martes, 2 de febrero de 2016

EPM en ISAGEN: ¿Atrapada sin salida?

EPM en ISAGEN: ¿Atrapada sin salida?

Luis Guillermo Vélez Álvarez
Economista, Universidad EAFIT

Desde el punto de vista del manejo de las empresas, hay dos tipos de inversionistas: el activo o controlador y el pasivo o rentista. Un inversionista controlador busca tener el mando de las empresas de las que es socio para imponer sus prácticas gerenciales puesto que está convencido, con razón o sin ella, que de esta forma la generación de valor es superior a la que se obtendría sin ello. El inversionista pasivo busca tener en su portafolio acciones de diversas empresas que en conjunto garanticen una combinación deseada de rentabilidad y riesgo. Son estos últimos inversionistas los que mueven la bolsa, vendiendo y comprando acciones en función de dicho perfil de riego y rentabilidad. Los inversionistas controladores suelen ser más permanentes en la posesión de las acciones de sus empresas y usualmente sólo se desprenden de ellas cuando han logrado sus objetivos de generación de valor o, lo que también puede ocurrir, cuando resulta evidente que han fracasado en el intento. Hasta donde se sabe, EPM es un inversionista controlador. Los fondos de pensiones, que también tienen acciones en ISAGEN, son inversionistas pasivos.

Así las cosas, si EPM es un inversionista estratégico resulta casi evidente que debe enajenar sus acciones en ISAGEN al mejor precio que pueda obtener. De hecho, ha debido venderlas hace mucho tiempo. Contrariamente a lo que se cree, ISAGEN se ha comportado siempre en el mercado de energía como un competidor de EPM y su administración ha manejado la Empresa en función del interés del accionista mayoritario, como debe ser. De hecho, EPM no tenía representación en la Junta Directiva de ISAGEN. Con Brookfield las cosas continuarán de la misma forma, no por tratarse de Brookfield, sino porque así funcionan las sociedades anónimas.

Ahora bien, el reglamento de venta, Decreto 1609 de 2013, señala, en el artículo 27 que el adquiriente de las acciones de la Nación está obligado a formular una oferta pública de adquisición (OPA) a favor de los accionistas minoritarios que tengan una participación igual o inferior al 3%, a un precio por lo menos igual al pagado por la participación de la Nación. Como EPM tiene el 13,14% no puede, en principio, beneficiarse de esta OPA.  No obstante, recientemente el gerente presentó al Concejo un documento en el que argumentaba lo contrario, con base en el decreto 2555 de 2010.

Al parecer la tesis de EPM se basa en el artículo 6.15.2.1.23 que regula el llamado derecho de venta. Allí se establece, en efecto, que los accionistas minoritarios – uno o varios tenedores que posean por los menos el 1% - tienen el derecho exigir que se realice una OPA a su favor cuando un mismo beneficiario adquiera más del 90 % de capital con derecho a voto. El precio de las acciones remanentes debe ser igual al pagado por el capital mayoritario cuando éste se haya adquirido mediante una OPA.  Brookfield adquirió el 57,68% y lo hizo mediante la participación en un proceso de privatización. Pero doctores tiene la Iglesia y abogados EPM.

Más allá de la actual coyuntura, EPM tiene un problema en el manejo de sus decisiones de inversión y desinversión. De acuerdo con los estatutos, las adquisiciones sólo requieren la aprobación de la Junta Directiva; las ventas deben ser autorizadas por el Concejo de Medellín. Por ser el Concejo una entidad política, las discusiones sobre la desinversión en activos suelen tener un sesgo político e ideológico más que técnico y profesional. Con frecuencia la Administración de la Empresa se ve obligada a hacer pública información de valor para sus competidores. Por otra parte, los tiempos de la política suelen ser más lentos que los del mundo de los negocios y los debates interminables pueden llevar a la pérdida de oportunidades. 

Esta asimetría en las reglas de inversión – desinversión encuentra su origen en el miedo patológico a la “privatización” de EPM. Para dar garantías a quienes tienen esos temores, podría distinguirse entre los activos productivos de la matriz y sus participaciones y derechos en las filiales y otras empresas. La eventual enajenación de los primeros debe estar sujeta a la aprobación del Concejo; la de los segundos a la decisión de la Junta Directiva. Una reforma estatutaria en este sentido sería el mejor resultado de la actual discusión.

LGVA
Febrero de 2016.



sábado, 30 de enero de 2016

La reforma tributaria estructural: entre Ricardo y Colbert

La reforma tributaria estructural: entre Ricardo y Colbert

Luis Guillermo Vélez Álvarez
Economista, Docente Universidad EAFIT

“…no existe impuesto que no tienda a impedir la acumulación, ya que no hay uno que no pueda considerarse como un obstáculo para la producción, ni deja tampoco de causar los mismos efectos que un suelo árido o un mal clima, que una disminución de la destreza o la laboriosidad, una mala distribución de la mano de obra, o la pérdida de alguna maquinaria útil…” (David Ricardo)

“El arte de los impuestos consiste en desplumar al ganso de forma tal que se obtenga la mayor cantidad de plumas con el menor ruido”. (Atribuida a Jean Baptiste Colbert)

I
Los fundamentos

Una reforma tributaria verdaderamente estructural y que haría más competitivos a los colombianos, sería aquella que decretase una reducción de un 4% del gasto público y de todos los impuestos el próximo año y reducciones sucesivas de un porcentaje semejante durante 6 ò 7 años más, de suerte que el tamaño del estado como porcentaje del PIB volviera al nivel que tenía a principios del siglo. Sin embargo, en su informe final, la Comisión de Expertos para la Equidad y la Competitividad Tributaria (CEECT) reporta no haberse ocupado del gasto puesto que ese tema estaba por fuera de sus términos de referencia y es por ello que la reforma propuesta, además de ser “estructural”, busca allegar recursos para sostener el nivel de gasto actual. Omitir el análisis del nivel y la eficiencia del gasto vicia los resultados y propuestas de cualquier estudio de política fiscal, como lo reconoce la CEECT[1].

 La Presentación del Informe Final de la CEECT está plagada de los mismos lugares comunes que han adornado la exposición de motivos de la veintena de reformas tributarias tramitadas en el Congreso desde 1990. He aquí un par de esas “perlas”:

“Será solo mediante una actividad empresarial vigorosa que genere de manera dinámica empleos de alta calidad que se podrá lograr una sociedad más próspera y producir los recursos necesarios para que el Gobierno, a través de una eficiente asignación y ejecución del gasto público, contribuya de manera eficaz a la lucha contra la desigualdad y la pobreza generando mejores condiciones para la paz duradera en nuestro país”. 

“…Colombia ha presentado tradicionalmente elevados índices de pobreza y uno de los mayores niveles de desigualdad en la distribución del ingreso del mundo, lo que exige esfuerzos de parte de la política fiscal para producir mejoras en las condiciones de vida de los más desfavorecidos”[2]

Ahí está todo: la pobreza, la desigualdad, los más desfavorecidos y ¡cómo no! la paz duradera. Esos párrafos retóricos contienen todo el almendrón del discurso los estatistas de todos los tiempos y lugares, quienes parecen creer que el árbol del que se nutren produce frutos porque lo sacuden y no porque por sí mismo produce los frutos que caen cuando lo sacuden. Y no se guardan por tanto de sacudir inclemente el árbol, persuadidos como están de que nunca se dañarán sus ramas, sus hojas y, finalmente, sus raíces. También están convencidos de que sólo la acción de un gobierno sabio, providente, bueno y suficientemente grande puede garantizar una distribución equitativa de los frutos.
Los economistas de la escuela de la elección pública han dado cuenta de la fragilidad de la hipótesis sobre la sabiduría y la bondad de los gobiernos. Pero, si en aras de la discusión admitimos, sino la sabiduría de los gobiernos, la bondad de las intenciones, tendríamos que concluir que los elevados índices de pobreza y desigualdad de los que se duele la CEECT resultan del hecho que el gobierno no es aún lo suficientemente grande, a pesar de que en 2012 el gasto público representara ya el 25% del PIB.
Gráfica 1[3]


En la segunda mitad del siglo pasado el tamaño del Gobierno se duplicó y en lo corrido del presente está casi por duplicarse nuevamente: hasta 2012 había crecido en un 81% con respecto al promedio de la última década del siglo XX. Con la reforma tributaria que se anuncia y el menor crecimiento de la economía, seguramente se llegará en un par de años al 30% del PIB. Nada mal.

Puede suceder que el tamaño del gobierno haya crecido mucho pero aún no sea lo suficientemente grande para acabar con la pobreza, la desigualdad y garantizar la paz duradera. Sin embargo, parece que no es así. La gráfica 2 muestra la participación promedio del gasto del gobierno en el PIB de un grupo de países entre 2008-2012. El tamaño del gobierno colombiano es similar al de Estados Unidos y Brasil y superior al de los gobiernos de Singapur, Corea y Japón, que no son precisamente países pobres, y Chile y Perú, países a los que la va mejor en los indicadores de pobreza y desigualdad. El tamaño del gobierno colombiano está tres puntos porcentuales por debajo del promedio mundial y cuatro del promedio de los países de la OCDE. Todavía está lejos del de los países escandinavos, ejemplos paradigmáticos de los estatistas, pero seguramente muy pronto los alcanzaremos sin que ello garantice la eliminación de la pobreza y la desigualdad.  

