La papa caliente que desde noviembre de 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 las 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 usuarios, pero la meta final no se cambió. Es decir que para el 2022 las compañías deberán llegar al valor previsto para ese año, lo que implicará hacer un esfuerzo importante para ponerse al día.

El segundo ajuste, específico para el mercado de la Costa, a menos de 15 días de que los nuevos operadores de esos mercados cierren la transacción con el Gobierno, 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 dicen que esta alza puede costarles a los usuarios unos 200.000 millones de pesos, debido a un aumento del 3 por ciento en las facturas.

Pero los usuarios pueden acogerse a una opción tarifaria para diferir el pago a varios meses, pagando una tasa de interés. Pero en el caso de la Costa, un alza de tarifas implica mayores subsidios, ya que 78 por ciento de los usuarios son de estratos 1, 2 y 3, señala Ángela Patricia Rojas, agente interventora de Electricaribe.

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 Electricaribe “presenta el porcentaje de prima de riesgo de cartera 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”.

Pero adicional a los cambios regulatorios, otras fuentes del sector eléctrico manifiestan que hay incertidumbre por los términos del contrato de adquisición de acciones que firmará el Gobierno en la fecha de cierre (30 de septiembre o 1.º de octubre) con los dos nuevos operadores, ya que lo que allí se negocia está sometido a un acuerdo de confidencialidad, con el que el Ejecutivo ha mantenido reservados los términos del proceso.

En este sentido, esta semana se conoció que la Contraloría General hace una revisión detallada del esquema de garantías que se acordará con cada operador, y estudia si recomienda 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 al cumplimiento de los compromisos de inversión que se pacten, ya que su función es velar por que se logren las metas de calidad de servicio y de 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 se analiza en la Contraloría.

El documento indica 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). 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 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 establecido 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 Creg.

EL TIEMPO consultó a los dos nuevos operadores al respecto y sobre los aumentos de tarifa 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 les permite hablar del proceso.

Por su parte, EPM explicó que las inversiones de los primeros cinco años en Caribe Mar sumarían 4 billones de pesos y 8 billones de pesos en los primeros 10 años. Sobre el aumento en las tarifas para Córdoba, Sucre, Bolívar y Cesar, la compañía dijo que serán moderados y que los aumentos en distribución y comercialización se podrán diferir en varios períodos.

Para enfrentar el fraude y la morosidad en mercados subnormales, el documento presentado a la Creg contiene acciones como la instalación de sistemas para blindar la red y alternativas como el prepago, que permite a los usuarios usar el servicio de acuerdo con la forma como reciben sus ingresos.

FUENTE: ELECTRICARIBE