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'Estamos en un apagón regulatorio', dice el director de la Creg por la falta de quorum

Además, asegura que le preocupa que se vaya a debilitar la institucionalidad del sector eléctrico.

José Fernando Prada, director de la Creg. Foto: Mauricio Moreno. EL TIEMPO

PERIODISTA ECONÓMICA30.10.2023 18:25 Actualizado: 31.10.2023 00:00

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Desde el pasado 5 de octubre la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) está sin quorum para tomar decisiones porque no hay comisionados. Justo ayer se conoció que Fredy Arias Caicedo llenaría una de las vacantes.

El único comisionado que queda en la Creg es el director ejecutivo, José Fernando Prada, quien sigue esperando que el presidente Gustavo Petro le acepte la renuncia que presentó en septiembre.

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En entrevista con EL TIEMPO, José Fernando Prada habló de la situación inédita de la entidad, de las medidas regulatorias que no se han podido tomar y de sus preocupaciones una vez deje el cargo.

¿Cuál es su situación en este momento al interior de la Creg?

Yo presenté mi renuncia en septiembre y no ha sido aceptada hasta la fecha. Lo que corresponde istrativamente es esperar un periodo y cuando culmine ese periodo el 7 de noviembre ya me puedo retirar del cargo.

¿Cómo está afectando la falta de quorum en la toma de decisiones de la Creg?

En esta situación no tenemos quorum para hacer reuniones ni de la comisión ni del comité de expertos. Nosotros podemos avanzar en el análisis de los temas y en las propuestas, pero no tenemos ninguna instancia de decisión. No tenemos un comité para que apruebe las propuestas, ni tenemos la capacidad de convocar a la comisión para aprobar o no las decisiones regulatorias.

En ese sentido, básicamente lo que tenemos es un apagón regulatorio porque no tenemos en este momento capacidad de tomar ningún tipo de decisión ni pequeña ni de alto impacto.

¿Cuál es la medida más urgente que no se ha podido tomar?

Esta medida nos dará una solución más estructural de largo plazo al tema de liquidez de los comercializadores

Las regulaciones más urgentes son las relacionadas con la situación financiera de los comercializadores. Nosotros tenemos varias propuestas en consulta desde hace varias semanas que tienen un impacto directo y que ofrecen herramientas y soluciones para manejar esa problemática.

Una de ellas es la que establece un mecanismo para recuperar los saldos acumulados de la opción tarifaria, es importantísima porque se articula con la línea de financiación de Findeter y las que posiblemente puedan surgir del sector financiero.

Además, esta medida nos dará una solución más estructural de largo plazo al tema de liquidez de los comercializadores, pero no hay manera de que la podamos aprobar.

Hay otras medidas que propusimos para aliviar un poco la situación, como flexibilizar los mecanismos de contratación para que las empresas que todavía tienen una importante exposición a bolsa la puedan reducir. También, flexibilizar las condiciones de conexión, la posibilidad de que todos los excedentes de energía se puedan poner a disposición del mercado.

Igualmente, estamos diseñando un programa de respuesta a la demanda que sería una versión del antiguo 'Apagar paga', es una propuesta de carácter más permanente que quisiéramos que estuviera en diciembre cuando empieza el periodo más intenso de El Niño, pero tampoco podemos avanzar porque no hay forma de discutirla ni de presentarla en el comité expertos porque no hay expertos.

¿Estas medidas son suficientes para evitar cualquier riesgo de racionamiento?

Las medidas se van evaluando y tomando de acuerdo a la necesidad. Lo que nos dicen nuestros análisis y los de las demás entidades del sector es que no vemos un riesgo de suministro energético, no vemos que vayamos a tener durante este periodo alguna situación de déficit que nos lleve a pensar en un racionamiento.

Estamos tranquilos, pero no confiados. Todas estas medidas permiten tener herramientas en caso de que pasen cosas inesperadas, no se puede descartar que haya problemas con alguna planta o que haya aumentos de la demanda más allá de lo previsto.

En cuanto a la liquidez de algunos comercializadores, prolongamos una medida que hemos aplicado todo el año y es financiar una parte de las obligaciones de pago que tienen en el mercado mayorista. Esa medida ha estado vigente desde septiembre del año pasado.

¿Esa medida no hace que la carga se traslade a los generadores?

Así es. De alguna manera es una respuesta a las inquietudes que nos han planteado algunos agentes de que toda la carga de la opción tarifaria estaba en los comercializadores. Mediante ese mecanismo también otros agentes del sector han asumido parte de esa carga como los generadores y transmisores.

Ese mecanismo de financiación fácilmente ya puede haber dado recursos por un billón de pesos de otros agentes a los comercializados. En todo caso, esas medidas se estudian y se calibran para que no vayan a afectar la operación del sistema, que no por tapar un hueco abramos otro.

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A los comercializadores de energía se les deben más de 5,1 billones de pesos. Foto:Jaime Moreno. Archivo EL TIEMPO

¿Cuándo se comiencen a recuperar los saldos de la opción tarifaria subirán las tarifas?

La propuesta que hay hace que ese impacto sea lo más moderado posible, es más, tiene un límite

Por eso es la importancia de poder tomar estas medidas, porque la opción tarifaria es un diferimiento del pago. Lo que no se cobró antes debe comenzarse a cobrar ahora y eso necesariamente implicaría que empezará una senda de aumento de las tarifas para empezar a recuperar esos saldos.

Para que esto sea de una manera gradual y controlada hicimos esta propuesta del mecanismo alterno de recuperación de saldos acumulados de la opción tarifaria. Si se toma esta alternativa ya no se aplicaría la opción tarifa y el saldo podría recuperarse a través de otro componente de la tarifa.

La tarifa tiene muchos componentes y el aumento depende de la interacción de todos estos componentes, uno de ellos será el mecanismo para la recuperación del saldo acumulado.

La propuesta que hay hace que ese impacto sea lo más moderado posible, es más, tiene un límite. El impacto tarifario podría ser del 6 por ciento en el costo del kilovatio hora que se cobra y sería decreciente en el tiempo porque la recuperación se extendería hasta por 10 años, según el saldo acumulado de la opción tarifaria.

¿Por qué se ha aplazado la subasta de Cargo por Confiabilidad para 2024?

Efectivamente se ha aplazado unos cuatro meses desde la fecha inicial. Obviamente todo el proceso que ha tenido la comisión este año ha tenido algún efecto porque no estamos en una situación ideal y las decisiones habrían podido ser más ágiles de lo que nosotros hubiéramos querido.

El primer aplazamiento se dio por solicitud de varios agentes que querían estar mejor preparados para participar, de esa manera habría más oferta en la subasta y mejores precios.

El segundo fue para hacer asignaciones de Obligaciones de Energía Firme para 2025, 2026 y 2027 ahora en noviembre y diciembre. Esto hace que la subasta tenga mayor claridad en términos de la participación de los potenciales interesados en ofrecer energía.

¿Estos aplazamientos reducen los tiempos para que entren nuevas plantas antes de 2027?

Hay proyectos de subastas pasadas que tienen retrasos, más que por temas constructivos, por factores como licencias, permisos y consultas previas. Precisamente por eso nosotros hacemos las subastas con tanta anticipación.

El periodo de planeación mínimo es de cuatro años, casi que estamos en el límite. Si la aplazáramos aún más ahí sí estaríamos comprometiendo el período de planeación, ahora estamos justos. Todavía tenemos cuatro años para que se desarrollen los proyectos.

También hemos tomado medidas que nos ayudan a mitigar riesgos, como pedirles a las plantas que tengan el permiso de conexión al sistema aprobado por la Upme.

¿La Creg ya definió quién va a pagar la inversión de la Regasificadora del Pacífico en caso de que se construya?

Las dos convocatorias no exitosas muestran que el proyecto tiene unos riesgos

La decisión de construcción de esa planta es del Gobierno y hace parte de un plan de abastecimiento de natural. El papel de la Creg es definir la manera en que se van a recuperar los costos de esas inversiones a través de los cargos que pagarían por el suministro del transporte de gas. Nosotros no definimos quién la va a pagar, es la Upme la que debe determinar quiénes son los beneficiarios.

Las dos convocatorias no exitosas muestran que el proyecto tiene unos riesgos y que los inversionistas todavía ven que son muy altos para tomar esas decisiones. Con la Upme y el Gobierno hemos estudiado en qué medida las decisiones regulatorias que tomamos pueden mitigar esos riesgos, pero tampoco podemos eliminarlos.

Ya hicimos unos ajustes a la regulación con ese propósito, eso no quiere decir que todo el mundo haya estado de acuerdo con eso. Hay otras opiniones en la industria que dicen que no están de acuerdo con el desarrollo del proyecto o que la remuneración no debería ser así.

Debido a que la segunda convocatoria tampoco fue exitosa estamos en una mesa de trabajo para revisar en qué punto la regulación puede aportar, pero nosotros tampoco podemos hacerlo todo. Probablemente hay factores en los que el Gobierno podría aportar como en garantías, otro tipo de incentivos o mitigando los riesgos de esa inversión.

¿Es viable seguir insistiendo en este proyecto?

Es una decisión del Gobierno Nacional. Si decide que hace parte del plan de abastecimiento, la Creg tiene la regulación para que eso se pueda pagar. Nosotros hemos estado de acuerdo en que el proyecto se necesita.

En los análisis que se hicieron anteriormente se veía que el déficit de gas se iba a tener en el 2024 o 2025, probablemente eso se haya desplazado por efecto de la pandemia y la recuperación económica, pero es claro que hacia adelante estamos viendo un déficit en el suministro local de gas y esta planta es una solución.

Revisar las condiciones de la convocatoria es razonable, pero en algún punto la decisión podría ser que las condiciones actuales para los inversionistas no son adecuadas para desarrollar el proyecto y de pronto pensar en otra alternativa.

(Lea también: Libertad para fijar precio de gasolina, propuesta para acabar con déficit por subsidios)

¿Cómo avanzan los cambios a la metodología de comercialización?