Gráfica 2


Conviene detenerse en los casos de Perú y Chile, nuestros socios de la Alianza del Pacífico, con los que resulta idóneo compararnos. La tabla muestra que son menos pobres y menos desiguales y tienen un gobierno más pequeño. ¡Oh sorpresa!



Volvamos al Informe Final. Advierten los comisionados que la suya “no es (…) una propuesta que solo busca aumentar el recaudo”. Es decir, que si su busca aumentarlo. Y quiere además “introducir incentivos para que cualquier colombiano sea cada vez más consciente de que para lograr un mejor país se requiere su aporte al fisco”.  Candorosa invitación para que todos contribuyamos a reducir “los elevados niveles de evasión, elusión y contrabando” que al parecer son responsables de que “el sistema tributario de nuestro país genere un bajo nivel de recaudo”.

Un bajo nivel de recaudo. Pues parece que no es así. El recaudo tributario del gobierno central de Colombia como porcentaje del PIB es superior al de Estados Unidos, Japón y Alemania y similar al promedio de los países de ingreso medio e ingreso medio alto, entre los cuales se clasifica a Colombia. Es un punto porcentual inferior al promedio de los países de la OCDE y al promedio de todos los países del mundo. Esto se ilustra en la Gráfica 3, elaborada con datos del Banco Mundial. Ciertamente está por debajo de los de Chile y Perú, pero no por mucho tiempo. 

Gráfica 3[4]


En síntesis: el tamaño del gobierno colombiano ha crecido aceleradamente en los últimos 15 años y no resulta pequeño en el contexto internacional. Lo mismo puede decirse del recaudo tributario del gobierno central. No hay una relación evidente entre tamaño del gobierno y los indicadores de pobreza y desigualdad. Las transferencias del gobierno pueden sin duda mejorar la condición de los pobres y alterar la distribución de manera temporal. Sin embargo, la teoría económica y la experiencia internacional demuestran que la reducción persistente y duradera de la pobreza y la desigualdad sólo se consigue con el crecimiento económico y éste ha sido siempre el resultado de la actividad de los empresarios, no de los gobiernos.

II
Las propuestas 

Para el gran David Ricardo, no hay impuesto bueno: “no existe impuesto que no tienda a impedir la acumulación, ya que no hay uno que no pueda considerarse como un obstáculo para la producción, ni deja tampoco de causar los mismos efectos que un suelo árido o un mal clima, que una disminución de la destreza o la laboriosidad, una mala distribución de la mano de obra, o la pérdida de alguna maquinaria útil…”[5]  No se iba por las ramas el gran economista clásico. Pero esto es algo que no ignoran los expertos de la CEECT quienes admiten que los tributos vigentes en Colombia “castigan el crecimiento económico en la medida en que gravan en exceso la inversión y el empleo y crean distorsiones importantes para el funcionamiento de los mercados”[6]. Pero dicho esto, en lugar de proponer la reducción drástica de todos esos nefastos tributos, se lanzan a la ingrata tarea de perfeccionarlos con la ilusión de reducir sus efectos nocivos, olvidando que, como dijo Ricardo, “el gran mal de la tributación se encuentra no tanto en la selección de sus objetivos, sino en el monto total de sus efectos de conjunto”[7].

La reforma estructural propuesta por la CEECT no busca reducir los impuestos, ni reducir el gasto ni aumentar su eficiencia. Evidentemente no es una reforma estructural en el sentido ricardiano. En efecto, además de incrementar el recaudo para sustituir los recursos de la renta petrolera alegremente dilapidada por el gobierno, la reforma busca “equidad horizontal”, “progresividad vertical”, “eficiencia y simplicidad” y otras expresiones que en definitiva significan que su objetivo es facilitar el cobro de los impuestos y nada más. Es pues una reforma estructural a la manera de Colbert a quien se atribuye aquello de que “el arte de los impuestos consiste en desplumar al ganso de forma tal que se obtenga la mayor cantidad de plumas con el menor ruido”.

No obstante, hay tributos que son más nefastos que otros y esto lo saben bien como buenos expertos que son los miembros de la CEECT. Por eso hay entre sus propuestas algunas que son positivas sin que ello signifique que en su conjunto la reforma deje de ser un mero ejercicio colbertiano. Sin embargo, lo más probable es que esas propuestas desaparezcan en el trámite efectivo de la reforma en el congreso donde seguramente tendrán acogida otras propuestas que son definitivamente malas. A continuación, se hace un examen no exhaustivo de algunas de las propuestas, buenas y malas, de la CEECT.

·         Eliminación del impuesto a la riqueza para las empresas. Las empresas no son ni ricas ni pobres; las empresas son grandes o pequeñas, eficientes o ineficientes, innovadoras o rutinarias y cualquier otra cosa. Por eso la propuesta de eliminar el impuesto a la riqueza para las empresas es la mejor de todas las propuestas de la CEECT. Sin embargo, como hay que mantener el recaudo se propone ampliar la base del impuesto de renta incorporando más personas naturales asalariadas, gravando los dividendos y gravando las altas pensiones. Es decir, borran con el codo lo que hacen con la mano. Lo que procede es la eliminación pura y simple del llamado impuesto a la riqueza y, por supuesto, un gravamen a las altas pensiones, pero no a las constituidas con base en el ahorro individual, sino a las de los antiguos “servidores públicos” que quieren vivir a perpetuidad de la riqueza generada por otros.

·         Descuento del IVA pagado en la adquisición de bienes de capital.  Esta es sin duda otra buena propuesta que, como la eliminación del impuesto al patrimonio, difícilmente será acogida por el congreso dado el sesgo anti-empresarial de la mayoría de sus integrantes. Ojalá ayude a viabilizar esta propuesta el hecho de que el descuento se aplique de forma gradual a lo largo de 3 ò 5 años, como sugiere la CEECT.

·         Mantener el gravamen de sobre los movimientos financieros. El GMF, como el impuesto al patrimonio, es un impuesto temporal que se introdujo hace más de 17 años[8]. Todo mundo, incluida la CEECT, reconoce que es un impuesto anti-técnico que “tiene efectos negativos sobre la intermediación financiera”. Sin embargo, recomiendan mantenerlo porque “es un impuesto de fácil recaudo que genera recursos importantes para el fisco y cualquier otro tributo que sustituyera su recaudo actual también tendría efectos nocivos sobre la actividad económica”[9]. ¡Qué tal esto! Esta frase pone al desnudo, si se precisara, las incoherencias conceptuales de la CEECT y el verdadero objetivo de sus propuestas: como todo impuesto tiene efectos nocivos sobre la actividad económica hay que preferir aquellos de fácil recaudo y que generen recursos importantes para el fisco. La CEECT propone que el GMF sea deducible al 100% del impuesto de renta en la medida en que las finanzas públicas lo permitan, es decir, nunca.

·         Elevar los impuestos a los combustibles. Los impuestos son un 26% del precio de los combustibles al consumidor final. La CEECT considera que dichos impuestos son bajos “frente a estándares internacionales” y propone incrementar en 30% el impuesto nacional dado que las circunstancias actuales de bajos precios “son propicias para la adopción de estas decisiones”. El recaudo de un impuesto es el producto de una base, el precio de la gasolina en este caso, por una tarifa. Cuando el precio de los combustibles subió, no se le ocurrió al gobierno reducir la tarifa, pero ahora se propone elevarla para mantener o incrementar el recaudo. ¡No se puede ser más alcabalero!

·         Impuestos territoriales. Informa la CEECT que “en la actualidad hay vigentes 13 tributos departamentales, 20 municipales y por los menos 24 gravámenes y contribuciones, sin contar dentro de éstos las estampillas que existen con distintas variantes regionales y locales” Y añade: “Adicionalmente, existen dudas sobre la legalidad de algunos ingresos no tributarios, tasas y contribuciones.”[10]. ¡Háganme el favor! ¿Y que propone la CEECT frente a este maremágnum?  Realmente nada. Se despacha con esta confesión “hay que definir de manera expresa y clara las competencias en materia tributaria de la Nación y de los departamentos y los municipios, por la vía legal o constitucional”. ¡Qué tal esa! No sabemos cuáles son las competencias de las entidades territoriales en materia tributaria. Una reforma tributaria territorial verdaderamente estructural, pasaría por la eliminación de todos esos absurdos tributos y por la profundización del federalismo fiscal, es decir, por la cesión por parte del gobierno central a departamentos y municipios de las bases gravables que verdaderamente importan – renta, IVA – y por la eliminación del Sistema General de Participaciones de tal suerte que las entidades territoriales asumieran de verdad sus responsabilidades fiscales y compitieran entre ellas para atraer las empresas y las personas con menores impuestos y mejores servicios. Es decir, un federalismo fiscal que permita que la gente vote con los pies. Pero en lugar de coger el toro por los cuernos, la CEECT se limita a proponer algunos retoques a los impuestos predial y de industria y comercio.

·         El régimen de las entidades sin ánimo - ¿sinónimo? - de lucro. Las entidades sin ánimo de lucro tienen un prestigio inmerecido y uno de los méritos del trabajo de la CEECT es ponerlas al desnudo. Todos tenemos ánimo de lucro. A los pocos que al parecer no lo tienen les rendimos pleitesía y hasta los canonizamos, pero afortunadamente no les hacemos mucho caso en el manejo de nuestros asuntos pecuniarios. Ahora bien, cuando se dan ciertas ventajas tributarias y se otorgan privilegios en la contratación pública, crear una entidad sin ánimo - o sinónimo -  de lucro resulta muy tentador. Según la DIAN son más de 70 mil. Además de ser un medio de evasión fiscal, estas entidades se han convertido en el mecanismo más utilizado por las entidades territoriales para eludir las licitaciones y hacer contratación directa. No hay que olvidar tampoco que el mayor desfalco al sistema salud corrió por cuenta de una cooperativa. La CEECT propone hacer más exigentes los requisitos para acceder al régimen tributario especial y aplicar a todas las demás el régimen de las sociedades limitadas. Eso está bien. Pero sería mucho mejor eliminar de una vez por todas esa figura hipócrita.

III
Conclusión

La reforma propuesta por la CEECT no es verdaderamente estructural, aunque tiene elementos que podrían mejorar algo el sistema tributario. Es una deficiencia grave el que no se diga nada sobre el nivel y la eficiencia del gasto. Esto es grave desde el punto de vista técnico, pero lo es también desde el punto de vista de la legitimidad frente a los contribuyentes de quienes sólo se pretende que paguen más sin que se justifique el esfuerzo que se les impone.  Las declaraciones sobre la pobreza, la igualdad, la paz y todo lo demás están buenas para la retórica política, pero son insuficientes como sustento de una propuesta que se pretende técnica. Las pocas cosas buenas que contiene la propuesta seguramente naufragarán en el trámite en el congreso donde prevalecerán los intereses del capitalismo clientelista con mayor capacidad de lobby y sus aliados políticos. Finalmente, el ejecutivo nacional tendrá que ceder urgido como está de financiar el desconsiderado nivel de gasto que obstinadamente se niega a recortar.
LGVA
Enero de 2016.  





[1] “Es de resaltar que para proveer una mayor progresividad a la política fiscal y obtener efectos positivos sobre el crecimiento económico, no solo es importante trabajar en el lado de los impuestos; ello requiere avanzar en materia de eficiencia y equidad en el gasto público, tema que está por fuera de los términos de referencia de la Comisión”. CEECT. Informe Final. Página 7.

[2] Idem. Página 6.

[3] Los promedios las cinco décadas del siglo XX son tomados el estudio “Política fiscal en el siglo XX en Colombia” de Roberto Junguito y Héctor Rincón, publicado en el volumen colectivo Economía Colombiana del siglo XX: un análisis cuantitativo. Fondo de Cultura Económica-Banco de la República, Bogotá, 2007.  Los demás años son tomados de la base de datos del Banco Mundial que contiene información hasta 2012. Los datos del Banco Mundial son los reportados por las autoridades económicas de los países socios.
[4] Según el Banco Mundial: “La recaudación impositiva se refiere a las transferencias obligatorias al Gobierno central con fines públicos. Se excluyen ciertas transferencias obligatorias como las multas, sanciones y la mayoría de las contribuciones al seguro social. Los reembolsos y correcciones de ingresos tributarios recaudados por error se consideran ingreso negativo”.

[5] Ricardo, D. Principios de economía política y tributación. Fondo de Cultura Económica, México, 1997. Página 115, nota 11.

[6] CEECT. Informe Final. Presentación y resumen ejecutivo. Página 5.
[7] Ricardo, D. Principios de economía política y tributación. Fondo de Cultura Económica, México, 1997. Página 115.

[8] El impuesto a las transacciones bancarias se estableció con del decreto 2330 de noviembre de 1998, bajo el gobierno de Andrés Pastrana, con Juan Camilo Restrepo como ministro de hacienda. Inicialmente era de 2 por mil y su recaudo estaba destinado a financiación del rescate del sector financiero. Como medida de hacienda extraordinaria, el impuesto a las transacciones financieras resultaba plausible. Sucesivos gobiernos han prolongado su vigencia con diversos argumentos; en noviembre cumplirá 16 años. En todo caso, existe el consenso de que es un impuesto inconveniente porque propicia la desintermediación financiera y por esta vía limita la financiación de la inversión. El impuesto al patrimonio se creó mediante los decretos 1838 y 1839 de 2002. Este fue también concebido como un impuesto extraordinario cuyo recaudo, se dijo en su momento, estaba destinado a la financiación de la seguridad democrática. 

[9] CEECT. Informe Final. Presentación y resumen ejecutivo. Página 10-11.

[10] CEECT. Informe Final. Presentación y resumen ejecutivo. Página 11.

martes, 12 de enero de 2016

Una propuesta libertaria, igualitaria, popular y democrática sobre ISAGEN

Una propuesta libertaria, igualitaria, popular y democrática sobre ISAGEN

Luis Guillermo Vélez Álvarez
Economista, Docente Universidad EAFIT

I

El debate sobre ISAGEN que protagonizan los estatistas de todos los partidos es patético e hilarante. Los estatistas opositores, entre los que se encuentran los estatistas totalitarios de las FARC, sostienen que el precio mínimo es extremadamente bajo y que se está entregando al sector privado un activo “estratégico” para el manejo del sector eléctrico. El gobierno nacional y los estatistas que lo apoyan argumentan que los recursos de la venta son necesarios para capitalizar la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN) que prestaría dichos recursos a los concesionarios de las autopistas de cuarta generación o los invertiría directamente.  A continuación, se examinan brevemente esos argumentos y más adelante se presenta una propuesta libertaria y de mercado para ISAGEN.

II


Por el 57,61% que tiene el Gobierno de la Empresa se ha fijado un precio mínimo de 6,48 billones de pesos. Esto significa que la Empresa en su conjunto está valorada en 11,24 billones, lo cual equivale a 16 veces el Ebitda promedio de los últimos cinco años o a 25 veces la utilidad después de impuestos también promedio del mismo período. Con el perdón de los estatistas enemigos de la venta, esto no es poco dinero por ese activo. Seguramente ninguno de ellos compraría un negocio en el que tardaría 25 años en recuperar la inversión inicial. Con razón COLBUN sacó la mano y muy probablemente Brookfield se abstenga de entregar el sobre. Al día de hoy el precio de la acción está $3.420 frente a $ 4.130 que espera el Gobierno. Una prima de control de 20%. No hay que olvidar que si Brookfield compra a ese precio está obligado a comprar a ese mismo precio las acciones de los minoritarios que quieran vender.

 El otro argumento de los estatistas opositores es aquel según el cual ISAGEN es un activo “estratégico” para la intervención del estado en el sector eléctrico. Se dice, sin rubor alguno, que la presencia de ISAGEN es necesaria para controlar el precio en el mercado eléctrico. Se afirma también que la ejecución de grandes proyectos hidroeléctricos tiene costos ambientales y sociales tan elevados que solo pueden ser asumidos por las empresas del gobierno.

El primer argumento puede interpretarse de dos formas. Se estaría afirmando que sin ISAGEN, los otros agentes generadores fijarían precios por encima de los costos eficientes, es decir que abusarían de su poder de mercado. En este caso estamos frente a un problema de regulación y de protección de la competencia del que deberían ocuparse las autoridades respectivas. En todos los mercados pueden presentarse situaciones de competencia imperfecta y precios que exceden a los costos marginales, como al parecer ha ocurrido con el azúcar, los pañales y el cemento en casos de los que se ha ocupado la SIC. ¿O será mejor, siguiendo la lógica de los estatistas, expropiar los ingenios azucareros, las fábricas de pañales y las cementeras para que las empresas del gobierno fijen “precios justos”?

Otra interpretación consiste en admitir que los precios de la generación que se forman en el mercado reflejan los costos económicos de producción pero que ISAGEN - para favorecer el desarrollo, hacer justica social y sabe Dios qué más - debe fijar precios inferiores a esos costos. Es decir, se propone que ISAGEN haga dumping lo que además de constituir una expropiación de los accionistas minoritarios - entre los que se encuentran los Fondos de Pensiones- es una práctica de competencia desleal frente a los demás generadores.

El otro argumento, el que se refiere a los elevados costos ambientales y sociales de los proyectos hidroeléctricos, es mucho más preocupante. Hay que hablar con claridad y no ocultar la realidad tras el discurso ambientalista y populachero. El principal obstáculo al desarrollo de los grandes proyectos hidroeléctricos, mineros y de infraestructura en general lo constituye la acción de los grupos armados, las ONG ambientalistas y los políticos corruptos cuyas exigencias extorsivas encarecen los proyectos. Decir que sólo las empresas del gobierno pueden enfrentar los costos ambientales y sociales equivale simplemente a reconocer que éstas son más débiles que las privadas frente a la extorsión y el chantaje.

El argumento del Gobierno y sus áulicos en favor de la venta no es menos absurdo y contradictorio. Los recursos de la venta se entregarán a la FDN esperpento financiero creado para concederle crédito a los concesionarios del programa vial 4G. Una de dos: o esos recursos de entregan a tasas subsidiadas o a tasas de mercado. Y en ambos casos surge la pregunta: ¿qué clase de empresas son esas concesionarias que necesitan crédito subsidiado y/o que son incapaces de financiarse en el mercado de valores internacional?  Si las 4G son tan buen negocio, como afirma el Gobierno, deberían poder concesionarse sin ningún apalancamiento de recursos estatales. Si no lo son, algunas o todas ellas, pues que no se concesionen. Curiosamente a todos los estatistas les parece bien que el gobierno se convierta en banquero. Los estatistas opositores presentaron 25 alternativas de financiación de las 4G, incluida la emisión monetaria por medio de la nefasta cuenta especial de cambios con la que se maquillaba el déficit fiscal en los años 80.

III

La propiedad pública o la propiedad de todo el pueblo es una ficción jurídica. Los verdaderos propietarios de las cosas son quienes deciden qué hacer con ellas, trátese un individuo o de un pequeño grupo de ellos. Toda propiedad es privada. Eso lo saben bien los políticos estatistas que gustan arroparse en la bandera de la propiedad de todo el pueblo. Pero si, como se dice, “ISAGEN es de todos”, y en esto están de acuerdo los estatistas de todos los colores, la coherencia con ese planteamiento exige la aceptación unánime de la siguiente propuesta:

1.      Las 1.570.490.767 acciones del Gobierno en ISAGEN serán entregadas a sus verdaderos propietarios, los 48.320.000 colombianos, en cantidades iguales. A cada uno le corresponderían 32 acciones.
2.      Los titulares de las acciones o sus representantes legales, en el caso de los menores y los incapaces mentales, serán libres de conservarlas o de venderlas en la bolsa al precio de mercado. Brookfield, COLBUN, EPM, los Fondos de Pensiones y todos los demás accionistas de ISAGEN podrían comprarlas. También podrían hacerlo, naturalmente, otros inversionistas.
3.      La FDN lanzará al mercado una emisión de acciones o de bonos o de ambas clases de títulos  para allegar los recursos que supuestamente requiere para la financiación de las 4G. La gente decidirá libremente si destina el producto de la venta de sus acciones de ISAGEN o de sus otros ahorros a la adquisición de dichos títulos. En ningún caso la FDN otorgará subsidios a los concesionarios que demanden sus préstamos.   

Esta propuesta está libre de todos los absurdos y contradicciones señaladas y debería gustarles a los estatistas de todos los partidos puesto que es igualitaria, popular y democrática. Si la rechazan, como seguramente ocurrirá, es prueba de sus alegatos sobre la igualdad, lo social y la democracia son solo vanas palabras y que en ellos puede màs el miedo a la libertad. 

LGVA
Enero de 2016. 

lunes, 21 de diciembre de 2015

El cargo de confiabilidad, la parábola de los pandequesos y la Santísima Trinidad

El cargo de confiabilidad, la parábola de los pandequesos y la Santísima Trinidad

Alfredo Trespalacios
Luis Guillermo Vélez Álvarez

I.                   Introducción

La reducción de los aportes hidrológicos, provocada por un fenómeno de “El Niño” particularmente intenso, ha puesto al sector eléctrico en una situación crítica y está poniendo a prueba los mecanismos institucionales y de mercado previstos para afrontar dicha circunstancia. Las decisiones tomadas por el Ministerio de Minas y Energía y por la Comisión de Regulación de Energía y Gas son adecuadas como quiera que buscan aumentar la capacidad de generación, elevar la oferta de gas para reducir la dependencia de los combustibles líquidos y mitigar los impactos financieros del alza del precio de bolsa. Si estas medidas se complementan con la adopción de incentivos económicos a la reducción de la demanda, es bastante probable que el sistema eléctrico supere la crisis sin un racionamiento forzoso.

Aunque las autoridades sectoriales, con el Ministro de Minas y Energía a la cabeza, han actuado oportunamente y han suministrado las explicaciones requeridas, el sector eléctrico se encuentra en el ojo del huracán político y mediático. El traslado parcial de los costos de generación térmica a la demanda ha causado un malestar comprensible entre los consumidores. Adicionalmente, la metáfora desafortunada según la cual el llamado cargo de confiabilidad es la prima de un seguro pagado por la demanda, ha creado el sentimiento – avivado por algunos políticos y periodistas – de que las empresas generadoras le “están poniendo conejo” a los consumidores y, más grave aún, de que se han apropiado indebidamente de unos recursos que debían tener disponibles para afrontar la actual coyuntura. La Superintendencia de Servicios Públicos y la Contraloría General de la República se han dado a la tarea de averiguar dónde están los recursos del cargo por confiabilidad al tiempo que algún dirigente político afirma paladinamente que esos recursos deben ser considerados como aportes de todos los colombianos al capital de las empresas del sector eléctrico.  Como si esto fuera poco, recientemente un comentarista tuvo la ocurrencia de asimilar el cargo de confiabilidad a un impuesto disfrazado.

El propósito de esta nota es demostrar la siguiente proposición: el cargo de confiabilidad no la prima de ningún seguro, es parte de la remuneración de los generadores. Como en buena medida la confusión procede de una metáfora, tal vez no resulte inapropiado tratar de enderezar un poco las cosas empezando con una parábola. Más adelante se hablará de la Santísima Trinidad del sector eléctrico colombiano. Posteriormente se ahonda en el cargo por confiabilidad y luego se dice algo sobre las tribulaciones de los generadores. Finalmente, se presentan algunas recomendaciones.


II.                La parábola de Emiliano productor de pandequesos

El barrio Belén-Sucre, en el extremo occidental de Medellín, alcanzó cierta notoriedad en los años 60 por sus malevos de puñaleta al cinto y por su producción de pandequesos. Producidos en esos gigantescos y semiesféricos hornos de leña, tomada libremente de un bosque que en aquel entonces parecía ilimitado, se vendían en todas la tiendas y escuelas del barrio Belén y en la plaza de mercado de Guayaquil. Con el correr de los años, Sucre, que era un pequeño poblado aislado separado del resto de la Ciudad por extensas mangas y potreros, fue absorbido por el proceso de urbanización. Aquellos malevos que habían sobrevivido a innumerables trances de cuchillo se murieron de viejos y desaparecieron también los productores de pandequesos, salvo uno: Emiliano Arcila.

Emiliano continúa produciendo los que a su juicio son los mejores pandequesos de Medellín. Lo hace con un viejo horno de leña, cuidadosamente preservado de los ataques del tiempo, con un horno de gas y un pequeño horno eléctrico. El horno de leña está encendido todos los días de la semana y su producción abastece con holgura la demanda diaria de las tiendas vecinas. El viernes, para atender la mayor demanda que se presenta ese día, se enciende el horno de gas. Los sábados – en algunas ocasiones, no siempre, dice Emiliano - se presenta otro pequeño aumento en la demanda que obliga a poner en funcionamiento el horno eléctrico. Ese lo prendo sólo esos días, comenta Emiliano, consume mucha electricidad, pero calienta más rápido.  El de gas es menos costoso y de mayor capacidad. Los costos de combustible del horno de leña son casi nulos pues Emiliano continúa agenciándose la leña libremente como lo hacían sus antepasados. ¿Cómo la hace? No lo sé. Este es un secreto bien guardado por Emiliano con tanto celo como su receta del pandequeso.

Aunque tienen distintos costos de producción, los pandequesos se venden naturalmente a un mismo precio que cubre plenamente el costo medio de producción calculado cuidadosamente por Emiliano. Incluye los costos del horno eléctrico, aunque no se encienda durante varias semanas porque a fin de cuentas hay que pagar las cuotas del crédito que financió su adquisición. También hay que saber que el horno de leña debe apagarse durante semanas para limpiarlo y darle mantenimiento o cuando la leña escasea. En esas ocasiones el horno de gas debe funcionar a toda carga para no quedar mal con los clientes. Todas esas consideraciones son tenidas en cuenta por Emiliano a la hora de hacer los cálculos para fijar el precio de sus pandequesos.

Emiliano tuvo dos hijos que durante años fueron sus colaboradores en la panadería. Ya crecidos cada uno quiso tener su propio negocio y Emiliano encontró que lo más fácil era repartir entre los tres los activos de producción. Dejando para sí mismo el horno de leña, entregó el de gas al hijo mayor y el eléctrico al menor. Pero aquí apareció un problema mayor. Como cada negocio tenía sus propios costos, para que todos fuesen rentables, el mismo pandequeso debería tener tres precios en el mercado: uno durante los días en que sólo se produjera con el horno de leña; otro los viernes y las demás ocasiones en que por el mantenimiento del de leña se requiera el horno de gas y otro más cuando los picos de la demanda hicieran necesario prender el horno eléctrico.  Emiliano intuía que eso no era posible. Estaba agobiado y decidió plantearle el problema al pequeño niño Esteban, reputado por sus conocimientos de economía.

Mire pequeño niño -le dijo Emiliano- un pandequeso producido con el horno de leña tiene un costo total de $ 60; con el de gas es de $ 200 y llega a $ 300 cuando se hornean con el eléctrico. Actualmente le pongo un precio de $ 112, que es el promedio de los costos de producción ponderado por la cantidad de pandequesos se produce con cada horno. Con ese precio todo el negocio es viable. Pero ahora como negocios separados ya no lo serán y las pandequeseras de mis hijos tendrán pérdidas.  ¿Qué hago pequeño niño?

-          Pues hombre Emiliano, eso es fácil, hagan lo que dice la teoría económica y fijen el precio al costo marginal que en este caso el del horno eléctrico.
-          ¿Trescientos pesos por un pandequeso? La gente nunca los pagará, ni siquiera doscientos. ¡Preferirían dejar de comer pandequesos! 
-          Entonces los costos de los hornos de gas y electricidad exceden el costo de racionamiento.
-          Yo no sé qué es eso, lo que sí sé es que la gente no paga más de 112 pesos por un pandequeso. Eso es a lo que están habituados. Creo que no se puede desintegrar el negocio.
-          Claro que si se puede. Háganlo y fijen el precio a nivel del costo medio de largo plazo y operen como “pool”.
-          No, no, pequeño niño, barájemela más despacio.  ¿Qué es eso del costo medio de largo plazo?
-          Pues hombre Emiliano, los $ 112 que estás cobrando, que según tus cuentas te permiten cubrir el CAPEX y el OPEX, mejor dicho, todos los costos y obtener una ganancia adecuada.
-          ¿Y qué eso de operar como “pool”?
-          Los días de baja demanda continúen produciendo con el horno de leña y prendan los otros dos sólo los días de alta demanda. Vendan el pandequeso producido en cualquier horno a $ 112 y hagan transferencias del negocio excedentario, el del horno de leña, a los deficitarios, los de gas y electricidad.
-          Explíqueme eso mejor, pequeño niño.
-          Tal como usted me dijo, se producen 10000 pandequesos en la semana: 7000 en el horno de leña, 2000 en el de gas y 1000 en el eléctrico. Vendiéndolos a $ 112, usted Emiliano tendría un ingreso de $ 784.000, pero de acuerdo a sus costos propios de producción el corresponden $ 420.000. La diferencia, $ 364.000, debe transferirla a sus dos hijos para que cubran el déficit en que incurren por vender a un precio inferior a su propio costo: $ 176.000, para el mayor con su horno de gas, y $ 188.000, para el menor con el eléctrico. Todo el cuento se resume en esta tablita:




-          Ya veo por qué a usted le gustan tanto las tablas, niño pequeño. Ahí las cosas se ven más claras. Pero a fin de cuentas es lo mismo que hago en el negocio integrado con la diferencia de que el cargo adicional sobre el costo de producción del horno de leña, en lugar de aplicarlo internamente para cubrir el déficit de los otros dos hornos lo transfiero a mis hijos.
-          Así es Emiliano. En ambos casos se cobra al consumidor final un precio igual al costo medio. Aquí lo importante es garantizar que tus hijos cumplan firmemente su obligación de producir con sus hornos más costosos el día en que la demanda lo requiera. Esto es fundamental la atención confiable de la demanda todos los días.
-          ¡Pues claro que sí!   Son mis hijos y pandequeseros de ley. Confío en ellos.
-          Bueno, Emiliano, entonces adelante.
-          Pero un momento a ver si entendí bien. Tenemos algo que parece un cargo adicional pero no lo es porque es la diferencia entre el costo promedio de largo plazo y el costo de la tecnología más eficiente o menos costosa. Esa diferencia se le traslada a los que tienen costos por encima de costo medio de largo plazo y así tengan negocios rentables y puedan contribuir a la atención confiable de la demanda todos los días.
-          Así es Emiliano, ese es el resumen del cuento. Por esa razón a ese cargo lo llamaremos “Cargo de Confiabilidad”.

La necesidad de tener una capacidad para atender la demanda de punta se presenta en un gran número de actividades cuyos servicios se consumen en forma concomitante con su producción. Los hoteles, restaurantes, empresas de aviación, cines y bares manejan demandas de punta y diseñan sus precios de tal forma que les permitan cubrir una capacidad de producción que la mayor parte del tiempo permanece inutilizada. Los bares y restaurantes tienen sus “horas felices” o sus “días de descuento especiales” y los hoteles tienen precios para las diversas temporadas, más altos para la de mayor demanda. Las empresas de aviación manejan la estacionalidad de su demanda con una discriminación de precios minuciosa hasta el delirio, disfrazando incluso estos descuentos en millas que parecen una moneda alternativa. Ni qué hablar de los cines: descuentos algunos martes y jueves donde la zona VIP se obtiene a precio regular, como si cambiar de estatus social fuera un tema de calendario. También algunas actividades cuya producción es almacenable – como el cemento, los licores y la cerveza – atienden picos de demanda con capacidad de producción que pasa mucho tiempo ociosa. En todos esos casos la estructura de precios se diseña de tal forma que permite cubrir la totalidad de los costos, incluidos los de la capacidad de producción que abastece las demandas de punta y que durante los valles de consumo permanece inutilizada. Todos esos precios incluyen algún cargo por capacidad o por confiabilidad que corresponde con el dinero necesario en las industrias para tener toda la infraestructura en pie para abastecer siempre los deseos del usuario. Todo esto sin que, a nadie, hasta el presente, se le haya ocurrido decir que eso es la prima de un seguro, un impuesto o nada por el estilo.

III.             La Santísima Trinidad del Sector Eléctrico Colombiano

El negocio de Emiliano tiene dos características que lo asemejan mucho al de la electricidad: presencia de picos de demanda y concurrencia de diversas tecnologías para la producción de pandequesos. La similitud sería aún más estrecha si se supone que la gente solo compra pandequesos frescos y calientes, horneados hace menos de una hora.  

La electricidad es en efecto un producto bastante peculiar. Está siendo empleado de forma continua y en todo momento por un gran número de consumidores. No puede ser almacenada y se consume en el instante de ser producida, lo que conocen los ingenieros como tiempo real. Físicamente, la oferta es siempre igual a la demanda o, si se prefiere, la producción es igual al consumo. La demanda, como se sabe por su experiencia cualquier consumidor, varía ampliamente a lo largo del día y se alternan picos y valles de alta y baja demanda. Estas propiedades hacen que el costo marginal varíe de forma rápida y continua. Sí, como es usual en la mayoría de sistemas eléctricos, el despacho de las centrales de generación se programa de forma horaria, la electricidad tiene tantos costos marginales como horas tiene el año: 8760 y un poco más en años bisiestos.

La gráfica 1 presenta la demanda de electricidad de un periodo de tiempo cualquiera. Si la electricidad pudiera ser almacenada, el sistema se diseñaría para atender la demanda media. Las plantas operarían de forma continua y el exceso de producción de las horas valle se acumularía para atender la demanda en las horas pico. Pero esto no es aún posible y los sistemas eléctricos deben se diseñados para atender la demanda máxima en tiempo real. Si no hubiera sino una tecnología de producción disponible, digamos hidráulica, y la demanda media fuese de 1000 MW y la máxima de 2000 MW, el costo de producción se duplicaría. 

Gráfica 1
-           

Afortunadamente la energía eléctrica puede producirse con diversas tecnologías que se diferencian unas de otras por los distintos costos fijos y variables de generación. Se plantea entonces el problema de determinar la combinación tecnológica más conveniente – de mínimo costo – para atender la demanda. Este es un problema complejo que depende de circunstancias propias de cada sistema eléctrico (disponibilidad de energías primarias, características de la curva de duración de carga, condiciones geográficas, entre muchas otras cosas). Basta con decir que la base de la demanda se suele abastecer con plantas de bajos costos variables que operan de forma continua durante largos períodos de tiempo para que puedan amortizar sus elevados costos de inversión y los picos con plantas de bajos costos de inversión y altos costos de operación.

Para que el sistema sea viable financieramente las tarifas pagadas por los consumidores deben cubrir los costos plenos de suministro, es decir, los costos de inversión y los variables de operación o el CAPEX y el OPEX, como se estila ahora decir. En los sistemas eléctricos centralizados, que predominaron hasta mediados de los años 90 y aún existen en numerosos países, las tarifas se fijan de tal forma que la tarifa media del sistema cubra la totalidad de los costos requeridos para abastecer la demanda con una mezcla tecnológica determinada. En ese costo pleno y en esa tarifa media está incluido lo que hoy se denomina “cargo de confiabilidad” que permite tener una capacidad de recursos de generación ociosa en épocas de baja demanda para poderlas utilizar en épocas de alta demanda o cuando falle algún otro recurso de generación.

Naturalmente, en la operación corriente del sistema la demanda horaria va abasteciendo empleando primero las plantas de más bajo costo variable y poniendo sucesivamente en operación, a medida que la demanda lo requiere, las más costosas. Este es el llamado despacho meritorio por costos, el principal atributo de los sistemas eléctricos centralizados, predominantes en todos los países del mundo a principios de los años 90 antes de que se iniciara el boom de los sistemas descentralizados y competitivos.

