borrador estrategias del pen para consulta 2 · 2006. 10. 12. · política para el desarrollo del...

PLAN ENERGÉTICO NACIONAL

2006 – 2025

Propuesta de Objetivos y Estrategias

(Para comentarios)

Octubre 10 de 2006

REPÚBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA

Carrera 50 No. 26 – 00 Bogotá D.C. Colombia

PBX: (57) 1 2220601 FAX: (57) 1 2219537 http://www.upme.gov.co

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ÍNDICE

1. Propuesta de formulación de objetivos y estrategias del PEN 2006-2025 4 2. Los objetivos y estrategias propuestas 6

3. Formulación de objetivos y estrategias del PEN 2006 – 2025 17

I. OBJETIVO CENTRAL. Maximizar la contribución del sector energético al crecimiento y al desarrollo económico nacional 17

II. OBJETIVO PRINCIPAL # 1. Asegurar la disponibilidad (abastecimiento) de los

recursos energéticos para atender la demanda nacional y garantizar la sostenibilidad a largo plazo del sector energético 19

III. OBJETIVO PRINCIPAL # 2. Integración regional que permita colocar los

excedentes y la importación de los faltantes de energía para atender la demanda nacional 36

IV. OBJETIVO PRINCIPAL # 3. Consolidar esquemas de competencia en los

mercados 39 V. OBJETIVO PRINCIPAL # 4. Formación de precios de mercado de los

energéticos que aseguren competitividad 48 VI. OBJETIVO PRINCIPAL # 5. Maximizar el desarrollo social 55 VII. TEMA TRANSVERSAL # 1. Fuentes no convencionales – FNCE y uso

racional de la energía – URE 59 VIII. TEMA TRANSVERSAL # 2. Medio ambiente y salud pública 66 IX. TEMA TRANSVERSAL # 3. Ciencia y tecnología 70 X. TEMA TRANSVERSAL # 4. Marco institucional y regulatorio 75 XI. TEMA TRANSVERSAL # 5. Capacitación, promoción e información 81





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INTRODUCCIÓN La Ley 143 de 1994 en su Artículo 16, establece dentro de las funciones de la UPME la de: elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional -PEN, en concordancia con el Proyecto del Plan Nacional de Desarrollo. A través del PEN se dan lineamientos de política para el desarrollo del sector energético en el largo plazo. En cumplimiento de sus funciones actualmente la UPME se encuentra en el proceso de actualización del PEN, para lo cual se ha nutrido de las siguientes fuentes de información y consulta:

- El Plan Visión Colombia 2019, teniendo en cuenta la conveniencia de atender las directrices de dicho plan, que se convertirá en la antesala del Plan de Desarrollo para el periodo 2007-2010.

- Los estudios: “Formulación de una Estrategia Nacional de Abastecimiento

Energético” por parte de Arthur D' Little y “Diseño de una Política Integrada de Precios de los Energéticos” de la Fundación Bariloche, desarrollados para la ANH y la UPME en el marco de un convenio celebrado por estas entidades.

- El PEN 2003-2020 a fin de guardar plena consistencia con el este Plan. Se

revisaron nuevamente sus objetivos principales y estrategias las cuales fueron evaluadas en su cumplimiento.

- Otros documentos y Planes que desarrolla la UPME como parte de sus funciones

propias de planeador de los sectores minero y energético. A partir de los elementos anteriores, se está elaborando la propuesta del Plan Energético Nacional 2006 – 2025. El presente documento es esencialmente conceptual en su alcance y busca recibir los aportes y contribuciones a los Objetivos y Estrategias que deberá contener el nuevo PEN, por parte de los agentes y diferentes componentes de la sociedad, en el marco de un proceso de construcción participativo.





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1. PROPUESTA DE FORMULACIÓN DE OBJETIVOS Y

ESTRATEGIAS DEL PEN 2006-2025 La formulación del PEN que se presenta a continuación es resultado del análisis detallado de los elementos: Plan Visión Colombia 2019, el Plan Energético Nacional 2003-2020, Agenda Interna de competitividad para el sector energético, otros estudios referentes para el presente trabajo y documentos de la UPME.

La propuesta de Formulación de Objetivos del PEN 2006-2025 que se presenta en este capítulo tiene la estructura que se define a partir de los siguientes elementos:

- Objetivo Central. - Objetivos Principales o Ejes Temáticos. - Temas Transversales.

I. Objetivo Central: Plantea la razón de ser y el marco conceptual del Objetivo Central del PEN 2006-2025.

INTEGRACIÓN REGIONAL COLOCACIÒN DE EXCEDENTES E

IMPORTACIÓN DE FALTANTES DE ENERGÍA

FORMACIÓN DE PRECIOS DE MERCADO

QUE ASEGUREN COMPETITIVIDAD

DISPONIBILIDAD DE LOS RECURSOS

ENERGÉTICOS Y SOSTENIBILIDAD A L.P

DEL SECTOR ENERGÉTICO

MAXIMIZAR EL DESARROLLO SOCIAL

ESQUEMAS DE COMPETENCIA EN LOS

MERCADOS

MAXIMIZAR LA CONTRIBUCIÓN

DEL SECTOR ENERGÉTICO

AL CRECIMIENTO ECONÓMICO NACIONAL

CAPACITACIÓN, PROMOCIÓN E INFORMACIÓN

MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO

FUENTES NO CONVENCIONALES Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA

CIENCIA Y TECNOLOGÍA MEDIO AMBIENTE Y SALUD PÚBLICA

EJES TRANSVERSALES

OBJETIVO CENTRALOBJETIVOS PRINCIPALES





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II. Objetivos Principales o Ejes Temáticos: En cada uno de estos objetivos se hace un análisis conceptual de la razón de ser de cada uno y de la importancia de su consideración en la estructura general del PEN 2006-2025. Adicionalmente, en cada caso, se plantean las estrategias más relevantes para su cumplimiento. III Temas Transversales: Son parte esencial del modelo del nuevo PEN 2006-2025 y contienen desarrollos conceptuales comunes a uno o varios objetivos. Para cada uno de los temas transversales se hace un análisis conceptual del papel que juega en la estructura del Modelo PEN 2006-2025 y las líneas de acción más importantes en cada caso.

El sector de la energía en Colombia, a través de sus diferentes Planes Energéticos ha venido desarrollando una marcada preocupación sobre el tema de la disponibilidad y autosuficiencia de los recursos. En efecto, en versiones anteriores del PEN y hoy en día en las discusiones que se dan a nivel del Gobierno, en los debates en el Congreso de la República y en las discusiones de carácter público sobre la problemática sectorial energética, se manifiesta la preocupación por la “autosuficiencia” tanto en petróleo como en gas natural y en generación de energía eléctrica. Como se verá en los capítulos posteriores, en el PEN 2006-2025, el concepto de la autosuficiencia se ha redefinido en términos de la disponibilidad y el pleno abastecimiento de la oferta de energía y la sostenibilidad de los subsectores energéticos. De esta manera se logrará que la sociedad colombiana disponga de la energía que se requiere para atender sus necesidades y además, que dichos subsectores energéticos estén enmarcados en una estructura institucional viable que permita prestar los servicios de manera continua en el mediano y largo plazo. Reconociendo entonces la importancia de un adecuado planteamiento en los temas relativos a la gestión de la oferta de energía, es necesario plantear la necesidad de contar con estrategias de gestión de la demanda de energía. Sobre este particular, la formulación del nuevo PEN 2006-2025, presenta una visión equilibrada entre los aspectos que caracterizan la oferta y la demanda de los diferentes energéticos. A lo largo de los diferentes objetivos principales y temas transversales, los aspectos de oferta y demanda, se tratan de manera conjunta sin establecer divisiones entre los que corresponden a la producción y los que caracterizan al consumo.





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2. LOS OBJETIVOS Y ESTRATEGIAS PROPUESTAS

A manera de síntesis, a continuación se lista la propuesta de los objetivos principales y sus correspondientes estrategias, las cuales se soportan en los análisis que se desarrollan en el Documento

OBJETIVO CENTRAL MAXIMIZAR LA CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO AL CRECIMIENTO Y AL DESARROLLO ECONÓMICO NACIONAL

OBJETIVOS PRINCIPALES

Objetivo No. 1 ASEGURAR LA DISPONIBILIDAD (ABASTECIMIENTO) DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS PARA ATENDER LA DEMANDA NACIONAL Y GARANTIZAR LA SOSTENIBILIDAD A LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO

Estrategias Petróleo y Gas Natural

- Mantener condiciones atractivas para la inversión en exploración y producción de hidrocarburos.

- Establecer los mecanismos que permitan efectuar el seguimiento anual de

reservas, oferta y demanda de petróleo y gas, comparados con los escenarios de abastecimiento definidos por la UPME y ANH. Se hará un seguimiento detallado de variables clave de la política en términos de indicadores fundamentales como: exploración sísmica, pozos exploratorios perforados e inversiones.

- Durante el periodo del nuevo PEN 2006-2025, se realizará una evaluación

permanente del Modelo de Concesión Petrolera en ejecución por parte de la ANH considerando los resultados obtenidos en cuanto a nuevas reservas comerciales de petróleo y gas natural.

- Adecuar el sistema de refinación para la mezcla de crudos domésticos cada vez

más pesada y promover la inversión en procesos de mejoramiento (como upgrading) de crudos pesados acorde con el desarrollo de las reservas incrementales de este tipo.





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- Desarrollar los mecanismos necesarios para asegurar que las ampliaciones en la

capacidad de transporte de gas natural en el país entren en operación en el momento que se requiera para atender adecuadamente la demanda, considerando criterios de eficiencia, confiabilidad y precio, entre otros.

- Para el sector del Gas Natural, se realizará anualmente un Análisis de Criticidad a

fin de evaluar la efectividad de la capacidad propia del sistema nacional de gas más los recursos de importación, para atender con plenas garantías la demanda nacional de este energético. Si los resultados del seguimiento anual más los análisis de criticidad, arrojan resultados desfavorables, se podrá evaluar y proponer un Plan de contingencia.

- Evaluación y seguimiento de la interconexión de gas entre Colombia Venezuela

así como de los proyectos internos de gas en Venezuela como el llamado ICO.

- Calcular el Impacto del Plan Maestro de Cartagena en el balance nacional de oferta y demanda de productos, precios y subsidios, teniendo en cuenta el nuevo esquema de propiedad de la Refinería de Cartagena.

- Formular una política de precios de los derivados del petróleo que consulte

referentes internacionales de calidad y que considere los conceptos de paridad exportación y paridad importación.

- Maximizar el uso de biocombustibles y combustibles alternativos en la canasta

energética colombiana, sujeto a las evaluaciones de conveniencia técnica y económica.

GLP

- Caracterizar la Oferta del GLP incluyendo el aporte de los nuevos campos como Cusiana-Cupiagua.

- Fomentar la utilización de GLP de Refinería en usos diferentes de la cocción y

calefacción en el sector residencial con orientación hacia el sector petroquímico.

- Caracterización del parque automotor a fin de evaluar la utilización de GLP vehicular de tal manera que sea consistente con la política nacional de GNV.

- Investigar nuevos usos del GLP en el mercado y diseño de políticas de apoyo a

la investigación y desarrollo de nuevas aplicaciones.

- Definición de un marco regulatorio e institucional que haga viable y “sostenible” el sector del GLP, para lo cual se deberán tener en cuenta temas institucionales, de comportamiento de los agentes y tarifas.





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- Definir los fundamentos de una Política de Estado en torno a los precios de este

energético en las zonas rurales y en la periferia de las ciudades. Carbón

- Cuantificar las reservas de carbón mineral “disponibles” para el abastecimiento de la demanda nacional y los mercados de exportación a partir de las reservas de carbón “in-situ” y la aplicación de diferentes tecnologías de extracción del carbón o la energía ligada a éste.

- Controlar la esterilización de reservas de carbón como consecuencia de la

pequeña minería ineficiente.

- Evaluar la “sostenibilidad” de la pequeña y mediana minería a mediano y largo plazo con base en los costos de desarrollo del carbón y los precios del mercado y generar recomendaciones de política sobre el direccionamiento sectorial en los temas de organización institucional y precios del recurso

Energía Eléctrica

- Establecer un mecanismo de seguimiento a la normatividad del cargo por

confiabilidad y a los resultados de su aplicación como señal de expansión del sistema de generación eléctrica en Colombia.

- El papel de la UPME en el desarrollo de planes indicativos de generación, se

fortalecerá con la actividad de promoción de proyectos y el señalamiento de los planes alternativos en caso de que los indicativos no se estén cumpliendo.

- Proponer y definir criterios que establezcan la frontera entre el Estado Empresario

y el Estado responsable por la “disponibilidad-abastecimiento” del servicio.

- Llevar a cabo el programa de privatización o capitalización de las empresas distribuidoras con participación accionaria mayoritaria del Estado.

- Consolidar la regulación de la actividad de Comercialización y establecer el

Reglamento de Comercialización.

- Continuar los estudios y desarrollo de la propuesta de la CREG sobre el establecimiento del Sistema Electrónico de Contratos – SEC.





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Objetivo No. 2 INTEGRACIÓN REGIONAL QUE PERMITA COLOCAR LOS EXCEDENTES Y LA IMPORTACIÓN DE LOS FALTANTES DE ENERGÍA PARA ATENDER LA DEMANDA NACIONAL

Estrategias - Diseño y puesta en marcha de un sistema de manejo de información sobre los

recursos energéticos del país a fin de conocer: disponibilidad, localización, excedentes por exportar o déficit por atender.

- Identificar y evaluar los requerimientos de la integración energética regional en

términos de los componentes físico, regulatorio y político, con cada uno de los países vecinos.

- Promover la Interconexión eléctrica con Centroamérica y el desarrollo de un

esquema de intercambios comerciales.

- Determinar las necesidades de infraestructura para la integración con los mercados de Centroamérica y región andina en gas natural principalmente.

- Evaluación y seguimiento de la interconexión de gas entre Colombia y Venezuela así como de los proyectos internos de gas en Venezuela tales como el llamado ICO. (En común con el Objetivo # 1)

Objetivo No. 3

CONSOLIDAR ESQUEMAS DE COMPETENCIA EN LOS MERCADOS

Estrategias “Temas intrasectoriales”.

- Determinar el nivel de información en los mercados de la energía que debe ponerse a disposición de los agentes a fin de que estos tomen las decisiones comerciales adecuadas y establecer lo mecanismos para la administración y divulgación de la información requerida.

- Desarrollar esquemas de capitalización de inversionistas privados en empresas

con participación estatal mayoritaria como en los casos de ISAGEN y las





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distribuidoras de energía eléctrica. Mientras se adelantan estos procesos se deben establecer los “Esquemas de Gobernabilidad” adecuados.

- Definir mecanismos de coordinación (comerciales y regulatorios) entre los

mercados del gas natural y energía eléctrica de tal manera que sin subordinar los intereses de un sector al otro y sin pretender unificar procedimientos en sectores estructuralmente diferentes, se identifiquen los temas de conflicto y se propongan correctivos.

Refinación y Comercialización de combustibles

- Establecer las condiciones necesarias para la apertura del sector de la refinación de petróleo a la inversión privada nacional e internacional. Se deberán examinar las experiencias de proyectos de refinación privada tales como: Refinare y Sebastopol

- Determinar las condiciones comerciales tanto en contratos de compra y venta de

crudo y derivados así como en precios que deberían considerarse para la instalación de nuevos proyectos de refinación en la Costa Atlántica y el Interior del país.

- Evaluar la efectividad de los reglamentos de transporte, almacenamiento y

comercialización de derivados del petróleo, expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, como mecanismo para promover la entrada de nuevos agentes en el mercado.

Gas Natural

- Evaluar los esquemas de competencia del mercado del gas natural tanto en producción como en distribución y comercialización y determinar si la concentración de los mercados ha disminuido las ventajas que tiene para el consumidor la existencia de mercados competitivos. De conformidad con los resultados, tomar las decisiones pertinentes, propendiendo por la desintegración vertical.

Carbón

- Estructurar una estrategia de gestión de la demanda que permita compensar los efectos de mercados monopsónicos en este subsector minero-energético. La gestión de la demanda deberá enfocarse hacia proyectos de utilización del carbón para la producción de combustibles líquidos y el incremento de la demanda en el sector industrial.





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- Evaluar la intervención del Estado en el sector vía el señalamiento de precios mínimos indicativos a las actividades de producción de carbón correspondientes a los sectores de pequeña y mediana minería.

Energía Eléctrica

- Proponer esquemas específicos de intervención por parte del Estado en la actividad de generación de energía eléctrica en los casos en los cuales el sector privado no reaccione a las señales regulatorias. Este esquema de intervención debe ser suficientemente conocido por los agentes y reflejar la responsabilidad de “última instancia” que tiene el Estado frente a la sociedad colombiana como responsable por la prestación de los servicios públicos.

- Continuar el proceso de separación de la empresa que tiene las funciones de

Administrador del MEM y Centro Nacional de Despacho (actualmente XM) de cualquier agente que participe en el mercado de energía eléctrica.

- En transmisión de energía eléctrica, se propenderá por la búsqueda de

mecanismos para una participación plural internacional y eficiente en las nuevas convocatorias para la expansión del sistema de tal manera que el precio resultante de un proceso abierto y competitivo refleje lo que el mercado requiere para ejecutar dichos proyectos.

- En distribución de energía eléctrica garantizar el libre acceso de los usuarios a las

redes de distribución. - Evaluar los efectos que esté generando en los mercados de energía eléctrica la

integración vertical que mantienen algunas empresas en las actividades de generación y distribución, y de conformidad con los resultados, tomar las decisiones pertinentes, propendiendo por la desintegración vertical.

Objetivo No. 4

FORMACIÓN DE PRECIOS DE MERCADO DE LOS ENERGÉTICOS QUE ASEGUREN COMPETITIVIDAD

Estrategias Hidrocarburos y Derivados del petróleo

- Sobre la base de las reglas de juego vigentes en lo referente a la política de desmonte de subsidios, se propone la creación de un fondo específico destinado a “garantizar la autosuficiencia petrolera y el mantenimiento de la capacidad exportadora”, cuyos recursos provendrían de un incremento mínimo del precio de





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los combustibles, de tal manera que no se generen señales inflacionarias. En este esquema serían los consumidores los que pagarían por su seguridad futura de abastecimiento y mantenimiento de condiciones de una economía más dinámica y estable, sin afectar los ingresos fiscales y de los agentes.

- Establecer la ruta de desregulación de los precios del Gas de la Guajira a fin de

que éstos se fijen mediante mecanismos diferentes de la regulación de precios máximos por parte de la CREG, considerando el impacto de los suministros de gas en la Costa Atlántica y en la “disponibilidad y abastecimiento” de gas a nivel nacional.

- Revisar la estructura tarifaria de los negocios de transmisión y distribución de gas

natural para que reflejen costos eficientes, permitan la sostenibilidad de los negocios y beneficien a los usuarios colombianos.

- Establecer una metodología de determinación de precios de los derivados del

petróleo que consulte los siguientes criterios:

- Mercados internacionales. - Calidades de los derivados del petróleo en Colombia con respecto a los

mercados internacionales. - Posición del país si es exportador o importador de derivados del petróleo. - Política social: GLP para las zonas rurales. - Biocombustibles: Oferta, precios e índices de ajuste con base en indicadores

internacionales. - Estructura de impuestos:

o Gasolina vs. diesel. o Tasas impositivas incluyendo sobretasas.

- Experiencias internacionales.

