anterior durante los últimos tres años. Por ejemplo en 1996 se tenían 231 usuarios No- Regulados (0.003% del total ) los cuales representaban un porcentaje de 13.8 % del consumo total de la energía; en 1997 se presentaron al final del año una cantidad de 1406 usuarios no regulados (0.02% del total) con un porcentaje de 20.15% del consumo, para 1999 a pesar de presentarse una disminución en el numero de estos usuarios 920 solamente (0.14% del total) estos representaron el 22.18% del consumo total ya a finales del año 2001 se presentaron 3443 usuarios no regulados (0.031% del total) con un porcentaje de 32.77% del consumo total. En la actualidad se tienen 3141 usuarios No-Regulados los cuales representan un porcentaje alrededor del 33% del consumo total; todo esto hace pensar en la posibilidad de que algún día cada usuario residencial puede elegir a que comercializador comprar sus consumos de energía (ISA 2002), como sucede en otros países. En la siguiente figura se muestra la evolución del mercado No Regulado a partir de octubre de 1995 Figura1. Evolución del Mercado no regulado en Colombia 2 2 Fuente :ISA- Mercado de Energía Mayorista 20

9 Analizando algunos de los datos consignados en la revista Supercifras para los años 1997,1998 y 1999, durante los cuales se presentaron los fenómenos del niño y la niña de forma consecutiva, se observaron las siguientes características en cuanto a la participación de las empresas del sector durante dicho periodo. Por ejemplo durante 1996; 16 empresas registraron ventas a usuarios no regulados con una tarifa promedio de 57.5$/KWh, 2$/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector residencial (la cual incluye subsidios a los usuarios de los estratos 1,2 y 3), 68.9$/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector comercial y 42.9$/KWh para el sector industrial. Para 1997 veinte empresas registraron ventas a usuarios no-regulados con una tarifa promedio de compra de 55.04$/KWh, 17.08$/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector residencial, 91.51$/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector comercial y $/KWh para el sector industrial. Para finales de empresas registraron ventas a usuarios no regulados con una tarifa promedio de 61.86, $/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector residencial, 79.9 $/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector comercial y 63.01$/KWh para el sector industrial; logrando una mejor posición negociadora que se refleja en la disminución nominal de la tarifa promedio de compra para los usuarios no regulados en 2.46$/Kwh (de 57.5$/KWh pasó a 55.04$/KWh); ya para finales del año empresas registraron ventas a usuarios no regulados con una tarifa promedio de $/KWh, $/KWh por debajo de la tarifa promedio para el sector residencial, $/KWh para el sector comercial y $/KWh para el sector industrial; lo cual indica como el nuevo esquema de mercado ha resultado especialmente favorable para dichos usuarios. Es importante resaltar cómo para finales de 1997 y principios de 1998, periodo en el cual se presento el fenómeno de El Niño se tuvo un aumento significativo con respecto al año anterior en el margen de diferencia entre la tarifa promedio para los usuarios No Regulados y demás sectores como el residencial, industrial, comercial y oficial, lo que indica cómo los afectados por los aumentos en los costos de la energía debidos a condiciones hidrológicas adversas o a las malas estrategias de los comercializadores son los usuarios 21

10 regulados; es decir una empresa comercializadora que presente estrategias de compra inadecuadas afectará directamente a los usuarios regulados vía tarifas; por el contrario una empresa con una buena gestión de compras de energía y venta de excedentes en el mercado mayorista genera una utilidad adicional e impide en buena proporción que se incremente la tarifa al cliente final regulado; es por esto que uno de los aspectos mas importantes para el buen desempeño financiero de dichas empresas tiene que ver con sus estrategias de comercialización en cuanto a compra y venta de energía se refiere; no solo en la bolsa y en contratos de largo plazo sino en la venta a los usuarios finales no regulados para lo cual los comercializadores pueden recurrir a todo tipo de estrategias en cuanto a servicios complementarios se refiere con miras a capturar mayor porcentaje del mercado. Para el año 1999 se presentó el fenómeno de La Niña ocasionando durante este año que los precios reales en bolsa y en contratos de largo plazo fueran los más bajos observados desde el inicio del actual esquema de mercado; situación que combinada con la recesión económica del país que produjo una caída record en la demanda de energía (4.9% con respecto al año 1998); sólo a partir del año 2000 se observó una recuperación de la demanda al presentarse un aumento de 1.5% para dicho año y de 2.4% para finales del año Contradictoriamente los costos en las tarifas a los usuarios finales regulados se vieron gravemente incrementadas debido principalmente a los altos sobrecostos generados por la voladura de torres (aumentando los costos de las restricciones), y a algunos cambios en los cálculos de las tarifas a usuarios finales regulados presentados en las resoluciones CREG 074 y 094 del mismo año y de las cuales se hablará en capítulos posteriores. Todos estos sobrecostos se transmiten de forma directa al usuario final vía tarifas; lo que hace pensar cada vez mas en la necesidad de la búsqueda de la eficiencia económica en el proceso de contratación por parte de los comercializadores lo cual permitiría aliviar de cierta forma el pago por la prestación de dicho servicio para el usuario final y la recuperación económica de las empresas. Las principales empresas del sector desde el punto de vista de sus activos de generación han venido atendiendo desde el comienzo del nuevo esquema del sector prácticamente 22

11 todos los usuarios no regulados como son el caso de EEB, EPM, EPSA, CHEC, ELECTRANTA, ISAGEN y EBSA, entre otros, casi siempre en proporción a su capacidad neta de generación; indicando así la desventaja de aquellas empresas con baja o ninguna componente de generación la cual les permitiría en un momento determinado respaldar sus contratos de venta mediante generación propia. Por ejemplo para 1996 y 1997 solo dos empresas (EMCALI y ELECTROSUCRE) atendieron usuarios finales no regulados siendo estas distribuidoras/comercializadoras (sin componente de generación), para 1999 varias empresas que anteriormente estaban integradas verticalmente fueron separadas para formar algunas empresas comercializadoras/distribuidoras que atendieron gran parte de los usuarios no regulados como el caso de CODENSA con 186 usuarios no regulados (20.6% del total); ya para finales del 2001 con el aumento en el número de usuarios no regulados 17 empresas comercializadoras/distribuidoras registraron ventas a este tipo de usuarios siendo CODENSA, ELECTROCOSTA y ELECTROCARIBE las mas importantes. Otras de las principales empresas que registraron ventas a usuarios no regulados durante ese año fueron EPM, EPSA, EMGESA, ISAGEN, ENERSIS y DICEL. En la tabla 3 se muestran los precios promedios de venta a usuarios finales regulados (UR) y no regulados (UNR) en $/KWh para dichas empresas. Tabla 3. Precios promedios de venta usuarios regulados y no regulados por agente 3 NIVEL DE DEMANDA EMPRESA TIPO AGENTE UR UNR UR UNR UR UNR UR UNR EEPPM IV EPSA IV EMGESA GC ND ND NC NC NC ISAGEN GC ND NC NC NC CODENSA DC ELECTROCOSTA DC ND ND ELECTROCARIBE DC ND ND ENERSIS CP ND ND DICEL CP ND ND Fuente: Revista Supercifras 3 IV: Integradas verticalmente; GC: Generadora comercializadora ;DC: Distribuidora comercializadora; CP: Comercializador puro; ND: No disponible; NC: No calculable. 23

