Este martes termina la dura era de Electricaribe
Luego de casi tres años y 10 meses desde la intervención de Electricaribe, por parte del Gobierno, situación que demandó millonarios recursos del erario público para mantener la operación del servicio de energía eléctrica en siete departamentos de la región Caribe, este martes comienza el proceso del anhelado cambio de operadores.
De manos del presidente Iván Duque, la compañía Aire, nuevo operador del servicio en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira, mercados que fueron agrupados en el proceso bajo el nombre de Caribe Sol; y la compañía Afinia, del Grupo EPM, nuevo operador del servicio en Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre, recibirán las llaves de las empresas, para comenzar a operar en firme desde las cero horas del jueves 1.° de octubre.
A las 10 de la mañana de este martes, 29 de octubre, en Barranquilla será la protocolización del proceso con el operador Aire, y a la 1 p.m. está programado el acto de entrega con la compañía Afinia, en Cartagena, según confirmó el Ministerio de Minas y Energía.
El ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, indicó que se acabará el ciclo de bajas inversiones en el servicio de energía, pero dejó en claro que el cambio en la calidad del servicio será gradual mientras que las inversiones que se han hecho y las que harán los operadores, que según han indicado sumarán 12,4 billones de pesos en 10 años, se vuelven una realidad.
Retoques necesarios para cuadrar la ecuación
Y es que la papa caliente que desde noviembre 2016 tienen el Gobierno –y los contribuyentes- en sus manos con la intervención de Electricaribe, que a la fecha ha llevado a que el Ministerio de Hacienda haya tenido que prestarle 3,2 billones de pesos al Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos para garantizar la prestación del servicio de energía, subió de temperatura con el coronavirus.
Esto llevó a las autoridades a replantear aspectos claves en materia regulatoria con el objetivo de mitigar el riesgo de que no se concrete la venta de los mercados a los nuevos operadores (EPM para Caribe Mar y el Consorcio Energía de la Costa, conformado por la Empresa de Energía de Pereira y Latin American Corp. para el mercado Caribe Sol.)
Tras solicitudes de la Asociación Colombia de Distribuidores de Energía (Asocodis), la Compañía Energética de Occidente, Caribe Sol de la Costa S.A.S, del Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Minas y Energía y la Superservicios, el primer ajuste, que abarca a todos los distribuidores de energía, consistió en modificar los planes de reducción de pérdidas definidos en la resolución 015 de 2018 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).
El director de la Creg, Jorge Alberto Valencia explica que el cumplimiento de la senda de pérdidas de energía se podía ver afectado por razones externas como la reducción significativa y no prevista del consumo de grandes usuarios, ocasionada por el freno económico que implicó el aislamiento preventivo obligatorio.
Según el funcionario, debido a que con la situación no se sabe con claridad cuál será el comportamiento futuro de la demanda ni la situación de las empresas en los próximos meses, se definió que el incumplimiento de las metas de 2020 y 2021 no implicará devolución de recursos (vía factura) a los usuarios, pero la meta final no se cambió.
Es decir, que para el año 2022 las compañías deberán llegar al valor previsto para ese año, lo que les implicará hacer un esfuerzo importante para ponerse al día.
El segundo ajuste, específico para el mercado de la Costa, fue un decreto y una resolución expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, que autorizó un aumento del 20 por ciento en el cargo base de comercialización de energía vigente en 2020, al tiempo que al resultado mensual del cálculo de riesgo de cartera se le adicionarán 300 puntos básicos (3 puntos porcentuales).
Fuentes del sector explican que esta alza les puede costar a los usuarios de estos mercados al menos unos 200.000 millones de pesos, debido a un aumento del 3 por ciento en las facturas.
Sin embargo, los usuarios pueden acogerse a una opción tarifaria para diferir el pago a varios meses, pagando una tasa de interés. En el caso de Electricaribe, un alza de tarifas implica aumento de subsidios, pues del total de usuarios, un 78 por ciento son de estratos 1, 2 y 3.
Según el boletín tarifario de la Superservicios, en el primer trimestre, entre las tres empresas con mayor número de usuarios -EPM, Codensa y Electricaribe-, esta última tuvo el costo de comercialización más alto (68 pesos por kilovatio).
El documento señala que adicionalmente, Electricaribe “presenta el porcentaje de prima de riesgo de cartera más alto por atención a usuarios en áreas especiales más alto del grupo, con una diferencia de hasta 16 puntos porcentuales frente a EPM, que también atiende usuarios en áreas especiales.