- Proponer una política nacional para determinar la sobretasa y los impuestos específicos aplicables a las estructuras de precios de los combustibles derivados del petróleo, el GLP y el GNV. Dicha política deberá contemplar el aspecto fiscal de los entes territoriales que perciben recursos asociados con estos tributos.

GLP.

- Definir los fundamentos de una Política de Estado sobre los precios de este energético, que concilie los criterios de eficiencia económica con su mercado objetivo localizado en las zonas rurales y en la periferia de las ciudades y que podría llegar a requerir precios especiales para lograr la penetración. (En común con el Objetivo Principal # 1).





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- Para la nueva oferta de GLP proveniente de campos de hidrocarburos se definirá una estructura de precios flexible que permita la incorporación de esa oferta al mercado nacional.

Carbón.

- Señalar indicadores de precios mínimos o indicativos, a las actividades de producción de carbón correspondientes a los sectores de pequeña y mediana minería. (En común con el Objetivo Principal # 3)

Energía Eléctrica

- Monitorear permanentemente las operaciones del mercado mayorista de energía eléctrica por parte de la CREG y SSPD con el apoyo de la UPME a fin de recomendar acciones que conduzcan a mejorar la competitividad en este segmento de la cadena de energía eléctrica.

- Revisar la estructura tarifaria de los negocios de transmisión y distribución de

energía eléctrica para que reflejen costos eficientes, permitan la sostenibilidad de los negocios y beneficien a los usuarios colombianos.

Objetivo No. 5


Estrategias

- Maximizar la cobertura del servicio de energía en el país para lo cual se establecerá:

o Definición del concepto de “cobertura”. o Criterios para “electrificación” y criterios para “energización”. o Elaboración y seguimiento a los planes indicativos de cobertura de

electricidad elaborados por la UPME acorde a lo establecido por la Ley.

- Elaborar el portafolio de recursos energéticos para la prestación del servicio de energía en las zonas rurales incluyendo los siguientes componentes:

o Uso de Fuentes no Convencionales de Energía o Energías Renovables. o Optimización en la utilización de gas natural o del GLP según criterios de

mínimo costo. o Evaluación de los costos, subsidios e inversiones de los programas de

GLP para el Campo y briquetas de carbón. o Minimizar los impactos en el medio ambiente y en salud pública.





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- Identificar los factores que limitan la penetración del gas natural en los estratos

bajos de la población y establecer recomendaciones para mejorar la competitividad del gas en estos estratos como el uso de recursos del FSSRI para subsidiar el costo de acometidas.

- Para las ZNI, la propuesta general es impulsar el establecimiento de áreas exclusivas de prestación de servicio (concesiones) mejorando la infraestructura existente con recursos del FAZNI y estableciendo: metas de aumento de cobertura y/o de mejora de horas de prestación de servicio en la respectiva licitación de parte del contratista y costos eficientes de generación, distribución y comercialización del mercado relevante, para determinar el valor del subsidio a girar por parte del estado, que se vea reflejado en tarifa del usuario final.

- Maximizar el cubrimiento del servicio de energía en las ZNI estableciendo el portafolio óptimo de energéticos para atender la respectiva demanda y evaluando los beneficios económicos netos del programa de cubrimiento de las necesidades de energía en las ZNI.

TEMAS TRANSVERSALES

El concepto de transversalidad se refiere a aquellos temas que inciden en uno o más de los objetivos principales. Por esa razón el tema transversal propone líneas de acción que coadyuvan a las estrategias formuladas en los objetivos principales. Los temas transversales con sus correspondientes líneas de acción son los siguientes:

1. FUENTES NO CONVENCIONALES – FNCE Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA

- Promover el uso de fuentes FNCE, o de Energías Renovables, con el fin de fomentar su utilización en las Zonas No Interconectadas.

- Elaborar propuestas sobre mecanismos de mercado e incentivos y análisis de

largo plazo para la utilización de fuentes no convencionales de energía (biocombustibles, GTL, CTL, entre otros).

- Definir un marco conceptual para el desarrollo del URE - Formular un plan estratégico de uso racional y fuentes no convencionales de

energía elaborado por la UPME y concertado con las diferentes entidades del estado y los sectores de oferta y demanda.





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2. MEDIO AMBIENTE Y SALUD PÚBLICA

- Establecer una Política de Calidad de los combustibles derivados del petróleo. - Desarrollar mecanismos que reflejen los costos ambientales y asegurar la

incorporación en los costos de los energéticos de las inversiones para lograr los índices de calidad requeridos.

- Determinación de los impactos del uso de energéticos debido al consumo de gas

natural, energía eléctrica, carbón y GLP en diferentes sectores de consumo. - Determinación de la estrategia para el cumplimiento de los compromisos de

Colombia en el marco del Protocolo de Kyoto.

3. CIENCIA Y TECNOLOGÍA

- Evaluación del desarrollo de tecnologías que permitan el uso del carbón como recurso “limpio”.

- Establecer las proporciones óptimas de los biocombustibles en la composición

final de gasolina y diesel para consumo nacional. - Desarrollo del conocimiento para la aplicación del GLP en usos no tradicionales

tales como: generación eléctrica a pequeña escala, iluminación, calefacción de ambientes, refrigeración y aire acondicionado, secado de granos, calor puro para procesos industriales, aplicaciones agrícolas en la avicultura, la floricultura y el control de malezas.

- Desarrollo del conocimiento en Tecnologías de uso del gas y carbón en la

producción de combustibles líquidos – Caso CTL, GTL y CBM. - Desarrollo de un programa de GLP automotor coherente y organizado, con base

en: la caracterización del parque automotor, selección de tecnologías adecuadas, definición de la normatividad que se requiera para garantizar la prestación de un servicio seguro y confiable y la armonización con los programas de GNV.

4. MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO

- Desarrollar un Plan de Ordenamiento Territorial, que delimite zonas que no deben ser intervenidas, se desincentiven los asentamientos urbanos en dichas zonas y se racionalicen los procesos de planeación y prestación de los servicios públicos.





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- Desarrollar un Marco General de Suministro y Manejo de Información Pública para el sector energético.

- Desarrollar mecanismos de Coordinación Institucional que faciliten la organización

y disposición de información, así como la toma de decisiones en los temas transversales al sector energético.

- Armonizar los marcos regulatorios nacionales con los de la subregión y definir

políticas de precios de largo plazo para los intercambios comerciales, para los sectores de energía y gas natural, respectivamente.

- Evaluar la conveniencia de la participación del Estado en las empresas del Sector

Energético y en consecuencia desarrollar los procesos de privatización o capitalización, caso ECOPETROL; ISAGEN y distribuidoras de energía eléctrica, entre otras.

- Avanzar en el desarrollo regulatorio, de temas como: el cargo por confiabilidad,

los precios del gas en boca de pozo, las señales de distancia vs. estampilla y la remuneración de la confiabilidad en los sistemas de transporte de gas natural y los temas de de competitividad en el "downstream" del mismo sector y el marco regulatorio del GLP.

- Revisar y proponer ajustes en el marco institucional y normativo del sector de la

minería de carbón de tal manera que este recurso minero-energético haga parte del portafolio de fuentes energéticas para atender los requerimientos de energía de la sociedad colombiana.

5. CAPACITACIÓN, PROMOCIÓN E INFORMACIÓN

- Desarrollar mecanismos de Coordinación Institucional y Sectorial que faciliten la organización y disposición de información, así como la toma de decisiones en los temas transversales al sector energético. Se desarrollarán agendas de trabajo con los Ministerios del Transporte, Protección Social y Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial en los temas de competencia de los referidos ministerios y que se relacionen con las políticas del sector energético.

- La UPME se convertirá en la entidad líder en programas de información a los

usuarios y la promoción de oportunidades de negocios a los agentes interesados de manera que se disponga de los elementos para la toma de decisiones.

- Desarrollar una “Agenda Educativa Energética” con el Ministerio de Educación

Nacional y la UPME a fin de iniciar un proceso masivo de capacitación a toda la comunidad nacional sobre los fundamentos de la energía, la conciencia del “ahorro energético” y el bueno uso de los recursos con que cuenta el país.





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3. FORMULACIÓN DE OBJETIVOS Y ESTRATEGIAS DEL PEN 2006 – 2025

I. OBJETIVO CENTRAL La definición del Objetivo Central para el PEN 2006-2025 es la siguiente:

MAXIMIZAR LA CONTRIBUCIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO AL CRECIMIENTO Y AL DESARROLLO ECONÓMICO NACIONAL

Maximizar el crecimiento y el desarrollo económico sostenido de Colombia a mediano y largo plazo, es una prioridad nacional y es además el eje central en el marco del Plan Visión Colombia 2019. Sólo a través de una economía en expansión será posible corregir los problemas endémicos de la sociedad colombiana los cuales se traducen en altos niveles de pobreza y un número creciente de personas con necesidades básicas insatisfechas. En la medida que la economía crezca con la contribución de un sector energético sólido y en expansión, el Estado tendrá los medios para crear una sociedad más justa, igualitaria y solidaria. El planteamiento del Objetivo Central del PEN 2006-2025, propone:

Fortalecer la contribución del sector energético al crecimiento y desarrollo económico sostenido y no limitarse a la maximización de la producción y a la exportación de recursos energéticos.

Cambiar el paradigma de la “autosuficiencia” por el del “pleno abastecimiento” o la “disponibilidad” de la energía que el país requiere para su desarrollo. Para lograrlo se hace necesario establecer esquemas de “complementariedad” con otros países en los planes de desarrollo energético, lo cual implica adelantar los procesos de integración energética con los vecinos,

- El pleno “abastecimiento” o “disponibilidad” de los recursos energéticos de

ninguna manera le resta importancia a la conveniencia de encontrar dichos recursos en el subsuelo colombiano por cuanto con el autoabastecimiento es mayor la contribución a la economía nacional y regional. Por esa razón, todos los esfuerzos que se hagan para incrementar la base de recursos de origen nacional a disposición de la sociedad, son consistentes con el objetivo del pleno abastecimiento.





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En cuanto a la potencialidad de exportación de hidrocarburos y carbón mineral, deben desarrollarse mecanismos que propicien la exportación de productos de valor agregado o terminado de manera complementaria con las exportaciones tradicionales de materias primas o recursos energéticos primarios. Para la implementación de los objetivos planteados en el Plan se requiere contar con un Marco Institucional y Regulatorio que garantice reglas de juego claras y estables que faciliten la permanencia de los negocios. Dentro del análisis del Marco Institucional, se considera necesario que en este Plan se haga énfasis en la necesidad de alcanzar los más altos niveles posibles de coordinación de las instituciones energéticas y las demás autoridades involucradas, las cuales resultan ser cada vez más numerosas. Adicionalmente, se debe dar mayor importancia a la consolidación y divulgación de sistemas de información que permitan reducir asimetrías para que la sociedad cuente con la mejor información posible en la toma de decisiones . El PEN 2006-2025 considera dos aspectos fundamentales, relacionados con los mercados energéticos, que dan origen a dos Objetivos principales: El primero es la necesidad de establecer esquemas transparentes de formación de precios competitivos de los energéticos; y .el segundo hace referencia a la consolidación de esquemas de competencia en los mercados energéticos.





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II. OBJETIVO PRINCIPAL # 1

ASEGURAR LA DISPONIBILIDAD (ABASTECIMIENTO) DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS PARA ATENDER LA DEMANDA NACIONAL Y GARANTIZAR LA

SOSTENIBILIDAD A LARGO PLAZO DEL SECTOR ENERGÉTICO

El Objetivo No. 1 se centra en dos conceptos esenciales: Disponibilidad y Sostenibilidad. Desde la óptica de la Disponibilidad el país requiere contar con los recursos energéticos bien sea de producción nacional o importados para atender las necesidades de los diferentes sectores socio-económicos de consumo. En el caso de los recursos fósiles como los hidrocarburos, la sociedad podría tener un mayor nivel de bienestar cuando los recursos se encuentran en el subsuelo propio, dependiendo desde luego de las inversiones en las distintas actividades de la cadena energética Otras diferencias entre los recursos energéticos de origen local o importado son la mayor confiabilidad en el suministro y los menores egresos de caja de los primeros con respecto a los segundos. Sin embargo, el no contar con los recursos energéticos de procedencia local no se puede convertir en un argumento para limitar las posibilidades de crecimiento económico y desarrollo locales por cuanto el recurso en sí mismo siempre podrá importarse para atender las necesidades de la demanda nacional. Por las consideraciones anteriores y sin pretender reducir la importancia que tienen los descubrimientos de recursos energéticos en el subsuelo colombiano, se propone enfocar los esfuerzos hacia una estrategia de Disponibilidad a fin de contar con la energía requerida para el crecimiento y desarrollo nacional. Sin embargo, si no se dan nuevos descubrimientos de hidrocarburos en el territorio colombiano, deberán adoptarse las políticas necesarias que permitan que la energía esté disponible, así tenga que recurrirse a los mercados internacionales para tal efecto. Por su parte, el concepto de Sostenibilidad está orientado a consideraciones de carácter institucional y regulatorio. Si los sectores o los mercados energéticos son sostenibles, puede concluirse que las estructuras subsectoriales son sólidas, lo cual les permite prestar los servicios requeridos por la sociedad colombiana tanto a mediano como a largo plazo. Si por el contrario las estructuras subsectoriales no son sólidas al no estar inmersas en un esquema institucional y regulatorio viable, la “sostenibilidad” a largo plazo estará comprometida lo mismo que su capacidad de prestar los servicios a la sociedad.





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A continuación se desarrollan estos conceptos para cada uno de los sectores: II. 1 Petróleo y Gas Natural. II.1.1. Análisis del “upstream” Los análisis de disponibilidad de petróleo y gas natural ofrecen diferencias conceptuales importantes. Por una parte, los eventuales déficit que se presenten en el suministro de petróleo y derivados, pueden ser superados mediante operaciones “spot” de importación por tratarse éste de un mercado de gran liquidez, transparencia, transabilidad y plena información para la toma de decisiones por parte de los agentes. Por otra parte, el gas natural ha venido mejorando gradualmente su transabilidad internacional en particular en las operaciones de LNG gracias a la conformación de un mercado, aún incipiente, de transacciones “spot”. Mercados de menor envergadura que sólo podrían ser atendidos por gasoductos como el caso de Colombia, tienen opciones de suministro limitadas a países vecinos. Por consiguiente, la “disponibilidad” del gas natural al interior del país dependerá de las reservas propias, de la próxima interconexión con Venezuela y de la entrada en operación de otras fuentes de suministro a mediano y largo plazo como sería el caso del campo de Gibraltar. Para examinar el tema de la oferta de petróleo y gas natural se tomaron los escenarios desarrollados en el Estudio de Abastecimiento Energético realizado en forma conjunta por la ANH y la UPME A continuación se presenta una tabla resumen con los valores de reservas planteados en dichos escenarios:

Reservas de Crudo por Escenario (MMBL) Reservas de Crudo por Escenario

(MMBL) Abundancia Sesgo Petróleo Sesgo Gas Escasez

Nuevos Descubrimientos 5000 3300 2000 1000

Nuevos Desarrollos 210 210 133 133

Recuperación Mejorada 1607 1607 1244 1244

Total Nuevas Reservas 6817 5117 3377 2377

Reservas de Gas por Escenario (TPC)

Reservas de Gas por Escenario (TPC) Abundancia Sesgo Petróleo Sesgo Gas Escasez

Nuevos Descubrimientos 11 2,5 6,5 0,8 Proyectos exploratorios Específicos 14 4 9 2

Nuevos Desarrollos 9,4 3,7 6,8 3,2 Total Nuevas Reservas 34,4 10,2 22,3 6

Fuente: ANH - UPME





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Como se observa de la información anterior la característica básica de estos escenarios es la incertidumbre, la cual se refleja en la amplitud y dispersión de los datos. Adicionalmente, el agotamiento de crudos livianos y las perspectivas de producción de crudos cada vez más pesados en nuestro país conlleva a que la mezcla de crudos domésticos se haga cada vez más pesada y por lo tanto en el mediano plazo sea crítico adecuar el sistema de refinación colombiano. Así mismo se puede considerar el acondicionamiento y tratamiento de estos crudos pesados antes del proceso de refinación, con el propósito de obtener los máximos niveles de conversión, produciendo combustibles de mayor calidad y reducir el costo de producción de cada barril, por lo cual se deberá evaluar la factibilidad técnico – económica y promoción de procesos tecnológicos de mejoramiento (como upgrading) en coherencia con el desarrollo de las reservas incrementales de crudos pesados. Como se indicó anteriormente, los mercados de petróleo y gas natural presentan diferencias conceptuales importantes, de lo cual se concluye que el déficit de petróleo y derivados puede atenderse con recursos del mercado internacional, mientras que en el caso del gas natural, la única fuente posible en el corto plazo sería la importación de gas de Venezuela, razón por la cual es preciso determinar e interpretar las dificultades del sector para dar las señales adecuadas de abastecimiento. En el “upstream” de los hidrocarburos, el concepto de Sostenibilidad está vinculado con los resultados del nuevo modelo de concesión cuyo indicador fundamental será la tasa de hallazgo de nuevas reservas. Si el modelo a futuro no rinde los resultados esperados, aún si los energéticos se tienen a disposición de la sociedad colombiana por la vía de la importación, el esquema contractual de exploración y explotación podría ser no “sostenible” y se requerirá plantear cambios al modelo. II.1.2. Análisis del “downstream” II.1.2.1. Derivados del Petróleo. Para el desarrollo del Objetivo No. 1, en el tema de infraestructura, es prioritario examinar la situación actual y generar las condiciones necesarias a fin de que la actividad de la refinación de petróleo y producción de derivados pueda abrirse a la inversión privada nacional o internacional. Así mismo, evaluar la reglamentación actual en materia de utilización de la infraestructura de transporte y almacenamiento a fin de determinar si se facilitan o no los procesos de incorporación de la actividad privada en este sector. La calidad de los combustibles está estrechamente relacionado con el tema transversal # 2 – Medio Ambiente y Salud Pública, donde se evalúan las tendencias mundiales en calidad de combustibles y las opciones de política que podría seguir el país sobre este particular. Es claro que la fuerte conexión entre especificaciones de los combustibles y





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calidad del aire y el impacto de éste sobre la salud pública de los habitantes hace que este tema en particular sea muy relevante. En cuanto se refiere al tema de precios, se deben analizar los criterios para su determinación y en particular del componente del “Ingreso al Productor” en lo cual ha radicado la mayor dificultad para el establecimiento de una política coherente de precios que consulte las realidades de los mercados internacionales. Los conceptos más precisos sobre el tema se definirán en el análisis del Objetivo # 4 Formación de Precios de Mercado de los Energéticos que aseguren competitividad. Por su parte en el “downstream” de refinación, transporte, distribución y comercialización de productos líquidos derivados del petróleo, el concepto de “sostenibilidad” se centra en una adecuada definición de políticas de precios de los energéticos que consulte los criterios económicos de paridad exportación y paridad importación lo mismo que calidad de los referentes internacionales con respecto a los productos locales. La política de precios deberá establecer trayectorias creíbles de aproximación a los niveles internacionales cuantificando los ajustes necesarios y explicando con claridad los costos y los beneficios de dichas políticas. El país deberá optar por una política clara y transparente de precios aproximando gradualmente los niveles actuales a los internacionales en vez de continuar con el actual sistema de aproximaciones sucesivas hacia unos referentes internacionales que no consultan las realidades de mercado. II.1.2.2. Gas natural Las actividades que conforman el downstream del gas natural tienen la característica de servicio público domiciliario a diferencia del upstream, lo cual plantea la necesidad de conciliar los intereses de los inversionistas que se mueven en una actividad de alto riesgo y competencia internacional frente a las responsabilidades en la prestación del servicio público domiciliario de gas natural. II.1.2.2.1Transporte Optimizar el transporte de gas requiere de un profundo conocimiento del mercado de la energía en Colombia y en particular de los energéticos que son competidores del gas natural en los diferentes subsectores de consumo, en especial: residencial, comercial, energía eléctrica, industrial y transporte. Por estas consideraciones, el transportador de gas natural es un agente comercial activo a diferencia de lo que ocurre en energía eléctrica cuya actividad es esencialmente pasiva ante la falta de competencia tecnológica con otros energéticos. En gas natural es necesario entender el funcionamiento de otros mercados energéticos que compiten con el gas natural tales como GLP para uso en las residencias; crudos pesados, derivados del petróleo y carbón utilizados en el sector industrial; y gasolina y diesel en el sector automotriz.





