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LA PRIVATIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA Y
SUS INCIDENCIAS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
MONICA PATRICIA ROMERO MESTRE
ESCUELA SUPERIOR DE ADMINISTRACIÓN PÚBLICA - ESAP
DEPARTAMENTO DE POSGRADOS
PROGRAMA: ESPECIALIZACIÓN EN GESTIÓN PÚBLICA
BOGOTÁ, JULIO DE 2006
LA PRIVATIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA Y
SUS INCIDENCIAS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE
ESPECIALISTA EN GESTIÓN PÚBLICA
MONICA PATRICIA ROMERO MESTRE
ESCUELA SUPERIOR DE ADMINISTRACIÓN PÚBLICA - ESAP
DEPARTAMENTO DE POSGRADOS
PROGRAMA: ESPECIALIZACIÓN EN GESTIÓN PÚBLICA
BOGOTÁ, JULIO DE 2006
TABLA DE CONTENIDO
Pág.,
INTRODUCCIÓN 1
1. RESEÑA HISTORICA DEL SECTOR ELECTRICO EN
COLOMBIA. 3
1.1 Periodo de 1890 a 1.930 1
1.2 Periodo de 1930 a 1950 6
1.3 Periodo de 1950 a 1970 13
1.4 Periodo de 1970 a 1993 20
2. CAUSAS DETERMINANTES DEL PROCESO DE
PRIVATIZACION DEL SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA 26
2.1 La política de tarifas 26
2.2 Las fallas de la planificación 28
2.3 El racionamiento de 1981. 29
2.4 Los desequilibrios posteriores 30
2.5 La depresión de los embalses 31
2.6 El deterioro del parque térmico 34
2.7 El balance operativo 34
3. IMPLEMENTACION DEL PROCESO DE PRIVATIZACION 37
3.1 ACCIONES INICIALES 37
3.1.1 Las Soluciones Inmediatas 37
3.1.2 La Capitalización del Sector 39
3.1.3 El Plan de Emergencia 40
3.2 La ley 142 de 1994 41
3.3 Ley 143 de Julio de 1994 “Ley Eléctrica” 45
3.4 PERIODO DE CONSOLIDACIÓN DE LA REFORMA 47
3.4.1 Régimen de Tarifas 48
3.4.2 Régimen de subsidios y contribuciones 49
3.4.3 Régimen de calidad 50
3.5 El entorno del proceso de privatización 49
3.6 Desarrollo regulatorio 54
3.7 Evolución de la estructura empresarial 55
4. IMPACTO DEL PROCESO DE PRIVATIZACION EN LAS PRINCIPALES
CIUDADES
4.1 Coberturas 61
4.2 Tarifas, subsidios y contribuciones 62
4.3 Otros servicios y valor agregado 66
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 65
BIBLIOGRAFIA 73
INDICE DE CUADROS
Pag.,
Cuadro No 1. Subsidios, contribuciones y recursos PGN. 50
Cuadro No 2. Composición de la propiedad de las principales
empresas de energía en Colombia 60
Cuadro No 3. Acumulado de subsidios y contribuciones 64
Cuadro No 4. Ingresos, gastos y margen operacional según
ciudad 65
Cuadro No 5. Número de empleados y empleados por mil
usuarios. 66
1
INTRODUCCION
El proceso de privatización de los servicios públicos en Colombia, se convirtió
en una política institucional que soportó la implementación de las reformas
económicas de libre mercado que se introdujeron en América Latina durante la
década de los noventa.
El propósito fundamental del presente ensayo es presentar un marco general
sobre el proceso de privatización del sector eléctrico en Colombia. Para ello es
necesario tomar como punto de partida la descripción del desarrollo histórico
del sector, desde 1890 hasta 1993, intentando presentar las principales
transformaciones que sustentaban la configuración de un modelo
eminentemente público que garantizaba el monopolio del Estado en la
provisión del servicio de energía eléctrica en Colombia.
El cambio de paradigma respecto a la función del Estado en la sociedad se
consolidó con las reformas de primera generación del modelo de libre
mercado, y justificó el progresivo desmonte del Estado sobre la responsabilidad
de operación de los servicios públicos, empoderando al sector privado para
asumir el control de las empresas de energía del país, bajo el pretexto que la
acción pública era incapaz de responder a las exigencias de cobertura y de
tarifas.
2
Por tanto, el capitulo segundo del ensayo señala las causas que justificaron el
proceso de privatización y el capitulo tercero describe las principales acciones
que demandó el proceso. Por último, el capitulo cuarto presenta el impacto del
proceso en las principales ciudades del país.
3
1. RESEÑA HISTORICA DEL SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA. 1.1 Periodo 1890 a 1930
En esta primera etapa del proceso de desarrollo eléctrico colombiano, es donde
se crean empresas pioneras y se conforman los primeros modelos de
desarrollo.
La iniciación de la energía eléctrica en Colombia se remonta a 1890, cuando se
inauguro el servicio en Bogotá, como una innovación del alumbrado de gas que
se instalo en los 4 años anteriores. Esa primera realización fue el fruto de la
iniciativa de empresarios nacionales que formularon el primer modelo privado,
en tanto que al poco tiempo surgió en Medellín el servicio municipal y se
introdujo la empresa de capitales extranjeros desde panamá. Estos tres
modelos persistieron con carácter exclusivo durante los primeros 40 años del
desarrollo eléctrico nacional, dando lugar a soluciones mixtas en las demás
regiones del país.
Modelo privado
La introducción del servicio eléctrico en Bogota, efectuada en enero de 1890
fue promovida por una empresa de capitales locales bajo la denominación
Bogotá Electric Light Co., que instalo una potencia de 70 Kw en dos grupos
térmicos a carbón cuyas dificultades técnicas y de suministros de combustible
determinaron su pronta liquidación. Entre tanto la firma Samper Brush y Cia,
4
también de capitales nacionales promovió desde 1896 la construcción de la
planta hidráulica de el Charquito sobre el río Bogotá que con una potencia de
600 Kw se dio al servicio hacia mediados de 1900 después de vencer enormes
dificultades para el transporte de equipos y las trágicas incertidumbres de la
Guerra Civil de esos días. Posteriormente se amplia a 1.700 Kw en el curso de
los 8 años financiadas con la reinversion de utilidades y la colaboración de
acciones nuevas entre pequeños ahorradores. Así surgió la Compañía de
Energía Eléctrica de Bogotá.
Ya en 1913 se da un ensanche de 1.900 Kw, pero se sufrió una sequía que
redujo los caudales mínimos del río Bogotá, dando lugar a la primera crisis del
servicio eléctrico. Las incertidumbres sobre las seguridades operativas de los
5.800 Kw hidráulicos motivó la creación de la Compañía Nacional de
Electricidad fundada en 1920 por empresarios locales que al termino de los 4
años siguientes habilito las primeras unidades de una planta térmica de carbón
de 4.500 Kw; posterior a esto se creo una competencia debido a que el
kilovatio –hora de la planta térmica, tenia costo de casi 3 veces el hidráulico lo
cual dificulto las operaciones de mantenimiento, fue entonces donde estas dos
empresas se fusionan con negociaciones que culminaron en 1927 mediante la
participación del municipio con un poco mas de la mitad de las acciones
financiadas a través de un crédito externo pero preservando el modelo privado;
así culminó la creación de las Empresas Unidas de Energía Eléctrica con una
potencia inicial de 10.300 Kw hasta la terminación de la década.
5
Modelo Municipal:
La compañía Antioqueña de Instalaciones Eléctricas, creadas en 1895 innovó
un modelo de asociación entre el municipio el departamento y los particulares
por terceras partes, pero con una limitación del poder de voto de las entidades
oficiales. Esta compañía inició el servicio de alumbrado en 1898 con una planta
hidráulica de 200 Kw en la quebrada Santa Elena, que se ensanchó en el curso
de los 20 años siguientes hasta 500 Kw y se complementó con una pequeña
planta térmica para compensar los efectos de las sequías. Fue entonces donde
se municipalizo la empresa con miras a financiarse con la ayuda de crédito
externo, lo cual se cumplió en 1921 con la inauguración de 1.500 KW en la
planta de Piedras Blancas y la modernización de la de Santa Elena
posteriormente ampliado a 1.700 Kw térmicos de carbón que, al termino de la
década, conformaban una capacidad de 4.200 Kw. Para entonces ya se había
iniciado la construcción de la central hidroeléctrica de Guadalupe, que fue el
primer proyecto de envergadura y concepción moderna en el país.
Modelo Extranjero:
Fue Panamá la primera región colombiana que adopto el modelo extranjero en
la introducción de la energía eléctrica en 1890, a través de la Panamá Electric
Light, con el servicio de una planta termina de 85 Kw, para operación con
carbón importado cuyos costos obligaron a sustituirlo por leña; este servicio se
suspendido debido a la Guerra Civil, reanudado en 1903 en vísperas de la
separación de Colombia; posteriormente el auge de la terminación del canal
interoceánico en 1914 requirió la construcción de la presa y la central
hidroeléctrica de Gatún en tanto que el servicio publico había sido transferido a
6
la Compañía de Luz Eléctrica de Panamá, como filial de la America and
Foreign Power. La vinculación del capital extranjero se motivó en la limitación
del desarrollo eléctrico al margen de los logros obtenido en Bogotá y Medellín y
como reflejo de las debilidades estructurales en materia técnica, financiera y
administrativa de las demás regiones.
Esta compañía extendió sus actividades a la zona norte, central y occidental
mediante la adquisición de varias instalaciones existentes con una potencia
inicial de 3.500 Kw ubicados en un 60% zona norte, 25% zona occidental y el
15% zona central.
Las soluciones mixtas
Se observa el mayor empuje en los departamentos de Antioquia y el antiguo
Caldas, en donde las plantas de origen privado se cubrió la mayor parte del
territorio; la iniciativa de los empresarios locales de entonces financiaron las
instalaciones con su propio capital. Se registra además la iniciación de la
industria mecánica en Bucaramanga para la instalación de la planta del río
Suratá y la realización de la primera red integrada en la provincia de Cúcuta
desde la planta del río Peralonso.
1.2 Periodo de 1.930 a 1.950
La situación económica de Colombia en 1950 fueron analizadas por primera
vez en el “Informe de una Misión” del Banco Internacional de Reconstrucción y
Fomento. El desarrollo eléctrico de entonces fue reseñado en este documento
y en el informe que el naciente Instituto de Aprovechamiento de Aguas y
7
Fomento Eléctrico (Electraguas) le rindió a la misión con carácter informativo 1.
La evolución de los proyectos principales se registro en el primer plan nacional
de electrificación en el año de 1954 por el consorcio de Gibbs and Hill y
Electricité de France, contratado por el gobierno bajo la supervisión de
Electraguas.
Este organismo creado por la ley 80 de 1946 fue encargado del planeamiento y
desarrollo del sector eléctrico nacional que se venia ejecutando en 1940 por el
Fondo de Fomento Municipal. Estas dos entidades configuraron la participación
del estado en ese proceso. Pero las funciones de Electraguas se extendieron
también a las obras de irrigación, para promover los aprovechamientos de
beneficio múltiple.
La Expansión Regional
En 1950 el país registraba una población de 11.2 millones de habitantes con un
34% de proporción urbana de acelerado crecimiento, en tanto que los servicios
públicos habían sobrepasado las posibilidades a pesar de haberse logrado
grandes progresos en los últimos 20 años. El país entonces se encontraba en
un incipiente desarrollo de sus recursos hidroeléctricos pese a la gran reserva
hidráulica. La energía de ese entonces solo se había utilizado para usos de
alumbrado y pequeños servicios industriales en la mayor parte del territorio
nacional y solo había tenido aplicación como calor domestico y fuerza motriz en
1 Informe General sobre Electrificación e Irrigación del País, de agosto de 1949 suscrito por Carlos Sanclemente.
8
mayor escala. Por esta circunstancia la generación eléctrica en plantas de
servicio publico solo alcanzaba una potencia de 208.5 Mw en 447 instalaciones
que en su gran mayoría eran pequeñas plantas municipales.
Se observaba que solo en 12 instalaciones concentraban el 73% de la potencia
instalada en que concurría un 27% de la capacidad térmica ubicada en
Barranquilla y la potencia hidráulica tenia sus aprovechamientos principalmente
en Medellín y Bogota. Pero en 1945 el censo industrial arroja como resultado la
existencia de 52.5 Mw adicionales en plantas de servicio privado de propiedad
de algunas industrias manufactureras que elevaban a 261 Mw la potencia total
del sistema. A nivel de la población nacional se estimaba que la capacidad
per-cápita solo equivalía a 24 vatios menos de la mitad que en Chile y
Paraguay. Pero al nivel de la población urbana que era la única abastecida se
disponía 70 vatios per-cápita con grandes variaciones que ascendían hasta 194
vatios en Medellín.
Con estos indicadores la Misión Curie concluye en 1950 que la capacidad
generadora de Colombia era inadecuada, por permitir un rápido desarrollo
económico o por abastecer un nivel mínimo de consumo residencial. La razón
principal era que en los 10 años anteriores las plantas locales solo abastecían
la demanda futura con una pequeña inversión mientras que en ese entonces el
aspecto económico del desarrollo energético requerían construcciones de
enormes plantas para producir energía con un menor costo pero que
inicialmente los desembolsos de capital eran demasiado grandes para el
emprendimiento de las empresas privadas o municipales. Además con la
9
extensión del servicio de energía a regiones mas extensas se estaba
comprobando el inadecuado sistema administrativo tradicional de municipios y
mecanismos reguladores.
Las instalaciones principales
En esta segunda etapa del desarrollo eléctrico se registra un mayor avance en
el diseño de proyectos hidroeléctricos principales, por cuanto las plantas
menores se continuaban construyendo con bocatomas rudimentarias y canales
de tierra. Mientras que los nuevos proyectos aplicaron soluciones con presas
de regulación y túneles de presión, proporcionando así ventajas operativas. Los
proyectos fueron:
Ø La central de Guadalupe I en Medellín aprovechando una caída de 550
metros con una capacidad de 40 Mw en 4 grupos.
Ø La central de Riogrande en la misma zona con una caída de 317 metros con
una capacidad de 75 Mw en 3 grupos.
Ø La central de Salto Nuevo sobre el río Bogotá con una caída de 419 metros
con una capacidad de 50 Mw en 5 grupos, mediante la regulación del
embalse de Muña con 41 millones de metros cúbicos que se llenan con
bombeo del río.
Estos progresos emprendieron la iniciación de las técnicas de construcción de
presas de tierra, con las primeras líneas de transmisión con voltajes de 33, 66 y
110 kilovatios. En el campo de las centrales térmicas se dieron avances
significativos inducidos por el desarrollo de la industria petrolera con la
10
instalación de las refinerías, con la aplicación de grupos diesel para plantas
pequeñas y medianas así como la instalación de la primera planta a vapor
para operación petrolera instalada en Barranquilla con una capacidad de 23
Mw.
La realización de estos proyectos se financio con la ayuda del crédito bancario
internacional en Medellín y bogota; en Barranquilla se hicieron por medio de la
Compañía Colombiana de Electricidad. Ya en 1945 la compañía acepto la
expropiación de sus instalaciones en Cali por parte del municipio, que
comprendía una potencia de 5.2 Mw y la red de distribución urbana
ocasionando los primero grandes conflictos del desarrollo eléctrico nacional.
Participación del Estado
La promoción de los servicios públicos por el Fondo de Fomento municipal
incluyo en la financiación de plantas eléctricas como uno de sus objetivos. Esas
instalaciones se efectuaban por medio de contratos individuales con el
municipio y su departamento, en donde la nación aportaba el 51% de la
inversión y asumía la supervisión de los diseños de obras a través del fondo. A
mediados de 1940 el estado promovió los primeros grandes proyectos con la
participación del estado: la empresa de Anchicayá en Cali, la empresa de
Lebrija en Bucaramanga y la Central Hidroeléctrica de Caldas (Chec) en
Manizales, estos aportes de capital de la nación se le transfirieron a
Electraguas en la ley que le dio origen.
11
La acción inicial de Electraguas se oriento hacia la coordinación técnica y
financiera de estas 3 sociedades y a efectuar aportes de capital en pequeñas
empresas municipales. El proyecto de Anchicayá se reviso por medio de un
consultor externo y licitar internacionalmente las obras civiles que se venían
ejecutando por la administración directa. En el orden financiero se encauzó la
obtención de recursos externos por medio del Banco Mundial que había
iniciado sus operaciones en 1949 con resultados positivos, otorgando así en los
dos años siguientes los créditos con las respectivas sociedades filiales de
Electraguas con la garantía de la nación. Estos proyectos presentaban las
siguientes características principales:
Ø Central del río Anchicayá, integrada con una presa alta de hormigón, con un
embalse de 2.3 millones de metros cúbicos y un túnel a presión para la
caída de 76 metros con una instalación final de 64 Mw.
Ø Central del río Lebrija, construida por una presa baja de regulación diaria y
un túnel a presión para una caída de 160 metros con instalación de 18 Mw.
Ø Central de Caldas (Insula), consistente en la derivación del río Chinchina
hacia el río Campoalegre a través de un canal con deposito de
compensación terminal que desarrollo una caída de 130 metros con una
capacidad de 27 Mw.
El sistema eléctrico de Cali se acentuaron por el proceso de expropiación y las
demoras en la construcción de Anchicayá, lo cual requirió el montaje de una
planta diesel por el municipio y de varias instalaciones privadas por los auto
productores industriales. Las dificultades de este proyecto no terminaron con su
12
puesta en servicio debido a que al corto plazo se produjo la colmatación del
embalse debido a su escasa capacidad con respecto a los aportes sólidos del
río, corregido posteriormente por medio de dragado y por medio del desarrollo
operativo del sistema regional.
El aprovechamiento de aguas
Las obras de riego se oficializaron en 1921 cuando el estado abocó el
desarrollo de este aspecto de la economía del país. Sin embargo la escasez de
recursos económicos limito el alcance de los proyectos con la excepción de las
desecaciones de los valles de Sogamoso y Fúquene recuperándose 27.400
hectáreas. Estas obras fueron aportadas a Electraguas para el reembolso por
el sistema de valoración, transferidas simultáneamente a la canalización del río
Medellín y el canal del río Recio en el Tolima que se encontraban en proceso
de construcción. Electraguas continuo la obra de canalización al ritmo de sus
reembolsos y realizó la irrigación del río Recio en 6.500 hectáreas de los llanos
de Lerida y Ambalema con la posterior instalación de dos plantas hidráulicas
para una potencia conjunta de 4.5 Mw. Así se configuro el primer proyecto de
beneficio múltiple.
Electraguas realizó los sistemas de irrigación de Saldaña y Coello en los llanos
del Tolima mediante un crédito de Export and Import Bank de los Estados
Unidos que se aplico por conducto de la Caja de Crédito Agrario. Como tercera
utilización de este crédito se construyó la presa de Sisga en la cuenca del río
Bogotá con un embalse útil de 96 millones de metros cúbicos. Con recursos
locales en esa misma época se construye la presa de Neusa sobre otro
13
afluente de la cuenca de Sisga con capacidad de 102 millones de metros
cúbicos, proporcionando estos dos embalses la regulación del río Bogotá para
la utilización de energía eléctrica entre otras.
1.3 Periodo de 1950 a 1970
Este periodo se caracteriza por las grandes transformaciones del sistema
eléctrico nacional, las cuales generaron los grandes conflictos ya iniciados en
1945 en Cali y Continuados en 1951 con la municipalización de la empresa de
Bogotá. Conflictos como el de las filiales de Electraguas ocurrido entre 1957 a
1962 (caso de la cesión de Anchicayá), la realización de la termoeléctrica de
Paipa y las resistencias a la integración regional en Caldas y Huila. En este
mismo lapso se desarrolló el conflicto entre el gobierno y la compañía
Colombiana de Electricidad, que comenzó con un reajuste de tarifas y termino
con la nacionalización de sus instalaciones, aprobada por la ley 13 de 1962.
Esta etapa se caracteriza por los avances del planeamiento a escala nacional,
por el desarrollo institucional que resulto de las grandes transformaciones, por
el desarrollo de las facilidades de crédito externo y por las primeras
orientaciones de la política de tarifas. Esto trajo como consecuencia la
creación de las Electrificadoras, la promoción de las Corporaciones Regionales,
la iniciación de la interconexión nacional y la integración del sistema de la
Costa Atlántica.
Las Electrificadoras de Electraguas
La estructura de esta empresa en los años 50 se modifico para convertirse en
un departamento de la Corporación Nacional de Servicios Públicos,
14
funcionando esta desde 1954 a 1957, posteriormente liquidada y
reestructurada Electraguas como entidad autónoma. Las transferencias de
funciones del Fondo de Fomento Municipal se convirtió para entonces en el
organismo nacional de fomento eléctrico. En el periodo de entonces
Electraguas se oriento a la constitución de sociedades sin discriminación del
carácter regional, departamental o municipal de su orbita de acción. En efecto
las empresas del orden regional (Anchicayá, Lebrija y Caldas) se adicionaron
con 7 sociedades del ámbito departamental (Bolívar, Boyacá, Cauca, Huila,
Nariño, Norte de Santander y Tolima) y 21 sociedades del orden municipal.
Esta dispersión institucional se corrigió con la integración de las sociedades
municipales a las departamentales y la creación de 6 nuevas sociedades para
los departamentos restantes (Antioquia, Atlántico, Chocó Córdoba,
Cundinamarca y Magdalena). Las 16 electrificadoras así integradas cubrieron
todo el territorio nacional.2
La constitución de las Electrificadoras departamentales se reguló por el
estatuto de las sociedades anónimas, con el criterio de facilitar el tramite de los
aumentos de capital, centralizar su costo fiscal, y permitir el libre acceso de los
entes municipales que se quisieran vincular como accionistas. Por este medio
se activo el proceso de integración eléctrica regional, que incluyó la compra de
algunas empresas privadas a través de las electrificadoras. Así se explica que
las electrificadoras de Cundinamarca y Antioquia se crearon para transmitir y
2 Electraguas, Informe de una Administración (1957-1962)
15
distribuir energía de los entes de Bogotá y Medellín que estatutariamente no
podían ni querían ampliar sus zonas de influencia.
Al estatuto de estas sociedades se incorporó el principio de reinvención de las
utilidades en la respectiva empresa, por cuanto sus rentabilidades eran
insuficientes para cubrir los recursos locales que requerían sus planes de
ensanche. Compensando esto se practicó la política de que el crédito externo
fuera contratado por las Electrificadoras con el ava l de Electraguas para
operaciones menores y con la garantía de la Nación para las demás. Esta
política se suspendió en 1964 debido a que Electraguas recibe un préstamo
internacional para varios proyectos, fue entonces donde el servicio fue
transferido a las electrificadoras beneficiadas. Así se inicio de que Electraguas
recibía los grandes prestamos para su amortización con cargo a las
apropiaciones presupuéstales en tanto que las inversiones se aportaban a las
Electrificadoras.
Las Corporaciones Regionales
Ya en 1954 se creo la Corporación Regional del Cauca (CVC). Se planteo
entonces el aprovechamiento del río cauca con las presas de Salvajina y
Timba, para el equipamiento eléctrico del orden de 300 Mw y el desarrollo de
un sistema integrado de irrigación y drenaje; pero los estudios subsiguientes no
justificaron el proyecto, sino que orientaron el programa de la CVC hacia el
drenaje de las zonas con el respaldo financiero de una sobretasa al impuesto
predial de las tierras del Valle. Así surgió la cesión de CVC del interés social de
Electraguas en la empresa de Anchicayá que fuera ordenada por el gobierno
en octubre de 1957. a ese sistema ya se habían integrado las plantas que
16
anteriormente adquirió y desarrollo el municipio de Cali con lo cual CVC se
convirtió en la empresa generadora para suministro en bloque dentro del Valle
del Cauca con una total independencia de la participación de Electraguas.
Poco tiempo después se creó la Corporación Autónoma de la Sabana de
Bogotá y de los Valles de Ubaté y Chiquinquirá (CAR), financiada igual que la
CVC; pero sus actividades se restringieron al ordenamiento de los recursos
agrícolas y al desarrollo de la electrificación rural con energía del sistema de
Bogotá.
La Interconexión Nacional
La realización de una red de una interconexión para la zona central de país fue
una recomendación efectuada por Electricité de France; esta iniciativa se
desarrollo en estudios que promovieron las empresas de Bogotá, Medellín, la
CVC y Electraguas, construyendo una red de 480 kilómetros de longitud en
líneas de doble circuito a 220 kilovoltios en una esquema de subestaciones
terminales y una intermedia que vinculaban el sistema de Bogotá, Manizales
para derivar un ramal en Medellín y un ramal sur hasta Yumbo.
La promoción del sistema de interconexión contó con el respaldo del Banco
Mundial, pero los intereses regionales dificultaron su desarrollo y la creación de
ésta se aplazo hasta fines de 1966. surgió entonces la iniciativa de financiar
las inversiones locales con una sobretasa al consumo de energía en su zona
de influencia que en parte se capitalizaría como aporte a la Nación y el resto a
nombre de las empresas donde se efectuaba el recaudo; pero esta iniciativa no
17
contó con el respaldo regional, por el contrario se abrió camino a la aplicación
de un esquema nuevo en el ámbito latinoamericano. Este estatuto consiste en
una sociedad mixta sin capital propio, quiere decir, explotan concesiones de
fuerza hidráulica compartida por varios entes en que las inversiones directas,
las obligaciones y gastos se asumen por cuotas sobre la capacidad de cada
proyecto.
