El posible cambio en las reglas de juego para calcular la remuneración de los activos de distribución y transmisión de energía tiene en ascuas a los agentes de esta parte de la cadena del sector eléctrico por los efectos negativos que puede tener en las inversiones que se hacen continuamente en equipos como cables, transformadores y subestaciones, así como en la rentabilidad de proyectos que se están ejecutando actualmente y en los usuarios finales.
Desde comienzos de noviembre, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) publicó las resoluciones de consulta 176 y 177, cuyo plazo para comentarios finalizó el 5 de diciembre y tiene preocupados a los agentes debido a que en ellas se plantea que el cambio de metodología tarifaria, que se hace cada cinco años aproximadamente, en esta ocasión tenga efectos retroactivos.
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Según los expertos consultados, y dependiendo de la antigüedad de los activos según los periodos regulatorios anteriores (1997, 2002 y 2007), la idea de la Creg es aplicar un factor de reconocimiento denominado ‘hundimiento’, de manera que desde el otro año estos activos no tendrían el valor por el cual se remuneran actualmente, sino uno menor.
Katrine Simancas, directora de las Cámaras de Energía y Gas de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), explica que las propuestas de regulación planean un punto de partida hoy, que está aplicándoles un factor de antigüedad, diciendo que actualmente el activo no representa eso sino menos, lo que implica una reducción promedio del 10 por ciento de la valoración de los bienes de transmisión, y un bajón entre el 10 y el 20 por ciento para el caso de los de distribución.
“En distribución quieren incentivar la reposición de activos, mejorar la calidad del servicio y bajar las pérdidas de energía; sin embargo, cuando se simula el contenido de detalle, se da cuenta de que no ocurre el incentivo a la inversión en calidad, a la disminución en pérdidas y a la inversión en el activo futuro”, agrega.
En el caso de los activos de transmisión de energía, el director de Regulación de la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), Jaime Orjuela, advierte que la compañía ha hecho varias inversiones que incluyen modernización de sistemas electrónicos, de control y protecciones, los cuales, al aplicar la metodología propuesta y no obstante que lleva muy pocos años de servicio, no van a tener ninguna remuneración.
“Prácticamente, estas inversiones se habrían perdido bajo la nueva metodología”, explica Orjuela.
Por su parte, el presidente de la Asociación Colombiana de Distribuidores (Asocodis), José Camilo Manzur, señala que en total se estarían hundiendo inversiones cercanas a los seis billones de pesos que se han hecho en las redes de transmisión y distribución del país.
El punto fundamental para los consultados es el carácter retroactivo que se le está queriendo aplicar a las medidas, no solo porque implican un cambio en las reglas de juego, sino porque nada garantiza que en 20 años, para la nueva inversión, no se hagan nuevos cambios con efectos retroactivos, lo cual genera una incertidumbre grande.
Adicionalmente, de acuerdo con Jaime Orjuela, de la EEB, sumado a la preocupación de la remuneración inquieta el impacto en el servicio, “porque lo que prevemos es que con estas condiciones, muchas inversiones en las redes no se van a hacer y eso redundará en un deterioro en la calidad del servicio que reciben los usuarios”.
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Mercado se anticipa
Y es que según el directivo, aunque las resoluciones de la Creg aún no están en firme, las empresas se han venido anticipando a las nuevas condiciones, que ya se dan como un hecho, pues si se revisan las convocatorias recientes de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), desde que se conocieron los proyectos de regulación los valores de las ofertas del mercado han venido aumentando.
Incluso algo peor es que, según Orjuela, ha habido situaciones en las que algunos distribuidores han renunciado a hacer inversiones nuevas en los activos a los que tienen derecho, por ser los distribuidores incumbentes, y la Upme ha tenido que abrir convocatorias adicionales para que se hagan estos proyectos que los distribuidores ya no están en disposición de realizar.
Lo anterior porque es el tercer proyecto que publica la Creg, y en los tres se ha mantenido la línea de la retroactividad y se da por hecho que esta será la regulación, lo cual resulta perjudicial porque este mayor valor se traduce en las tarifas que se cobran a los usuarios finales.
“Se ha hablado con la Creg, pero sentimos que no ha habido receptividad a las propuestas y a los comentarios”, recalca Orjuela.
Un ejemplo reciente de esta situación es el desfase de más del 1.000 por ciento que se dio entre el valor esperado y lo que finalmente se ofreció y adjudicó por parte de la Upme para el proyecto de transmisión Riohacha-Maicao, de 110 kilovoltios.
Se trata del anillo de La Guajira e incluye la construcción de dos líneas eléctricas para conectar la subestación Riohacha con los puntos Cuestecitas y Maicao, y así, para mejorar la calidad en el servicio de energía eléctrica con beneficio a 11.000 usuarios.
La adjudicación del proyecto se hizo en septiembre a la peruana Graña Montero y al Consorcio Electrinorte.
Vías, negocio más rentable
La firma Sumatoria advirtió que los inversionistas pueden replantearse su participación en este negocio, pues es posible obtener un mayor retorno de actividades similares. Agrega que la inestabilidad regulatoria que enfrentan los distribuidores de energía puede llevar a que los inversionistas prefieran los bonos de deuda en los proyectos de vías 4G, pues el retorno al capital de la actividad es inferior: mientras el primero puede tener tasas del orden del IPC más el cinco por ciento o superiores, la de distribución es del ocho por ciento.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu