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La diferencia conceptual de ambos negocios, también se extiende a los marcos regulatorios de cada uno. El transporte de gas natural presenta una estructura de remuneración de cargos basada en señales de distancia y requiere la celebración de contratos entre transportador y remitente. A diferencia del sector eléctrico donde los cargos del STN son estampillas y no se requiere la estructuración de contratos. La expansión del sistema de transporte de gas es responsabilidad del transportador quien podrá adelantar las inversiones correspondientes sólo cuando disponga de los contratos que le permitan vender la nueva capacidad. Esto quiere decir que existe un elemento de discrecionalidad respecto del momento en que el transportador decide la expansión lo cual está relacionado con el riesgo que asuma dicho agente. En efecto, riesgo “cero”, implicaría contar con el 100% de la nueva capacidad contratada bajo el esquema de contratos. Sin embargo, esta política podría conllevar que la expansión no esté estrictamente a tiempo cuando la demanda lo requiera para asegurar confiabilidad plena en la atención de la demanda de gas natural. De ahí que el concepto de “Disponibilidad-Abastecimiento” en el transporte de gas natural está vinculado con la decisión de expansión por parte del transportador y esto a su vez está relacionado con la estructura contractual del servicio. II.1.2.2.2 Distribución. En distribución las diferencias conceptuales con respecto a los negocios de energía eléctrica son menores. Podría decirse que el concepto del “Operador de Red” en electricidad se asimila al de “distribuidor” en gas natural. Esta última actividad está completamente regulada por la Resolución CREG 011 de 2003, donde se aprobaron los principios generales para definir la metodología de remuneración de la actividad de distribución con reconocimiento de las inversiones en la infraestructura y los costos AOM. Adicionalmente, tanto la Ley 142 de 1994 como resoluciones posteriores de la CREG, entre otras la Resolución 057 de 1996, establecieron el concepto de las “áreas exclusivas” lo que ha permitido extender la estructura del servicio a consumidores que pueden ser atendidos con redes de gas natural. De esa manera se ha logrado definir un esquema de “universalización” del servicio considerando criterios técnicos y económicos. La actividad de distribución de gas natural ha evolucionado hacia una participación privada mayoritaria en este sector y un esquema regulatorio que ha venido dando las señales adecuadas de expansión. De lo anterior podría concluirse que la “disponibilidad” de la distribución está asegurada y no representa una amenaza para la prestación del servicio. II.1.2.2.3. Comercialización





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La actividad de Comercialización está asociada a la de Distribución de gas natural. Sin embargo, a diferencia de lo que ocurre en energía eléctrica, donde la reforma se ha orientado a tener una actividad de comercialización dinámica e independiente de la distribución, en gas natural, la figura de los “comercializadores puros” no ha tenido la relevancia deseada. En el análisis del Objetivo # 3 – Consolidar Esquemas de Competencia en los Mercados y en el Tema Transversal # 4, Marco Institucional y Regulatorio, se hacen mayores comentarios al respecto. En este punto vale decir que el sector del gas natural no cuenta con una estructura plural y amplia de “comercializadores” puros o independientes que le de dinamismo y liquidez al mercado y que promueva esquemas de competencia en la prestación de estos servicios. Sostenibilidad Finalmente, en lo que se refiere al “downstream” del gas natural, podría decirse que en el transporte y distribución de esta actividad su “sostenibilidad” está relacionada con el estricto cumplimiento de los programas de expansión. En la próxima ronda regulatoria donde se definirán las tarifas de transporte y distribución de gas se tomarán decisiones que podrían afectar la “sostenibilidad” del sector dependiendo de las señales del regulador. En conclusión, se considera que la “sostenibilidad” del sector del gas natural estaría seriamente comprometida si no se cuenta con la “disponibilidad” de gas necesaria para atender plenamente la demanda, no sólo en la oferta adicional que es necesario tener a disposición de los mercados, sino también en el cumplimiento estricto de los programas de expansión de la infraestructura de transporte y distribución de gas natural en el país. II.2. El GLP Se ha considerado necesario adelantar una evaluación específica del sector del GLP para la cual se analizan a continuación los temas relevantes. Oferta, Demanda y Transporte En el tema de la oferta el nuevo PEN 2006-2025 estructurará una visión de largo plazo sobre la oferta del GLP considerando los siguientes elementos:

- Producción nacional de la Refinería de Barrancabermeja. - Escenarios de producción de GLP de Cusiana. - Factores que pueden incidir en la producción de derivados del petróleo de la

Refinería de Cartagena, teniendo en cuenta la vinculación de Glencore como inversionista estratégico.

En cuanto se refiere a la demanda del GLP, se deben considerar los desarrollos tradicionales y no tradicionales tales como: energético de cocción en las residencias,





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demanda petroquímica, GLP automotor para lo cual se requiere adelantar la caracterización del parque automotor nacional y GLP rural en competencia con el carbón. En lo que se refiere al transporte, dada la evolución del mercado de GLP con demandas a la baja, no se han encontrado restricciones para el movimiento de las producciones actuales de refinería. Sin embargo, la gran limitación es la infraestructura de transporte de nuevas producciones como es el caso del GLP de Cusiana-Cupiagua debido a que no se cuenta con un poliducto o propanoducto que haga posible el transporte del GLP desde Cusiana en condiciones comerciales, lo cual puede llegar a comprometer la viabilidad del proyecto. Calidad y Precios En general puede decirse que el GLP tal y como es producido en las refinerías de ECOPETROL, cumple sin dificultad alguna su papel como energético de cocción y calefacción en los hogares colombianos.. El problema reside justamente en que se debería propender por un mejor uso del GLP de refinería para lo cual es necesario estudiar a fondo las posibles utilizaciones de este energético en operaciones de petroquímica en lugar de tener que destinarlo a la quema en los hogares. En el tema de precios, y en concordancia con lo anterior, se considera que adoptar un referente internacional para el GLP es una medida correcta. El tema a analizar es si el criterio debería ser paridad exportación o importación. Sobre el particular conviene señalar que si bien en un mercado excedentario y con exportaciones el referente de precios debería ser el de paridad de exportación, este es un concepto de plena aplicación en mercados de bienes transables dotados con la infraestructura necesaria para que la exportación pueda efectuarse a precios competitivos. Sin embargo, este no es el caso del GLP de Cusiana y por el contrario, no podría asumirse que la producción de GLP de este campo tenga como vocación el mercado de exportación por los altísimos costos de transporte por carro tanque que conlleva esta operación. En casos como éste podría justificarse una regulación diferente que podría conllevar la aplicación temporal del criterio paridad de importación, precios piso del producto u otro mecanismo que permita poner la producción del GLP de Cusiana a disposición del mercado aún si los precios internacionales se redujeran de manera considerable. Este tema tendrá una consideración más amplia en el Objetivo # 4. Para el resto de la producción de las refinerías de ECOPETROL, con sistemas de transporte desarrollados, podría aplicarse el criterio convencional de paridad exportación o importación según sea el caso. Sin embargo, es necesario que el criterio de precio que finalmente se adopte tenga en consideración que el mercado natural de GLP está localizado en las zonas rurales y la periferia de las ciudades y que un esquema de precios al productor con base en paridad de importación más tarifa estampilla en el transporte, podría resultar en un precio que no permita la penetración en el mercado objetivo del GLP.





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Estos temas se analizarán en el desarrollo del tema Transversal # 4, Marco Institucional y Regulatorio. Sostenibilidad De todos los hidrocarburos más el carbón que son objeto de análisis en el PEN, es probable que el GLP sea el más amenazado de todos y el energético que hoy en día afronta las más adversas circunstancias para su desarrollo. Varias son las razones que sustentan la afirmación anterior. Para empezar, desde los orígenes del Plan de Masificación del Gas, era sabido que el GLP le abriría el camino al Gas Natural en los mercados de las grandes ciudades. Se planteó entonces que la verdadera vocación del GLP sería la atención de los consumidores localizados en la periferia de las ciudades y los mercados rurales. Sin embargo, la regulación de precios atada a unos indicadores internacionales con referentes paridad de importación no ha resultado compatible con una política de promoción del consumo del GLP en las zonas rurales colombianas. Lo anterior, unido a la posible aplicación de las señales de distancia en el transporte del GLP, le eliminaría la escasa competitividad que tiene este energético en la atención de la demanda en las zonas apartadas. Adicionalmente, aún no se conoce una propuesta de marco regulatorio que reemplace al vigente, pese a que desde el año 2002 han venido circulando borradores de documentos propuestos por la CREG mediante los cuales se introducen cambios importantes en el marco regulatorio sectorial. Por último, otros usos potenciales como el del GLP en el transporte, han resultado prohibidos expresamente por la Ley colombiana lo cual ha privado a los usuarios de la posibilidad de escoger un energético económico para el transporte plenamente usado en otros países del mundo y a la industria del GLP, de explorar una oportunidad de desarrollo de mercado muy utilizada en otros países. II.3. El Carbón Mineral Oferta Colombia tiene reservas probadas de carbón por 6600 Millones de toneladas al término del año 2005, mientras que la producción en ese mismo año ascendió a 59 Millones de toneladas lo que da una relación Reservas/Producción superior a 100 años. Según lo anterior, el país no tendría que preocuparse sobre la capacidad de oferta para atender la demanda nacional a mediano y largo plazo. Es conveniente tener en cuenta que las reservas totales están integradas por aquellas disponibles según diversas tecnologías de extracción. Así, las reservas totales del Guajira, por ejemplo, están integradas por la sumatoria de aquellas extraíbles mediante la minería de superficie y la gasificación.





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Lo anterior implica que la energía ligada a los depósitos de carbón, no sólo se refiere a la contenida en forma sólida, sino las considerables reservas de gas metano ligadas a mantos de carbón, identificadas y potenciales, que pueden producir energía eléctrica. Esto quiere decir que cuando no es posible extraer las reservas de carbón mediante procesos de minería tradicionales, pueden recuperarse éstas, mediante técnicas de gasificación “in situ”, para usos termoeléctricos, principalmente. Determinar la real disponibilidad del carbón permitirá establecer que su explotación y desarrollo hagan parte de los procesos de planeación energética integral del país, de tal manera que se le dé la consideración adecuada no sólo como recurso minero sino también como energético. El resultado sería la determinación de las reservas de carbón aprovechable o disponible para su extracción y la atención de la demanda tanto local como externa. Demanda La composición de la demanda de carbón en los subsectores eléctrico e industrial representa el 97% del total nacional en la cual la industria participa con el 75% y el sector eléctrico el 22%. En Estados Unidos la proporción es 65% para generación de energía eléctrica y la industria participa con el 35% aproximadamente. Lo anterior indica que se tiene un sector retrasado a nivel de demanda doméstica, pero con gran dinámica del mercado internacional, atendido en buena forma por la gran minería. ¿Cuáles son los mecanismos que permitirían activar la demanda interna de carbón? Puede decirse que los nuevos proyectos termoeléctricos constituyen una demanda potencial importante para el sector carbón. En el caso de la industria se considera que la gestión de la demanda tendría una efectividad limitada debido a que las señales de precios del carbón y de los demás energéticos, son elementos suficientes para que la industria tome decisiones eficientes. Como se verá en el Tema Transversal de Ciencia y Tecnología, el mecanismo que podría activar considerablemente la demanda interna de carbón es la producción de combustibles a partir de este energético. Datos preliminares indican que una planta de producción de 20.000 barriles diarios de diesel, doblaría la demanda interna de carbón. Por lo anterior, el mayor dinamismo del sector carbón en la parte de la demanda podría lograrse mediante acciones como las siguientes:

- Promover el uso del carbón para la producción de combustibles líquidos y gases combustibles.

- Actualizar la legislación ambiental del país para que las emisiones producto del uso del carbón se encuentren en consonancia con la legislación internacional sobre el tema.





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- Buscar una mayor participación del carbón en la canasta energética nacional, en aplicaciones que tengan en cuenta sus especiales condiciones de disponibilidad y costos.

- Impulsar el desarrollo del conocimiento científico y tecnológico sobre el carbón y los procesos para su utilización en las nuevas tecnologías petroquímicas, de alta tecnología y de generación de energía.

En resumen, se considera fundamental que el país avance en el conocimiento de las tecnologías disponibles para el uso del carbón en la producción de gas y combustibles líquidos lo cual, además de generar una mayor demanda agregada del carbón, le brindaría al mercado productos derivados de buena calidad con lo cual se diversificaría la oferta energética y se disminuiría la presión sobre los recursos fósiles de que dispone el país. II.3.3. Sostenibilidad En el tema de “disponibilidad” se precisa definir los conceptos de “carbón disponible” para atender las demandas de este energético a nivel nacional e internacional a partir de las reservas agregadas de Carbón “in situ” aplicando los factores de recobro técnicamente viables y según los procesos técnicos y económicamente factibles. El resultado sería la determinación de las reservas de carbón aprovechable o disponible para su extracción para lo cual se estiman las reservas aprovechables económicamente por tipo de tecnología de producción: minería de superficie, minería subterránea, gasificación “in situ” y gas metano en los mantos. Adicionalmente, para el carbón que abastece el mercado interno, se requiere tomar medidas para minimizar la esterilización de reservas por parte de la minería ineficiente, y aprovechar las reservas disponibles utilizando diversas tecnologías de producción. En cuanto se refiere a la “sostenibilidad” desde la perspectiva de la pequeña y mediana minería se debe analizar si la estructura de precios permite cubrir los costos marginales de desarrollo en el largo plazo y si como resultado de lo anterior, podría requerirse una intervención estatal hacia la definición de un marco regulatorio de precios que asegure la “sostenibilidad” a largo plazo del sector. De lo contrario, la viabilidad del desarrollo de la pequeña y mediana minería del carbón podría quedar seriamente comprometida privando así al país de un recurso minero-energético clave para las futuras expansiones de la capacidad de generación de energía en el país y la industria nacional. La sostenibilidad también requiere que la legislación ambiental colombiana se actualice y se encuentre en línea con la legislación internacional pertinente tanto a la producción y transporte de carbón, así como a las emisiones de gases y partículas contaminantes producto de la combustión. Finalmente, como se indicó en la primera parte del documento, el sector carbón no cuenta con una estructura institucional adecuada que les permita a los pequeños mineros, en particular en el interior del país, entender los mecanismos necesarios para





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costear adecuadamente el recurso de tal manera que la actividad haga posible el cumplimiento de todas las obligaciones de ley. Tampoco tienen conocimiento de las oportunidades de negocio ni de las nuevas condiciones del entorno nacional e internacional que le abren grandes posibilidades a un desarrollo importante de la industria carbonera de Colombia. En consecuencia, el desarrollo más armónico de la pequeña minería requiere:

- Apoyo al desenvolvimiento eficiente de la industria del interior del país con criterios empresariales.

- Desarrollo de un sistema indicativo de precios eficientes que cubran los costos de largo plazo.

- Promoción del consumo del carbón a nivel de industria como elemento dinamizador de la demanda interna.

- Investigación y desarrollo que acompañen los procesos de transformación del carbón de Colombia.

II.4. Energía Eléctrica El mercado de energía eléctrica presenta las siguientes características principales en su estructura comercial:

- Gran dificultad de transabilidad internacional física del energético. - Mercado con pocos jugadores a nivel nacional. - Existencia del mercado mayorista. - Grandes usuarios con precio final no regulado.

A continuación se analizará el Objetivo No. 1 en el marco de los segmentos de la cadena de valor del servicio de energía eléctrica así: Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. II.4.1. Generación El espíritu y la letra de la reforma al sector eléctrico mediante las Leyes 142 y 143 de 1994, introdujeron reglas de juego para el desarrollo de esta actividad por parte de inversionistas privados. El mensaje fue claro al señalar que en lo sucesivo esta actividad no sería desarrollada por el Estado como empresario del sector. Una característica muy importante de la reforma sectorial señala que el Estado a través de la UPME elabora los planes de expansión de Generación de energía eléctrica los cuales tienen un carácter indicativo.. Sin embargo, si los planes no se desarrollan por parte de los inversionistas, el Estado mantiene la responsabilidad de asegurar la “disponibilidad-abastecimiento” y en consecuencia debe asumir la obligación de ejecutar los proyectos necesarios para mantener la demanda debidamente atendida.





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Con respecto a la “disponibilidad” del sistema actual podría decirse que el parque generador colombiano continúa siendo predominantemente hidráulico con un 66% de la generación y el resto – 34% - de tipo térmico, sin contar los 19 MW eólicos del Complejo de Jepirachi a cargo de EPM. Es interesante señalar que la disponibilidad de generación de energía eléctrica en países vecinos es limitada con excepción de Venezuela que tiene recursos importantes pero en el oriente del país. En el caso del Ecuador, no se cuenta con “disponibilidad” de generación y los planes de expansión aunque se desarrollan considerando las exportaciones, en la práctica no se llevan a cabo de manera integrada. Lo anterior quiere decir que la integración Colombia-Ecuador y probablemente la que se desarrolle con Panamá, se basará en recursos de generación de energía eléctrica con origen en Colombia. Para completar el panorama sobre la “disponibilidad-abastecimiento” del recurso de generación de energía eléctrica es necesario tener en cuenta que el nivel de riesgos de desarrollo de un proyecto de generación hidráulico es muy diferente a la del térmico. Para los hidráulicos los niveles de inversión (particularmente si se comparan con plantas a gas natural), los riesgos geológicos y de producción son mucho mayores que para los proyectos térmicos. A su vez, los proyectos de generación térmica requieren para su cierre financiero el compromiso del abastecimiento del combustible a ser usado en su planta. En las actuales circunstancias del sector del gas natural en Colombia, los productores han expresado la preocupación sobre la señal de contratos de gas tanto para la capacidad actual instalada como para proyectos nuevos que hace parte de la nueva regulación del Cargo por Capacidad. La situación actual de la generación eléctrica aún cuenta con una oferta importante con respecto a los requerimientos de la demanda, visto desde la potencia instalada ya que en energía depende del comportamiento de la hidrología asociada a los embalses. Sin embargo, este margen se disminuirá progresivamente en la medida que se den los incrementos en los consumos. Debe señalarse que, con excepción de Porce III, no se tiene definido el inicio de la construcción de un nuevo proyecto de generación. Si bien se ha logrado una participación importante del sector privado en la oferta de energía eléctrica (aproximadamente. 57%) esta obedece en gran parte a cambios de propiedad desarrollados a través de los procesos de privatización o capitalización.. Puede decirse entonces que las futuras expansiones podrían llegar a depender de las reglas de juego que se determinen por la nueva estructura del Cargo por Capacidad según Resolución 043 de 2006 y otras que están a consideración de los agentes en el momento de elaboración de este documento. En consecuencia, en el tema de “disponibilidad-abastecimiento”, el PEN 2006-2025 plantea las siguientes tareas:





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- Establecer un mecanismo de seguimiento al resultado de la aplicación del nuevo cargo por confiabilidad como señal de expansión del sistema de generación eléctrica en Colombia.