Así nació la Interconexión Eléctrica (ISA) con la doble finalidad de realizar la
red principal y las centrales de ámbito nacional a través de la cooperación de
sus 4 accionistas las empresas de Bogotá y Medellín, la CVC, y Electraguas.
La Integración de la Costa Atlántica
El segundo plan nacional concibió el desarrollo eléctrico de la Costa Atlántica
en una sola central térmica a proximidad de explotaciones de gas natural en
Cicuco o mediante centrales gemelas en Barranquilla y Cartagena que se
interconectaran entre si y derivaran ramales de transmisión hacia Santa Marta
y Montería. Mediante un estudio de factibilidad contratado por Electraguas, se
orientó la utilización del fuel – oil de la refinería de Cartagena; así se configuro
el proyecto de una central en Barranquilla y otra en Cartagena. Su red de
transmisión fue de 220 kilovoltios con terminales en Cienaga para la zona de
Santa Marta y en Sincelejo para la zona de Córdoba.
La formulación del financiamiento del proyecto fue promovida por las regionales
de la Asociación Nacional de Industriales dentro del principio de que la nueva
empresa debía constituirse para suministro de energía en bloque para las
18
electrificadoras regionales. Así surgió la iniciativa de financiar los recursos
locales con una combinación de aportes del presupuesto nacional y de
productos de una sobretasa ad-valorem de la tarifa media regional. Esta
sobretasa se estipulo en el 15% exceptuando a los pequeños usuarios
residenciales para evitar el impacto social. Así nació el proyecto de ley que
ordenó la creación de la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica (Corelca)
después de debatir sus normas esenciales con el Consejo de Política
Económica y Planeación en 1966.
Las realizaciones
Al termino de la década de los 70 el sistema eléctrico nacional tenia una
potencia de 1.790 Mw, con un 29% en la empresa de Bogotá, el 37% en la de
Medellín, el 12% en la CVC y el 22% en las Electrificadoras de Electraguas,
que por esos días ya habían adquirido su nueva estructura como Instituto
Colombiano de Energía Eléctrica (Icel). Ese equipamiento ya había
incorporado desde 1962 las plantas de la Compañía Colombiana de
Electricidad que operaba en las zonas con una potencia global de 84 Mw
ubicada en un 62% en Barranquilla. Esas redes fueron transferidas según su
localización geográfica a la CVC y a las Electrificadoras del Atlántico,
Magdalena Cundinamarca y Tolima.
El ritmo del equipamiento registraba una tasa del 12% anual, ya que la
demanda había crecido al 10%, esto dejaba un amplio margen de potencia de
reserva aunque con grandes desbalances en muchas regiones. La realización
de la empresa de Bogotá consistió en 3 proyectos de diseño convencional que
19
completaban el desarrollo del rió Bogotá, las centrales de Laguneta 72 Mw,
Colegio 300 Mw y Canoas 50 Mw; con estos proyectos y la remodelación de El
Salto se culminó el aprovechamiento del río Bogotá.
La empresa de Bogotá desarrollo el proyecto termoeléctrico de Zipaquirá para
operación a carbón que comenzó con 33 Mw en el primer grupo y continuo a
otro de 35 Mw. Entre tanto la empresa de Medellín se oriento hacia la
complementación del aprovechamiento del río Guadalupe y la construcción del
las presas de Miraflores y Troneras. Complementariamente la empresa de
Medellín realizo la primera etapa del aprovechamiento del rió Nare, a partir de
una presa provisional; este proyecto marco un gran avance tecnológico como la
primera central subterránea del país.
La actividad de Electraguas por su parte confrontaba una gran complejidad por
la considerable extensión de su zona de influencia y las frecuentes presiones
regionales, algunas veces motivadas por los desastres naturales y por las
muchas urgencias del desarrollo , para corregir racionamientos temporales.
Entre los mas críticos se recuerda el de Cúcuta en 1960 cuando se terminaba
la termoeléctrica de Tibú; y el de la Costa Atlántica en 1961 por la suspensión
temporal de los ensanches de la Compañía Colombiana de Electricidad.
Ø Dentro de este contexto las realizaciones de Electraguas se orientaron
hacia proyectos de ámbito regional que integraban las redes de uno o varios
departamentos contiguos. Sin embargo, estas orientaciones suscitaron
varios problemas regionales , como la resistencia a la extensión de la red de
20
la CHEC dentro del antiguo Caldas, y la oposición del Huila a compartir con
el Tolima la utilización de un proyecto que no se ubicaba en su territorio.
1.4 Periodo de 1970-1993
Al comienzo de este periodo se culminan dos iniciativas: la red de interconexión
y la fase inicial del plan de integración de la Costa Atlántica con la nueva
central de Barranquilla y su sistema de transmisión. Se produce el reajuste
automático de la estructura institucional del sector conformada por 4 entidades
regionales (Bogotá, Medellín, CVC, y Corelca), un organismo nacional de las
demás zonas (Icel), y una empresa de red de interconexión y las centrales del
ámbito nacional (ISA).
Para esta época se reestructuro la cúpula del sector que en el pasado era entre
el Ministerio de Obras Publicas y el de Fomento o Desarrollo, con la política
energética al convertirse el ministerio de Minas y Petróleo en ministerio de
Minas y energía. Pero a corto plazo se avanzo en el proceso de regionalización
institucional con la transferencia de Corelca de las Electrificadoras de la Costa
Atlántica y la posterior asignación de los nuevos proyectos según su ubicación
geográfica, que debilitó las atribuciones de ISA.
El Equipamiento en los años 70
El desarrollo en los años 70 ascendió a 1.880 Mw equivalente a un incremento
del 105% sobre la potencia instalada en todo el periodo precedente,
configurando así un crecimiento del 7% anual. Ya conformado el sistema
eléctrico nacional por la región central, integrado con la red de ISA, la región
21
norte con Corelca y las regiones periféricas con Electrificadoras de ICEL en el
nordeste y la zona sur, con una visión global se reflejo las cifras de potencias
instaladas según secuencia de su puesta en servicio:
La potencia instalada hasta el final de la década de los 70 ascendió a 3.670
Mw, en esa potencia ocurrían 830 Mw térmicos ubicados en un 54% en la
región norte y el 46 % en la region central. Así se había conformado un sistema
térmico en el norte y esencialmente hidráulico en el centro del país que podían
complementarse a través de la interconexión. Estas ventajas económicas y
operativas orientaron el proyecto de interconexión de las dos regiones por
conducto ISA mediante la construcción de una línea a 500 voltios entre la
subestación de San Carlos, cerca de Medellín y la subestación de Sabanalarga
en el sistema de Corelca.
En materia de avances tecnológicos se registra los aprovechamientos
hidroeléctricos, el aumento de los grupos térmicos a 66 Mw y la introducción
del voltaje a 50 kilovoltios para la interconexión centro – norte. Se registra la
evolución en la económica relativa de los combustibles. En efecto la crisis
internacional del petróleo y el descubrimiento de gas en la Guajira, con la
habilitación en 1977 del gasoducto hasta Cartagena, orientaron la sustitución
del fuel – oil por gas en las centrales de Corelca.
Desarrollo de los años 80
En 1979 se expide el Plan Integración Nacional con el fin de orientar el
desarrollo económico del país; con este se definió el equipamiento eléctrico de
22
los años siguientes. Este plan sectorial programaba un aumento de potencia
del 154% en 8 años, con un crecimiento del 13% anual. Como premisa de este
desarrollo se consideraba un mayor cubrimiento del servicio residencial y una
expansión industrial para un crecimiento del 7.5% anual en el producto interno
bruto. El plan comprendía la terminación de 2.050 Mw ya iniciados y la
ejecución de nuevos proyectos que generaría 5660 Kw.
Como hecho significativo se anota que el financiamiento externo y la
contratación de los nuevos proyectos se efectuaron de inmediato,
aprovechando favorablemente la coyuntura de la economía mundial que
precedió la crisis de 1982. para entonces ya se había adicionado el plan con
los 1.200 Mw del proyecto Urrá. Pero a mediados de 1981 se presento el
primer obstáculo, al ocurrir un largo racionamiento en la región central.
La Construcción del Guavio
El aprovechamiento hidroeléctrico del Guavio que fuera iniciado en 1981
consistía en una presa alta que formaba un embalse de 970 millones de metros
cúbicos y de una central subterránea con 1.050 m de caída para un
equipamiento inicial de 1.000 Mw en 5 grupos. Pero sus obras hidráulicas
admitieron la instalación posterior de 600 Mw en tres grupos. La ejecución del
proyecto fue por intermedio de la empresa de Bogotá, la cual se respaldo con
un crédito del Banco Mundial y otro por el Banco Interamericano de Desarrollo
(BID). Una oposición sobre la evolución de este proyecto al margen de los
conceptos del Congreso Nacional y el Ministerio Publico, permite subdividirlo
en tres fases: inicial, intermedia y final.
23
En la fase inicial hubo contratiempos constructivos por la demora en la
adquisición de predios para las instalaciones del contratista, los mayores
costos del proyecto de Mesitas y las crecientes compras de energía ISA por
las demoras en la habilitación de Mesitas.
En la fase intermedia se aumentaron las dificultades por problemas geológicos,
por la insolvencia financiera, la cual aumento con los mayores imprevistos de la
construcción e iniciación de las amortizaciones de la deuda. Ya se habían
vencido los 4 años del periodo de gracia de los créditos iniciales. En estas
circunstancias la empresa solicito nuevamente la ayuda del Banco Mundial y
del BID los cuales fueron otorgados como parte del ajuste del plan financiero
del sector eléctrico que se aprobó en Diciembre de 1987, estas demoras
aplazaron la puesta en servicio de 1990 a 1992 porque la fecha antes
programada resultaba imposible.
La fase finial se inicio con el incumplimiento de la nueva fecha programada y
con las deficiencias operativas del sistema durante la sequía de 1992, esto
conllevo a acudir al BID en demanda de ayuda financiera. En suma el proyecto
se inicio en forma anticipada a las necesidades del mercado y las posibilidades
económicas de la empresa, dando lugar a considerables costos financieros
doblando así la cuantía del presupuestos inicial .
El proyecto de Urrá
En 1976 se formuló el estudio de factibilidad del aprovechamiento eléctrico
identificado en el sitio de angostura de Urrá sobre el cauce del río Sinú que
24
permitía la construcción de una presa de propósitos múltiples. Así se configuro
un proyecto de dos presas sucesivas en que la primera (Urrá II) proporciono un
embalse útil de 14.800 millones de metros cúbicos con un a caída de 141
metros, en tanto que la segunda (Urrá I) almaceno 1.125 millones de metros
cúbicos con una caída de 58 metros equivalente en dos centrales a 860 Mw en
la presa superior y 340 Mw en la presa inferior programadas en un periodo de 8
años.
Este proyecto se inicio cuando se expido una ley que autorizaba la
construcción directa de los equipos principales a través de un crédito de
compensación comercial con la Unión Soviética celebrado en 1982. este
contrato solo cubría un 10% del presupuesto del proyecto y un 60% fue por
crédito externo dirigida al BID y así Banco Mundial. Simultáneamente se licitó
internacionalmente para la construcción de las obras civiles de los dos
aprovechamientos.
Este proyecto presento polémica nacional en 1984 debido a que en los
proyectos de Urrá I y II se inundaban 54.000 y 6.200 hectáreas de selva
tropical húmeda. La protección de la calidad del agua planteo un interrogante
sobre la magnitud del bosque que debía talarse y retirarse pero estudios
indicaron que debía talarse totalmente en Urrá I y en Urrá II un 20%.
Simultáneamente el Inderena sostenía que debía talarse en su totalidad, pero
era incompatible con el plazo de la construcción y la economía del proyecto.
En ese estado el Banco Mundial se pronuncio negativamente sobre la solicitud
de préstamo por el descenso en el crecimiento de la demanda que suponía un
25
aplazamiento del proyecto. Sin embargo las licitaciones siguieron su tramite
hasta abril de 1985 en que el contrato de Urrá I se le adjudico a una firma
Sueca y se expidió una licitación desierta para el contrato de Urrá II.
26
2. CAUSAS DETERMINANTES DEL PROCESO DE PRIVATIZACION DEL
SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA
2.1 La Política de Tarifas
La intervención del Estado en la regulación de tarifas eléctricas fue iniciada en
1930 en que la Ley 109 de ese año estableció que el principio de las tasas
debían preservar los justos limites de la conveniencia colectiva y la moral
comercial. Este principio orientó el control de las tarifas eléctricas a través del
departamento de servicios públicos del Ministerio de Obras y la posterior
sección de tarifas del Ministerio de Fomento. Desde entonces hasta 1957 los
reajustes no fueron significativos, debido a la relativa estabilidad cambiaria de
aquella época, aunque se gestaron no pocas reacciones publicas a las pocas
alzas, que motivaron los procesos de municipalización.