Los ingleses, que lo iniciaron todo y de quienes tomamos los rasgos básicos del mercado eléctrico colombiano, creyeron que ese atributo no se debía perder con el tránsito a un sistema descentralizado. Decidieron por tanto sustituir los costos y las disponibilidades determinadas por el despachador central por precios ofertados y disponibilidades declaradas por los agentes propietarios de las plantas de generación. Nació así el mercado spot o bolsa de energía en el que se realizan 8760 subastas al año para determinar el orden de despacho de cada planta de generación y el precio de la energía para cada una de esas tantas horas. Este precio es el precio ofertado por la última planta requerida para atender la demanda en cada hora; por eso se le denomina precio marginal del sistema.  La gráfica 2 ilustra la formación del precio en una situación usual del sistema, esto es, hidrología generosa y demanda no exagerada.

Por regulación, aunque también lo harían por racionalidad económica, en el mercado spot los agentes ofertan precios en las vecindades de su costo variable. Para los térmicos el costo variable del kilovatio-hora generado depende a grandes rasgos del precio del combustible empleado y de la eficiencia de su máquina. Para los hidráulicos es el costo de oportunidad del agua el caso de que por carecer de ésta en algún momento futuro se vean obligados a generar con plantas térmicas o a comprar generación térmica a un tercero para atender sus obligaciones con la demanda. Así las cosas, de acuerdo con sus expectativas sobre las condiciones hidrológicas futuras, el generador hidráulico ofertará por debajo del costo variable de la térmica menos costosa, cuando quiera generar, y por encima del de la más costosa, cuando quieran embalsar.

Gráfica 2



En condiciones habituales, las plantas menos costosas reciben un ingreso, las rentas infra-marginales, que excede sus costos variables lo que les permite recuperar los costos de capital. ¿Qué ocurre entonces con las plantas más costosas que generan en raras ocasiones? En teoría una planta que generara unas cuantas horas al año podría recuperar sus costos de capital si el precio spot se eleva en la cuantía requerida para que aparecieran las llamadas rentas de escasez.

Gráfica 3



En un célebre artículo, Optimal Spot Pricing: Practice and Theory, publicado en 1982, Caramanis, Bohn y Schweppe suministraron una elegante demostración matemática de que el precio formado en un mercado spot competitivo garantizaba a la vez la eficiencia económica, la suficiencia financiera y la expansión óptima de un sistema eléctrico descentralizado si dicho precio se trasladaba directamente al consumidor final.  Puede ser conveniente resumir la teoría del precio spot.

Si existe un mercado spot eficiente y competitivo donde, sin intervención regulatoria alguna, se forman precios de equilibrio que, en todo momento, aún en las vecindades del racionamiento, reflejan los costos marginales del suministro, incluidas, cuando así lo impone la situación del mercado, las llamadas rentas de escasez, los precios que allí se forman dan el incentivo adecuado para la expansión de la capacidad. Este resultado está sujeto al cumplimiento de dos condiciones: la información perfecta y la elasticidad de la demanda.

En cuanto a la información perfecta y racionalidad económica, los agentes - consumidores y productores-  conocen perfectamente el funcionamiento de ese mercado. En particular, saben que está sometido a grandes oscilaciones razón por la cual, y para mitigar los riesgos inherentes, crean un mercado completo de contratos financieros de largo plazo que evita, a los primeros, la exposición a precios exageradamente elevados y da estabilidad al ingreso de los segundos.

La elasticidad de la demanda significa que los consumidores pueden observar las variaciones del precio de la electricidad en el corto plazo y reaccionar ante ellas, reduciendo naturalmente el consumo ante precios considerados por ellos “altos”. Por tanto, la demanda refleja en todo tiempo la disposición a pagar de los consumidores.

A esta teoría se han opuesto objeciones de “realismo”. Se dice que la demanda es inelástica porque la mayoría de los consumidores no pueden observar las variaciones del precio spot ni reaccionar ante ellas. Cuando el sistema se acerca al máximo de su capacidad, la demanda no se reduce y el operador debe imponer el racionamiento. También se alega que, por la misma inelasticidad de la demanda, la planta marginal se convierte en monopolista y la renta de escasez en renta de monopolio. Estos oferentes, llamados también oferentes pivotales, por su conocimiento del perfil temporal de la demanda, pueden saber con relativa certeza cuándo será necesaria su producción y están seguros de ser despachados aun ofertando precios muy elevados. El operador del sistema debe intervenir poniendo un techo al precio. Se dice, finalmente, que el desarrollo de una contratación de largo plazo completamente libre no es factible por el comportamiento oportunista de los consumidores que buscarían aprovechar los precios de spot cuando están bajos y evitar mediante la contratación los picos del mercado.

Esta interacción en el mercado spot si bien logra abastecer todas las necesidades de electricidad, hace que los flujos de dinero de un lado y otro (compradores y vendedores de energía) tenga una alta volatilidad que se traduce en incertidumbre y en algún contexto se puede describir como riesgo. Cuando se examinan por ejemplo los cambios del dólar es típico encontrar cambios de 2% o 3% en su valor de un mes a otro, mientras que en la electricidad el cambio puede ser del 20% de un día a otro. Sí, en 1/30 de tiempo tiene 10 veces mayor incertidumbre el precio de la energía eléctrica que el del dólar: qué usuario o empresa podría soportar tantas dudas acerca de cuánto valdrá la electricidad en un mes, ¿qué tal en un año? Para reducir estos niveles de incertidumbre, se han creado los contratos de largo plazo.

Los contratos de largo plazo permiten a los consumidores finales comprar su suministro a un precio fijo para un período de tiempo más o menos prolongado, de seis meses a tres años, por ejemplo; quedando así los unos y los otros –usuarios y generadores- protegidos de las variaciones del precio spot, que sólo debe afectar a los intercambios entre generadores si la totalidad de la demanda estaba cubierta con dichos contratos. En Europa existen mercados públicos de contratos de largo plazo y toda clase de acuerdos comerciales para administrar el riesgo del precio spot. En Colombia, las condiciones de precio y cantidad de estos contratos se establecen en negociaciones bilaterales, para los grandes consumidores, o en licitaciones públicas, para la energía destinada a la demanda regulada. 

Es importante insistir en la naturaleza de estos contratos. Se trata de contratos financieros o de cobertura, no de producción o entrega física. La producción horaria de energía está regida por las ofertas de los generadores en el mercado spot. Para cada hora se compara la energía producida por cada generador con la cantidad comprometida en contratos de largo plazo. Algunos serán deficitarios, otros excedentarios. Esas diferencias se transan al precio de bolsa o precio spot del que se ha venido hablando.    

La imposición de un techo al precio de bolsa deja sin ingresos a las plantas que deben atender los picos de la demanda y que usualmente operan durante cortos períodos de tiempo. Ese techo es el llamado costo de racionamiento valor al cual se supone que los consumidores preferían renunciar al suministro si pudieran hacerlo. Si se quiere que esas plantas estén disponibles es necesario remunerarlas de alguna forma. Por ello se fija un piso al precio de bolsa al cual se valoran los kilovatios generados en un período y la suma de dinero resultante se distribuye de acuerdo a ciertas reglas entre todos los generadores para permitirles cubrir total o parcialmente los costos de inversión. Surgió así lo que durante un tiempo se denominó el cargo por capacidad. Así funcionaron las cosas en Colombia entre 1995 y 2006, año en el cual dicho cargo se transformó en el cargo por confiabilidad. Con el cargo por confiabilidad se mantienen el piso y el techo al precio de bolsa con la diferencia de que este último, denominado ahora precio escasez y fijado por el regulador, protege a la demanda no a los generadores.

Es necesario recapitular algunas cosas antes de seguir:

1.      La electricidad debe producirse de forma continua e ininterrumpida porque su demanda es continua e ininterrumpida y la producción no puede almacenarse.
2.      Existen distintas tecnologías de producción que se diferencias por sus costos fijo y variables.
3.      El abastecimiento de la demanda debe hacerse con una mezcla óptima de tecnologías la cual depende de la dotación de energías primarias y del perfil temporal de la demanda.
4.      El abastecimiento de toda la demanda con una misma tecnología puede resultar extremadamente costoso.
5.      La elección de las tecnologías o, mejor aún, de la mezcla óptima – tanto en el largo como en el corto plazo - puede hacerse por mecanismos administrativos, de mercado o una mezcla de ambos.
6.      En los sistemas eléctricos centralizados la elección de tecnologías en el corto plazo – hora a hora – se hace mediante un despacho integrado de mínimo costo empleando sucesivamente las plantas de menor a mayor costo variable. La mezcla óptima de largo plazo se hace mediante un plan de expansión imperativo establecido por una autoridad central.
7.      En los sistemas descentralizados y completamente competitivos como el teorizado por Caramanis y compañía, el precio del mercado spot trasladado directamente al consumidor final es suficiente para garantizar la mezcla tecnológica óptima de corto y largo plazo. Estos son los sistemas llamados de “solo energía” donde no hay ningún piso o techo al precio spot ni cargos de capacidad o confiabilidad ni nada que se les parezca. El Nord Pool es un mercado de este tipo. El precio de los contratos de largo plazo, incorpora tanto los costos de operación como de inversión.
8.      En los sistemas centralizados ese cargo está incluido en costo de referencia que se emplea para fijar las tarifas. Ese referente tarifario puede ser el costo medio de largo plazo o el costo incremental de largo plazo que en todo caso debe permitir cubrir el CAPEX y el OPEX del sistema en su conjunto.
9.      Los cargos de capacidad o de confiabilidad aparecen en los sistemas mixtos, como el colombiano, en los cuales el mercado spot no opera plenamente por la imposición de techos o precios máximos que impiden que las plantas marginales obtengan los precios requeridos para remunerar sus inversiones. Esos cargos entonces compensan a las plantas más costosas por los ingresos que dejan de percibir al techarse el precio de la bolsa.