- Fortalecimiento del papel de la UPME en el desarrollo de planes indicativos de generación, con la promoción de proyectos y el señalamiento de los planes alternativos en caso de que los planes indicativos no se estén cumpliendo.

II.4. 2. Transmisión La transmisión de energía eléctrica a mediano y largo plazo, no presenta los riesgos que se perciben en la actividad de generación. Para apoyar en los procesos de planeación de esta actividad, se cuenta con el Comité Asesor del Planeamiento de la expansión de Transmisión para la elaboración del plan de Referencia por parte de la UPME y para la introducción de la competencia se cuenta con el mecanismo de convocatorias en la ejecución de los proyectos definidos en el plan. De esta manera se busca garantizar la disponibilidad del sistema de transporte y sus ampliaciones. La remuneración de los nuevos proyectos de transmisión se da en función del menor ingreso ofrecido para la expansión de los nuevos proyectos y de los costos eficientes para el resto de la infraestructura. Es además una actividad sin riesgos financieros debido a que las tarifas están calculadas de tal manera que se obtenga un ingreso determinado que cubra los costos de operación y la rentabilidad adecuada al inversionista. Por las consideraciones anteriores, puede afirmarse que hasta ahora, el sistema ha desarrollado planes de expansión de transmisión que han motivado la ejecución de los proyectos para atender la demanda nacional. Como es de conocimiento público, se han presentado numerosos atentados a la infraestructura de transmisión a pesar de los cuales la confiabilidad del suministro se ha mantenido en estándares de calidad, lo cual muestra la solidez del sistema y la capacidad de las empresas que prestan el servicio. De lo anterior se concluye que la garantía de disponibilidad hacia el futuro es una realidad y por lo tanto no se prevé la necesidad de establecer políticas adicionales para cumplir con este objetivo. II.4. 3. Distribución La Resolución CREG 082 de 2002, aprobó los principios generales para definir la metodología de remuneración de la actividad de distribución mediante la cual se reconocen las inversiones en la infraestructura y los costos AOM. En el caso de la infraestructura se consideran criterios de remuneración utilizando costos de reposición, vida útil, pérdidas de energía y calidad en la prestación del servicio. La regulación establece cargos de distribución quinquenales correspondientes a cuatro niveles de





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tensión, con revisión anual para el caso del nivel IV o STR, cuya tarifa es estampillada. A diferencia de las tarifas de transmisión, en este caso el riesgo de la demanda empleada para calcular el cargo de distribución está en cabeza del comercializador así como el riesgo de cartera sobre la facturación. Al estar el riesgo del recaudo en cabeza del comercializador, se afecta el segmento de la distribución dada la integración de esta actividad con la comercialización. Puede decirse que la “disponibilidad” de la distribución está asegurada y no representa una amenaza para la prestación del servicio en las ciudades principales que cuentan con una estructura institucional sólida en este segmento de la cadena del servicio. En las demás zonas del país, aunque se ha presentado recientemente una evolución favorable en los niveles de pérdidas, todavía varias empresas, particularmente de carácter estatal, presentan niveles por encima de lo que la norma reconoce. Adicionalmente, aquellas empresas distribuidoras que no cuentan con generación propia ven disminuida su competitividad con respecto a los Comercializadores Generadores en el mercado de los No Regulados. Esto las priva de este tipo de usuarios de gran utilidad para asegurar flujo de caja o las obliga a hacer concesiones para poderlos mantener. Para el PEN 2006-2025 se plantea el impulso a los procesos de privatización o capitalización de las empresas distribuidoras todavía en poder del estado a fin de fortalecer su gestión y planes de inversión. El relación con las zonas no interconectadas se deben considerar los Planes de Distribución y Cobertura, tema que se analiza en el Objetivo # 5 – Maximizar el Desarrollo Social. II.4. 4. Comercialización En virtud de la reforma del sector eléctrico se reconoce la libertad de los usuarios de escoger su propio comercializador de energía eléctrica y en particular para los no regulados de negociar libremente la tarifa de comercialización. Para los usuarios regulados, se deben cobrar los cargos establecidos por la CREG para estos efectos. Algunas de las características de esta actividad son las siguientes:

- Existen barreras que impiden a los usuarios regulados y obstaculizan en el caso de los no regulados, la libre escogencia del comercializador ¿???

- Buena parte de los comercializadores corresponde al grupo de los Generadores y Distribuidores.

- La integración de las actividades de generación y comercialización pone a los agentes generadores en condición privilegiada para atender el mercado No Regulado.





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- Para los usuarios Regulados la diferenciación de los costos de Comercialización ha impulsado la práctica denominada como “Descreme del Mercado”, lo cual significa que los Comercializadores (particularmente puros) que tienen un costo asignado bajo en comparación con los Comercializadores - Distribuidores, busquen el mercado Residencial de estratos altos.

Hacia futuro en el tema de comercialización de energía eléctrica, el PEN 2006-2025, propone como estrategias las siguientes:

- Consolidar la regulación de la actividad de Comercialización y establecer el Reglamento de Comercialización.

- Continuar los estudios y desarrollo de la propuesta de la CREG sobre el

establecimiento del Sistema Electrónico de Contratos – SEC. II. 5. Estrategias del Objetivo # 1. Petróleo y Gas Natural

- Mantener condiciones atractivas para la inversión en exploración y producción de hidrocarburos.

- Establecer los mecanismos que permitan efectuar el seguimiento anual de

reservas, oferta y demanda de petróleo y gas, comparados con los escenarios de abastecimiento definidos por la UPME y ANH. Se hará un seguimiento detallado de variables clave de la política en términos de indicadores fundamentales como: exploración sísmica, pozos exploratorios perforados e inversiones.

- Durante el periodo del nuevo PEN 2006-2025, se realizará una evaluación

permanente del Modelo de Concesión Petrolera en ejecución por parte de la ANH considerando los resultados obtenidos en cuanto a nuevas reservas comerciales de petróleo y gas natural.

- Adecuar el sistema de refinación para la mezcla de crudos domésticos cada vez

más pesada y promover la inversión en procesos de mejoramiento (como upgrading) de crudos pesados acorde con el desarrollo de las reservas incrementales de este tipo.

- Desarrollar los mecanismos necesarios para asegurar que las ampliaciones en la

capacidad de transporte de gas natural en el país entren en operación en el momento que se requiera para atender adecuadamente la demanda, considerando criterios de eficiencia, confiabilidad y precio, entre otros.





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- Para el sector del Gas Natural, se realizará anualmente un Análisis de Criticidad a fin de evaluar la efectividad de la capacidad propia del sistema nacional de gas más los recursos de importación, para atender con plenas garantías la demanda nacional de este energético. Si los resultados del seguimiento anual más los análisis de criticidad, arrojan resultados desfavorables, se podrá evaluar y proponer un Plan de contingencia.

- Evaluación y seguimiento de la interconexión de gas entre Colombia Venezuela

así como de los proyectos internos de gas en Venezuela como el llamado ICO.

- Calcular el Impacto del Plan Maestro de Cartagena en el balance nacional de oferta y demanda de productos, precios y subsidios, teniendo en cuenta el nuevo esquema de propiedad de la Refinería de Cartagena.

- Formular una política de precios de los derivados del petróleo que consulte

referentes internacionales de calidad y que considere los conceptos de paridad exportación y paridad importación.

- Maximizar el uso de biocombustibles y combustibles alternativos en la canasta

energética colombiana, sujeto a las evaluaciones de conveniencia técnica y económica.

GLP

- Caracterizar la Oferta del GLP incluyendo el aporte de los nuevos campos como Cusiana-Cupiagua.

- Fomentar la utilización de GLP de Refinería en usos diferentes de la cocción y

calefacción en el sector residencial con orientación hacia el sector petroquímico. - Caracterización del parque automotor a fin de evaluar la utilización de GLP

vehicular de tal manera que sea consistente con la política nacional de GNV.

- Investigar nuevos usos del GLP en el mercado y diseño de políticas de apoyo a la investigación y desarrollo de nuevas aplicaciones.

- Definición de un marco regulatorio e institucional que haga viable y “sostenible” el

sector del GLP, para lo cual se deberán tener en cuenta temas institucionales, de comportamiento de los agentes y tarifas.

- Definir los fundamentos de una Política de Estado en torno a los precios de este

energético en las zonas rurales y en la periferia de las ciudades. Carbón





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- Cuantificar las reservas de carbón mineral “disponibles” para el abastecimiento de la demanda nacional y los mercados de exportación a partir de las reservas de carbón “in-situ” y la aplicación de diferentes tecnologías de extracción del carbón o la energía ligada a éste.

- Controlar la esterilización de reservas de carbón como consecuencia de la

pequeña minería ineficiente.

- Evaluar la “sostenibilidad” de la pequeña y mediana minería a mediano y largo plazo con base en los costos de desarrollo del carbón y los precios del mercado y generar recomendaciones de política sobre el direccionamiento sectorial en los temas de organización institucional y precios del recurso

Energía Eléctrica

- Establecer un mecanismo de seguimiento a la normatividad del cargo por

confiabilidad y a los resultados de su aplicación como señal de expansión del sistema de generación eléctrica en Colombia.

- El papel de la UPME en el desarrollo de planes indicativos de generación, se

fortalecerá con la actividad de promoción de proyectos y el señalamiento de los planes alternativos en caso de que los indicativos no se estén cumpliendo.

- Proponer y definir criterios que establezcan la frontera entre el Estado Empresario

y el Estado responsable por la “disponibilidad-abastecimiento” del servicio.

- Llevar a cabo el programa de privatización o capitalización de las empresas distribuidoras con participación accionaria mayoritaria del Estado.

- Consolidar la regulación de la actividad de Comercialización y establecer el

Reglamento de Comercialización.

- Continuar los estudios y desarrollo de la propuesta de la CREG sobre el establecimiento del Sistema Electrónico de Contratos – SEC.





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III. OBJETIVO PRINCIPAL O EJE TEMÁTICO # 2

INTEGRACIÓN REGIONAL QUE PERMITA COLOCAR LOS EXCEDENTES Y LA IMPORTACIÓN DE LOS FALTANTES DE ENERGÍA PARA ATENDER LA DEMANDA

NACIONAL

Este objetivo acoge el planteamiento del Plan Visión Colombia 2019 en el sentido de posicionar a nuestro país como un cluster regional energético, lo que resulta consistente con el objetivo anterior de ”Disponibilidad-Abastecimiento” y “Sostenibilidad” de los recursos energéticos. El Objetivo # 2 se ocupará en establecer los mecanismos que permitan completar la oferta nacional de energéticos y proveer los mecanismos que hagan posible la colocación de los excedentes. En términos de los elementos concretos de estrategia se plantean los siguientes aspectos:

- Desarrollo del “cluster” Minero Energético. - Desarrollo de Infraestructura. - Consolidar el Mercado Eléctrico Centroamericano y Andino. - Evaluar la Consolidación de un Mercado de Gas Natural Centroamericano y

Andino. III. 1. El Concepto del “Cluster”. Esencialmente el “Cluster” se entiende como un “racimo”, “conjunto” o portafolio de energéticos el cual se pone a disposición de los inversionistas para el desarrollo de proyectos. El “cluster” implica apertura, integración, competitividad. La obligación que asume el Estado a través del PEN 2006-2025, es la de tener disponibles los energéticos esenciales para atender las necesidades de esos proyectos de inversión. ¿Cuáles son esos energéticos? Podríamos hablar de: Electricidad, Gas natural, carbón, derivados del petróleo y GLP. El desarrollo de un “cluster” conlleva la definición de un concepto tripartita así: físico, regulatorio y político. El concepto físico implica la necesidad de contar con conexiones físicas o mecanismos comerciales para entregar o traer la energía. De los energéticos mencionados anteriormente, la energía eléctrica y el gas natural requieren de tales medios físicos para cumplir ese objetivo mientras que los derivados del petróleo y el GLP necesitan de un





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mecanismo comercial de exportación e importación que les permita llevar y recibir el energético hacia y desde los puertos colombianos. La segunda parte del concepto tripartita es de carácter regulatorio y requiere identificar los ajustes en las normas que hagan posible el flujo de energía hacia y desde los mercados externos lo cual conlleva la necesidad de contar con reglas de juego claras y estables. El tercer componente es el político y dependerá de los acuerdos que se logren entre los países particularmente cuando el intercambio comercial en algunos energéticos está limitado, por ahora, a los países vecinos, razón por la cual los acuerdos políticos entre gobiernos constituyen en estos casos un elemento que puede llegar a ser necesario para la concreción de los negocios. III. 2. Desarrollo de Infraestructura y Consolidación de los mercados de energía eléctrica y de gas natural. El caso de los mercados de energía eléctrica y gas natural requiere de dos condiciones esenciales para su consolidación, de tal manera que la aproximación al concepto del “cluster” sea viable:

- Infraestructura de interconexión eléctrica y de gas natural a través de los siguientes proyectos:

o Interconexión eléctrica con Centroamérica y desarrollo de un esquema de

intercambios comerciales con Venezuela. o Concluir el gasoducto binacional entre Colombia y Venezuela y las obras

de interconexión gasífera entre el Occidente y el Oriente de Venezuela. De esa manera se contará con el gas para atender los requerimientos de energía del “cluster”.

- Armonizar los marcos regulatorios que rigen los temas de la energía en los países

a fin de viabilizar las transacciones internacionales. El concepto del “cluster” unido al desarrollo de infraestructura y a la consolidación de los mercados de la energía a nivel de Centroamérica y el Caribe conllevará la necesidad de establecer una coordinación sectorial en el manejo y administración de los recursos energéticos con que cuenta el país. Será necesario conocer información actualizada sobre los recursos disponibles es decir:

- ¿Qué se tiene? - ¿Dónde está localizado? - ¿Qué se puede comprometer? - ¿Cuáles son los faltantes?





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Lo anterior implica una gran coordinación sectorial en el manejo y administración de los recursos. En esencia se requiere de una organización institucional que consolide la información energética nacional, la analice y les dé a los agentes públicos y privados las señales necesarias a fin de que los mercados actúen. El alcance de estas actividades es muy similar a los planteamientos efectuados en las estrategias del Objetivo # 1. Como se indicó anteriormente, el concepto del “cluster” y la integración de los mercados conlleva apertura y competitividad. Y eso va a requerir de nuevos esquemas de comercialización que estén atentos a suplir las necesidades energéticas de los mercados y la presencia de nuevos agentes comerciales que diseñen las opciones que se requieren. Para consolidar estas opciones de comercialización nuevamente la disponibilidad amplia y suficiente de la información a todos los agentes será elemento clave para el desarrollo del Objetivo # 2. III. 3 Estrategias del Objetivo # 2.

- Diseño y puesta en marcha de un sistema de manejo de información sobre los recursos energéticos del país a fin de conocer: disponibilidad, localización, excedentes por exportar o déficit por atender.

- Identificar y evaluar los requerimientos de la integración energética regional en

términos de los componentes físico, regulatorio y político, con cada uno de los países vecinos.

- Promover la Interconexión eléctrica con Centroamérica y el desarrollo de un

esquema de intercambios comerciales.

- Determinar las necesidades de infraestructura para la integración con los mercados de Centroamérica y región andina en gas natural principalmente.

- Evaluación y seguimiento de la interconexión de gas entre Colombia y Venezuela así como de los proyectos internos de gas en Venezuela tales como el llamado ICO. (En común con el Objetivo # 1)





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IV. OBJETIVO PRINCIPAL O EJE TEMÁTICO # 3

CONSOLIDAR ESQUEMAS DE COMPETENCIA EN LOS MERCADOS

El tema de competencia de los mercados, el cual fue un objetivo específico del PEN 2003-2020, sigue siendo válido como objetivo del PEN 2006-2025. Conviene entonces señalar en cuales subsectores es posible introducir mejoras en la competencia y cuáles serían los pasos para lograrlo: IV.1. “Upstream” y “Downstream” de Petróleo y Derivados. El tema de competencia en los mercados no es un tema relevante en la parte de exploración y producción de petróleo y gas natural. En cuanto se refiere a la exploración de hidrocarburos, la metodología de asignación de áreas por parte de la ANH combina la suscripción de contratos directos con procedimientos licitatorios para adjudicación de áreas buscando contar con el mayor número posible de entidades contratistas de las áreas disponibles para exploración y producción. Debe anotarse que el mercado de oportunidades en el “upstream” está completamente globalizado y por consiguiente, más allá de las condiciones contractuales vigentes y de las actividades de promoción que adelanta la ANH, no es mucho lo que se puede hacer para contar con más oferentes en este segmento del negocio. En el caso del “downstream”, en distribución y comercialización de combustibles derivados del petróleo, el sector está abierto y cumple las reglas de los mercados competitivos: Bien homogéneo, número plural de actores donde ninguno forma el precio, información completa, agentes racionales y libertad de entrada y salida. Puede decirse además que el mercado del GLP también está abierto y permite la entrada y salida de nuevos agentes de conformidad con las evaluaciones de carácter privado que se hagan. En conclusión, la distribución mayorista y minorista está lo suficientemente abierta con libre acceso y posibilidades de salida sujetas a acuerdos comerciales. En el sector de la refinación en Colombia, se cuenta con dos grandes refinerías, la de Barrancabermeja de propiedad de ECOPETROL y la de Cartagena la cual tendrá a GLENCORE como socio estratégico de ECOPETROL. En este último caso se estaría conformando una nueva sociedad y no la apertura de la competencia en el sector de la refinación. ¿Cuál sería el objetivo al abrir la refinación a agentes privados? En primer lugar contar con un esquema de plena competencia no es posible debido a que ECOPETROL





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continuará teniendo un peso específico muy importante en este sector. En efecto el tamaño de la refinería de Barrancabermeja, el hecho de que ECOPETROL tiene participación propia en la producción de petróleo e indirecta a través de los contratos de asociación y las sinergias que se obtienen en el Complejo Industrial de Barrancabermeja gracias a la integración con el tren petroquímico, hace difícil que se genere una competencia de otros actores que le haga contrapeso a la empresa estatal en este tema. La idea entonces es abrir la posibilidad de inversión privada en refinación de petróleo de tal manera que se produzca la “desmonopolización” de la industria y que de manera gradual, se cuente con otros agentes que le ofrezcan al mercado nacional combustibles derivados del petróleo. Ahora bien, abrir la refinación a la inversión privada, implica disponer de crudos (en volúmenes disponibles y sostenibles) y además establecer referentes de precios internacionales a la producción local de derivados. Con esto se asegura que los nuevos inversionistas tengan la materia prima básica para operar y además que los precios no conlleven que los privados tengan que asumir subsidios a los combustibles lo que desestimularía cualquier posibilidad de inversión en este sector. Por ejemplo, la Resolución 180966 de Agosto de 2006 estableció que las ventas de productos derivados del petróleo que tengan que hacerse al mercado local se harán en condiciones de precios con referentes internacionales. En la implantación de este propósito se encuentran diferencias importantes y de fondo entre las refinerías costeras y las llamadas “mediterráneas”. Las primeras, por su localización geográfica, tienen la ventaja de la importación de crudos y la exportación de productos a los mercados internacionales. Aunque podría decirse que una refinería costera no conlleva la apertura de mercado por que está orientada a exportaciones y más aún si se tienen socios estratégicos extranjeros, las reglas de juego también deben favorecer este tipo de proyectos e impulsar su desarrollo por cuanto de todas maneras generan valor económico agregado por la vía de la exportación de productos más que del mismo crudo. En cuanto a las refinerías que se localicen en el interior del país el panorama de abastecimiento de crudos enfrenta riesgos y problemas logísticos por la dificultad y además los costos de ingresar los crudos necesarios para la operación del sistema de refinación. Sin embargo, el hecho de contar con mercados en el interior del país le da a estos proyectos un margen de maniobra interesante y la posibilidad de competir con una refinería de gran tamaño como la de Barrancabermeja. Dentro de la evaluación de los esquemas de competencia será necesario examinar la normativa de acceso a poliductos y terminales de almacenamiento, casos de utilización de esta infraestructura por parte de agentes privados en operaciones de manejo de hidrocarburos y recomendaciones que se puedan hacer para mejorar la normatividad y su impacto en los esquemas de competencia. IV. 2. El Gas Natural