Esos estatutos estaban regulados por tarifas de precio fijo aplicables a carga
conectada en los pequeños usuarios, por el consumo medio en las conexiones
residenciales, industriales y comerciales, con aplicación de precios
descendentes por kilovatio-hora. En 1950 las tarifas medias de los sistemas
hidráulicos variaban desde un centavo de dólar por kilovatio-hora en Medellín
hasta 2.2 centavos en Bogotá, en tanto que la energía térmica de la Costa
Atlántica se facturaba en 3 centavos de dólar por kilovatio-hora.
27
Se concibió entonces dos nueva orientaciones políticas: la primera consistió en
la aplicación de la “tarifa costeable” para justificar un valor medio que debía
cubrir los gastos de funcionamiento, el servicio de la deuda y el componente
local de los programas de ensanche de las grandes empresas. La segunda
orientación consistió en modificar la estructura de precios descendentes con un
criterio social que mantenía invariable el valor de los consumos mínimos. Así
se llego a una tarifa de línea horizontal o de precio uniforme para cada servicio
de manera de que los posteriores ajustes introdujeran las tarifas diferenciales
ascendentes en que el precio del kilovatio-hora aumenta con el nivel de
consumo. El periodo de 1958 – 1980 se expido 72 resoluciones de alzas de
tarifas que representaron un incremento medio del orden del 35% en los
ingresos de las empresas eléctricas.
Los inadecuados niveles de la tarifa media nacional y las distorsiones en las
estructuras tarifarías, en todos los mercados, fueron una permanente fuente de
tensión en las relaciones con el banco mundial. Así lo reconoce el propio Banco
al recapitular que la tarifa media nacional, expresada en moneda constante,
solo aumentó a una tasa de 1.2% anual en el curso de 10 años a partir de
1971. pero este incremento provino de reajustes en el periodo de 1975 – 1983
porque en los años anteriores se deterioró y no se recupero por los efectos de
la devaluación de 1985. las tarifas industriales crecieron al 2.9% anual y las
residencial creció al 1.3% anual.
La nueva política de tarifas establece la libre comercialización entre empresas
generadoras y distribuidoras en tanto que a nivel de los usuarios se clasifican
28
en reguladoras y no según que requieran la autorización de la
Superintendencia de Regulación Energética. Las tarifas reguladas pudieron
extenderse a todos los usuarios de una red de distribución a juicio de la
comisión cuando fuere necesario para facilitar la transición en los dos sistemas.
La comisión de regulación Energética asume la totalidad de las funciones
conexas con el régimen de tarifas en que se incluye las de acceso y uso de las
redes de transmisión como fundamento de la apertura hacia el sector privado.
2.2 Las fallas de planificación
La primera manifestación externa de la crisis se produjo a principios de 1981
con la ocurrencia de un largo racionamiento en el sistema interconectado de la
región central. Se creo entonces un clima de confusión, que contribuyo a
deteriorar mas la situación del sector porque al desfigurar la realidad técnica
se agudizó la iliquidez financiera.
Este estado de cosas se acentuó en marzo de 1986, cuando ISA promovió la
acción del gobierno hacia dos formulas sucesivas de solución: el manejo
interno del déficit hasta el fin del año y la negociación de un paquete financiero
a partir del año siguiente, mediante una solicitud de cooperación al Banco
Mundial. Entonces se inicio el estudio del préstamo sectorial, aprobado en
diciembre de 1987 con el objetivo de estabilizar el sector eléctrico. Pero los
resultados obtenidos no confirmaron esas expectativas. Así se configura la fase
inicial de la crisis, en que se acentuaron las fallas de planificación y finalmente
se introdujeron los ajustes necesarios, que por diversos motivos se frustraron.
29
2.3 El Racionamiento de 1981
Las circunstancias de este largo racionamiento en la región central se
atribuyeron, en un principio, a la sequía de 1980 y más luego al atraso de los
proyectos en ejecución. Pero a corto plazo se aclaro que la sequía no había
llegado al nivel del año hidrológico critico, que fundamenta el planeamiento del
sistema, en tanto que los atrasos de las obras prioritarias eran evidentes. Sin
embargo, la magnitud del racionamiento fue relativamente moderada, por
cuanto se trataba de economizar 13.o millones de kilovatios-hora por semana,
que equivale a la energía obtenible con la operación normal de 135 Mw
térmicos.
La evaluación del racionamiento permitió identificar, a diferencia de las
opiniones generales, que el sistema de la Costa Atlántica tenia disponible la
mayor parte de los 198 Mw recientemente instalados en ampliación de las
centrales de Barranquilla y Cartagena, que hubieran podido eliminar el déficit
de la región central a través de la línea de interconexión, ya construida en
aplicación de un préstamo del Banco Mundial. Pero la operación de esa línea
había quedado aplazada por las demoras administrativas en el proceso de
contratación de los suministros y montajes de las subestaciones, con cargo a
un crédito complementario de proveedores.
Por ese mismo motivo ya se había aplazado la instalación de los 130 Mw de la
central turbogas de Chinú, que ISA concibió como solución de emergencia para
reforzar el sistema central a través de la línea de interconexión. Pero la línea
solo pudo funcionar provisionalmente hacia principios de 1982, cuando ya
30
había sido superado el racionamiento, en tanto que su operación normal al
voltaje de diseño se demoro por un año mas. Este caso constituye, pues, una
falla de planificación por deficiencias administrativas.
2.4 Los Desequilibrios Posteriores
Como secuela del racionamiento de 1981 quedo latente la inquietud de
incrementar la potencia térmica del sistema con la instalación inmediata de tres
grupos de 150 Mw, localizados en Zipaquirá, la Costa Atlántica y Amagá. Pero
esta iniciativa se debilito al expedirse el Plan Nacional de Desarrollo de 1983,
en que finalmente se acepto el descenso de la tasa de crecimiento al 7.9%
anual, con la anotación expresa de que reflejaba "supuestos optimistas de
desarrollo económico". La consiguiente programación implico un aplazamiento
medio de un año para las obras en ejecución, con la excepción del proyecto de
Guavio que se aplazo en tres años, o sea hasta 1989.
Complementariamente, se expidió un nuevo plan de equipamiento para el
periodo 1990-1995, con una potencia total de 3.680 Mw, que incluía el
aprovechamiento de Urrá y adicionaba los nuevos proyectos de Calima III, Miel
I, Cañafisto y Miel II. Este nuevo plan confirmaba la política de participación
regional, al restringir la intervención de ISA al proyecto de Cañafisto. Pero el
deterioro continuado de la tasa de crecimiento del consumo fue desdibujando la
programación del nuevo plan, al aplazarlo en tres años con la reducción de la
tasa al 6.5%, que se decidió a fines de 1984, y en otros tres años al reducirla al
5.8% en 1986. Con lo cual se elimino la vigencia de ese plan.
31
Estas fallas de planificación estuvieron acompañadas de una aceleración de la
crisis financiera. En efecto, la expansión en proceso con demanda deprimida
acreció el servicio de la deuda hasta el 98% de los productos de explotación en
1986, en tanto que los gastos de funcionamiento representaban un 40%
adicional. El déficit operativo del 38% se había acentuado por efecto de la
devaluación de 1985, que doblo los índices de años anteriores y redujo el valor
real de la tarifa en un 10%, al situar sus reajustes mensuales a niveles
insuficientes. Para aliviar esta situación se acudió al refinanciamiento del
servicio de la deuda a través del Fondo de Monedas Extranjeras del Banco de
la Republica, mediante operaciones de crédito interno a favor de las empresas.
Pero adicionalmente había que financiar la totalidad de las contrapartidas de
inversión, a través de aportes presupuéstales y créditos de la FEN.
Esta situación contrastaba con el balance operativo del sistema. En efecto, en
1986 se disponía de una potencia instalada de 6.350 Mw con 29% de
participación térmica, en tanto que la demanda máxima registraba 4.500 Mw,
que dejaban una capacidad ociosa de 600 Mw en exceso de la reserva
operativa para las condiciones del año hidrológico critico. Pero entonces se
encontraban en proceso avanzado de construcción los proyectos de Jaguas,
Mesitas, Calderas, San Carlos II, Betania, termo-Guajira II y Playas, que
adicionaban 2.280 Mw, en tanto que los proyectos de Rió grande II y Guavio
habían sido reprogramados para el segundo semestre de 1990. Las adiciones
inmediatas, previstas para 1987, producían pues un incremento del 36% en la
potencia instalada, cuando en el mismo periodo solo podía esperarse un
aumento del 13.5% en la demanda. En tales condiciones la capacidad ociosa
32
se incrementaba hasta 2.000 Mw en 1988, que representaba un capital
improductivo del orden de US$2.000 millones. Este ha sido el origen de la tesis
del sobredimensionamiento, tan arduamente controvertida durante el
racionamiento eléctrico.
El diagnostico de la situación del sector eléctrico en 1987, formulado por el
Banco Mundial en colaboración con el gobierno, indicó la necesidad de
implementar un plan de ajuste en los tres años siguientes que permitiera
corregir las siguientes deficiencias:
v La concentración del servicio de la deuda, por el hecho de haber sido
negociada con cortos periodos de gracia y en buena parte destinada a
proyectos de generación sin suficiente demanda inmediata;
v El deterioro de los ingresos por efecto de las devaluaciones internas y los
incrementos de la deuda por sus revaluaciones con respecto al dólar.
v Los atrasos en los pagos del servicio y el alto nivel de las perdidas de
energía; y
v Las ineficiencias del sistema ante la falta de una estructura reguladora y
una adecuada supervisión de las empresas.
2.5 La Depresión en los Embalses
El valor energético de un metro cúbico de agua embalsada depende de la
caída disponible en la central o la cadena de centrales que utilizan ese
embalse. Así se explica que la energía almacenada se exprese en millones de
kilovatios- hora. Se recapitula igualmente que los 6.500 Mw del sistema
33
hidroeléctrico en 1992 disponía de 15 embalses, con una energía total
almacenable de 11.800 millones de Kilovatios- hora, ubicada en un 37% en El
Peñol y el 33% en la Sabana de Bogota. Se trata pues, de los dos embalses
interanuales del país, lo cual significa que solo se llenan con las aportaciones
de un año hidrológico medio. Así mismo se anota que la energía total
almacenable equivale a 5 meses de la generación media anual del sistema
hidroeléctrico.
La situación de los embalses en el los años de 1989-1990 informada por ISA
indica un descenso desde diciembre hasta abril y su recuperación en el resto
del año. Pero en 1991 fue excepcional, porque el mínimo de abril descendió al
42% y la recuperación en diciembre solo llegó al 49%, en tanto que en los dos
años anteriores se había obtenido el 70% en ese mes. Se observa, así mismo,
que el Centro Nacional de Despacho programa la operación de los embalses
con la del parque térmico por medio de un modelo matemático, procesado por
computadora, que combina los dos sistemas en función del precio de la energía
que eventualmente se deba racionar. Es claro que un precio bajo aumenta los
desembalses .en el supuesto de una hidrología normal y reduce la generación
térmica en beneficio de la economía del sistema, pero con deterioro de la
seguridad operativa. Así se justifico un precio de $28 por kilovatio-hora, que
aproximadamente equivalía a 4.5 centavos de dólar, en tanto que ISA calculo
en 1986 que el racionamiento anterior le había costado a la economía nacional
un promedio de US$0.50 por kilovatio-hora. Este mismo precio fue confirmado
posteriormente por el BID.
34
Sin embargo, los registros mensuales del Centro Nacional de Despacho no
produjeron una voz de alerta sobre el descenso de los embalses hasta
noviembre de 1991, en que el Himat informo sobre el fenómeno de "El Niño".
Pero entonces se descubrió que el 40% de los 1.800 Mw del parque térmico
estaba fuera de servicio por falta de mantenimiento. Entre tanto aumentaba la
intensidad de la sequía y continuaba el descenso de los embalses hasta
e115% en marzo de 1992, en que el gobierno anuncio el racionamiento.
2.6 El Deterioro del Parque Térmico
La crisis de mantenimiento del parque térmico, investigada por la Comisión
Evaluadora, indico en abril de 1992 la indisponibilidad de un 38% de la potencia
disponible, que incluía 368 Mw totalmente fuera de servicio en el sistema de
Corelca, la empresa de Bogota y la central turbogas de Chinú, que no había
funcionado por insuficiencia en el suministro de gas. Se identifico, igualmente,
que el parque térmico había sido subutilizado en 1991, porque el modelo
ordenaba operar a baja capacidad térmica, y solo en el primer trimestre de
1992 se incremento su generación en el 30% a pesar del alto índice de
indisponibilidad por falta de mantenimiento. Esta deficiencia se atribuyo a la
escasez de recursos económicos, motivada por las inversiones para las obras
en proceso, cuando el mantenimiento de los equipos es la primera prioridad de
las empresas eléctricas.
2.7 El Balance Operativo
Para evaluar las causas del racionamiento es necesario recordar que el
sistema interconectado contaba entonces con 8.300 Mw para una demanda
35
máxima de 6.200, que dejaba un margen de reserva del 33%.
Comparativamente con la reserva normal de los sistemas interconectados, que
se suma en torno del 20%, se disponía de un margen amplio. Pero en el
sistema eléctrico colombiano las necesidades de reserva se incrementan en la
medida en que disminuye la proporción de la potencia térmica, por cuanto ella
constituye el elemento estabilizador de los embalses durante los años
hidrológicos secos. Por contraste con el nivel óptimo del 30%, evaluado de
tiempo atrás para la potencia térmica, ella había descendido al 22% de la
capacidad instalada y apenas al 15% de la capacidad efectiva. Así se explica la
debilidad del sistema, que se acentuó con las órdenes del modelo.
Estas apreciaciones están confirmadas por el pronóstico del balance operativo,
preparado por el Banco Mundial en 19873. En efecto, ese balance indica que la
energía disponible en 1990, para las condiciones del año hidrológico de 25
años de frecuencia, dejaba un margen del 17% al incluir la operacion normal
del parque térmico. Bien puede observarse que el crecimiento del consumo en
los dos años siguientes no superaba ese margen. Así se comprueba el acierto
de la Comisión Evaluadora sobre la seguridad del sistema, antes de la
terminación de Guavio, si el parque térmico hubiera tenido un adecuado
mantenimiento. Pero es claro que la puesta en servicio de Riogrande II en 1991
lo hubiera reforzado para una sequía excepcional como la del año siguiente,
que según el Himat ha registrado una frecuencia de 34 años.
3 Informe del Banco Mundial sobre periodo 1970 -1987
36
Ese mismo balance operativo indico considerables excedentes de potencia y
energía durante el periodo 1985-1990, que representaron un capital
improductivo con grandes sobrecostos financieros por servicio de la deuda. Así
se explica la controvertida tesis del sobredimensionamiento, que el informe de
la Comisión Evaluadora califico como un concepto "dinámico", porque los
excedentes se van agotando por el normal crecimiento de la demanda.
Sustitutivamente expreso que el descuido en el mantenimiento de las plantas
térmicas y las causas de la crisis financiera indicaban que el sector eléctrico
estaba subadministrado.
Quizás el único atenuante de esta responsabilidad radica en la participación de
los obreros en el sabotaje de algunas centrales térmicas y en la acción
demencial de la guerrilla en sus voladuras del sistema de transmisión, que en
el medio latinoamericano solo cuenta con antecedentes similares en El
Salvador y Perú.
37
3. IMPLEMENTACION DEL PROCESO DE PRIVATIZACION DEL
SECTOR ELECTRICO EN COLOMBIA
3.1 Acciones iniciales
3.1.1 Las Soluciones Inmediatas
El saneamiento financiero, después del incumplimiento de las metas del plan
de ajuste sectorial, continúo siendo una preocupación de las autoridades del
sector. Estas inquietudes trascendieron en los seminarios de 1991, cuando ya
se había iniciado la negociación de los "contratos de gestión" entre la FEN y las
empresas eléctricas, que condicionaban la cooperación financiera. Entonces se
debatieron dos mecanismos con ese objetivo: compensar los excesos de la
tasa de devaluación en el servicio de la deuda del sector o capitalizar las
empresas a través del canje de deuda interna por acciones de ISA. El primero
se desechó de inmediato, por constituir un precedente inconveniente. En
cambio se adopto el segundo mecanismo como parte de los "contratos de
gestión", no sin resistencias de algunas entidades que no querían perder el
control político de ISA. Pero la transferencia de ese control al Estado era una
necesidad, largamente ambicionada, para obtener la consolidación institucional
y operativa del sector eléctrico.
38
Se planteo, igualmente, la revisión de las tarifas para ajustar su valor real al
costo marginal de la energía, aunque se presentaron discrepancias sobre el
ritmo aplicable a ese proceso y sobre las modificaciones de la estructura del
servicio residencial, que permitiera obtener esa meta en condiciones
equilibradas para sus 6 estratos socio-económicos. Esta inquietud interpretaba
la reacción de la clase media a la reciente alza "puntual" en los tres estratos
superiores. Se analizo, así mismo, la reorientación del planeamiento, con el
concepto de que los proyectos de generación deben seleccionarse con un
criterio de flexibilidad constructiva, para seguir la evolución de la demanda y
reducir los imprevistos técnicos que motivan el aumento de los plazos de
construcción con su secuela de sobrecosteos financieros.
Consecuentemente se planteo la necesidad de prever complementaciones de
centrales térmicas de rápida construcción, en aplicación de las disponibilidades
económicas de gas y carbón, y la conveniencia de importar energía eléctrica de
Venezuela hasta el limite de la capacidad proyectada para la línea de
interconexión a través de la Guajira. Dentro de este contexto se sugirió la
promoción del uso del gas propano y el gas natural como sustitutos
energéticos, de manera de reducir la preponderancia del consumo eléctrico
residencial y de aliviar, por este medio, la regulación de las tarifas. Entre tanto
se iniciaba la depresión de los embalses y el deterioro del parque térmico, que
motivaron el apagón, además de los nuevos imprevistos de los proyectos de
Riogrande II y Guavio. Entonces surgieron cuatro soluciones de aplicación
simultanea: la autorización de importar pequeñas plantas eléctricas para
servicio privado, con el estimulo de la exoneración de impuestos; la Emer-
39
gencia Económica que se decreto con el doble objetivo de financiar un plan
inmediato y de recuperar las empresas en Estado critico, mediante la
absorción parcial o total de su deuda; y la promoción de la apertura hacia el
sector privado, que se incorporo al proyecto de ley eléctrica.
3.1.2 La Capitalización del Sector
A fines de 1990 la deuda de las empresas eléctricas ascendía a US$5050
millones, en que concurrían US$1097 millones de obligaciones internas con la
FEN. El alivio financiero estaba limitado, pues, a la sustitución de estas
obligaciones y de algunos créditos de proveedores de las empresas oficiales,
puesto que los prestamos de los organismos multilaterales no son susceptibles
de refinanciamiento.
La necesidad del alivio financiero, ya iniciado a través del canje de las acciones
de ISA, resultaba evidente al considerar que el servicio de la deuda en 1991
requería US$1358 millones, que excedían en 19% los ingresos previstos por
venta de energía, en tanto que para los cuatro añs siguientes descendía a un
promedio anual de US$960 millones. Pero adicionalmente se requería financiar
las inversiones locales para los ensanches, estimadas en una cuantía media de
US$600 millones anuales. Esta iliquidez contrastaba con la dificultad de aplicar
nuevos reajustes tarifarios de carácter "puntual".
Para aliviar esta situación se sustituyeron todas las obligaciones del Icel y la
Hidroeléctrica de Betania, así como la deuda interna de Corelca, mediante la
reversión al Estado de los correspondientes activos, que transitoriamente eran
40
administrados por encargos fiduciarios mientras se decidía su destino final. Así
mismo se obtuvo un préstamo del BID, por valor de US$150 millones, para
financiar el plan de emergencia y la terminación del proyecto de Guavio.
3.1.3 El Plan de Emergencia
Las soluciones inmediatas al déficit de energía consistieron en la rehabilitación
de las unidades que estaban fuera de servicio, la instalación de grupos turbo
gas por ECOPETROL, el arrendamiento de barcazas generadoras para las
zonas costeras y la interconexión con Venezuela a través de la Guajira. En
cuanto hace a la rehabilitación de las unidades térmicas se observa que para
abril de 1993, en que se suspendió el racionamiento, solo se había recuperado
el 70% de los 368 Mw que estaban fuera de servicio. Por el contrario, la
instalación de 100 Mw en tres grupos turbogas en Gualanday y Buenaventura
se cumplió por parte de ECOPETROL.
La historia de las barcazas ha dado mucho que hablar en cuanto al fracaso y
las implicaciones del contrato, pero no se ha comentado la justificación técnica
y económica de esta solución. Por cuanto la disponibilidad de grupos diesel
pequeños, instalados en una barcaza, necesariamente presentaba dificultades
técnicas para su sincronización con la red, en tanto que el valor del
arrendamiento por un año resultaba casi igual al de una instalación permanente
en grupos turbogas, debido al costo de movilización y desmovilización de la
barcaza. La interconexión con Venezuela es también un episodio particular,
porque la capacidad negociada se redujo de 150 a 100 Mw por la insuficiencia
del sistema de transmisión desde la Guajira hasta los centros de consumo y
41
finalmente se limitó a 60 Mw por efecto de la sincronización de las redes de los
dos países. Pero las noticias de prensa indicaron que la transferencia de
energía se había suspendido por decisión de ISA, debido a que Venezuela
aumentó su precio a 7.5 centavos de dólar por kilovatio-hora, que excede el
costo internacional para suministros de energía en bloque y que representa
50% de recargo con respecto a la tarifa media que pagan los consumidores
colombianos.
La superación de la emergencia, con la operación inicial de Guavio y el
comienzo de la temporada invernal, determinó la suspensión del racionamiento
en abril, permitiendo en los dos meses siguientes una recuperación de los
embalses. hasta el 50% de su capacidad energética. Pero el ascenso posterior
sería forzosamente lento, por cuanto la mayor parte de la energía acumulable
se ubica en los embalses interanuales de El Peñol y la Sabana de Bogota, cuyo
llenado depende de la operación restringida de sus centrales hidroeléctricas lo
cual requiere un amplio margen de capacidad de reserva.
3.2 La ley 142 de 1.994
En la Constitución de 1.991 se estableció el desarrollo de una ley para
implementar la reforma, que debía definir competencias y responsabilidades en
la prestación de los servicios, los parámetros de cobertura, calidad y
financiación, y la definición de un régimen tarifario con base en criterios de
costos, solidaridad y redistribución de ingresos. Además, creó la
Superintendencia de Servicios Públicos como herramienta para asegurar la
eficiencia en la prestación de los servicios, a través del control, inspección y
42
vigilancia de quienes los prestan, enmarcados a su vez en principios de
participación ciudadana.
En desarrollo de la Constitución el Gobierno tramitó la ley de servicios públicos
domiciliarios (Ley 142 de 1994). Esta ley representa un viraje completo en el
marco de las relaciones entre los prestadores de servicios públicos, el Estado y
los usuarios.
Bajo esta ley, la iniciativa de prestar y extender los servicios recae sobre el
sector privado y el Estado se encarga de regular, controlar y vigilar su
prestación. La Ley libera las fuerzas del mercado en estos servicios y dota al
Estado de mecanismos muy precisos de intervención de la actividad económica
para evitar cualquier abuso de la posición dominante en materia de precios,
calidad o discriminación de usuarios.
Los objetivos principales de la ley fueron: Aislamiento de política. A partir de la Ley, los prestadores de servicios
públicos se deben transformar en sociedades por acciones, (ESP) bajo un
régimen específico para ellas, de derecho privado. Con esta medida los
órganos de dirección estarían representando la participación en la sociedad y
no los intereses políticos.
Competencias por niveles de gobierno. Se definieron las competencias por
niveles de gobierno con relación a la planeación y responsabilidad de los
servicios por sectores. Los municipios responden por los servicios de
43
acueducto, alcantarillado, aseo, distribución de energía eléctrica y telefonía
local. Los departamentos, por la transmisión de energía eléctrica y, la Nación
es responsable por la generación y transmisión de energía eléctrica, la
comercialización y distribución de gas natural y la interconexión de redes de
telecomunicaciones.
Incentivos de eficiencia. Además de las facultades que dio a las Comisiones
y a la Superintendencia para regular y vigilar los indicadores de las empresas,
la Ley dio fin a los monopolios administrativos, con excepción de las áreas de
servicio exclusivo, y estableció el régimen de libertad de empresa. Para
explotar los mercados de servicios públicos no es necesaria ninguna
autorización, distinta a la de uso del espacio público y las ambientales.
Esta aproximación de la ley responde a la teoría de los mercados contestables,
según la cua l aún cuando existan características monopólicas, la exposición de
un mercado a potenciales entrantes genera incentivos a la eficiencia en la
operación y fijación de precios por parte del establecido.
Régimen tarifario. La Ley introdujo una serie de restricciones para la
determinación de tarifas, dirigidas a eliminar la discrecionalidad en la fijación
del nivel que, como se mencionó, se reflejaba en la insolvencia financiera de
las empresas. De igual forma, eliminó los subsidios cruzados implícitos que
permitían señales erradas de precios y desvinculaban los pagos por el servicio
del costo asociado. En este sentido, introdujo los subsidios explícitos, la
obligatoriedad de basar la tarifa en el costo de prestación bajo condiciones de
eficiencia económica y suficiencia financiera, e impuso algunas limitaciones
44
entre cargo fijo y variable y los topes de contribuciones y subsidios por estratos.