12 En cuanto a contratación se refiere según la resolución CREG 054 de 1994 los comercializadores están obligados a cumplir con un porcentaje mínimo de compras de energía mediante contratos de largo plazo para satisfacer su demanda de la siguiente forma: 80% para el período comprendido entre el 20 de julio de 1995 y el 30 de noviembre 1996; 60% para los siguientes dos años; y 30% para el quinto año. A partir del sexto año el porcentaje es libre; sin embargo durante los primeros años de funcionamiento del nuevo esquema de mercado la tendencia de la mayoría de los agentes ha sido recurrir a los contratos de largo plazo esto debido básicamente al riesgo derivado de la incertidumbre en los precios de bolsa y en cierta forma al desconocimiento del mismo. Por ejemplo en el año 1996 el 96.27% del total de la energía transada en el mercado mayorista se efectuó a través de contratos de largo plazo y el 3.73% en la bolsa (6.76% menos respecto a 1995); para 1997 se tranzó el 91.73% mediante contratos de largo plazo y el restante 8.27% en bolsa (incremento debido básicamente a la intervención de los precios de oferta a la mayoría de las plantas hidráulicas los últimos días de 1997 como consecuencia del fenómeno de El Niño obligándolas a recurrir a la bolsa de energía para cubrir sus contratos de largo plazo) para finales de 2001 se tranzaron 90% aproximadamente en contratos de largo plazo y un 10% en bolsa. Es importante resaltar que durante 1996 periodo en el cual se tuvieron unas condiciones hidrológicas favorables y el conocimiento del mercado por parte de los agentes era todavía incipiente, solo 20 de las 43 empresas que participaron en el negocio de comercialización de energía compraron energía en la bolsa; sin embargo de esas 20 solo 10 de ellas presentaron porcentajes importantes siendo estas Empresas Públicas de Caucasia (100%), ELECTROCHOCO (48.5%), Empresas de Magangue (33.17%), Empresa Antioqueña de Energía EADE (31.63%), Empresa de Energía de Arauca ENELAR (24.69%), Centrales Eléctricas de Nariño CEDENAR (18.42%), ELECTROCORDOBA (16.09%), Centrales Eléctricas del Cauca CEDELCA (13.58%), Electrificadora del Tolima ELECTROLIMA (13.38%); con precios promedios de compra de 21.28$/Kwh., 24.69$/Kwh., 24.82$/Kwh., 16.81$/Kwh., 28.38$/Kwh, 22.13$/Kwh, 21.19$/Kwh, 22.14$/Kwh, 23.03$/Kwh, respectivamente, todas con precios inferiores a los precios promedios de compra en 24

13 contratos, lo cual permitió que estas obtuvieran mayores utilidades operacionales en relación a otras empresas que compraron toda su energía en contratos. Para 1997 año al final del cual se presentó el fenómeno de El Niño dichas empresas presentaron porcentajes de compra en bolsa de 100%, 91.43%, 39.70%, 10.75%, 22.86%, 21.58%, 22.79%, 38.77%, 12.83% respectivamente lo que muestra un aumento significativo para empresas como ELECTROCHOCO que paso de 48.5% a 91.43% y el caso especial de Empresas Públicas de Caucasia que tuvo que comprar toda su energía en bolsa durante ambos periodos; ambos casos debidos básicamente a la dificultad para encontrar oferentes de energía a largo plazo por incumplimiento en los pagos de dichas empresas, CEDELCA que pasó de 13.58% a 38.77% quien se vió obligada a recurrir a la bolsa de energía para cumplir con sus contratos al resultar intervenidas su unidades hidráulicas. Además algunas empresas que en 1996 no compraron energía en bolsa presentaron porcentajes importantes para 1997 como son los casos de, ELECTROSUCRE (40.03%), ELECTROMAGDALENA (39.18%), ELECTROGUAJIRA (36.04%), ELECTROHUILA (31.26%), ELECTROCESAR (29.57%), ELECTROSANTANDER (23.92%), ISAGEN (17.28%), la gran mayoría de ellas debido a la terminación de algunos de sus contratos unilaterales de largo plazo obligándolas a comprar en la bolsa a precios muy por encima de los precios promedios de los contratos, lo que combinado con los problemas de recaudo, pasivos pensionales y otros empeoraron su situación financiera. En general para 1997, mas del 50% de las empresas del sector, especialmente las Distribuidoras/Comercializadoras registraron pérdidas debido a la exposición de los precios de bolsa; siendo las mas afectadas aquellas que presentaron los porcentajes mas altos como ELECTROCHOCO, ELECTROCESAR, ELECTROATLANTICO, ELECTROGUAJIRA, ELECTROSUCRE, ELECTROMAGDALENA, Empresas Públicas de Magangue, ELECTROCORDOBA, ELECTROHUILA, entre otras. Por otro lado entre las empresas con mejor desempeño financiero durante el año 1997, medida como la relación utilidad/activos fueron aquellas empresas que lograron respaldar casi todas su compras de energía mediante contratos de largo plazo durante todo el año como son 25

14 EMCALI, ELECTROMETA, ELECTROTULUA, EPM, EEB, EEPP con precio promedio de 36.65$/Kwh, 34.41$/Kwh, 45.55$/Kwh, 37.43$/Kwh, 31.23$/Kwh, 33.11$/Kwh muy por debajo del precio promedio de compra en bolsa de 81.58$/Kwh. La profundización del fenómeno del niño en los primeros meses del año 1998 tuvo efectos nocivos sobre las finanzas de las empresas distribuidoras y comercializadoras del sector, lo cual llevó a la incapacidad de pago en forma grave de un numero importante de ellas, entre las que se destacan las llamadas empresas del grupo CORELCA, que debieron ser intervenidas por la Superintendencia de Servicios Públicos, proceso que culminó con la trasferencia de activos y pasivos de estas a Electrocaribe y Electrocosta, para su posterior de liquidación mediante capital privado proveniente de la Houston Industries y la compañía de electricidad de Caracas lo que contribuyó a un mejor desempeño financiero de las empresas de la costa. A mediados de 1998 y durante 1999 años en los cuales las condiciones hidrológicas fueron favorables presentándose incluso un fenómeno de la niña los diferentes agentes participantes del mercado continuaron respaldando sus operaciones comerciales mediante contratos de largo plazo; sin embargo se han tenido aumentos significativos en los porcentajes de participación en la bolsa disminuyendo un poco la aversión al riesgo por parte de los agentes, pues se ha adquirido un mayor conocimiento y capacidad de negociación del mercado por parte de estos y una mayor percepción de las condiciones hidrológicas favorables; además el proceso privatización iniciado a partir de 1995 a permitido en cierta forma la recuperación financiera del sector, aunque aun persisten los problemas de facturación, altos costos de operación y demás que impiden el desempeño financiero óptimo de las empresas. EMCALI por ejemplo, con 22 usuarios no regulados para 1996 y 1020 para 1997, es un ejemplo de buen desempeño estratégico de compra de energía; durante estos dos años durante los cuales se tuvieron condiciones hidrológicas tan diferentes, respaldaron sus compras mediante contratos de largo plazo durante 1996 con precio promedio de compra 26

15 de 35.29$/KWh y, -1.08$/KWh y por debajo del precio promedio del mercado (pudiendo obtener mejores resultados si hubieran comprado más de su energía en la bolsa); y con un precio promedio de venta de 80,2 $/KWh, 72.6 $/KWh para los usuarios regulados (muy por encima del promedio para el mercado de 59.5 $/KWh), $/KWh para el sector comercial, durante el año 1997 a finales del cual se presentó el fenómeno del niño compraron toda su energía mediante contratos de largo plazo a un precio promedio de 36.65$/Kwh, 1.07 $/KWh por encima del precio promedio para el mercado evitando recurrir a la bolsa con precios mucho mayores; esto muestra la necesidad de la implementación de estrategias adecuadas de compra y venta de energía en el mercado mayorista como un primer paso para el mejoramiento de la situación financiera de las empresas Empresa Antioqueña de Energía EADE (Un caso particular) La empresa antioqueña de energía EADE fue fundada en el año de 1895 con el nombre de Compañía Antioqueña de Instalaciones Eléctricas, con participación minoritaria del departamento y mayoritaria del sector privado, atendiendo una pequeña parte de la población (Montenegro,1996); en la actualidad es una de las empresas mas grandes de energía del país prestando el servicio de energía a casi todos los principales municipios de Antioquia, básicamente en 6 zonas principales: Zona del Oriente Zona del Occidente Zona del Suroeste Zona del Nordeste Zona norte con municipios Zona del Urabá Antioqueño La mayor parte de los usuarios se encuentran concentrados en las zonas del oriente, suroeste y Urabá Antioqueño como se muestra en la figura2. 27