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La Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, como principio básico de regulación, estableció la necesidad de promover la competencia entre los prestadores de servicios públicos en términos de eficiencia, cobertura y calidad. En lo que respecta a la parte del “upstream” del gas natural, el mercado presenta índices de concentración altos, lo cual se explica por la estructura misma del contrato de Asociación en el cual ECOPETROL participaba como socio en todos los contratos y por consiguiente disponía de producción a nombre y en representación de la Nación. Es necesario conciliar los intereses de los inversionistas que se mueven en una actividad de alto riesgo y competencia internacional frente a la normatividad que rige a las demás actividades de la cadena del gas natural. En lo que se refiere a la distribución-comercialización, en la práctica se ha observado concentración de la demanda en el mercado de gas en particular en el interior del país debido a la fusión de compañías de distribución y además a la adquisición de distribuidoras por parte de compañías de transporte de gas. Estos procesos de participación cruzada a través de esquemas de integración de negocios, han disminuido los índices de competitividad de los mercados de gas natural. Adicionalmente se observan deficiencias importantes en los esquemas de información a los agentes del sector del gas natural lo cual no les permite contar con los elementos de juicio para la toma de las decisiones. Por ejemplo, mientras que la Resolución CREG 071 de 1999, o Reglamento Único de Transporte, impone obligaciones específicas de suministro de información a los transportadores, en la práctica la información que se presenta en los BEO’s es bastante diversa y con vacíos que hace difícil tener los elementos de juicio para la toma de decisiones. En otros segmentos de la cadena del gas, como es el caso de la distribución y comercialización no se conocen las “canastas de tarifas” según consumos lo cual dificulta la verificación del principio de “neutralidad" y por otra parte tampoco se conoce información a nivel de los productores – comercializadores sobre las escalas de precios vs. volumen. Un sistema comercial con mejores y más transparentes elementos de información tiene la capacidad de tomar mejores decisiones. Se conoce de tiempo atrás la voluntad de la CREG de lograr mercados mejor informados. Para ello es necesario que se cumplan las disposiciones sobre la materia a fin de que los agentes cuenten con los elementos de juicio para la toma de sus decisiones comerciales y de esa manera se le dé una mayor dinámica a los mercados de gas natural en el país. En resumen, en los aspectos de transporte, distribución y comercialización en el tema de competitividad de los mercados se tiene lo siguiente:





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- En Transporte, se cuenta con libertad de inversión en nuevos proyectos. No opera el sistema de convocatorias públicas, al estilo del sector eléctrico para efectos de la expansión del sistema sino que las nuevas inversiones se realizan por parte de los mismos agentes del transporte quienes tienen la opción de acometer dichos proyectos una vez que se tienen los contratos que garantizan la venta del servicio. En consecuencia la probabilidad de contar con nuevos transportistas es mínima.

- La venta de la participación estatal en ECOGAS, configura un esquema totalmente privado en el transporte de gas natural.

- La actividad de distribución es regulada y abierta de tal manera que cualquier agente puede desarrollar dicha actividad cumpliendo los requisitos definidos para tal efecto

- Hay zonas de carácter exclusivo a los concesionarios. En las demás zonas del país existe un distribuidor que en la mayoría de los casos está integrado con empresas de transporte.

- Esta misma integración ha limitado el “bypass” que los consumidores no regulados, industriales principalmente, pueden realizar a la red de distribución a fin de conectarse directamente a la red troncal de gasoductos.

También la integración vertical que incluye la actividad de comercialización más la escasa disponibilidad de gas en particular en el interior del país antes de la entrada en operación de la Planta de Tratamiento de Cusiana, ha sido responsable por la no existencia de comercializadores puros a diferencia de lo que ocurre en el sector eléctrico donde la comercialización ha sido elemento esencial en la dinamización de los mercados. IV. 3. El Carbón En el sector carbón, se tiene el caso de una oferta atomizada en múltiples y pequeños productores y unos compradores con una estructura comercial muy fuerte y asimilable a una estructura de monopsonio. En esas condiciones estructurales de los mercados del carbón, la competencia no es posible y los precios que se negocien, no podrán garantizar la sostenibilidad de la industria ya que el poder de los compradores hace que los precios resultantes sean inferiores a los costos incrementales de largo plazo, lo cual configura un sector de mediana y pequeña minería no viable. Para superar esta problemática, se tienen dos posibilidades, las cuales pueden llegar a ser complementarias:

- Ampliar el mercado interno del carbón mediante una gestión de la demanda lo cual podría lograrse mediante la estructuración de proyectos de producción de combustibles líquidos a partir de carbón, y el incremento de los consumos del sector industrial y la carboelectricidad (cogeneración incluida) según se comentó en el análisis del Objetivo # 1.





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- Evaluar la posibilidad de introducir una estructura de precios mínimos que cubra los costos marginales de largo plazo y garantice la factibilidad económica de la producción de carbón, la disponibilidad del energético para los consumidores y elimine de manera natural la presencia de la pequeña minería no eficiente.

IV. 4. Energía Eléctrica La competencia en el mercado de energía eléctrica, sólo puede obtenerse en los segmentos de generación y comercialización donde se tiene concurrencia de los agentes. Para lograr lo anterior es fundamental contar con un administrador del sistema totalmente independiente y una información amplia, pública y veraz que garantice la competencia. Por su parte, en los segmentos de transmisión y distribución, se tienen monopolios naturales con estructura de cargos regulados y acceso abierto. El sector de energía ha venido dando pasos importantes en el esfuerzo de consolidar esquemas de competencia. Algunos de estos logros son los siguientes:

- Se estableció la máxima participación por parte de una empresa dentro del total de la generación nacional

- Se especifica la obligación de mantener cuentas separadas para aquellas empresas que no se desintegren verticalmente.

- Se creó el mercado de energía mayorista. - Se permite que los usuarios puedan optar por un mercado libre cuando su

demanda excede los 100 kW o 55 MWh-mes. - Para los usuarios Regulados se define un proceso licitatorio a través del operador

de red de la zona a fin de recibir ofertas simultáneas de interesados de las cuales dicho operador selecciona la más conveniente al mercado.

Por otra parte, se tienen otros aspectos que no van en la línea de consolidar esquemas de competencia tales como:

- Más del 50 % de la generación total del país se encuentra concentrada en 3

empresas - El estado Colombiano todavía controla cerca del 60% de la generación de

electricidad. - En el ánimo de asegurar la prestación del servicio, el Estado puede generar

situaciones anticompetitivas. Por Ej.: El otorgamiento de Garantía Soberana que la nación le entregó a EPM para la ejecución del proyecto Porce III.

- La información y administración del sistema aunque está en manos de una empresa independiente, aproximadamente el 100% de su capital pertenece a la principal transportadora del país.

- La disponibilidad y confiabilidad de la información particularmente para el usuario final deja mucho que desear.

- La coordinación entre los sectores eléctrico y de gas es muy débil.





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Las autoridades regulatorias vienen estudiando criterios que permitan mejoras en los esquemas de competencia en el MEM algunos de los cuales son los siguientes: La CREG puso a consideración el nuevo sistema electrónico de contratos SEC para las transacciones en el mercado de energía mayorista con el objetivo entre otros de mejorar la competitividad y evitar abusos por parte de los agentes con mayor poder de mercado. Sin embargo, el desarrollo de este esquema está suspendido. Por otra parte, aunque los usuarios No regulados tienen la oportunidad de negociar directamente con los proveedores su precio y modalidad contractual de energía, por lo general solamente los más grandes consumidores están lo suficientemente capacitados e informados para lograr una negociación adecuada superando las asimetrías de información que normalmente ocurren en estos casos. En cuanto a la coordinación gas-electricidad, se está en mora de desarrollar una propuesta que permita mejorar estos mecanismos y que reconozca las diferencias de fondo en la estructura de cada uno. Sobre este particular, la CREG abrió un concurso a finales del año anterior el cual fue cancelado. En lo que respecta a los usuarios regulados, el espíritu de su propia definición indica que el marco regulatorio les daría la protección adecuada a fin de evitar abusos en la asignación de los costos de los servicios; sin embargo, no es suficiente entre otras razones por falta de información. En cuanto a oportunidades para mejorar los esquemas de competencia en el mercado mayorista de energía eléctrica podrían mencionarse los siguientes:

- Integrar y relacionar todas las medidas que garanticen la competencia

particularmente lo referente al Cargo por Capacidad y al SEC. - Estructurar mecanismos reales y efectivos de vigilancia y control para evitar

abusos de poder. - Garantizar que el administrador del sistema sea completamente independiente de

los agentes del mercado y que cuente con un mecanismo de información que sea público, confiable, oportuno y sobre el cual pueda ejercer evaluaciones de su veracidad. Esto implica tomar decisiones respecto a establecer la total independencia entre el administrador del sistema y cualquier agente del mercado.

Adicionalmente, y aunque el Plan Visión Colombia 2019 plantea un nuevo rol del Estado en el cual prácticamente se elimina el carácter de empresario, es bien difícil que el Estado pueda sustraerse de su responsabilidad como proveedor de “última instancia” de los servicios públicos en los casos en los cuales el sector privado no reaccione a las señales regulatorias. Sin embargo, aún en este caso, la actividad estatal debe contemplar “puntos de disparo” específicos de tal manera que las circunstancias que pueden motivar la intervención sean suficientemente conocidas de los agentes.





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De otra parte, mientras el Estado se despoja de sus empresas en las cuales aún tiene participación, parece necesario establecer “Esquemas de gobernabilidad” en aquellos activos de generación donde la participación estatal sea mayoritaria. Esos esquemas implican, por ejemplo: la estructuración de juntas directivas independientes y no integradas por funcionarios estatales. Aunque la existencia del “Estado empresario” no parece tan impactante en un negocio Regulado como en uno No Regulado, sigue siendo una estructura poco transparente cuando se trata de la interrelación con otras instancias donde el estado interviene de manera plena como es el caso de los entes de regulación y Control. Sería el caso donde se confunden reguladores y regulados por su carácter estatal en ambos casos. Sobre la transmisión de energía eléctrica, la competencia en la expansión se da en la medida que las convocatorias públicas que se abran para desarrollar los proyectos sean plurales y los jugadores que intervengan sean eficientes en sus propuestas. Los resultados de dicha política y su evolución hasta la fecha son las siguientes:

- No ha habido pluralidad de oferentes en las convocatorias que se han presentado.

No se tiene información certera de las razones por las cuales no hay compañías interesadas, particularmente de carácter internacional.

- La mayoría de las ampliaciones de transmisión han sido desarrolladas por una

sola empresa. El 80% de la transmisión en Colombia está en manos de ISA, entidad que es controlada por el estado. El resto corresponde a empresas integradas verticalmente.

Hacia adelante, es deseable la búsqueda de mecanismos para propender por una participación plural internacional y eficiente en las nuevas convocatorias, a fin de garantizar que el precio que paguen los usuarios por los nuevos proyectos de transmisión sea el resultado de un proceso competitivo. Finalmente, sobre los esquemas de la distribución de energía eléctrica cabe señalar los siguientes aspectos:

- La distribución es regulada y abierta de tal manera que cualquier agente puede desarrollar dicha actividad cumpliendo los requisitos definidos para tal efecto

- No hay zonas de carácter exclusivo contrario a lo que ocurre en Gas Natural. - Normativamente existe el libre acceso por parte de los usuarios a las redes de

distribución. - En la mayoría de zonas del país existe un operador de red que aunque no tiene el

carácter de exclusivo si ha generado con sus activos barreras de entrada a la competencia u obstáculos para el libre acceso a la red.

- En forma incipiente se han desarrollado redes de distribución por parte de otros empresarios en áreas donde ya existe un operador de red.





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Finalmente, en el tema de mercado en el sector de la distribución es fundamental garantizar el libre acceso de los usuarios a las redes de distribución. IV. 5 Estrategias del Objetivo # 3. “Temas intrasectoriales”.

- Determinar el nivel de información en los mercados de la energía que debe ponerse a disposición de los agentes a fin de que estos tomen las decisiones comerciales adecuadas y establecer lo mecanismos para la administración y divulgación de la información requerida.

- Desarrollar esquemas de capitalización de inversionistas privados en empresas

con participación estatal mayoritaria como en los casos de ISAGEN y las distribuidoras de energía eléctrica. Mientras se adelantan estos procesos se deben establecer los “Esquemas de Gobernabilidad” adecuados.

- Definir mecanismos de coordinación (comerciales y regulatorios) entre los

mercados del gas natural y energía eléctrica de tal manera que sin subordinar los intereses de un sector al otro y sin pretender unificar procedimientos en sectores estructuralmente diferentes, se identifiquen los temas de conflicto y se propongan correctivos.

Refinación y Comercialización de combustibles

- Establecer las condiciones necesarias para la apertura del sector de la refinación de petróleo a la inversión privada nacional e internacional. Se deberán examinar las experiencias de proyectos de refinación privada tales como: Refinare y Sebastopol

- Determinar las condiciones comerciales tanto en contratos de compra y venta de

crudo y derivados así como en precios que deberían considerarse para la instalación de nuevos proyectos de refinación en la Costa Atlántica y el Interior del país.

- Evaluar la efectividad de los reglamentos de transporte, almacenamiento y

comercialización de derivados del petróleo, expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, como mecanismo para promover la entrada de nuevos agentes en el mercado.

Gas Natural

- Evaluar los esquemas de competencia del mercado del gas natural tanto en producción como en distribución y comercialización y determinar si la





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concentración de los mercados ha disminuido las ventajas que tiene para el consumidor la existencia de mercados competitivos. De conformidad con los resultados, tomar las decisiones pertinentes, propendiendo por la desintegración vertical.

Carbón

- Estructurar una estrategia de gestión de la demanda que permita compensar los efectos de mercados monopsónicos en este subsector minero-energético. La gestión de la demanda deberá enfocarse hacia proyectos de utilización del carbón para la producción de combustibles líquidos y el incremento de la demanda en el sector industrial.

- Evaluar la intervención del Estado en el sector vía el señalamiento de precios

mínimos indicativos a las actividades de producción de carbón correspondientes a los sectores de pequeña y mediana minería.

Energía Eléctrica

- Proponer esquemas específicos de intervención por parte del Estado en la actividad de generación de energía eléctrica en los casos en los cuales el sector privado no reaccione a las señales regulatorias. Este esquema de intervención debe ser suficientemente conocido por los agentes y reflejar la responsabilidad de “última instancia” que tiene el Estado frente a la sociedad colombiana como responsable por la prestación de los servicios públicos.

- Continuar el proceso de separación de la empresa que tiene las funciones de

Administrador del MEM y Centro Nacional de Despacho (actualmente XM) de cualquier agente que participe en el mercado de energía eléctrica.

- En transmisión de energía eléctrica, se propenderá por la búsqueda de

mecanismos para una participación plural internacional y eficiente en las nuevas convocatorias para la expansión del sistema de tal manera que el precio resultante de un proceso abierto y competitivo refleje lo que el mercado requiere para ejecutar dichos proyectos.

- En distribución de energía eléctrica garantizar el libre acceso de los usuarios a las

redes de distribución. - Evaluar los efectos que esté generando en los mercados de energía eléctrica la

integración vertical que mantienen algunas empresas en las actividades de generación y distribución, y de conformidad con los resultados, tomar las decisiones pertinentes, propendiendo por la desintegración vertical.





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V. OBJETIVO PRINCIPAL O EJE TEMÁTICO # 4

FORMACIÓN DE PRECIOS DE MERCADO DE LOS ENERGÉTICOS QUE ASEGUREN

COMPETITIVIDAD

Este objetivo se refiere a la competitividad del país la cual se mejora en la medida que se cuente con recursos energéticos cuyas señales de precios sea a su vez el resultado de mercados de energía en competencia. Aunque este tema está estrechamente relacionado con el Objetivo Principal # 3, se tienen aspectos específicos que ameritan su tratamiento como un objetivo independiente. El análisis que se presenta a continuación muestra los conceptos de formación de precios eficientes en aquellos segmentos de los mercados energéticos que podrían tratarse como competitivos. No se tocarán segmentos regulados como es el caso del transporte, distribución y comercialización de servicios públicos ni tampoco los referentes a la regulación del GNV. En estos casos la premisa es que la regulación debe propender porque la estructura tarifaria refleje costos eficientes, permita la sostenibilidad de los negocios y beneficie a los usuarios colombianos. V. 1. El Upstream La incertidumbre de los escenarios de producción de hidrocarburos permite prever que para los productores se presenta un mayor grado de indiferencia, dado que con la rentabilidad disponible pueden invertir o no en Colombia, dependiendo de la propia evaluación que realicen acerca de las posibilidades del país; mientras que son desfavorables para el Estado (Nación y Regiones) en los casos base y de escasez y más aún en uno de declinación. Sólo en el escenario de abundancia la situación sería la inversa; por lo tanto, parecería aconsejable vincular, de un modo creativo, el programa de desmonte de subsidios a la promoción de inversiones en exploración mediante un criterio que determine qué parte del incremento de la renta adicional será destinado a inversiones de riesgo en exploración. En tal sentido se pueden fijar dos tipos de criterios centrales. Uno sería incurrir en modificaciones respecto a las reglas de juego vigentes basándose en el argumento de que así como en el pasado cuando los escenarios de precios resultaron desfavorables se trabajó en la dirección de remover los obstáculos para una mayor inversión privada, en la actualidad la emergencia previsible lleva a la necesidad de capturar y destinar recursos al descubrimiento y desarrollo de nuevas reservas. Las lecciones históricas respecto a la paralización de las inversiones frente a este tipo de debates conducen al menos a reflexionar acerca de los riesgos implícitos en tal enfoque.