En particular, el usuario debe cancelar el costo de los AOM (Administración,
Operación y Mantenimiento), y sólo el componente de inversión es sujeto de
subsidio. Para dar garantía a eventuales inversionistas privados, la ley
estableció los procedimientos de fijación y revisión del régimen tarifario en
períodos quinquenales.
Institucionalidad de la regulación. Se establecieron tres comisiones
independientes, una de ellas es para energía, con esta configuración, se gana
en especialización porque esta comisión profundiza en los temas particulares
del sector pero se sacrifican, en alguna medida, las economías de
aglomeración para todos aquellos temas transversales de la regulación.
Se adoptó el esquema anglosajón de nombrar expertos independientes en las
comisiones, designados por el Presidente y con períodos fijos. Este esquema le
imprime un carácter técnico al ejercicio de la regulación en la medida en que
los comisionados no deben rendir cuentas al poder ejecutivo. No obstante, las
comisiones también las integran los ministros sectoriales que, de alguna forma,
actúan como válvula política en la medida en que buscan que el régimen
regulatorio contemple su impacto en los usuarios y las empresas.
La ley otorgó competencias amplias a las comisiones para la organización de la
industria en términos de definición del grado de integración horizontal y vertical;
los criterios para declarar áreas de servicio exclusivo, y facultades para
fusionar y escindir empresas.
45
De igual forma, dotó a las comisiones de instrumentos para regular
directamente los costos, implementar esquemas de incentivos al
comportamiento como el tope de precios o las relaciones entre calidad del
servicio y tarifa o establecer indicadores y metas de gestión. La ley permite
otorgar libertad tarifaria cuando el regulador considere que el mercado está
expuesto a niveles aceptables de competencia.
En la ley 142 se reglamentó la creación de la SSPD con poderes amplios de
sanción, intervención, monitoreo de desempeño y cumplimiento de la
regulación . En el sistema de regulación y control concebido por la ley, la
información de las empresas reguladas se genera en mecanismos de
auditorias externas e internas y se apoya en los usuarios para detectar
irregularidades e incumplimientos por parte de las empresas, para quienes
establece una serie de conductos.
Tanto el sistema de supervisión y control como el regulatorio se financian con
base en una tasa que cancelan las empresas reguladas sobre la base del
volumen de gastos. Con esta medida se busca que el sistema cuente con los
recursos necesarios para cumplir a cabalidad sus funciones sin sujetarse a los
vaivenes fiscales del gobierno central.
3.3 Ley 143 de julio 11 de 1994 "Ley Eléctrica":
Esta ley define la estructura legal para la generación, transmisión, distribución
y comercialización de electricidad. La ley asigna las siguientes
responsabilidades al Gobierno:
46
v Promoción de la libre competencia dentro del sector.
v Impedir la competencia desleal y regular los monopolios.
v Proteger los derechos de los usuarios.
v Regular y asegurar el cumplimiento de las normas ambientales.
v Asegurar la prestación del servicio a los usuarios de bajos recursos y a las
comunidades rurales.
v Asegurar la disponibilidad de los recursos necesarios para cubrir los
subsidios otorgados a los usuarios de bajos recursos y de las comunidades
rurales.
Además, la ley eléctrica define los siguientes principios para la industria de la
electricidad:
Eficiencia: adecuada asignación y utilización de los recursos de tal forma que
se garantice la prestación del servicio al menor costo.
Calidad: el servicio prestado debe cumplir los requisitos técnicos que se
establezcan para él.
Adaptabilidad: incorporación de tecnología adecuada para obtener mayor
calidad y eficiencia en la prestación del servicio.
Continuidad: el servicio deberá prestarse sin interrupciones injustificadas.
47
Neutralidad: tratamiento imparcial para todos los usuarios.
Solidaridad: régimen tarifario tal que los usuarios de mayores ingresos ayuden
a que los usuarios de menores ingresos puedan pagar las tarifas de sus
consumos.
Equidad: cobertura adecuada y no discriminatoria del servicio a todas las
regiones y sectores del país.
3.4 Período de consolidación de la reforma
La consolidación del nuevo marco para los servicios públicos domiciliarios, en
contra de la opinión de las mayorías, se llevó a cabo. Se crearon las tres
comisiones y se inició la expedición de resoluciones estructurales en materia
tarifaría y de organización del mercado. Se han completado cerca de dos
períodos regulatorios completos en materia tarifaría. La consolidación de la
reforma ha sido un proceso largo, duro y basado en prueba y error. En estos
años, la teoría económica ha generado una cantidad de resultados en materia
regulatoria que ha permitido a los expertos revaluar la manera como han
regulado los respectivos sectores y re enfocar las metodologías tarifarías y de
comportamiento de los mercados.
En el sector eléctrico y de telecomunicaciones, donde la concentración es
mayor, el proceso de transformación en empresas de servicios públicos se
completó sin mayores tropiezos y se dio la entrada de capital privado
destacable. El sistema de vigilancia y control se concentró inicialmente en la
resolución de quejas de los usuarios, la participación ciudadana en la
48
fiscalización de los servicios y en la implementación de programas de difusión
para que en las localidades se constituyeran los comités de control social. Por
otra parte, se realizaron esfuerzos por diseñar sistemas de información para
evitar que se tenga que llegar a instancias extremas, la Superintendencia está
fortaleciendo los programas preventivos, basados en el monitoreo de los
usuarios, que cuentan con conductos formales de participación ciudadana para
alertar al sistema cuando las empresas se desvían del patrón de sostenibilidad.
Por ejemplo, en noviembre de 2003 se suscribió un acuerdo entre la SSPD y
las electrificadoras de la costa dirigido a mejorar los estándares de prestación
del servicio y la relación usuario – empresa, con el propósito de asegurar la
sostenibilidad del servicio y la solidez de las empresas.
3.4.1 Régimen de Tarifas
Por su parte, en el sector eléctrico las tarifas se mantuvieron relativamente
constantes después de la reforma, hasta 1999, en un período en que la
demanda de energía se deprimió por la recesión económica y se contaba con
capacidad instalada muy por encima de los de las necesidades del mercado.
En este año los precios del mercado mayorista iniciaron un proceso acelerado
de crecimiento que refleja las restricciones en el orden de despacho que
impuso la voladura de torres de energía por parte de la guerrilla y las
condiciones hidrológicas, al punto que la CREG (Comisión de Regulación de
Energía y Gas) se vio obligada a intervenir el precio máximo de generación.
Aún cuando este aumento en tarifas se podría considerar como un efecto
nocivo del nuevo marco y de la liberación del mercado de generación, es
49
importante resaltar los efectos positivos sobre el desarrollo del mercado. Por un
lado, los usuarios perciben en el precio el costo marginal de largo plazo, lo que,
en principio, viabilizaría la financiación de los planes de expansión con base en
la iniciativa privada. Por otro lado, fortalece las finanzas de estas empresas que
han demandado un volumen considerable de recursos públicos.
3.4.2 Régimen de Subsidios y contribuciones Como se mencionó, en la década de los 80 el sector eléctrico, a causa de las
ineficiencias y del bajo esfuerzo tarifario y financiero, recibía flujos de recursos
del gobierno central en magnitudes tales que comprometían la estabilidad fiscal
y macroeconómica. Con los arreglos tarifarios y de subsidios de la ley de
servicios, los montos que destina anualmente el gobierno para subsidiar a los
usuarios de bajos ingresos se han estabilizado en niveles que el presupuesto
puede manejar, sin sacrificar la sostenibilidad financiera.
En promedio entre 1998 y 2003, el sector eléctrico ha exigido 250 millones de
dólares el año para subsidiar los estratos 1, 2 y 3, con base en los topes
establecidos en la ley. Las contribuciones provenientes de un sobreprecio del
20% en los usuarios no residenciales y los estratos altos han generado como
promedio anual 177 millones de dólares. El desbalance entre las fuentes y los
usos ha sido cubierto por el presupuesto nacional, que destinó, en promedio 73
millones de dólares anuales. Esta cifra es de un orden de magnitud manejable
y muy inferior a los montos que tenía que destinar el gobierno a finales de los
80 para rescatar las empresas (monto que, como se anotó en su momento,
superó los 2.600 millones de dólares entre 1985-1994).
50
El esquema introducido por la ley incentiva la eficiencia de las empresas y
asegura su sostenibilidad. Aún cuando los balances se cierran a nivel global
hay empresas y regiones que aún enfrentan problemas financieros serios.
Cuadro 1.
Subsidios, contribuciones y recursos PGN. Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos
Sector Eléctrico (millones USD 2003)
Año Subsidios Contribuciones Balance Recursos PGN
1996 1999 2000 2001 2002 2003
318 260 223 222 228 251
182 174 172 166 177 192
-136 -87 -52 -55 -51 -59
47 83 68
114 46 78
Total Periodo
1.502 1.063 -440
436
Promedio Mensual
250 177 -73
73
Fuente: FSRI Ministerio de Minas y Energía La entrada de capital privado en algunas empresas del sector no sólo eliminó el
recurrente déficit sino que generó excedentes que se han utilizado por algunas
administraciones locales. En otras regiones, por la composición del mercado, la
privatización no ha sido posible a pesar de los esfuerzos del gobierno por
atraer inversionistas.
3.4.3 Régimen de calidad
La teoría económica ha señalado que la regulación por tope de precios se debe
acompañar con incentivos a la calidad. En ausencia de incentivos, los
prestadores pueden reducir la calidad y los costos para aumentar el nivel de
ganancias. En Colombia se han introducido este tipo de incentivos en sector
eléctrico. Aunque la brecha no se ha cerrado, son evidentes los avances en
términos de calidad. En los últimos tres años (2002 – 2004) el factor Q y el
51
sistema de información de calidad del servicio que se ha establecido en torno a
este indicador han tenido un impacto muy positivo en la calidad del servicio.
De acuerdo con la SSPD, el indicador DES, que acumula las horas de
interrupción del servicio de energía eléctrica se redujo casi a la mitad entre el
2000 y el 2001, pasando de 38 a 21. De igual forma, el indicador FES, que
acumula el número de interrupciones en los circuitos eléctricos cayó de 43 a 20
en este mismo período.
3.5 El entorno del proceso de privatización
Los logros alcanzados con las reformas al marco de los servicios públicos se
han dado en un medio relativamente hostil. El ejercicio de la regulación ha
estado presionado por los sindicatos, que ven amenazado su entorno con las
exigencias de eficiencia por parte de la regulación y la competencia del sector
privado; por los usuarios que, como se mostró, han tenido que soportar
aumentos tarifarios en algunos de los servicios; y, por las empresas, que han
visto limitadas sus expectativas de ganancia con la regulación. No obstante, los
beneficiarios de estas reformas son los usuarios, que han accedido por primera
vez a los servicios, que disfrutan de una mejor calidad, y que cuentan con
mecanismos de participación ciudadana para ejercer el control y fiscalización
de los servicios públicos.
Después del apagón originado durante el fenómeno de “El Niño” en 1993, el
Gobierno Nacional con base en el artículo 365 de la Constitución de 1991 que
señala que los servicios públicos podrán ser prestados por comunidades
52
organizadas, por particulares o por el estado, manteniendo este último el
control de la regulación, y la vigilancia de las empresas encargadas de prestar
dichos servicios, sometió a consideración del Congreso las leyes 142 (o de
servicios públicos) y 143 (o ley eléctrica) de 1994, que buscaban crear el marco
legal adecuado que permitiera una gestión empresarial más eficiente en la
prestación los servicios públicos domiciliarios y permitir el ingreso de Capital
Privado en la inversión de activos del sector eléctrico, facilitando la expansión
que hasta el momento era exclusiva con recursos del Tesoro Nacional.
Con base en la nueva legislación, el Gobierno Nacional puso en ejecución un
programa de reestructuración de las empresas en la Costa Atlántica, como
paso previo a su capitalización o privatización, consistente en la creación de
cuatro (4) empresas que asumieran el servicio de energía eléctrica.
TRANSELCA S.A. E.S.P. (Transportadora), CORELCA S.A. E.S.P.
(Generación y Comercialización), ELECTROCOSTA S.A. E.S.P. Y
ELECTRICARIBE S.A. E.S.P. (Distribución y Comercialización).
El 19 de Agosto de 1.998 a través de una Audiencia Pública Internacional, se
adjudicó el 65% del capital accionario de TRANSELCA S.A. E.S.P. a la
empresa Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), manteniendo el Estado Colombiano
las acciones restantes.
A partir de esa fecha TRANSELCA inicia operaciones siendo propietaria de
todos los activos de transmisión que eran propiedad de CORELCA hasta esa
53
fecha y que cumplían el requisito de pertenecer al Sistema de Transmisión
Nacional ó pertenecer a las subestaciones de Conexión a dicho sistema.