La metodología de comercialización está prácticamente lista, estamos pendientes de que nos podamos reunir otra vez como Creg para presentar la propuesta para discutirla y aprobarla. Hay que sacarla a consulta durante tres meses. Existe una expectativa que puede haber una reducción tarifaria por la introducción de esa nueva metodología.

En la agenda regulatoria también está la revisión de la metodología de transmisión para el próximo año. Todavía estamos en la aplicación de la metodología tarifaria de distribución y estamos esperando que varias reglas que se definieron en 2018 entren en efecto.

Si bien no vamos a hacer una nueva metodología de distribución porque deben pasar mínimo cinco años, la aplicación va a tener unos impactos tarifarios en la medida en que se puedan hacer los planes de inversión y de recuperación de pérdidas.

También tenemos una propuesta para hacer una revisión muy profunda del funcionamiento del Mercado Energía Mayorista. Es el mercado que nosotros pensamos que es necesario para la transición energética y tiene una serie de nuevos elementos como transacciones vinculantes, sesiones de mercado intradiarias, participación de la demanda y servicios complementarios, que son muy importantes para la flexibilidad de la operación.

Es una propuesta muy integral que nos tomó muchos años desarrollar. Tenemos la intención de probarla el próximo año y empezar un proceso de implementación que será de 12 a 18 meses. Siendo optimistas, a finales del 2025 ya estaríamos con esas nuevas reglas de funcionamiento del mercado.

¿Eso ayudará a controlar los precios que ofertan las hidroeléctricas?

Varias de las cosas que han señalado algunas entidades se incorporaron en una resolución que ya está en firme. En este tema puede haber unos malentendidos porque cuando las hidroeléctricas preparan sus ofertas incorporan todos los riesgos que ven. Hubo quizás un malentendido porque algunos analistas y entidades dijeron que podían poner cualquier riesgo, eso nunca hizo parte de las reglas.

¿Es verdad que la Creg ha emitido regulación para proteger a las empresas y no a los s?

Tenemos que asegurar que haya una oferta suficiente para abastecer las necesidades energéticas de los s

No, no podemos estar de acuerdo con esas afirmaciones. Nosotros tenemos un mandato legal y es que se les ofrezcan servicios de energía eléctrica y gas a los s en las mejores condiciones de calidad, oportunidad y costo, en eso nos esmeramos.

Esto nos ha llevado, incluso, a muchas discusiones con las empresas porque a veces no están de acuerdo con las fórmulas tarifarias que nosotros establecemos.

Por mandato legal también tenemos que asegurar que haya una oferta suficiente para abastecer las necesidades energéticas de los s y que las empresas que prestan los servicios puedan recuperar sus costos y tengan suficiencia financiera.

En el corto plazo puede haber medidas que artificialmente bajen los costos de las tarifas, pero eso tendrá un impacto en el largo plazo porque compromete la sostenibilidad del servicio y los s terminarán pagando un costo mucho más alto en el futuro, sea porque no tienen servicio o porque el costo del servicio en esas condiciones será mucho más alto de lo que debería ser.

Además, todas las medidas regulatorias que se expiden se publican para comentarios de la ciudadanía, las resoluciones no se expiden sin la opinión de las personas y del mercado.

Se dice que los comisionados venimos de las empresas, pero yo llevo más de 25 años en este sector y nunca he trabajado para una empresa. Es muy fácil hacer ciertas afirmaciones. Para entrar a la Creg hay unos requisitos muy estrictos que se deben cumplir y buscan asegurar el conocimiento y la experiencia.

La medida se aplicará en 20 barrios subnormales del Caribe, que reportan mora en el pago del recibo. Foto:Guillermo González - Archivo / EL TIEMPO

¿Le preocupa la institucionalidad del sector cuando se retire de la Creg?

Me preocupa que se actúe por fuera del marco institucional. Creo que el marco institucional de los servicios públicos que se ha implementado desde hace 30 años ha sido exitoso y ha producido resultados positivos en el suministro de energía, en la capacidad que tenemos de abastecernos y porque se han desarrollado los proyectos sin comprometer los recursos de la Nación. Además, la cobertura y la calidad de los servicios públicos de energía y gas han aumentado.

Preocupa que haya cambios institucionales que debiliten ese marco, me preocupa que se vaya a debilitar la institucionalidad o que se actúe sin respetar esa institucionalidad.

¿Le deja algún mensaje al presidente Petro o al ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho?

La regulación tiene que seguir siendo técnica e independiente como dice la ley

El mensaje es que el marco institucional prevé todas las herramientas para que los análisis y la discusión de las medidas que se necesitan se puedan tomar a través de la actuación de las instituciones que están previstas en la ley.

La regulación es una función que legalmente está en cabeza de la Creg y la debe aplicar en armonía con la política pública energética que define el Gobierno y las entidades de control y planeación.

La regulación tiene que seguir siendo técnica e independiente como dice la ley y para que esto pase se deben nombrar a los comisionados y que haya una comisión que funcione normalmente.

Si no hacemos eso vamos para un apagón regulatorio y eso puede tener unas consecuencias muy serias de parálisis para todo el sector, que en el entorno difícil en el que estamos por El Niño y la situación financiera de ciertas empresas, es lo menos favorable que podría suceder.

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