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El segundo podría ser destinar, toda o parte de la renta incremental capturada ya por el Estado (sobre la base de las reglas de juego vigentes), a la creación de un fondo específico destinado a “garantizar la autosuficiencia petrolera y el mantenimiento de la capacidad exportadora”. Este fondo podría proveer recursos para exploración de riesgo bajo reglas de reembolso en caso de éxito. De este modo el productor que presente el mejor programa de inversiones (a ser auditadas en tiempo y forma) obtendría estos fondos que no deberían cubrir el 100% del programa, sino un porcentaje del mismo. Sobre esta opción aún quedarían alternativas respecto al papel de ECOPETROL. Dado que esta empresa ha sido históricamente proveedora de recursos fiscales adicionales (ej. Mediante el aporte de dividendos), una opción sería crear un programa preferencial para la misma, equiparando su capacidad potencial de inversión a la de los actores netamente privados; sin embargo, esto deberá hacerse coherente con el proceso de privatización o capitalización que se adelanta actualmente. Las experiencias en torno a las políticas de rápida monetización de las reservas sin resguardo del abastecimiento a largo plazo aconsejan también una extremada cautela al respecto dado que el tema debe ser visto desde los impactos potenciales previsibles sobre la Nación en el corto, mediano y largo plazo. Bajo este enfoque serían los consumidores los que pagarían por su seguridad futura de abastecimiento y mantenimiento de condiciones de una economía más dinámica y estable. El Estado Nacional y las Regiones dispondrían de al menos su actual nivel de recursos provenientes de la actividad petrolera. ECOPETROL se vería fortalecida como instrumento de política nacional y los productores que se le asocien, si tal fuese el caso, verían minimizado su riesgo. En el “upstream” de gas, amerita un análisis particular lo referente a los precios regulados del gas de la Guajira por cuanto los demás campos de producción tienen la potestad de fijar precios acordes con el mercado. La pregunta es si es posible establecer una política de precios que desregule de forma gradual el precio del gas Guajira de tal manera que se cumplan las metas y objetivos establecidos en la regulación. El control de precios tiene como objetivo la protección al usuario en el marco de la viabilidad financiera de las empresas. Sin embargo, puede ocurrir que en aras de dicha protección se establezcan unos precios que no incentiven la inversión y por consiguiente no le brinden al mercado los volúmenes de gas requeridos para atender la demanda. Para el ente regulador es de primordial importancia la adecuada distribución de las rentas entre los diferentes agentes de la cadena del gas y proteger al usuario o consumidor final frente a los potenciales abusos del productor comercializador. Por lo anterior y dadas las características de concentración de oferta en el mercado colombiano y a que en la zona de la Costa Atlántica no se podrán alcanzar las condiciones de competencia, se ha





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justificado mantener regulado el precio del Gas Guajira como lo ratificó la Resolución CREG 119 de Diciembre de 2005. Es necesario ofrecer una señal más precisa sobre las condiciones bajo las cuales se daría esa liberación en el mediano o largo plazo. Mantener la señal de precios controlados para el gas de la Guajira podría limitar el emprendimiento de nuevas actividades exploratorias en la zona que resulten en el descubrimiento de nuevos campos de gas natural con precio libre según la regulación vigente, debido a que éstos se verían obligados a competir con el campo Guajira de precio regulado. V. 2. El Downstream de derivados del petróleo incluyendo el GLP. Para el subsector de los derivados del petróleo se propone establecer las bases de una política de precios de combustibles regulados que consulte los siguientes aspectos:

- Mercados internacionales: Los precios deben reflejar los mercados y tender hacia niveles reales antes que determinar escenarios de referencia que no consultan esas realidades. Es el caso por ejemplo de los escenarios CERA Medio que hasta la fecha ha sido el referente de los precios locales de gasolina pero que a su vez se encuentran apartados de los precios comerciales.

- Calidades: Los referentes internacionales deberán ajustarse de tal manera que reflejen la calidad de los productos que se ofrecen en el mercado interno colombiano. Por ejemplo, el indicador de la gasolina en la Costa del Golfo deberá ajustarse para reflejar las especificaciones de la gasolina local no solamente en el octanaje sino en otros componentes que se consideren parte de un esquema de calidad con implicaciones ambientales. Consideración similar puede hacerse sobre la calidad GLP local con respecto a la de los índices Mont. Belview en los Estados Unidos

- Posición del país si es exportador o importador: que permitan definir el ingreso productor con base en los conceptos de paridad exportación e importación.

- Experiencias internacionales: caso Chile. No se debería someter a los colombianos a fluctuaciones de los precios de la gasolina y diesel en los mercados internacionales, las cuales en buena parte se originan en maniobras especulativas por parte de agentes no comerciales. Sin embargo, el análisis del entorno internacional sugiere que las tendencias al alza de los precios del petróleo probablemente se mantendrán hacia el mediano plazo. A fin de lograr un adecuado manejo de los ajustes en los precios, conviene examinar la experiencia de otros países, caso Chile, los cuales muestran un desarrollo exitoso en el manejo de ajustes en los precios al público de los combustibles, y en la política de acercamiento a los niveles internacionales.

- Biocombustibles: Tendencias de los precios del etanol y biodiesel y su impacto en la formación de los precios de los combustibles en Colombia.

- Estructura de impuestos: Gasolina vs. diesel y Tasas impositivas. Este tema ha sido reiterativo desde el PEN anterior y se refiere a la conveniencia de unificar la estructura de impuestos entre los dos combustibles principales de tal manera que





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las señales hacia el consumidor sean consistentes con el direccionamiento de la política energética en el sentido de llevar el precio del diesel a su valor de eficiencia y eliminar los incentivos a su uso con respecto a la gasolina originados en un tratamiento diferencial de los impuestos.

Algunos de los puntos de más relevancia en este análisis serán los siguientes:

- Los conceptos paridad exportación y paridad de importación como componente de la definición del “ingreso productor” para los combustibles derivados del petróleo particularmente gasolina y diesel.

- Metodología para la determinación de los demás componentes del ingreso productor según los conceptos de paridad importación o exportación como es el caso de los fletes internacionales y aranceles.

- Comparación de precios vs. calidad en los derivados del petróleo cuyos indicadores se utilizan como referentes en las fórmulas de precios.

En el tema de la formación de precios del GLP se debe definir una posición clara respecto a la determinación del componente de Ingreso Productor dentro de la estructura de precios del GLP. Como se indicó en el análisis del Objetivo # 1, una regulación de precios atada a indicadores internacionales con referentes paridad de importación no es compatible con una política de promoción del consumo del GLP en las zonas rurales colombianas. Esta situación, más la posible aplicación de las señales de distancia en el transporte del GLP, haría inviable la atención de la demanda de GLP en zonas apartadas del país. V. 3. El Carbón. La problemática de precios del carbón mineral ya fue objeto de análisis en los objetivos anteriores. Se concluyó que la formación de precios eficientes, no se ve viable debido a las imperfecciones del mercado los cuales se reflejan en una oferta atomizada en múltiples y pequeños productores y unos compradores con una estructura comercial muy fuerte y asimilable a una estructura de monopsonio. Al respecto se plantearon dos posibilidades referidas en un caso a la gestión de demanda interna para aumentar los consumos de carbón y evaluar la posibilidad de intervenir el mercado con el propósito de establecer precios mínimos que cubran los costos marginales de inversión (exploración) y producción de largo plazo y de esa manera se haga viable el desarrollo de la pequeña y mediana minería del carbón. V. 4. La Energía Eléctrica. En el sector de energía eléctrica, se tienen situaciones diferentes en el tema de precios según el segmento de la cadena de valor de que se trate.





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Puede decirse que los precios óptimos a los usuarios finales son el resultado de la consolidación de esquemas de competencia y del diseño de mecanismos eficientes de fijación de precios al usuario final. Al mismo tiempo, los precios óptimos a los usuarios finales deben ofrecer las señales adecuadas para garantizar la expansión del sistema, específicamente de generación. La situación del segmento de la generación de energía eléctrica tiene las siguientes características como resultado de las reformas introducidas en la operación del mercado mayorista de energía eléctrica en la década pasada:

- Los precios mayoristas y minoristas cayeron con la introducción del nuevo sistema.

- Siguen sin definirse señales de precio de largo plazo. La nueva propuesta de Cargo por Capacidad de la CREG se encuentra a consideración de los agentes.

- Por la preponderancia de la generación hidráulica la volatilidad de los precios de bolsa es alta.

- Muchos de los usuarios “No Regulados” no se han capacitado adecuadamente para afrontar la responsabilidad de enfrentar la negociación de los componentes de generación y comercialización.

- Hay diferencia cada vez más amplia en los precios entre los usuarios Regulado y No Regulado.

- El sistema de fijación de precios para los usuarios Regulados se define mediante un proceso licitatorio a través del operador de red de la zona, de unas ofertas simultáneas de interesados para que dicho operador escoja la mejor; sin embargo, no hay gran motivación por parte del operador de red para buscar la optimización de los precios ofrecidos.

Desde el punto de vista de mejoras en la competitividad, la CREG debe avanzar en la implementación del Cargo por Capacidad, el Sistema Electrónico de Contratos y asegurar que los agentes cuenten con un sistema de información público amplio y confiable. Además, la capacitación de los usuarios en el manejo adecuado de la temática del MEM es muy importante a fin de que los precios de la energía se determinen por la vía de un mercado mejor informado y con mejores elementos de juicio para tomar decisiones. Sobre este tema de los precios de la generación de energía eléctrica, el PEN 2006-2025 plantea un seguimiento detallado del mercado a fin de asegurar que los precios resultantes reflejen la correcta asignación de los recursos. Se considera que agencias como la CREG y la SSPD deberán monitorear de manera cercana la operación de este mercado. Algunas de las reflexiones que cabría hacer sobre este particular son las siguientes:

- Las acciones que se adelanten en procura de mejorar la competitividad son fundamentales para alcanzar precios óptimos al usuario final. Entre ellas se





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encuentran buscar la eliminación de “El poder de Mercado” y fijar señales de precios de largo plazo.

- Estudiar reformas del esquema de definición de precios del componente No Regulado para los usuarios Regulados. No hay duda que dicha reforma va a disminuir la brecha de precios existente entre los dos tipos de usuarios.

Como se mencionó anteriormente, para el caso de los negocios de transmisión y distribución de energía eléctrica la CREG debe asegurar que la estructura tarifaria de los negocios refleje costos eficientes, permitan la sostenibilidad de los negocios y beneficien a los usuarios colombianos. V. 5 Estrategias del Objetivo # 4. Hidrocarburos y Derivados del petróleo

- Sobre la base de las reglas de juego vigentes en lo referente a la política de desmonte de subsidios, se propone la creación de un fondo específico destinado a “garantizar la autosuficiencia petrolera y el mantenimiento de la capacidad exportadora”, cuyos recursos provendrían de un incremento mínimo del precio de los combustibles, de tal manera que no se generen señales inflacionarias. En este esquema serían los consumidores los que pagarían por su seguridad futura de abastecimiento y mantenimiento de condiciones de una economía más dinámica y estable, sin afectar los ingresos fiscales y de los agentes.

- Establecer la ruta de desregulación de los precios del Gas de la Guajira a fin de

que éstos se fijen mediante mecanismos diferentes de la regulación de precios máximos por parte de la CREG, considerando el impacto de los suministros de gas en la Costa Atlántica y en la “disponibilidad y abastecimiento” de gas a nivel nacional.

- Revisar la estructura tarifaria de los negocios de transmisión y distribución de gas

natural para que reflejen costos eficientes, permitan la sostenibilidad de los negocios y beneficien a los usuarios colombianos.

- Establecer una metodología de determinación de precios de los derivados del

petróleo que consulte los siguientes criterios:

- Mercados internacionales. - Calidades de los derivados del petróleo en Colombia con respecto a los

mercados internacionales. - Posición del país si es exportador o importador de derivados del petróleo. - Política social: GLP para las zonas rurales. - Biocombustibles: Oferta, precios e índices de ajuste con base en indicadores

internacionales. - Estructura de impuestos:





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o Gasolina vs. diesel. o Tasas impositivas incluyendo sobretasas.

- Experiencias internacionales.

- Proponer una política nacional para determinar la sobretasa y los impuestos específicos aplicables a las estructuras de precios de los combustibles derivados del petróleo, el GLP y el GNV. Dicha política deberá contemplar el aspecto fiscal de los entes territoriales que perciben recursos asociados con estos tributos.

GLP.

- Definir los fundamentos de una Política de Estado sobre los precios de este energético, que concilie los criterios de eficiencia económica con su mercado objetivo localizado en las zonas rurales y en la periferia de las ciudades y que podría llegar a requerir precios especiales para lograr la penetración. (En común con el Objetivo Principal # 1).

- Para la nueva oferta de GLP proveniente de campos de hidrocarburos se definirá

una estructura de precios flexible que permita la incorporación de esa oferta al mercado nacional.

Carbón.

- Señalar indicadores de precios mínimos o indicativos, a las actividades de producción de carbón correspondientes a los sectores de pequeña y mediana minería. (En común con el Objetivo Principal # 3)

Energía Eléctrica

- Monitorear permanentemente las operaciones del mercado mayorista de energía eléctrica por parte de la CREG y SSPD con el apoyo de la UPME a fin de recomendar acciones que conduzcan a mejorar la competitividad en este segmento de la cadena de energía eléctrica.

- Revisar la estructura tarifaria de los negocios de transmisión y distribución de

energía eléctrica para que reflejen costos eficientes, permitan la sostenibilidad de los negocios y beneficien a los usuarios colombianos.





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VI. OBJETIVO PRINCIPAL O EJE TEMÁTICO # 5


El título del objetivo señala de forma directa su razón de ser y busca reflejar la necesidad de que por la vía de programas de energía, se contribuya a mejorar el nivel de vida de las comunidades localizadas en zonas conectadas y no interconectadas, población rural y estratos bajos de la población. Por esa razón, las estrategias apuntan a acciones concretas en beneficios de esos grupos las cuales se indican a continuación. En este objetivo se hacen explícitos los programas de gestión de demanda particularmente en las ZNI. VI.1 Ampliar la cobertura del servicio de Energía Eléctrica y energéticos complementarios En el tema de Cobertura la Ley 143 de 1994, Artículo 3º, habla de programas de energía eléctrica mientras que el Artículo 48 se refiere a programas de energización. El concepto anterior es importante porque en esencia, la obligación del Estado es atender los requerimientos de energía de sus ciudadanos bien sea de manera directa, a través de las agencias de gobierno o indirectamente por agentes privados. Dichos deberes de Estado deben ejercerse en un marco de cuidado y buen manejo de los recursos de tal manera que se optimicen los costos de prestación del servicio y se obtenga una mejora en los niveles de calidad de vida de los usuarios beneficiados lo mismo que un impulso a los procesos económicos comerciales e industriales dentro de las regiones. Por esas consideraciones, en el tema de cobertura surge la necesidad de:

- Establecer las diferencias entre los conceptos de “electrificación” .vs. “energización”. Por el primero se entiende la prestación de los servicios definidos vía programas de electrificación mientras que el segundo comprende la prestación de los mismos servicios mediante un portafolio de energéticos que comprende todas las posibilidades desde la propia energía eléctrica, gas natural, GLP, carbón y FNCE. El concepto de “energización” se ajusta más a la línea de acción de programas en procura del Uso Racional de la Energía y se ajustarían a los términos de la Ley 143 de 1994.

- Definición del concepto de “cobertura” en términos de continuidad del servicio (horas de prestación) e indicadores de calidad en lo que se refiere a parámetros de FES y DES y nivel de tensión en la prestación del servicio.

- Involucrar la evaluación Socio – Económica de los proyectos dimensionando el impacto social y económico de los proyectos de “electrificación” o “energización”.





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VI.2. Energía en Zonas no Interconectadas – ZNI El PEN 2006-2025, como parte del Objetivo # 5, propone la maximización de la cobertura de energía en las Zonas no Interconectadas para lo cual se parte de la metodología actual utilizada por la UPME:

- Factibilidad de la incorporación de la ZNI respectiva al sistema interconectado de energía bien sea de electricidad, gas natural o gas propano.

- Si la incorporación de la demanda de la ZNI no resulta factible ni técnica ni económicamente, será necesario acudir a esquemas de recursos energéticos al interior de la ZNI para lo cual se tendrán en cuenta un portafolio de energéticos convencionales disponibles tales como:

Generación a base de combustibles fósiles Generación distribuida de pequeña escala Fuentes No Convencionales de Energía tales como: energía solar,

energía eólica, energía procedente de la biomasa y residuos sólidos.

- Beneficios económicos netos del programa de cubrimiento de las necesidades de energía en las ZNI para lo cual se hará una evaluación de utilidad en términos de función de bienestar para el sector residencial y beneficios económicos para los sectores comercial e industrial.

Con esta metodología se acogen los planteamientos del Plan 2019 en el cual se recomienda fortalecer la planeación sectorial en Fuentes No Convencionales y Uso Racional de la Energía y promocionar acciones concretas para incentivar la implementación de estas tecnologías gracias al apalancamiento e inversión directa con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI).

VI.3. Ampliar la cobertura del servicio de gas natural en estratos bajos de la población La política de masificación del gas combustible ha sido particularmente exitosa en la extensión de la cobertura en los estratos bajos de la población. Se estima que el 85% del sector residencial atendido con gas natural corresponde a los estratos 1, 2 y 3. Maximizar la penetración del gas en los estratos bajos de la población conlleva un análisis de competitividad del gas natural con otros energéticos sustitutos como es el caso de la energía eléctrica y el gas propano. Los elementos de ese análisis son los siguientes:

- El análisis tarifario convencional mediante el cual se comparan los costos por Mbtu de los diferentes energéticos a fin de establecer el más conveniente para un cliente en particular.





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- Identificar los costos intra-domiciliarios de conversión los cuales están dados por los costos de conexión, acometida y gasodomésticos. En el caso de la energía eléctrica se precisa cambiar la estufa de cocina mientras que en el GLP, sólo se requiere un ajuste en las “boquillas” de paso del gas lo cual conlleva un costo mínimo. De otra parte, mientras que en GLP no se tienen costos de conexión y en energía eléctrica dichos costos ya fueron pagados, el nuevo usuario de gas natural debe asumir las acometidas y los costos de conexión lo cual le resta competitividad al gas natural durante la etapa en la cual se amortizan dichos valores.

En consecuencia, la decisión de cambio de energéticos dependerá de la función de utilidad de cada usuario en particular. Una motivación será el bienestar que el usuario percibe por un cambio de servicio el cual puede ir desde la comodidad en el recibo y disposición de la energía hasta consideraciones sobre la valorización del inmueble. En otros casos, la decisión de cambio dependerá de un análisis estrictamente económico. VI.4. Ampliar el portafolio de energéticos utilizados en el cubrimiento del servicio de energía en el sector rural colombiano. Un punto esencial a fin de lograr la mejora de las condiciones de vida del sector rural colombiano, está en la estructuración de un portafolio de energéticos que consulte criterios de tipo económico, seguridad y continuidad en el abastecimiento y minimización de los efectos de su uso en la salud de los usuarios y en el medio ambiente en general. Este último aspecto se tratará en el tema transversal sobre Medio Ambiente y Salud Pública. El PEN 2006-2025 plantea entonces la conformación de un portafolio amplio, no excluyente, de energéticos para atender la población rural colombiana incluyendo los siguientes: energía eléctrica, gas propano y gas natural. Incluso bajo condiciones adecuadas de manejo de los productos de la combustión, deberá incluirse el uso de la leña y el carbón. Se considera entonces que el plan de abastecimiento al sector rural y las zonas periféricas de las ciudades se construya a partir de los siguientes elementos:

- Maximizar el uso de Fuentes no Convencionales de Energía. Este punto en particular será tratado en el tema transversal correspondiente.