El sector eléctrico operaba con base en un conjunto de monopolios públicos
integrados verticalmente, desde la generación hasta la distribución y
comercialización al usuario final. Estas empresas sostenían estructuras
operativas ineficientes y onerosas y las tarifas se administraban con criterios
políticos. Incluso, en algunas regiones, las electrificadoras constituían un botín
político para nombrar funcionarios y asignar contratos. Bajo estas
circunstancias, era necesario destinar recurrentemente recursos fiscales del
gobierno central para cubrir los faltantes financieros del sector. De acuerdo con
informes de coyuntura económica de la Contraloría General de la República,
entre 1985 y 1994 se destinaron 2600 millones de dólares para sostener el
sector eléctrico. Aún después de aplicar estos recursos en 1994 la deuda
alcanzaba 4.150 millones de dólares, y representaba el 30% de la deuda
pública nacional.
Por otra parte, las decisiones de inversión no respondían a criterios de
eficiencia económica. Se incluían proyectos en el plan de expansión que no
arrojaban la mejor relación costo beneficio; se presentaban errores en el
dimensionamiento de la capacidad instalada por sobre o sub estimación del
comportamiento de la demanda. Estimaciones a principios de la década
afirmaban que de 100 unidades instaladas, sólo 60 entraban al flujo comercial y
sólo se recaudaban 30. A principios de los ochenta los niveles de inversión en
el sector eléctrico alcanzan 2.4% del PIB y, de acuerdo con analistas del
54
sector, la capacidad de generación se había sobre dimensionado. En la
segunda mitad de la década, la inversión cayó a niveles por debajo de un punto
porcentual del PIB, lo que pudo haber incidido en la crisis energética de 1992
(el apagón), así como la falta de asignación de recursos para mantenimiento de
las plantas térmicas.
3.6 El desarrollo regulatorio A partir de las leyes 142 y 143 de 1994, se desarrolló el marco regulatorio,
basado en el modelo británico, con las siguientes características:
v Se desintegró verticalmente la industria: generación, transporte, distribución
y comercialización. La comercialización se puede llevar a cabo por
generadores y distribuidores.
v Se impusieron límites a la integración horizontal.
v Se conformó un mercado mayorista de energía competido, con despachos
centralizados y basados en mérito. El mercado está constituido por
contratos bilaterales, pactados libremente entre comercializadores y
generadores, y una bolsa que transa la energía del mercado spot del día
siguiente sobre una base horaria. Una parte de los recursos de este
mercado se asigna a los generadores como cargo de capacidad, con el fin
de cubrir los costos fijos de plantas que no son despachadas.
v Se estableció un mercado no regulado de usuarios para aumentar el
número de compradores. Estos usuarios pueden acceder a cualquier
generador sin ninguna restricción de precio.
55
v Se dio libre acceso a las redes de transporte y se estableció un mecanismo
común para su expansión y financiación.
v Se fijaron precios máximos para los segmentos monopólicos: transporte y
distribución. Las tarifas reguladas se basan en los costos efectivos de los
prestadores con algunos ajustes de eficiencia. El precio de la generación se
traslada en un pass through, limitado, a los usuarios finales. La regulación
del transporte se estampilló (el cargo no depende de la distancia). A pesar
de que se estableció libertad a cualquier comercializador para acceder a los
usuarios, el cargo de este componente está regulado por mercado y varía
de un comercializador a otro.
v Se establecieron incentivos de calidad, a través de indicadores DES y FES
que miden la duración y frecuencia de las interrupciones en el servicio.
v El mercado mayorista se intervino con un precio tope que opera cuando se
presentan restricciones importantes en el transporte o en la disponibilidad
de agua. La CREG ha trabajado en el diseño de un nuevo mercado
mayorista basado en transacciones de contratos uniformes, anónimos y
fraccionados a través de Internet.
3.7 Evolución de la estructura empresarial
Con el nuevo marco legal y regulatorio y la desintegración vertical de la
industria, la Nación e Isagen enajenaron su participación en las empresas del
sector; entre 1996 y 1998 se llevó a cabo la privatización de Chivor, Betania,
Termocartagena y Termotasajero en generación y la venta de la Empresa de
Energía del Pacífico – EPSA, la escisión y capitalización de la Empresa de
Energía Bogotá, y la venta de las empresas Electrocosta y Electricaribe, entre
56
los principales procesos. Por otra parte, se han conformado más de diez
empresas comercializadores independientes de energía, que no están
integradas a las actividades de generación o de distribución.
Como se mencionó, en el sector eléctrico la totalidad de las empresas
adoptaron el carácter de empresas de servicios públicos, en la forma prevista
por la ley. Actualmente, el 60% de las empresas que operan en el sector son
privadas; 32% son empresas mixtas y sólo el 8% son oficiales.
En 1995 la Empresa de Energía de Bogotá, encargada de las actividades de
generación, transmisión y distribución, inició un proceso de transformación
empresarial que culminó en 1997 con la capitalización por parte del sector
privado de la empresa de generación, Emgesa y de la empresa de distribución
y comercialización, Codensa. La empresa de distribución fue capitalizada por
un inversionista estratégico, que posee el 48.5% de las acciones, conformado
Endesa de España y las compañías Enersis y Chilectra de Chile; el restante
porcentaje pertenece a la Empresa de Energía de Bogotá.
La reforma de la EEB ha sido muy positiva. Esta empresa, que en el pasado
acumuló una deuda insostenible y demandaba aportes fiscales del gobierno
nacional y distrital, ha generado recursos importantes para financiar el plan de
desarrollo de Bogotá mediante la descapitalización. Con la liberalización del
mercado de comercialización de energía, han entrado en Bogotá alrededor de
7 comercializadores a competir en el mercado de los grandes usuarios.
57
Codensa participa en el mercado con el 99% de los usuarios que representan
el 76% del consumo de la ciudad.
En Medellín, los servicios de distribución y comercialización son prestados por
Empresas Públicas de Medellín, empresa de servicios públicos oficial del orden
municipal. Esta empresa mantuvo la integración ve rtical con la actividad de
generación, bajo las condiciones establecidas en el nuevo marco. En esta
ciudad, aún cuando han entrado siete empresas a comercializar energía en
forma independiente, EEPPM tiene una participación en el consumo del 97%.
El restante consumo se reparte en forma homogénea entre los
comercializadores entrantes.
En Barranquilla los servicios de distribución son prestados actualmente por la
empresa Electricaribe, la cual fue conformada en 1998 y en el proceso de
capitalización fue adquirida por el consorcio conformado por Electricidad de
Caracas y Houston Industries. Posteriormente, la participación de la empresa
estadounidense fue vendida al grupo español Unión Fenosa. Con anterioridad
al proceso de capitalización, la empresa a cargo de la distribución del servicio
era la Electrificadora del Atlántico, la cual fue tomada en posesión con fines de
liquidación por la SSPD. Aún cuando en el mercado atendido por Electricaribe
hay presencia de comercializadores independientes, estos no alcanzan a
participar ni siquiera un 1% en el consumo del mercado.
La implementación del nuevo marco en las ciudades de la costa ha permitido
detener el proceso de deterioro financiero a que estaban abocadas las
58
empresas de carácter público. Aún cuando Electrocosta Electricaribe han
encontrado problemas de resistencia de la población al pago de las tarifas y un
porcentaje muy elevado de informalidad en las relaciones comerciales, en los
últimos años se ha notado una mejora en la calidad del servicio y un
fortalecimiento institucional y financiero de las electrificadoras.
En Cali, el servicio de energía es prestado por EMCALI, quien realiza las
actividades de generación, distribución y comercialización. Esta empresa se
encuentra actualmente intervenida por la SSPD y ha logrado un acuerdo con
acreedores en el marco de un plan de rescate diseñado por el gobierno. Se
pueden aventurar algunas hipótesis sobre la falta de eficacia del nuevo marco
sobre el desempeño de Emcali. En primer lugar, como lo afirman Ayala y
Millán4 , la empresa de Cali, a diferencia de Bogotá y la costa, gozaba de unas
finanzas sólidas a mediados de los 90 y, por lo tanto, no se vio obligada a
tomar decisiones de transformación estructural. En segundo lugar, Emcali firmó
contratos de compra de energía take or pay para el desarrollo de plantas de
generación térmica en la región. Cuando se estampilló el cargo de transporte
de energía, estas plantas quedaron fuera de mérito para el despacho y Emcali
ha tenido que soportar un costo de energía por encima del mercado. Este tipo
de problemas se dieron en otros de los servicios atendidos por la empresa.
4 Ayala y Millan (2003) “la sostenibilidad de las reformas del sector eléctrico en Colombia” Cuadernos Fedesarrollo N° 9. 2003
59
En Cali, los comercializadores entrantes han abarcado un porcentaje mayor de
participación en el consumo del mercado, frente a la del establecido, que
atiende el 99% de los usuarios.
Bucaramanga es atendida por una de las antiguas empresas regionales de
distribución eléctrica (Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. -ESSA), de
propiedad de los departamentos y la Nación, que enfrentan mercados
dispersos, de bajos consumos y heredan una carga de años de malos manejos
administrativos. A pesar de los esfuerzos de los gobiernos nacional y
departamental, la reforma de la estructura empresarial no se ha llevado a cabo
por las condiciones adversas en que se han realizado los intentos de
privatización.
En el mercado atendido por Electrificadora de Santander tiene el 99% de los
usuarios; el 88% de la energía consumida es comercializada por ESSA; casi el
6% del consume es atendido por un comercializador independiente
(Conenergía) y el consumo restante se distribuye en forma más o menos
uniforme entre 6 comercializadores.
Actualmente, la empresa privada representa el 58% de la capacidad total de
generación y el 65% del total de usuarios de distribución. La siguiente tabla
proporciona detalles del proceso de privatización del sector Eléctrico
Colombiano.
60
CUADRO 2 COMPOSICION DE LA PROPIEDAD DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS DE
ENERGIA ELECTRICA
61
4. IMPACTO DEL PROCESO DE PRIVATIZACION EN LAS PRINCIPALES CIUDADES 4.1 Coberturas En Bogotá y Medellín las empresas de energía prácticamente alcanzaron
cobertura global (100%). En Barranquilla, Cali y Bucaramanga las coberturas
reportadas por la UPME para el año 2002 son de 86%, 92% y 96%
respectivamente. Con base en los datos de usuarios, contenidos en las bases
de la SSPD, y las proyecciones de población del DANE no es posible obtener
un indicador preciso de coberturas por las diferencias entre las bases de
hogares que manejan las empresas y las derivadas del censo. No obstante, la
serie de usuarios muestra los esfuerzos en expansión del servicio que se
dieron durante la década pasada y los primeros años de ésta.
En el período 1990 – 2003, se conectaron 2.7 millones de usuarios en las cinco
ciudades. Bogotá expandió sus coberturas a tasas anuales del 6.3%, con casi
90.000 nuevas conexiones por año. En Medellín, se incorporaron 376.000
usuarios al servicio, con un crecimiento de 3.7% en las coberturas. Es
interesante el comportamiento de la empresa que presta el servicio en
Barranquilla; cuando ésta era pública, el ritmo anual de conexiones era de
apenas 1.635; después de 1998, cuando la empresa pasó a manos privadas, el
ritmo anual de nuevos suscriptores ascendió a 96.682 en promedio, producto
de la expansión de coberturas y de la legalización de usuarios.
62
Bucaramanga y Cali, finalmente, muestran tasas de crecimiento de sus
coberturas del alrededor del 3.6% anual. No debe sorprender que la tasa de
crecimiento del número de usuarios descienda al final del período puesto que,
una vez alcanzada la cobertura universal, el número de nuevas conexiones se
explica por el crecimiento demográfico vegetativo.
Por otro lado, la evolución de los consumos en el período 1990 – 2003 los
promedios por usuario han descendido de cerca de 300 a 200 Kwh/mes. Este
fenómeno está asociado al crecimiento de las tarifas y a un comportamiento
típico de los servicios públicos según el cual, a medida que se expanden
coberturas cada vez se integran hogares de menores ingresos y consumos, lo
que presiona los promedios a la baja. La reducción de consumos tiene efectos
positivos en términos ambientales y de recursos no renovables y permite
racionalizar las finanzas de las empresas.
4.2 Tarifas, subsidios y contribuciones.
En energía eléctrica las tarifas se cobran con base en cargos variables por
Kwh, en una estructura de bloques crecientes por niveles de consumo.
Las tarifas, en pesos constantes del 2003, pasaron de niveles alrededor de 140
$/Kwh en 1990 a valores alrededor de 200 $/ Kwh en el 2002. La tendencia
creciente muestra el esfuerzo regulatorio por eliminar los rezagos tarifarios y
acercar las tarifas a los costos de prestación del servicio. El comportamiento
cíclico puede explicarse por las variaciones del cargo de generación que, a su
vez, es explicado por los ciclos hidrológicos. Medellín soporta,
63
sistemáticamente, las tarifas más bajas, presumiblemente por la integración de
las etapas de generación y distribución y por las economías de aglomeración
que captura por manejar sobre una base administrativa única 4 servicios.