En el borrador previo a la expedición del decreto, el Ministerio de Minas y Energía reveló que el recaudo real en la Costa para estratos 1 y 2 ha bajado 22 por ciento frente al nivel esperado, 8 por ciento para estratos 3 y 4, un 11 por ciento en estratos 5 y 6; y 33 por ciento para el sector industrial y comercial.
Y argumentando que hoy el cargo de comercialización de Electricaribe puede estar 30 por ciento por debajo del promedio nacional, un consultado dijo que “no hay manera de que se invierta toda esa cantidad de plata en la Costa y no se vea en tarifas”.
A puerta cerrada
Pero a pocas horas de que se entreguen las llaves a los nuevos operadores siguen siendo inciertos para la opinión pública los términos del contrato de adquisición de acciones que firmará el Gobierno en la fecha de cierre (30 de septiembre o 1° de octubre) con los dos nuevos operadores, ya que lo que allí se negoció estuvo sometido a un acuerdo de confidencialidad con el que el Ejecutivo mantuvo reservados los términos del proceso, y sobre los cuales no hay certeza de que se conozcan.
Sin embargo, previo a la entrega la Contraloría General de la República hizo una revisión detallada al esquema de garantías que se acordará con cada operador, para recomendar pedir garantías bancarias, exigibles de forma inmediata, para asegurar la ejecución real de las inversiones, como funciona con los proyectos de transmisión que convoca la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme).
El director de la Creg, Jorge Valencia, dice que la entidad es ajena a los compromisos de inversión que finalmente se pacten, ya que su función es velar porque se cumplan las metas de calidad de servicio y reducción de pérdidas, cuyo incumplimiento les quita ingresos a los operadores.
Por lo pronto, la guía para este proceso es el reglamento de recepción de ofertas y adjudicación de los mercados, del 19 de marzo de este año, que señala que para garantizar la ejecución del plan de inversiones mínimo, cada inversionista tiene dos opciones: hacer una capitalización garantía (cuya definición y alcance no se conoce y se dará en el contrato de adquisición) o hacer una capitalización base, entregando una garantía de inversión mínima, punto que es objeto de análisis en la Contraloría.
Ese documento establece que al firmar el contrato cada adjudicatario debe pagar el valor que ofreció en la subasta, capitalizar la compañía y sustituir las garantías de compra de energía que sean necesarias (estas sí son bancarias) con el mercado mayorista de energía (generadores).
Y además, asumiendo que la operación se cierra este año, determina que iniciando marzo de 2021 la garantía de cada operador será del 10 por ciento del plan de inversiones del segundo año posterior a la firma del contrato y en el 2022 del mismo porcentaje del plan de inversión del tercer año.
Incluso y aunque no desarrolla su forma de aplicación, el reglamento dejó definido un certificado de cierre financiero, bajo el cual se demuestre que cada operador tiene un contrato de crédito por el 66 por ciento del plan de inversión del segundo año y del 33 por ciento de las inversiones del tercero. Igualmente el reglamento dejó definido un certificado de disponibilidad de fondos.
Empresas ya presentaron expediente tarifario
En aplicación de la regulación transitoria para la Costa, EPM y Caribe Sol de la Costa presentaron ya su expediente tarifario a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
EL TIEMPO consultó a los dos nuevos operadores al respecto y sobre los aumentos de energía derivados de las inversiones planteadas. En el caso de Caribe Sol, la gerente de la Empresa de Energía de Pereira, Yulieth Porras, dijo que “hasta la fecha de cierre existe una cláusula de confidencialidad que no nos permite manifestarnos sobre el proceso”.
Por su parte, EPM explicó que las inversiones de los primeros cinco años los recursos a invertir en Caribe Mar sumarían 4 billones de pesos y 8 billones en los primeros 10 años.
Al preguntársele sobre el de aumento en las tarifas para Córdoba, Sucre, Bolívar y Cesar, la compañía serán moderados y que los incrementos en distribución y comercialización se podrán diferir en varios períodos.
Y agregó que para enfrentar los niveles de fraude y de morosidad en mercados subnormales, el documento presentado contiene acciones como la instalación de sistemas que permitan blindar la red para evitar fraudes y alternativas como el prepago, donde los usuarios usan el servicio de acuerdo a la forma en que reciben sus ingresos, haciendo autogestión según capacidad de pago real, que se complementan con una estrategia social. eltiempo