- Utilización del gas natural o del GLP según criterios de mínimo costo de abastecimiento para atender una comunidad específica. Al respecto deberá revisarse la normatividad vigente relativa a la utilización del Fondo de Infraestructura creado por la Ley 401 de 1997, de creación de ECOGAS y las disposiciones emitidas posteriormente mediante las cuales se estableció el cobro de una contribución para la financiación de infraestructura en los municipios localizados en el área de influencia de los gasoductos. Se deberá analizar la posibilidad de utilizar dichos fondos para el manejo de programas de energía rural





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- Continuidad de los programas de GLP para el Campo y cuantificación de los subsidios y costos que conllevan estos programas.

- Evaluación de la utilización de los programas de carbón, mediante la modalidad de briquetas incluyendo la determinación de costos y beneficios del programa.

VI. 5 Estrategias del Objetivo # 5.

- Maximizar la cobertura del servicio de energía en el país para lo cual se establecerá:

o Definición del concepto de “cobertura”. o Criterios para “electrificación” y criterios para “energización”. o Elaboración y seguimiento a los planes indicativos de cobertura de

electricidad elaborados por la UPME acorde a lo establecido por la Ley.

- Elaborar el portafolio de recursos energéticos para la prestación del servicio de energía en las zonas rurales incluyendo los siguientes componentes:

o Uso de Fuentes no Convencionales de Energía o Energías Renovables. o Optimización en la utilización de gas natural o del GLP según criterios de

mínimo costo. o Evaluación de los costos, subsidios e inversiones de los programas de

GLP para el Campo y briquetas de carbón. o Minimizar los impactos en el medio ambiente y en salud pública.

- Identificar los factores que limitan la penetración del gas natural en los estratos

bajos de la población y establecer recomendaciones para mejorar la competitividad del gas en estos estratos como el uso de recursos del FSSRI para subsidiar el costo de acometidas.

- Para las ZNI, la propuesta general es impulsar el establecimiento de áreas exclusivas de prestación de servicio (concesiones) mejorando la infraestructura existente con recursos del FAZNI y estableciendo: metas de aumento de cobertura y/o de mejora de horas de prestación de servicio en la respectiva licitación de parte del contratista y costos eficientes de generación, distribución y comercialización del mercado relevante, para determinar el valor del subsidio a girar por parte del estado, que se vea reflejado en tarifa del usuario final.

- Maximizar el cubrimiento del servicio de energía en las ZNI estableciendo el portafolio óptimo de energéticos para atender la respectiva demanda y evaluando los beneficios económicos netos del programa de cubrimiento de las necesidades de energía en las ZNI.





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VII. TEMA TRANSVERSAL # 1

FUENTES NO CONVENCIONALES – FNCE Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA

El uso racional de energía debe ser uno de los ejes de cualquier Plan Energético Nacional. Ahorrar energía no solo permite utilizar menos recursos económicos, sino que también significa menor impacto ambiental puesto que toda transformación de energía aumenta la entropía del sistema global. Si la energía a su vez se obtiene de combustibles fósiles, el impacto ambiental se incrementa por las emisiones a la atmósfera. Por otra parte, el estudio de las Fuentes no Convencionales de Energía, permitirá identificar el verdadero potencial que tiene Colombia para su aplicación en zonas conectadas y en particular en regiones aisladas. Las líneas de acción que marcan FNCE y URE como tema transversal en el PEN 2006-2025, son las siguientes: VII.1. Tendencias internacionales en el desarrollo de FNCE. A nivel internacional se considera que la participación actual y esperada de fuentes de energía diferentes a los hidrocarburos tradicionales y el carbón, será muy baja durante los próximos 30 años pese a que dichas fuentes vienen experimentando crecimientos importantes en años recientes como es el caso de la utilización de energía solar y de vientos las cuales en el año anterior crecieron 65% y 30% respectivamente. Aunque estos porcentajes se aplican sobre valores muy pequeños de capacidad instalada en la actualidad, incrementos de esta naturaleza sostenidos durante varios años podrían comenzar a marcar una tendencia. Corroborando lo anterior, se presentan los gráficos VII.1 a VII.4 1 , los cuales dan una primera referencia del peso de los energéticos renovables en la canasta mundial de energía así:

1 FUENTE: “INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK - WITH PROJECTIONS 2030” - EIA JUNIO 2006.





60

USO MUNDIAL DE ENERGIA VENDIDA POR TIPO DE ENERGÉTICO

COSENIT S.A.

FUENTE: EIA. AEO 2006

0

50

100

150

200

250

300

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Qua

drill

ion

Btu Oil

Natural Gas

Coal

33%

27%

9%Renewables

Nuclear

26%

5%

Share of WorldTotal

History Projections

38%

24%

24%

8%

6%

Gráfica VII.1

Como se puede observar, en el año 2003, la participación de los llamados “renovables” entendiéndose por tal los energéticos diferentes al petróleo, carbón, gas natural y energía nuclear, representaban el 8% del consumo mundial de energía y su participación en el año 2030 escasamente alcanzará el 9% lo cual conlleva un incremento bajo con respecto a lo actual. La figura que sigue básicamente corrobora la afirmación anterior:

COMPARACIÓN DE PROYECCIONES EN EL 2025:IEO2006 vs IEO2005

COSENIT S.A.

FUENTE: EIA.

224

173

177

34

58

665

243

162

156

34

49

645

162

99

100

27

33

421

0 100 200 300 400 500 600 700

Oil

Natural Gas

Coal

Nuclear

Renewables

Total

Quadrillion Btu

IEO2006

2003

IEO2005

Gráfica VII.2





61

Las dos próximas figuras, muestran el panorama de la producción mundial de hidrocarburos líquidos y la participación que los denominados recursos no fósiles y no convencionales tendrían en el agregado mundial.

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS

COSENIT S.A.

FUENTE: EIA. ANUAL ENERGY OUTLOOK 2006.

0

20

40

60

80

100

120

140

2003 2008 2013 2018 2023 2028

Mill

ion

Bar

rels

per

Day

Non-OPEC

OPEC

UnconventionalUnconventional

Gráfica VII.3

Considerando por ejemplo que para el año 2028 la producción mundial de hidrocarburos líquidos podría ser superior a 120 MBD, se observa de la figura que sigue, que la producción de los biocombustibles sería del orden de 2 MBD lo cual en términos porcentuales no llegaría al 2% del total. Adicionalmente, tecnologías relativamente en alza como las GTL o CTL, tendrían una contribución similar a la de los biocombustibles lo cual hace pensar que entre los recursos “renovables” y nuevas tecnologías a partir de recursos de hidrocarburos y carbón, no se va a contar con una participación importante en el escenario mundial de la energía. Uno de los temas que pueden contribuir a esta situación es la poca información que se tiene sobre cada uno de esos recursos y la percepción de costos elevados de los desarrollos de dichas tecnologías. Por consiguiente, en el presente numeral VII.1.se hará un barrido general de las tendencias mundiales en el desarrollo de fuentes no convencionales de energía e información sobre los recientes desarrollos tecnológicos con algunos indicativos sobre costos.





62

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE COMBUSTIBLES NO CONVENCIONALES, 2005 Y 2030

COSENIT S.A.

FUENTE: EIA. IEO 2006

1.0

0.5

0.00.2

0.7

0.0

3.6

1.7

2.1 2.1 2.1

0.1

0

1

2

3

4

Oil Sands UltraHeavy

Gas toLiquids

Coal toLiquids

Biofuels Shale Oil

Milli

on B

arre

ls p

er D

ay 20302005

Gráfica VII.4

Así las cosas, pese a que a nivel internacional las energías no tradicionales ocupan un espacio pequeño con respecto al petróleo, gas y carbón, el mensaje es que en el mundo la producción de fuentes de energía limpias tiene cada vez una prioridad mayor y que, aún si los incrementos porcentuales son bajos con respecto a los altos porcentajes de participación del petróleo y el carbón, la posibilidad de contar con energéticos que contaminen menos es un proceso a FUTURO que comienza con pequeños avances en el corto plazo. VII.2. Caracterización del potencial de Colombia para el desarrollo de FNCE. Actualmente el país a través de la UPME y el IDEAM cuenta con inventarios de carácter nacional de las potencialidades de los siguientes recursos energéticos: solar y vientos. Se encuentra en desarrollo la caracterización del potencial hidroenergético y de biomasa (con la participación de Colciencias). Para una etapa posterior la UPME contempla continuar con los de geotermia y energía de los océanos. La UPME y el IDEAM han venido desarrollando el inventario de las Fuentes no Convencionales de Energía ( Energía Renovable ) en el país. En este tema las realizaciones más importantes son las siguientes: Atlas del Recurso Energético Solar y Eólico con carácter indicativo los cuales fueron publicados en el año 2005. Este informe recoge información capturada por las estaciones del IDEAM desde 1980 hasta el año 2001 aproximadamente. Se estima que el promedio de la información básica es de 5 años.





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Al mismo tiempo se encuentran en preparación tres atlas adicionales los cuales son: Aprovechamientos Hidráulicos el cual será entregado en el 2007; el del recurso Biomasa (con la participación de Colciencias) con expectativa de finalización en el 2008 y el de energía maremotriz aún sin fecha cierta de entrega. Si bien un proyecto de inversión en energías renovables requerirá información más elaborada y precisa para tomar las decisiones correspondientes, se considera que los avances logrados con los Atlas existentes y los que saldrán próximamente son una buena base para confirmar el potencial que tiene el país en estos recursos y se constituyen además en el primer e indispensable paso hacia la elaboración de un ¨Plan Nacional de Aprovechamiento de Energía Renovables en Colombia”. VII.3. Diseño de políticas para el desarrollo en FNCE. A partir del análisis de las tendencias internacionales en FNCE y conociendo la caracterización del potencial que tiene Colombia en este tipo de proyectos a lo cual se hizo referencia en el numeral anterior, el PEN 2006-2025 planteará la política en esta materia considerando los siguientes elementos: a) El Marco Institucional. Comprenderá temas tales como: Oficinas del Estado que tendrán a su cargo la promoción de estas actividades, la definición de roles y los mecanismos de monitoreo de resultados b-) Generación de la información sobre inventario de los recursos de energías renovables. En el numeral anterior se indicaron los avances en este tema lo cuales son indispensables para generar políticas adecuadas de desarrollo de energías renovables. c) Diferenciación de Zonas del país para la aplicación de las políticas definidas. Es claro que la política tendrá características particulares según se trate de Zona Interconectada o Zona No Interconectada o ZNI como se le conoce. d) Diseño y desarrollo de proyectos piloto o proyectos demostrativos de elevada replicabilidad. El desarrollo de esta actividad es esencial a fin de que los proyectos exitosos de aplicación de energías renovables puedan replicarse en otras regiones del país. e) Búsqueda de recursos para financiamiento (“fund-raising”): Teniendo en cuenta las limitaciones presupuestales del Gobierno Central, es necesario establecer como una actividad de alta prioridad la consecución de recursos de carácter local (Banca de Desarrollo) y/o internacionales (organismos Multilaterales: Banco Mundial, Banco Interamericano de Desarrollo, Corporación Andina de Fomento, Unión europea, otros). Este tipo de proyectos de Energías Renovables, despierta el interés de organizaciones internacionales razón por la cual se tienen recursos disponibles para estos proyectos.





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En la ejecución de la estrategia que finalmente se adopte resulta fundamental la definición del alcance del papel del Estado el cual iría desde tareas básicas de promoción hasta asumir en forma integral el desarrollo de proyectos incluida la inversión. Igualmente el diseño de la estrategia contemplará propuestas sobre mecanismos de mercado e incentivos de largo plazo para la utilización de fuentes no convencionales de energía incluyendo recomendaciones sobre ajustes en el marco que regula estas actividades. VII.4. Definición conceptual del marco de Uso Racional de la Energía. Se propondrá el marco conceptual del URE para lo cual se partirá de la normatividad jurídica sobre el tema. La definición del marco URE comprende los siguientes aspectos:

- Definición del Concepto Básico o Central del URE. - Evaluación y análisis de la normatividad existente y los resultados alcanzados

hasta la fecha. - Definir escenarios de participación del Estado como impulsor y desarrollador de

Proyectos URE. Esta actividad, al igual que en el caso de las energías renovables, iría desde la promoción hasta el desarrollo de proyectos incluida la inversión. .

- Definición de los elementos de estrategia: o Tipos de proyectos URE a impulsar durante la vigencia del nuevo Plan y

priorización de los sectores donde inducir las acciones de los programas URE.

o Definición de los precios de los principales energéticos a largo plazo, garantizando la estabilidad de la relación de precios entre dichos energéticos, lo cual a juzgar por las experiencias internacionales, se considera esencial para el éxito de estrategias URE.

o Desarrollo de proyectos piloto, o también denominados demostrativos, de elevada replicabilidad en los sectores priorizados

o Conformación funcional de los Órganos estratégico y operativo con sus correspondientes responsabilidades.

o Definición de esquemas de comunicación con los diferentes consumidores, plan de Capacitación, responsabilidad de ejecución, planes de incentivos y los agentes impulsores necesarios para fomentar los proyectos URE.

o Involucrar los programas URE en el marco del Protocolo de Kyoto. VII.5. Propuestas para estimular la adopción de medidas URE en los sectores de consumo.





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Aunque la definición del concepto URE es una de las tareas a desarrollar, un proyecto de esta naturaleza por lo general favorece la reducción de consumos energéticos derivados de combustibles fósiles lo mismo que la reducción de gases de efecto invernadero. Adicionalmente, un proyecto califica como URE si sustituye un energético de origen fósil por uno renovable. En el desarrollo de las propuestas para estimular a los diferentes sectores de consumo de energía a incluir en un programa de uso racional y eficiente de la misma deberán tenerse en cuenta las características propias de cada subsector. Por ejemplo, el alumbrado público, la industria y el consumo residencial, requieren esquemas particulares de diseño de estrategias de proyectos URE. No obstante la singularidad y especificidad de cada sector de consumo se podrían establecer una serie de acciones comunes a cada uno de ellos, las que permitirán “a posteriori” definir proyectos URE: a) Diagnostico de los consumos energéticos en el sistema considerado: una planta

industrial, un comercio, una flota de transportes de carga y/o de pasajeros urbanos o interurbanos, un sistema de alumbrado público municipal, un sistema de bombeo de aguas, un conjunto de residencias, un hospital.

b) Estudio y definición de las posibles medidas a tomar para lograr ahorros de energía c) Evaluación de las inversiones necesarias para concretar los ahorros d) Determinación de los periodos de repago simples de las inversiones y establecimiento

de un ranking de prioridades para su concreción, desde las más a las menos rentables. e) Realización de las inversiones f) Diagnóstico de la nueva situación de consumo g) Determinación de los ahorros (comparación con la situación de partida) h) Seguimiento de resultados.





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VIII. TEMA TRANSVERSAL # 2

MEDIO AMBIENTE Y SALUD PÚBLICA VIII.1. Establecer una Política de Calidad de los combustibles derivados del petróleo. El tema de la calidad de los combustibles en particular gasolina motor y diesel, viene afectando directamente la calidad del aire en algunas de las principales ciudades del país como es el caso de Bogotá. A su vez, el deterioro en la calidad del aire ha traído consecuencias negativas para la salud de los bogotanos por concepto de las llamadas ERAS, o Enfermedades Respiratorias Agudas que afectan más seriamente a la población infantil y a la tercera edad. Por las razones anteriores, el PEN 2006-2025 debe abordar la definición de una política de calidad del aire con base en los siguientes elementos de análisis:

- Las tendencias mundiales en materia de especificaciones de calidad de los combustibles derivados del petróleo: los casos de Europa, Estados Unidos y países latinoamericanos con severos problemas de contaminación urbana como: Chile y Méjico.

- Las especificaciones nacionales de los productos combustibles y su comparación con los estándares internacionales.

- Impactos de la utilización de los combustibles derivados del petróleo en la salud pública de los colombianos en determinadas ciudades: desarrollo de pruebas de campo y estimación de costos.

- Tecnologías disponibles para mejorar la calidad de los combustibles que se obtienen de los procesos de refinación petrolera: Evaluación técnica y cuantificación de las inversiones requeridas.

- Recomendaciones sobre la política de calidad de los combustibles planteando varios escenarios los cuales dependerán del nivel de referencia internacional al cual el país desee asimilar las calidades locales.

El diseño de la política de calidad de los combustibles en Colombia comprende varias etapas que van desde la evaluación de los impactos de la política actual, investigación de los referentes internacionales sobre el tema, cuantificación de las inversiones y estimación de los beneficios. El diseño de la política debe realizarse en un marco de estrecha coordinación institucional entre las agencias de gobierno que tienen que ver con el tema como son:

- Departamento Nacional de Planeación - Ministerio de Transporte





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- Ministerio de Protección Social - Ministerios de Vivienda, Ambiente y Desarrollo Territorial - Ministerio de Minas y Energía y la UPME.

VIII. 2. Evaluar los efectos del uso de los biocombustibles en el transporte. El uso de los biocombustibles en el transporte tiene dos componentes. La fundamentación técnica y los límites técnicos y económicos de su uso en combinación con la gasolina y el diesel y los efectos de su utilización mirando varios aspectos que van desde el comportamiento de los usuarios, vehículos hasta la medición de sus impactos negativos en la salud pública. El primer tema será analizado en el módulo de Ciencia y Tecnología, mientras que el segundo corresponde principalmente al tema actual de medio ambiente y salud pública. Para ello, el PEN 2006-2025 propone una evaluación completa y sistemática de los efectos de la política del uso de etanol en la gasolina acometiendo los siguientes temas:

- Impactos de la utilización del etanol en la gasolina motor en el país. - Evaluación de impactos, efectos en el parque automotor colombiano

considerando la eficiencia y el comportamiento de los motores a mediano y largo plazo. Desarrollo de pruebas de campo.

- Efectos secundarios del uso de los biocombustibles en salud pública debido a las emisiones de acetaldehído y de óxidos de nitrógeno.

VIII.3. Evaluación de impactos debido al uso de energéticos como el Gas Natural, Energía Eléctrica, Carbón y GLP. Los recursos energéticos tienen como objetivo final atender la demanda de energía de la sociedad en sus diferentes subsectores. Por consiguiente, se impone la necesidad de evaluar los impactos ambientales de su uso a los usuarios finales de los mismos. En el caso de la energía eléctrica la utilización de energéticos diferentes de la hidroelectricidad podría tener un impacto de carácter ambiental en especial si el recurso utilizado es carbón, diesel o fuel oil. Con gas natural los impactos son mínimos. En el caso del carbón su uso se da en la energía eléctrica, sector residencial particularmente en zonas rurales y además en la industria. Para el carbón, el tema a nivel internacional ya no se plantea en términos de su calidad intrínseca, como combustible con contaminantes o potencial de producir contaminantes durante su combustión, sino con respecto al uso de tecnologías ya desarrolladas que hacen que sus emisiones cumplan con la legislación que vela por la salud pública. Ya las tecnologías existentes para combustión del carbón están en capacidad de reducir las emisiones gaseosas y de partículas a niveles aceptables por la sociedad. Las estrictas disposiciones europeas y norteamericanas pueden cumplirse satisfactoriamente con las tecnologías disponibles ya en el mercado.