En el otro extremo se encuentra Bucaramanga. En las otras tres ciudades, las
curvas de tarifas se interceptan, presumiblemente en función de la eficiencia de
las compras en el mercado mayorista en distintos momentos del tiempo.
La reducción del factor de contribuciones, que se puede interpretar como
regresiva, induce una mayor eficiencia económica en la medida que reduce las
distorsiones de precios. Este argumento es más fácil de entender si se toma
como ejemplo la industria. Un sobreprecio del 100%, como los que operaban
con anterioridad a la ley, puede comprometer la competitividad de la industria
con las consecuencias en desarrollo y empleo que esto conlleva.
El Cuadro 3 presenta el acumulado de subsidios y contribuciones para los
últimos 6 años. En las tres ciudades más grandes, el esquema de solidaridad
ha arrojado superávit. En Barranquilla y Bucaramanga, las contribuciones son
insuficientes para atender los subsidios en los topes de ley. Este problema es
particularmente grave en Barranquilla, que todavía presenta un alto grado de
subnormalidad en el servicio de energía eléctrica.
64
Cuadro 3. Acumulado de subsidios y contribuciones.
Cinco ciudades principales, según empresa. 1998-2003
EMPRESA Subsidios Contribuciones Defit / Superavit Bruto
Essa Codensa
Emcali Electricaribe
Epm
25.297 147.482 32.705 71.264 68.815
19.133 155.094 45.241 42.611 71.631
-6.164 7.632
12.536 -20.673
2.816 Total 5 ciudades 345.563 333.711 -11.853
Fuente: Fondo de Solidaridad y Distribución del Ingreso (Ministerio de Minas y Energia)
Es interesante constatar que el sector eléctrico se ha fortalecido. El Cuadro 4
presenta información del SUI en términos de ingresos, egresos y margen
operacional por usuario. La información de Medellín no se debe comparar en la
medida en que integra los ingresos de generación en los reportes financieros
del sector. Bogotá, que como se mencionó, venía de demandar recursos del
gobierno, pasó a generar excedentes operacionales que han permitido distribuir
recursos al Distrito y sostener el ritmo acelerado de expansión. Los resultados
financieros en Cali reflejan la situación que dio origen a la intervención por
parte de la SSPD. En Barranquilla, aunque no se ha alcanzado el punto de
equilibrio, con la reforma el déficit operacional se redujo a más de la mitad.
Finalmente, se observa que Bucaramanga apenas llega al punto de equilibrio.
Los resultados de la reforma sobre la eficiencia de las empresas son
contundentes. El indicador de empleados por mil conexiones ha disminuido sin
excepción en las cinco empresas de la muestra, con ajustes especialmente
pronunciados en las que se encontraban en peor estado y su gestión fue
65
transferida al sector privado. En el caso de la costa pasaron de un índice de 8.7
en 1998 a 1.8 en el 2001 (Cuadro 5).
Cuadro 4.
Ingresos, gastos y margen operacional según calidad. 2001-2003
Ciudad 2001 2002 2003
Bogotá
Ingresos Operacionales 736 659 727
Gastos Operacionales 576 523 582
Margen Operacional 37 59 53
Medellín
Ingresos Operacionales 1.353 1.635 1.955
Gastos Operacionales 1.048 1.181 1.435
Margen Operacional 306 454 520
Cali
Ingresos Operacionales 1.104 990 1.237
Gastos Operacionales 1.310 1.241 1.335
Margen Operaciona l -279 -327 -124
Atlántico
Ingresos Operacionales 785 915 893
Gastos Operacionales 941 1.107 948
Margen Operacional -310 -344 -137
Santander
Ingresos Operacionales 899 724 898
Gastos Operacionales 706 783 895
Margen Operacional -7 -59 3
Fuente: SSPD
De igual forma, las empresas han realizado un esfuerzo importante para reducir
las pérdidas de energía. Sin embargo, las ciudades de la costa todavía
soportan promedios elevados debidos en parte a la subnormalidad del
mercado.
66
Cuadro 5. Numero de emple ados y empleados por mil usuarios.
Cinco ciudades principales, según empresa. 1998-2001
N° Empleados Empleados / 1000 Usuarios EMPRESA
1998 1999 2000 2001 1998
1999
2000
2001
E.e.pp.m Essa Emcali Electricaribe Codensa
2.735
1.044
659 2.31
4 1.90
4
2.149
1.018
872 1.25
1 1.21
3
1.475
852 563 1.30
0 995
1.558
835 524 1.22
4 641
3.5 2.7 1.5 8.7 1.4
2.5 2.5 1.3 1.8 0.7
1.7 2.1 1.3 2.0 0.6
19 19 12 18 05
Fuente: SSPD
4.3 Otros servicios y valor agregado
Puesto que la energía se comporta como un commodity, no se debe esperar un
mayor valor agregado con la introducción de nuevos servicios en este mercado.
Sin embargo, con la reforma y la comercialización independiente, los grandes
usuarios han disfrutado de una mayor variedad de contratos que se ajustan a
sus necesidades específicas, apoyados con equipos de telemedida. Para
pequeños usuarios, para los que la variedad de contratos no les aporta ningún
beneficio, se han implementado facilidades en los procesos de facturación y
recaudo a través del servicio telefónico e Internet.
67
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La privatización energética se dio sobre la base de abrir el mercado de
prestación de los servicios públicos a la competencia, lo que conllevaría a la
ampliación de la cobertura, el mejoramiento de la calidad en el servicio y tarifas
menos costosas para los usuarios; también trajo según el estado el desarrollo
de políticas de flexibilización de la mano de obra, (en pocas palabras,
desmejoro las condiciones de vida de los trabajadores del secto r). Según el
desangre económico en ese sector al privatizarse se acabarían la corrupción y
la politiquería gracias a la presencia del capital privado en la propiedad, control
y manejo de las empresas. Sobre estas bases arrancó el proceso de
privatización de las empresas. Para garantizar utilidades y adecuadas tasas de
ganancia y retorno de los capitales para los inversionistas privados, se
elaboraron las nuevas formulas tarifarias que se impondrían a los colombianos
y se fijaron los procesos de valoración de los activos estatales sobre la base de
los llamados flujos de caja, una manera de feriar, a menos precio, la propiedad
pública.
El gobierno inició el proceso de privatización con el objetivo de mejorar la
eficiencia de las empresas eléctricas colocándolas en manos de inversionistas
con experiencia en este negocio. La venta de activos se inicia en 1996 con la
68
privatización de varias plantas de generación incluidas las hidroeléctricas
Chivor y Betania y las termoeléctricas Termocartagena y Termotasajero.
Durante 1997 y 1998, el proceso de privatización continuó con la venta de dos
electrificadoras EEB y EPSA y con la capitalización de los activos de
transmisión de Corelca (Transelca) y de distribución (Electrocosta y
Electrocaribe).
El proceso de priva tización en los años 98 trajo la configuración de un marco
regulatorio que facilito avances importantes como la libertad de accesos a
redes estándares de servicios de calidad. Aporto una nueva organización de la
industria (desintegración vertical), inversiones importantes en generación de
electricidad medianas en distribución de energía eléctrica.
Para los años 2000 con la desaceleración del proceso, se dio una caída severa
de la demanda a causa de una recesión económica y agudización del conflicto
social esto produjo una reducción de la inversión privada por bajas
rentabilidades y concentración en pocas compañías multinacionales lo que
ocasiono un conflicto en donde se vio afectada la comunidad por las funciones
de política y de la regulación sin un menor desarrollo de la función del control.
Pero de estos razonamientos vemos que el balance no es lo que se esperaba
ya que los monopolios públicos se perdieron en detrimento del patrimonio
nacional y lo que hoy tenemos son poderosos monopolios privados que abusan
de los usuarios. Las tarifas son proporcionalmente más elevadas que antes, y
la cobertura y la calidad se diluyen en los abrumadores cortes del servicio. Y al
aplicar la flexibilización laboral lo que lograron fue, que los trabajadores se
69
empobrecieran más y las utilidades de los monopolios fueran mayores. Y
nunca, la corrupción y la politiquería hicieron tantos desmanes contra los
bienes estatales, como en estos años.
Durante estos últimos gobiernos la situación no mejora. Las políticas
aprobadas por las mayorías gobiernistas en el Plan de Desarrollo, sólo son
más de lo mismo. Hay mayores recortes en los consumos básicos de
subsistencia, más alzas en las tarifas, nueva estratificación contra los sectores
populares y más privatizaciones. Además, se implementan los fondos de
capitalización social, como las empresas de energía social y las zonas
especiales. Se fraccionan los mercados, entregando los subsidios a las
grandes empresas, como Electrocosta, Electricaribe, Emgesa y Codensa, al
tiempo que se recortan los mismos para los usuarios más pobres.
Se recomienda entonces que la política estatal de servicios públicos se defina
de manera soberana y libre de las imposiciones del Fondo Monetario
Internacional. Que se cree una legislación nacional que defina a las empresas
de servicios públicos energéticos como entes cuya función esencial sea la
prestación estatal de los servicios, con calidad y amplia cobertura y altamente
subsidiados y que los servicios públicos domiciliarios se conviertan en
derechos fundamentales de los colombianos, tengan carácter estatal y acceso
universal.
Que se eliminen el Cargo Fijo para todos los usuarios, limitando los cobros a lo
estrictamente consumido, sin que esto incremente el costo básico de la tarifa o
70
unidad de consumo y que el gobierno nacional asuma la prestación del servicio
de alumbrado público, sin costo alguno para los municipios y los usuarios. Y
porque los recursos para saneamiento básico y electrificación rural que la
nación transfiere a los municipios, sean manejados por éstos y no por las
empresas.
En la actualidad la empresa privada representa el 58% de la capacidad total de
generación y el 65% del total de usuarios de distribución. Pero las mejoras en
estos años de privatización pese a las leyes existentes (Ley 142 y 143) como
entes reguladores no han sido 100% efectivas, una política de estas leyes es
la de proteger los derechos de los usuarios pero como se ve estos grupos
privados han cometido toda clase de abusos y violaciones a los derechos
humanos de las comunidades especialmente en la zona norte del país. Ha
sometido a barrios y municipios enteros a cortes masivos de energía, con la
disculpa de sancionar a unos pocos usuarios morosos; los cortes eléctricos se
hacen sin previo aviso de suspensión, sin respetar el debido proceso y
retirando de forma arbitraria los elementos de infraestructura construidos y
gestionados por las mismas comunidades.
Si bien es cierto que una de las políticas estatales para la privatización fue el
mejoramiento de la política de tarifas a los usuarios del servicio la realidad en
parte es todo lo contrario ya que se elevaron indiscriminadamente las tarifas
llevando a que amplios sectores sociales quedaran en la actualidad
marginados de este servicio fundamental para su vida. Las altas tarifas y los
cortes masivos han provocado la suspensión de actividades educativas, de los
71
servicios de salud en ciertas zonas del país y ha perjudicado las actividades
económicas de las comunidades rurales del país.
La prestación de los servicios públicos en el Caribe Colombiano es el principal
factor de descontento y movilización de los habitantes de la región. La creación
de entidades comercializadoras comunitarias, para solucionar el problema de
facturación enfrenta en algunas regiones comunidades marginadas, empresa y
Gobierno, lo que ya ha causado graves impactos socioambientales y culturales,
incluso varios muertos, entre los que se cuentan niños.
Pero no todo es malo con el proceso de privatización ya que el reacomodo
tarifario de electricidad arrojo resultados de calidad y confiabilidad debido a que
hubo un aumento para sector residenciales (principalmente de menores
ingresos) y reducción para sector industrial (neutralizado por contribuciones);
se genero una disponibilidad de sustitutos como el gas natural en los sectores
residenciales. Se aumentó la capacidad de generación - instalación de plantas
térmicas (reducción vulnerabilidad), hubo una ampliación de la cobertura
urbana (legalización de usuarios del servicio y con deterioro en el servicio en
algunas zonas).
Colombia es en la actualidad uno de los principales exportadores de carbón en
el mundo y el tercer exportador de petróleo en Latinoamérica. Para la
economía colombiana, la producción de combustibles fósiles es de gran
importancia, no solo para el consumo interno de combustibles, sino también, de
manera especial, para la exportación de los mismos, actividad de la cual
72
proviene una buena cantidad de divisas para el país. Debido a esta actividad se
recomienda que 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.
Se recomienda hacer a un lado la política intervensionista y adelantar una
acción mancomunada de lo privado de lo público en torno de las cuestiones
fundamentales de crecimiento y distribución; definir con exactitud el papel de
los diversos agentes (empresas, fuerzas de trabajo y gobierno) y establecer
reglas de juego claras que sustenten un sistema político democrático que actúe
teniendo en cuenta como normas básicas el respeto a las libertades y derechos
fundamentales de los ciudadanos y demuestre que la eficiencia no está reñida
con un avance permanente hacia una sociedad más igualitaria y justa.
73
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