10.  De lo anterior se deduce, así lo espero, que el cargo de confiabilidad no es ninguna prima de un seguro y mucho menos un impuesto. Es un mecanismo inventado para garantizar la mezcla óptima de tecnologías para abastecer la demanda al menor costo en los sistemas eléctricos mixtos que son la combinación de una regulación imperfecta con un mercado imperfecto, como decía Alfred Kahn.

Aunque los consumidores consumimos solamente electricidad, en un mercado intervenido como el colombiano, las empresas de generación venden tres servicios básicos: energía, cobertura y confiabilidad. Algunas venden un cuarto y hasta un quinto servicio, la regulación primaria de frecuencia y las reconciliaciones, de los que no se hablará aquí para no complicar innecesariamente las cosas y conservar la estética de la metáfora trinitaria. La energía se vende en el mercado spot o bolsa de energía, la cobertura en el mercado de contratos de largo plazo y la confiabilidad en subastas realizadas cada cierto tiempo en función de la necesidad de expansión de la capacidad de generación. Esos tres mercados conforman lo que se ha bautizado como la Santísima Trinidad del sector eléctrico colombiano: Tres mecanismos de remuneración y un solo producto verdadero.

IV.             El misterio del cargo de confiabilidad

Con lo dicho ya debe haberse develado en gran medida el misterio del cargo de confiabilidad. Lo que falta ahora es entender el mecanismo empleado para fijar su valor. Tal vez ayude a ello empezar por su antecesor, el llamado cargo de capacidad, que tenía el mismo propósito: garantizar parcialmente la remuneración de los generadores, en especial, de aquellos que atienden los picos de la demanda. Recapitulemos:
1.      En los sistemas eléctricos centralizados las tarifas deben fijarse de tal forma que la tarifa media del sistema sea igual al costo medio incremental de largo plazo, el cual incluye los costos de inversión y operación de las plantas que atienden los picos de la demanda. El cargo de confiabilidad, de capacidad o como quiera llamársele está escondido como el sombrero de don Eudoro.
2.      En los sistemas eléctricos descentralizados de “todo energía” el precio spot varía sin ningún acotamiento o restricción. Las rentas de escasez permiten la remuneración de las plantas que atienden los picos. En mercados libres se fijan precios de largo plazo que protegen a los consumidores de las oscilaciones del precio de bolsa y dan estabilidad al ingreso de los generadores. No hay cargos de capacidad, confiabilidad o nada parecido.
3.      En los sistemas eléctricos mixtos o intervenidos donde se fija un techo al precio de bolsa debe existir algún tipo de mecanismo que garantice la inversión en plantas de punta y su operación cuando sean requeridas. En algunas partes – como los sistemas PMJ y NYPP[1] – existen mercados de requerimientos de capacidad más o menos intervenidos. Otras modalidades son los pagos por capacidad y el cargo por confiabilidad de los que se hablará a continuación.

Los sistemas de pagos por capacidad se adoptaron en países como Inglaterra, Argentina, España, Chile y Colombia, entre 1996 y 2006. En el caso colombiano, los generadores recibían un pago por MW en función de su disponibilidad. El cargo era fijado por el regulador y las cantidades a remunerar se determinaban anualmente en simulaciones de la operación del sistema en condiciones de hidrología crítica y considerando las disponibilidades históricas de cada planta en dichas condiciones. Estos ingresos se distribuían entre los generadores de acuerdo a su participación en la capacidad requerida para atender con cierta holgura la demanda máxima. El cargo de capacidad unitario era equivalente al costo fijo mensual de la tecnología de generación con menor costo de capital, que entonces correspondía a una turbina a gas de ciclo abierto.  La fuente de recursos para esos pagos era un piso al precio de bolsa que resultaba de distribuir el valor del cargo a pagar por el número de kilovatios generados en el período.

El cargo de confiabilidad es en el fondo la misma cosa que el cargo de capacidad con dos diferencias: la primera puramente formal, la segunda de mayor calado.

1.      Bajo el esquema de cargo por confiabilidad el producto que se remunera es la llamada energía firme (medida en Kwh) no la capacidad disponible (kw) en condiciones de hidrología crítica. Si las cosas se hacen bien, las dos medidas son equivalentes. Bajo el cargo de capacidad, a una planta hidráulica de 500 MW que sólo pueda emplear la mitad de éstos en las peores condiciones hidrológicas se le remuneraban solo 250 MW. La energía generada con esos 250 MW en esas condiciones hidrológicas extremas es la energía firme que le remunera el cargo de confiabilidad.

2.      El segundo cambio es la adopción de un mecanismo de mercado para la determinación del monto del cargo.

La confusión que ha surgido con relación al cargo de confiabilidad proviene la identificación inadecuada del cargo en sí con el mecanismo adoptado para su determinación.  El cargo existe porque hay que remunerar las plantas que atienden los picos de la demanda y deben apagarse en los periodos valle. Expliquemos brevemente el mecanismo.

Con la resolución CREG 071 de 2006, se adoptó en Colombia el mecanismo conocido con el nombre de mercado de contratos de confiabilidad vía opciones financieras. Una opción financiera es un contrato que da al comprador el derecho de vender o comprar un bien o un valor (activo subyacente) a un precio fijado de antemano (precio de ejercicio) durante un período definido de tiempo. Hay opciones de compra (call) y opciones de venta (put). El precio pagado por el contrato se llama prima.
En el cargo por confiabilidad el comprador es el operador del sistema en representación de la demanda, a nombre de la cual éste adquiere una opción de compra sobre una cantidad de energía firme determinada por el regulador. Los vendedores son los generadores que participan en una subasta de asignación[2]. La prima es el precio marginal que iguala la oferta total de los generadores con la demanda fijada por el regulador. Las cantidades asignadas a cada generador son las ofrecidas por cada uno de ellos a un precio igual o inferior al precio marginal. El precio de ejercicio es el llamado precio de escasez fijado también por el regulador[3].

En las opciones financieras la prima se paga en el momento de cierre del contrato. En el caso del sector eléctrico la prima se paga periódicamente y se recauda con la generación real. Para un período dado se conoce el valor total que se debe pagar a los generadores. Ese valor se divide entre el número de kilovatios generados es ese período y arroja el costo unitario del cargo por confiabilidad. Por esa razón, ese costo unitario que se conoce como CEE o CERE, es un piso al precio de bolsa.

La opción se ejerce cuando el precio de la bolsa supera ese precio de escasez. En los días en que esto ocurra en al menos una hora, la energía comprometida se vende al precio de escasez y la excedente al precio de bolsa.  Los generadores que tienen compromisos de energía firme deben estar generando en ese momento o comprar a otros generadores, al precio de bolsa, la cantidad requerida para cumplir su obligación[4]. La demanda final expuesta a la bolsa, que normalmente no excede al 10%, sólo paga el precio de escasez, de tal suerte que los generadores que en cumplimiento de sus obligaciones produzcan a un costo que excede el precio de escasez asumen la pérdida. Si cumplen su obligación comprando a otros generadores, la pérdida será la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez.

En síntesis:

·         El cargo por confiabilidad es la misma cosa que el cargo de capacidad. La diferencia entre uno y otro tiene que ver con la medida de la confiabilidad (energía firme o capacidad disponible en condiciones críticas) y el procedimiento empleado para determinar su magnitud.
·         El cargo por confiabilidad podría considerarse como un pago único al año para cada generador que garantice que su planta está en condiciones adecuadas; pero se decidió que se pagaría cada hora siempre que cuando el precio de bolsa superara el precio de escasez, la planta generaría.
·         Los cargos o pagos por disponibilidad, capacidad o confiabilidad surgen en los sistemas eléctricos competitivos que emplean un mercado spot para organizar el despacho de mínimo costo y que, por consideraciones económicas o políticas, ponen un techo al precio de bolsa que no permite en el largo plazo a todos los actores remunerar sus costos (caso del horno eléctrico de Emiliano que su precio de producción estaba muy por encima del precio de mercado del pandequeso).
·         En los sistemas eléctricos centralizados el cargo de confiabilidad o como quiera llamársele está incluido en el costo de largo plazo al que se debe igualar la tarifa media del sistema para que éste sea financieramente viable. Si este componente no se encuentra, simplemente el sistema colapsará en el largo plazo debido a la no incorporación de nuevas fuentes de generación.
·         En los sistemas eléctricos de “todo energía” el precio de bolsa y el precio de los contratos de largo plazo, que es función de aquel, remuneran los costos plenos de producción.