16 Distribución (%) de Suscriptores por Zonas 1996 Distribución (%) de Suscriptores por Zonas % 12% 24% 8% 32% 10% Oriente Occidente Norte Suroest e Nordeste Urabá 12% 21% 15% 11% 31% 10% Oriente Occidente Norte Suroeste Nordeste Urabá Figura 2. Distribución de suscriptores por zonas 4 A finales 1996 EADE contaba con usuarios (aproximadamente un 6% del total de usuarios del sistema) con una demanda de GWh (aproximadamente 4% de la demanda total del sistema para ese año, haciéndola una de las empresas comercializadoras/distribuidoras mas grandes del país junto con empresas como EEB que representa casi un 25% de la demanda total del sistema, EPM con un 15%, EMCALI con un 10% aproximadamente, y entre otras como EPSA, ESSA, CHEC y ELECTRANTA). De estos; pertenecían al sector residencial, al sector comercial, 4144 al sector industrial, 5656 al sector oficial y otros sectores 993. Para finales del 2001 contaba con usuarios regulados (5.8% del sistema), 83 usuarios no regulados (2.4% del total) y una demanda comercial de 1133 GWh; de estos usuarios pertenecientes al sector residencial, al sector comercial, 4221 al sector industrial, 7138 al sector oficial y otros sectores 101; Presentando su mayor crecimiento porcentual para el sector comercial con un 8.5%. En la tabla 4 se muestran los clientes por estratos y sectores. 4 Fuente: Boletines estadísticos EADE, 1996 y

17 Tabla 4. Clientes por estratos y sectores Est 1996 (%) 1997 (%) 1998 (%) 1999 (%) 2000 (%) 2001 (%) Est Est Est Est Est Est Resid Comer Indust Oficial Otros TOTAL Fuente: Boletines estadísticos EADE. Como se observa en la tabla anterior de todos los usuarios pertenecientes al sector residencial el mayor porcentaje de ellos pertenece a los estratos 2 y 3, siendo un poco mayor el porcentaje de usuarios del estrato 2. El porcentaje mas bajo como es de esperarse corresponde a los usuarios del estrato 6, el cual ha conservado durante los años 1996 a 2001 una participación porcentual de 0.3% del numero total de dichos usuarios, con crecimiento de 23.1% para 1997,0.62% para 1998, -1.98% para el año 1999, -3.07% para el año 2000% y 6.3% para el año 2001; lo cual indica un claro descenso en el número de usuarios de estratos 5 y 6 en los últimos años. Adicionalmente para los diferentes sectores la mayor cantidad de usuarios pertenecen a zonas urbanas, siendo más marcada esta diferencia en las regiones de Urabá, Nordeste y Norte de Antioquia como se muestra en la figura 3. La mayor variación en el aumento de los usuarios a nivel urbano corresponde a la zona del Norte de Antioquia, con un aumento de 55.4% entre finales de 1997 y 2001, muy por encima de los valores para las demás regiones que presentaron crecimientos porcentuales de entre 13% y 15% aproximadamente. Al igual que para los usuarios a nivel urbano en la zona rural el mayor 29

18 crecimiento lo presentó la región Norte con un incremento de 59.61% entre finales de 1997 y el año Usuarios Rural y Urbano finales 1997 Usuarios Rural y Urbano finales ,000 80,000 URBANOS URBANOS 60,000 RURAL 60,000 RURAL 40,000 40,000 20,000 20,000 0 Oriente Urabá Suroeste Nordeste Norte Occidente 0 Oriente Urabá Suroeste Nordeste Norte Occidente Figura3. Distribución Urbano - rural usuarios finales EADE 6. Es importante resaltar que a pesar del aumento en el número de usuarios en casi todos los sectores, existe una tendencia generalizada a la baja en el consumo y principalmente en sectores como residencial, comercial e industrial, como se muestra en la tabla 5. En cuanto a los diferentes estratos para el sector residencial, el consumo de energía ha disminuido sustancialmente, principalmente en los estratos 3 y 4 en los cuales se ha presentado una disminución en el número de usuarios como se muestra en la tabla 3 y las figuras 4 y 5. El estrato 2 ha presentado un aumento progresivo en el consumo durante el año 1995, pero para los años siguientes se ha tenido una tendencia a la baja a pesar de presentar un aumento en el numero de usuarios. De los estratos subsidiados solo el estrato 1 ha presentado aumento en el consumo para el periodo comprendido entre 1995 y En cuanto a los estratos 5 y 6 tanto el número de usuarios como el consumo se ha mantenido relativamente estable presentando solo pequeños aumentos en el número de usuarios para el estrato 6. En las figuras 6 y 7 se muestra la evolución de la tarifa media de venta. 5 Este aumento tan significativo es debido básicamente al nuevo mercado de Caucasia 6 Fuente: Boletines estadísticos EADE, 1996 y

19 Las causas que explican tal reducción obedecen fundamentalmente a la penetración cada vez mayor del GLP, pérdida de mercado asumido por la competencia, el impacto tarifario derivado del desmonte de los subsidios y la recensión económica del país en los últimos años. Estos dos factores afectan la capacidad de pago de los usuarios y en consecuencia el aumento de los fraudes y los contrabandos. Las ventas de energía del mercado regulado para el año 2000 disminuyeron con respecto al año 1999 en un 9.7% en tanto que las del mercado no regulado aumentaron en un 174.6%, incremento que se debió básicamente al paso de energía regulada a no regulada. El consumo residencial disminuyo en un 7.9%. El consumo por cliente residencial promedio mensual disminuyó en un 7.9% al pasar de 129KWh a 119KWh en el año 1999 y 2000 respectivamente. Tabla5. Distribución de consumo por sectores [GWh] SECTOR Var% 1998 Var% 1999 Var% 2000 Var% 2001 Residencial Comercial Industrial Oficial Fuente: Boletines estadísticos EADE. kwh Estrato 2 Energía Facturada Estratos 1,2, (kwh) Estrato 1 E/95 A J O E/96 A J O E/97 A J O E/98 A J O E/99 Figura4. Composición de Energía facturada estratos 1,2,3 7 Estrato 3 7 Fuente: Boletines Estadísticos EADE 31

20 kwh Energía Facturada Estratos 4,5, (kwh) Estrato Estrato Estrato 6 E/95 A J O E/96 A J O E/97 A J O E/98 A J O E/99 Figura5. Composición de Energía facturada estratos 4,5,6 8 8 Fuente: Boletines Estadísticos EADE 9 Fuente: Boletines Estadísticos EADE 32

21 $/kwh Tarifa Media Estratos 1,2, Estrato 3 Estrato 2 Estrato 1 E/97 A J O E/98 A J O E/99 A J O E/00 A J Figura6. Tarifa media de venta a usuarios finales regulados estratos 4,5,6 9 33

22 $/kwh Est 4 Est 5 Est 6 Tarifa Media Estratos 4,5, E/97 M S E/98 M S E/99 M S E/00 M S E/01 M S Figura7. Tarifa media de venta usuarios finales regulados Mercado Mayorista 11 En cuanto a su desempeño en el mercado mayorista la Empresa Antioqueña de energía EADE ha presentado resultados favorables en los últimos años. Durante 1996 por ejemplo compró el 68.37% de su energía en contratos de largo plazo con una tarifa media de 21.08$/KWh (la mas baja en comparación con las demás empresas del sector para dicho año) el 31.63% restante fue respaldado mediante compras en la bolsa obteniendo un precio promedio de 16.81$/KWh siendo también la tarifa promedio mas baja de compra en bolsa. El precio promedio de venta para ese año fue de 74.8$/KWh, con lo cual EADE obtuvo la 10 Fuente : Boletines Estadísticos EADE 34

23 menor relación entre Precio promedio de compra / Precio promedio de venta de todo el mercado. En lo referente a indicadores de gestión como son el Índice de perdidas, Índices de recaudo oficial y privado, Rotación de cuentas por cobrar y por pagar, Relación de gastos de funcionamiento, etc., se alcanzaron las metas propuestas o incluso fueron superadas. Para el año 1997 a finales del cual se presentó una condición crítica en el mercado al presentarse el fenómeno del niño y que agravó la situación financiera de muchas de las empresas del sector, EADE presento resultados relativamente positivos al lograr respaldar la mayor cantidad de su energía (89.25%) mediante contratos de largo plazo a un precio promedio de 35.73$/KWh (Valor muy cercano al promedio para el mercado de 35.58$/KWh), el 10.75% restante lo obtuvo mediante compras en la bolsa a un precio promedio de 40.76$/KWh, valor muy por debajo del precio promedio para el mercado (81.58$/KWh). Situación contraria a muchas empresas las cuales tuvieron que recurrir a la bolsa para poder satisfacer su demanda o para poder cumplir con sus contratos bilaterales de largo plazo comprando grandes porcentajes a precios muy altos. Para el año 1998; en el cual durante los primeros meses la profundización del fenómeno del niño tuvo efectos nocivos para las finanzas de las empresas comercializadoras/distribuidoras, EADE compro 50% de su energía mediante contratos de largo plazo con una tarifa promedio de 24.0$/KWh, muy por debajo del precio promedio de compra en contratos de largo plazo para el mercado que fue de 36.01$/KWh; el 50% restante de su energía la compro en bolsa con precio promedio de 32.5$/KWh, 8$/KWh por debajo del precio promedio de bolsa lo cual le permitió colocarse dentro de las 10 mayores empresas por ingresos operacionales y crecimiento de los ingresos. Durante el año 1999 en el cual se presento el fenómeno de la niña y los precios promedios de bolsa y de contratos permanecieron relativamente estables, los diferentes agentes realizaron porcentajes de compra importantes de energía en la bolsa a precios relativamente bajos; sin embargo otros aspectos como la difícil situación económica y social que viene afectando al país han incidido muy de cerca en el sector eléctrico; 11 Fuente: Revista Supercifras y Boletines Estadísticos EADE 35

24 produciendo la disminución de la demanda total del sistema en un 4.72% respecto al año anterior el valor prácticamente igual al obtenido para el año 1996, aumento de las tarifas a los usuarios finales debido a los múltiples ataques a la infraestructura eléctrica destinada al transporte de la energía eléctrica al aumentarse fuertemente el costo de las restricciones las cuales según la resolución CREG 074 de 1999 deben ser canceladas 50% por los generadores y 50% por los comercializadores (a partir del 30 de noviembre de ese año el 100% para los comercializadores), incremento de la cartera vencida para gran cantidad de las empresas, estos factores entre otros produjeron una reducción importante en las utilidades operacionales respecto al año anterior; EADE por ejemplo a pesar de lograr una reducción importante en sus gastos operacionales (35% aproximadamente), presento una reducción muy importante en sus ingresos operacionales (-15.11%) debido básicamente a la fuerte reducción de su demanda comercial que paso de GWh en 1998 a GWh en 1999 (9% aproximadamente). A pesar de su buen desempeño en el mercado mayorista, EADE no participó del mercado no regulado durante estos años; debido básicamente a su baja capacidad de generación. Solo hasta el año 1999 EADE participó en el mercado no regulado atendiendo 10 usuarios de este tipo (1% del total) con una tarifa media de venta de $/KWh muy por encima de la tarifa media para el mercado que fue de 61.86$/KWh; esto debido posiblemente al incremento en el número de este tipo de usuarios, al aumento en su capacidad de generación o a mejores estrategias de venta para este tipo de usuarios; ya a finales del año 2001 EADE atendió a 83 usuarios no regulados; este aumento se debió en gran parte al cambio de usuarios propios industriales a usuarios no regulados. Teniendo en cuenta todo lo anterior es obvio entonces que para mejorar la eficiencia económica de las empresas Distribuidoras / Comercializadoras del sector de acuerdo a la situación económica y social por la que atraviesa el país; no solo es necesario un buen desempeño en el mercado mayorista en cuanto a estrategias de compra y venta de energía se refiere si no que es necesario que las diferentes empresas puedan mejorar de alguna manera aspectos administrativos, financieros, operacionales tales como: 36

25 Reducción de gastos operacionales Disminución de los porcentajes de pérdidas Aumento en el porcentaje de facturación. Mejoramiento y aumento de su cobertura. 37