V.                Las tribulaciones de los generadores

El régimen hidrológico colombiano es bimodal. El primer período de lluvias se presenta en abril y mayo y el segundo en septiembre, octubre, noviembre. Los demás meses son de verano. En las estaciones de húmedas en los embalses se almacena el agua que será utilizada en las estaciones más secas.

En un sistema centralizado de un único propietario de las plantas de generación el ritmo de acumulación de agua es decidido por el operador del sistema teniendo en cuenta el estado de los embalses al final de la anterior estación seca, los aportes hidrológicos que se están presentando y los que se espera se presenten en los próximos meses, la disponibilidad física de las plantas y precio de los diferentes combustibles con los que opera el parque térmico. Con base en dicha información, el operador establece la composición hidro-tèrmica de la generación y, en consecuencia, el ritmo de acumulación del agua en los embalses con miras a la siguiente estación seca.

En un sistema descentralizado las mismas variables son tenidas en cuenta con la diferencia de que son los agentes propietarios de las distintas plantas los que, a partir de sus ofertas de precios y sus disponibilidades, determinan la composición hidro-tèrmica de la generación y el embalsamiento. Es aquí donde comienzan las tribulaciones del generador.

El generador hidráulico tiene una enorme responsabilidad pues debe guardar el agua que le permita superar la temporada seca, a él y al sistema. Un generador hidráulico típico usualmente ha vendido en contratos de largo plazo la mayor parte de su producción: entre un 80% y un 90%, dependiendo de circunstancias que se entenderán más tarde. Esas ventas de largo plazo constituyen el ingreso principal del generador hidráulico. Los generadores que sólo tienen plantas térmicas poco o nada venden en contratos de largo plazo y su principal ingreso es por tanto es el cargo por confiabilidad y sus ventas en el spot a precio de bolsa o a precio de escasez.

Los ingresos por cargo de confiabilidad son constantes y cubren parcialmente los costos de los generadores. Para que el sistema cierre, es preciso vender la energía: en bolsa o en contratos. La energía no comprometida en contratos se vende a precio de bolsa y la energía vendida en contratos se vende al precio de los contratos. El ingreso neto por venta de energía (INVE) se expresa por tanto con la siguiente fórmula:

 Donde Pb es el precio de bolsa, G es la energía generada, C es la cantidad vendida en contratos, Pc es el precio de la energía vendida en contratos y Cg es el costo por generar.

Ya se indicó que un generador térmico puro vende poco o nada en contratos de largo plazo. La razón de esto puede explicarse con un sencillo ejemplo. Si el precio esperado de bolsa es de 150 $/Kwh y el de los contratos de largo plazo también de 150 $/Kwh; un generador térmico que opera a combustible líquido con un costo de generación de 600 $/Kwh y vende en contratos una unidad de generación, si cumple el contrato produciendo con su propia planta, tendría el siguiente INVE:

Si decide no generar y atender su contrato comprando en bolsa, su INVE sería:

Es claro por tanto que un generador térmico con elevados costos de producción si vende contratos de largo plazo tendería a comportarse como un especulador frente al precio de bolsa: ganado si éste está por encima del precio de largo plazo y perdiendo en el caso contrario.  Pero si nunca o raramente va a utilizar su planta, ¿qué sentido tendría haber invertido en ella? Es evidente que a este agente lo que le conviene en convertirse en un comercializador puro. Para que esto no ocurra y exista inversión en capacidad térmica es necesario el cargo de confiabilidad.

El caso del generador hidráulico es un tanto más complicado. Naturalmente le conviene vender su energía en contratos de largo plazo pues de otra forma durante los períodos de abundancia hidrológica tendría que venderla a un precio de bolsa que puede resultar extremadamente bajo.  Y cuando el precio de bolsa es alto, lo que comúnmente ocurre en las estaciones secas, puede no tener generación suficiente para cubrir sus contratos viéndose obligado a comprar el faltante al precio de bolsa o al de escasez.  Con un bajo nivel de contratación el generador hidráulico está expuesto a un alto riesgo de pérdida, lo que también ocurre si su contratación es excesiva. La relación entre riesgo y nivel de contratación tiene por tanto la forma de una parábola invertida cuyo punto extremo representa el nivel óptimo de contratación.


Y es aquí donde entra en juego el problema que actualmente enfrenta el sector eléctrico: la gran dependencia de la generación térmica con combustibles líquidos en una situación hidrológica crítica. Ciertamente que el agua cae del cielo, pero no por ello carece de valor. En un sistema hidro-térmico ese valor está determinado por el precio del combustible que debe emplearse para generar cuando se carece de ella. El costo de generación con líquidos es más de tres veces el costo de generar con gas natural producido en el País, y el costo de generar con gas natural importado es el doble de este último. En esas condiciones el aumento del riego de pérdida lleva a que se eleve el precio de los contratos de largo plazo y a que se reduzca la oferta de energía en contratos. 

VI.             Observación final

Desde hace varios años era claro, ante la disminución de la oferta de gas y la introducción de los líquidos como combustible de reemplazo para respaldar las obligaciones de energía firme de los generadores térmicos, que una situación hidrológica extrema podría en tensión el mercado eléctrico. La discusión sobre si el nivel del precio de escasez era o no el adecuado es importante, pero en la coyuntura resulta irrelevante.  Elevarlo en estos momentos es inaceptable desde el punto de vista de la demanda. Lo que se impone es tratar de aumentar la capacidad de generación, garantizar la importación de gas desde Venezuela y acelerar la puesta en funcionamiento de una terminal que permita la importación de gas natural licuado.

La salida de la generación de El Quimbo por una decisión judicial está poniendo al País en grave riesgo de racionamiento. Por eso es necesario que el Gobierno ponga todo su empeño en revertir esa decisión. Hay que buscar mantener en operación el parque térmico ideándose mecanismos que eviten la bancarrota de los generadores térmicos, sin excluir la reasignación del cargo de 2016. También es necesario establecer, como se ha propuesto, incentivos económicos fuertes para inducir una importante reducción en la demanda en los cuatro primeros meses de 2016.

Es preciso evitar que hagan carrera ideas como aquella según la cual el cargo por confiabilidad es la prima de un seguro y que ante el incumplimiento de los generadores los consumidores resultarán pagando el siniestro. El propósito de este artículo es contribuir a disipar la confusión que se ha generado al respecto. Ojalá se haya logrado en alguna medida.

A mediano plazo y una vez superada la crisis, el sector eléctrico debe propiciar una gran discusión sobre la arquitectura de su mercado. La Santísima Trinidad hace extremadamente compleja la regulación y lleva los agentes a comportamientos que siendo válidos desde la racionalidad individual pueden tener consecuencias indeseadas para el sistema en su conjunto. Esto es más grave aún en la medida en que el mercado del AGC y las reconciliaciones dependen del precio de bolsa.  A lo mejor ya va siendo hora de abandonar la Santísima Trinidad y optar esquemas mucho más simples como los contratos de entrega física, aunque ello suponga dejar atrás el excesivamente valorado despacho meritorio. Los ingleses, de quienes copiamos la arquitectura actual, la abandonaron hace quince años sin que nadie lo haya lamentado excesivamente. En todo caso la discusión debe estar presidida por la recomendación de Alfred Marshall: cómo deshacerse de los inconvenientes de la competencia al tiempo que conservan sus ventajas.

Diciembre de 2015.



[1] PMJ:  Pennsylvania, New Jersey y Maryland. NYPP: New York Power Pool.
[2] La fijación del cargo por confiabilidad y la asignación de cantidades se realiza en subastas de expansión de la capacidad convocadas periódicamente por el regulador cuando la proyección de demanda realizada por la UPME indica la necesidad de disponer más capacidad de generación en el horizonte de proyección. La regulación admite la posibilidad de emplear otro mecanismo.

[3]  El precio de escasez es el costo variable de la tecnología menos eficiente que puede ser despachada en períodos de escasez. Es el costo de una planta, Termo- Barranca, que opera con fuel oil No 6.

[4] Más técnicamente dicho los generadores con obligaciones de energía firme deben estar presentes en el llamado despacho ideal. Hay tres despachos, a saber: el económico, que se programa el día anterior a la operación de acuerdo con las ofertas de los agentes y teniendo en cuenta el estado de la red; el despacho real, que es el que abastece la demanda en tiempo real y arroja la generación efectiva de cada planta y, finalmente, el despacho ideal, que toma la información de las ofertas de cada planta, las organiza por orden de mérito y establece la generación que deberían haber tenido las plantas considerando la demanda real y las inflexibilidades. Toda la generación en mérito y la inflexible se paga al precio de bolsa. Todo esto da lugar a ciertas complicaciones cuyo entendimiento es innecesario para los propósitos de esta nota.