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Estos criterios son aplicables en la industria donde se pueden utilizar tecnologías para reducción de emisiones. Sin embargo, en el sector rural residencial es necesario velar para que los usuarios hagan el debido uso del carbón mineral a fin de minimizar el impacto en la salud de los usuarios. Para ello en el tema de Ciencia y Tecnología se harán propuestas específicas al respecto tales como proponer el diseño de estufas apropiadas para su uso en el sector rural colombiano a fin de minimizar el impacto de manipulación y combustión del carbón, utilizando briquetas y maximizar la disposición de residuos procedentes de la combustión de leña y carbón de tal manera que se pueda usar el carbón con mínimo impacto sobre la salud pública. Esta consideración especial sobre el sector rural está establecido en uno de los Objetivos Principales del PEN 2006-2025 el cual señala la importancia de maximizar el bienestar en el campo colombiano suministrando la canasta adecuada de energéticos, en contraposición a lo que está ocurriendo hoy en día donde el uso no dirigido de los energéticos tradicionales (como el caso de la leña y el carbón) está incidiendo en la proliferación de enfermedades respiratorias y cancerígenas en este segmento de la población. Por su parte el Gas Natural tiene un uso universal tanto en generación de energía eléctrica como en la atención de la demanda industrial, residencial y comercial así como en el transporte a través del gas natural vehicular. Y por último se tiene el GLP, con un universo de usos similar al del gas natural mencionados anteriormente. En todos los casos se hace necesario realizar una evaluación de los impactos en el medio ambiente por su utilización en cada una de las actividades señaladas anteriormente. VIII.4 El Protocolo de Kyoto, los mecanismos de aire limpio MDL y su impacto en el país. Con la ejecución de programas URE, el país estará en el marco de las disposiciones del Protocolo de Kyoto debido a que todo programa de ahorro en consumos de energía estará impactando el tema de las emisiones de CO2. Es el caso por ejemplo de los biocombustibles cuya implantación en el país presenta un balance positivo en la captura de bióxido de carbono (gas de efecto invernadero). Programas como éste constituyen un gran aporte al país por cuanto, además de facilitar el cumplimiento de acuerdos internacionales, trae beneficios por su aporte positivo a los problemas de calentamiento global. A partir del año 2012 donde el país asume compromisos formales en materia de reducción del CO2 será necesario diseñar un programa similar, o en el marco del URE, con incentivos adecuados orientados al sector industrial y agro industrial, que permita alcanzar la máxima reducción de los gases de efecto invernadero. Existen posibilidades, para el subsector carbón, de aprovechamiento de los mecanismos de flexibilidad de la Convención de Cambio Climático y su desarrollo en el Protocolo de Kyoto, como la financiación de tecnologías limpias de combustión, que no parece que se





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estén utilizando. Esto desde el punto de vista de las emisiones. Desde el punto de vista de la absorción y retención de dióxido de carbono, debe continuar el impulso a las iniciativas de reforestación asociadas con la minería del carbón. Estos recursos potenciales no han tenido el debido aprovechamiento por el subsector carbón.





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IX. TEMA TRANSVERSAL # 3

CIENCIA Y TECNOLOGÍA

Un fuerte impulso a los temas de desarrollo tecnológico y científico es esencial en el sector energético en vista de la multiplicidad de casos donde se requiere de tecnología e innovación para impulsar el desarrollo del sector. Las principales recomendaciones sobre líneas estratégicas en este tema transversal son las siguientes: IX. 1. Utilización del carbón como recurso “limpio”. La política energética nacional debe sustentarse en la utilización de los recursos energéticos disponibles dentro de los cuales se encuentra el carbón. Para lograr el pleno desarrollo de este recurso, el PEN 2006-2025 propone una evaluación integral de las tecnologías que permitan su uso como recurso “limpio” utilizando mecanismos como el uso de calderas de lecho fluidizado y otras tecnologías (el desarrollo de calderas) que controlan las emisiones de gases contaminantes e incorporan adicionalmente los filtros adecuados, mecánicos o eléctricos, para control de partículas emitidas. En estas condiciones, las cenizas volátiles generadas por la combustión de carbón pueden removerse en porcentajes del orden del 99.8% mediante precipitadores electrostáticos. También deberían analizarse calderas de lecho fluidizado para el sector industrial. La tecnología de estas calderas ( de las cuales se tiene una en Colombia ) reduce las emisiones de gases azufrados ( y nitrogenados) por debajo de lo requerido en las legislaciones europeas y estadounidenses, permitiendo quemar no sólo carbón con altos contenidos de azufre, sino también residuos y desechos fósiles, coque de petróleo de alto contenido de azufre, etc. En tercer lugar, se considera conveniente evaluar la repotenciación de unidades termoeléctricas ya existentes con calderas de lecho fluidizado e instalar la tecnología de Integración de Gasificación y Ciclo Combinado (IGCC) para los futuros proyectos termoeléctricos a carbón. Una planta típica de IGCC (Ciclo combinado con gasificación integrada) puede remover el 99% del azufre presente en el carbón térmico. En cuanto se refiere a la demanda de carbón para el sector residencial y en particular en las zonas rurales, se propone evaluar dos temas a saber:

- Factibilidad técnica y económica del sistema de briquetas de carbón. - Mecanismos de disposición de residuos y evacuación de gases de combustión a

fin de preservar la salud de la población.





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Finalmente, en el tema del carbón, se hace necesario evaluar de manera completa el “Estado del Arte” en cuanto al desarrollo de tecnologías que permitan el uso del carbón como recurso “limpio” con efectos mínimos sobre el medio ambiente. En concordancia con lo anterior, es conveniente evaluar la posibilidad de introducir cambios en la normatividad del uso del carbón, a fin de que en lugar de limitar las emisiones en la fuente se regulen en el uso del recurso. En la actualidad la legislación colombiana sobre uso del carbón, introduce restricciones en función de la cantidad de azufre presente en el mineral, lo cual puede dar lugar a un esquema regulatorio excesivamente restrictivo en la utilización de un recurso estratégico para el país. IX. 2. Fundamentación técnica que permita establecer las proporciones óptimas de los biocombustibles en la composición final de gasolina y diesel para consumo nacional. El futuro energético de Colombia pasa por la producción de biocombustibles, siendo sus mayores fortalezas el etanol carburante y el biodiesel lo que ofrece además una perspectiva muy amplia en la conquista de mercados externos. La energía proveniente de los biocombustibles es completamente renovable lo que no ocurre con la energía de combustibles fósiles. En cuanto se refiere al etanol, la primera meta se alcanzará cuando se logre alcanzar el pleno cubrimiento de mezclas de etanol al 10% del volumen de gasolina. Metas posteriores se plantean con porcentajes de mezcla del 15% con posibilidad de llegar al 20-25%. En cuanto al uso de mezclas de biodiesel, el primer límite se presentará cuando se cubra la demanda de mezclas de 5% en volumen. Ya se plantea la posibilidad de incrementar estos porcentajes a niveles superiores. Teniendo en cuenta lo anterior, el PEN 2006-2025 propone una evaluación amplia del Marco de Utilización de los biocombustibles en el transporte con los siguientes temas a considerar:

- ¿Cuáles son los límites a la implantación de porcentajes de mezclas mayores a los actuales?,

- ¿Cómo sería el comportamiento del parque automotor colombiano en presencia de mayores porcentajes de mezclas teniendo en cuenta el tipo de vehículos y la edad del parque nacional?

- ¿Cuáles son los efectos para los usuarios en términos de eficiencia, gasto en combustibles y duración de los motores?

- Una evaluación cuidadosa de los temas planteados exige además un estudio de las experiencias internacionales en países que hayan atravesado por procesos y decisiones similares con circunstancias también similares de las condiciones del parque automotor. Si bien un incremento de los porcentajes sería deseable para el país desde el punto de





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vista energético al sustituir combustibles fósiles por biocombustibles, tal decisión debe evaluarse con detalle de tal manera que se protejan los intereses de los usuarios del sistema de transporte en el país. IX. 3. Nuevos usos de Gas Natural y GLP. Para la reactivación del mercado de GLP se requiere no solo alcanzar el mayor cubrimiento posible del sector rural sino incentivar su utilización en aplicaciones no convencionales para nuestro medio y que adicionalmente puedan generar mayores consumos. En los países industrializados el GLP tiene múltiples aplicaciones debidamente probadas y comprobadas bajo las condiciones más estrictas de seguridad, de clima, ambientales y de eficiencia. Aplicaciones de diverso grado de complejidad tecnológica tales como generación eléctrica a pequeña escala, iluminación, calefacción de ambientes, refrigeración y aire acondicionado, secado de granos, calor puro para procesos industriales, aplicaciones agrícolas en la avicultura y la floricultura, el control de malezas, todas operando con GLP o gas natural, abren un portafolio muy interesante de aplicaciones para explorar. No obstante el amplio campo de aplicaciones disponibles, existe mucho desconocimiento a nivel de la industria y de los mismos distribuidores sobre las tecnologías y sus potencialidades. En consecuencia, el PEN 2006-2025 recomienda incentivar la investigación sobre las nuevas aplicaciones, liderando planes piloto para su desarrollo y comercialización masiva. IX. 4. Tecnologías de uso del gas y carbón en la producción de combustibles líquidos – Caso CTL, GTL y CBM. El PEN 2006-2025 propone un gran esfuerzo tecnológico a fin de que el país desarrolle el conocimiento que le permita entender y aplicar las tecnologías que se vienen utilizando en el mundo a fin de sacar el mayor provecho posible de los yacimientos de gas y carbón. No se trata de que el Estado a través de una de sus agencias se dedique a desarrollar tecnología de punta sobre estos temas, sino de adquirir el conocimiento que le permita proponer el desarrollo de proyectos de ese alcance en el país. Además, a fin de ampliar el portafolio de energéticos nacionales, se le deberá otorgar prioridad al análisis de las tecnologías de producción de combustibles líquidos a partir del gas natural y carbón, y también a la producción de metano a partir del carbón mineral. Por una parte se tienen las tecnologías de Coal to Liquids – CTL y Coal Bed Methane, mediante las cuales el carbón se procesa para obtener productos combustibles similares a los derivados del petróleo, principalmente gasolina y diesel y gas natural respectivamente.





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En Colombia está por desarrollarse el conocimiento de la gasificación del carbón, tanto para extraerle su energía de las minas a profundidades no económicas para su extracción como sólido, como para generar y distribuir el gas combustible para consumo doméstico e industrial. También es necesario desarrollar el conocimiento que permita entender los procesos de conversión de carbón a combustibles líquidos En lo que se refiere a los proyectos de GTL – si bien desafortunadamente el propuesto por BP para la utilización del gas de Cusiana – Cupiagua se ha pospuesto indefinidamente, es necesario que el país evalúe otras tecnologías desarrolladas por diferentes compañías petroleras a fin de decidir sobre la conveniencia de su aplicación a efectos de monetizar las reservas existentes. En consecuencia, el análisis que se propone a los tipos de proyectos de GTL, CTL y CBM debe tener el siguiente alcance:

- Identificación de las tecnologías disponibles y costos de adquisición de las licencias.

- Cuantificación de los costos de desarrollo, inversión y operación. - Requerimientos de reservas que justifiquen su desarrollo económico. - Factibilidad de su desarrollo en Colombia.

IX.5. El GLP automotor: Caracterización del parque automotor, tecnología y normatividad. Como se mencionó anteriormente, el GLP automotor es una de las formas de aumentar los niveles de consumo de GLP, a la vez que permite alternativas de combustibles más limpios y económicos para los usuarios. Al igual que el GNV, la tecnología está probada y comprobada a nivel mundial, reportando altos índices de seguridad, rendimiento y economía donde quiera que es utilizado. Más de 10’000,000 de vehículos (2) dan fe de ello en países tan disímiles como Italia, Polonia, Turquía y Corea del Sur, con más de 1’000,000 de vehículos cada uno y mercados crecientes; Argentina, considerada la meca mundial del GNV, recientemente abrió sus puertas al uso del GLP automotor en las regiones que no son atendidas por el GNV. En estudios de la UPME, se evaluó la conveniencia de eliminar las restricciones regulatorias que restringen el uso del GLP automotor teniendo en cuenta la suficiencia de producto en el mercado, los potenciales de nuevas producciones y la importancia de

2 Statistical Review of Global LPG, 2005





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ofrecer al mercado combustibles alternativos que disminuyan la dependencia de la gasolina y el ACPM, además del menor impacto ambiental negativo. Existen varios segmentos de mercado que, sin competir con el GNV, permiten usar el GLP vehicular como complemento de la canasta energética para transporte. Geográficamente, se tienen zonas como, la región sur del país (Cauca, Nariño, Putumayo, Caquetá), parte de Boyacá y los Santanderes, el Chocó y algunas regiones de la Costa Atlántica que no son atendidas por el gas natural y por ende carecen de posibilidades de utilizar combustibles alternativos. O los vehículos de carga carretera pequeños y medianos que encuentran en la limitada autonomía del GNV una fuerte restricción para su uso, o el segmento de vehículos particulares pequeños cuyo limitado recorrido no justifican los costos de conversión a GNV. En todos los casos, la falta de información sobre el parque automotor nacional ha sido una limitante para concretar los posibles tamaños de mercado.

- Para sustentar adecuadamente un programa de GLP automotor coherente y organizado, se requiere: • Caracterización del parque automotor. El conocimiento del número de vehículos, su

ubicación, antigüedad, cilindraje y tipo de combustible forman parte del paquete mínimo de información necesario para diseñar un plan de sustitución.

• Selección de tecnologías. Se convierte en la base fundamental para el adecuado desarrollo de un programa de GLP automotor a fin de garantizar el correcto funcionamiento en cualquier clima o ubicación geográfica.

En cuanto a la normatividad del esquema de GLP automotor, en la década anterior, Ecopetrol, con el apoyo del ICP e ICONTEC, desarrolló las normas básicas del programa las cuales deberán ser revisadas y actualizadas para soportar adecuadamente un nuevo programa





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X. TEMA TRANSVERSAL # 4

MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO

El Marco Institucional resulta ser un factor transversal esencial en la formulación del PEN 2006-2025 y conlleva una revisión general del papel que desempeña la UPME de cara al sector energético y no menos importante frente a las demás instituciones del Estado. En este marco de coordinación institucional, es conveniente plantear la necesidad de que el país cuente con un Plan de Ordenamiento Territorial, que le permita delimitar las zonas que definitivamente no deben ser intervenidas y en las cuales no se deberían incentivar ni generar condiciones para crecimiento de asentamientos humanos los cuales generan presión sobre la provisión de servicios públicos esenciales, como la energía eléctrica, en particular en regiones apartadas y la disponibilidad de recursos naturales vitales (bosques acuíferos, fuentes hídricos) produciendo su rápida degradación. Adicionalmente a la coordinación con las entidades de gobierno, el tema institucional requerirá un examen del papel de la UPME como entidad promotora de proyectos y líder en el proceso de suministro de información a los usuarios del sector energético en cumplimiento de los propósitos del Plan 2019 de avanzar en la estructuración de una sociedad bien informada a fin de que todos sus agentes puedan tomar las mejores decisiones. No menos importante será el marco regulatorio no sólo a nivel interno sino también en la subregión, a fin de establecer reglas de juego suficientemente conocidas, estables y con proyección de largo plazo que dé las señales que requieren los agentes tanto públicos como privados en la estructuración de proyectos de inversión en el sector energético. Finalmente, en el tema transversal Institucional y Regulatorio, el PEN 2006-2025 propone idear mecanismos de Coordinación Institucional en particular entre las agencias del gobierno teniendo en cuenta que varios de las líneas de acción que se proponen, requieren de intercambio de información, acuerdos y definición de políticas interinstitucionales a fin de lograr los objetivos que se proponen.





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X.1. Armonizar los marcos regulatorios nacionales con los de la subregión y definir políticas de precios de largo plazo para los intercambios comerciales de la subregión. El posicionamiento de Colombia como “Cluster Energético” requiere que se cumplan los principios de convergencia en los precios y marco regulatorio adecuado que posibilite las transacciones internacionales. Y para ello se requieren definiciones en dos temas:

- Armonización de los marcos regulatorios regionales en electricidad. - Definición de precios de largo plazo para los intercambios comerciales de gas

natural. X.2. Evaluar la participación del Estado en las empresas del Sector Energético.

Este es un objetivo planteado en el PEN 2003-2020. Acá se propone estructurar una política para el tratamiento de aquellos casos de empresas del sector energético en las cuales el Estado aún conserva una participación importante con el objetivo de determinar si los propósitos y objetivos del PEN 2006-2025 pueden alcanzarse manteniendo el Estado dicha participación o si por el contrario es conveniente que una parte o la totalidad la propiedad de dichas compañías pase a manos privadas. En este análisis es necesario determinar la sostenibilidad de la participación accionaria estatal, teniendo en cuenta la política de participación del Estado, la cual fue formulada en el Plan Visión Colombia 2019 y que puede resumirse así:

- Eliminación de la presencia del Estado cuando el Sector Privado asuma la prestación directa de los servicios.

- En casos de monopolios con gestión privada, el Estado se concentrará en su papel de regulador y controlador.

- En los casos en los cuales se tengan activos y bienes públicos que se requieran para la adecuada prestación de los servicios, el Estado podrá aportarlos a la constitución de empresas mixtas con gestión privada.

- En casos específicos donde la ejecución de proyectos de infraestructura se considere esencial para asegurar el acceso abierto a los agentes del mercado, el Estado podrá considerar participaciones de carácter minoritario.

- En proyectos de innovación tecnológica y dependiendo del riesgo involucrado en los proyectos específicos, el Estado podrá conformar nuevas empresas públicas o participar en compañías mixtas.

Algunos de los casos concretos que deberán ser desarrollados y que se mencionaron a través del documento son: ECOPETROL, distribuidoras de energía estatales y la vinculación de XM a ISA; esto adicional a los procesos que se adelantan actualmente como ECOGAS, ISAGEN y CORELCA.





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Algunas consideraciones sobre capitalización de ECOPETROL ECOPETROL ha venido operando como instrumento de la política energética del Estado colombiano. En el desarrollo de estas tareas la Empresa ha tenido que sacrificar sus objetivos empresariales en aras del cumplimiento de las metas y necesidades propias de la Nación como su única dueña. De esa manera, se han maximizado los giros por concepto de utilidades y transferencias a fin de solucionar problemas fiscales de corto plazo, en detrimento de objetivos de mediano y largo plazo como sería el caso de la exploración directa y la modernización de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena con el fin de producir combustibles con calidades internacionales no sólo para el mercado local sino también para el de exportación. Adicionalmente, ECOPETROL se ha visto precisada a asumir la responsabilidad por el abastecimiento nacional de derivados del petróleo y gas natural y a sufragar los diferenciales entre los precios regulados de los combustibles y los costos de producción e importación. La capitalización de ECOPETROL tienen ventajas indudables de manejo empresarial las cuales han sido planteadas en diferentes debates públicos sobre el tema y entre las cuales se mencionan: autonomía en el manejo presupuestal y en el diseño de sus propias políticas de endeudamiento, orientación de la compañía hacia la maximización de valor como empresa petrolera integrada y direccionamiento estratégico que obedezca a criterios empresariales de largo plazo antes que metas fiscales públicas de corto plazo. Sin embargo, al mismo tiempo, la capitalización de ECOPETROL conlleva la necesidad de realizar cambios profundos en el manejo de la política energética nacional debido a que la presencia de un nuevo socio así sea en proporción minoritaria del 20%, hace necesario que ECOPETROL redireccione el rumbo de su actividad empresarial. Algunos de estos cambios serían los siguientes:

- Los criterios de rentabilidad para ECOPETROL podrían no coincidir con la rentabilidad país.

- La capitalización de ECOPETROL podría conllevar una estrategia de monetización de reservas mediante operaciones de exportación lo que impactaría el panorama de disponibilidad de hidrocarburos.

- Las transferencias y los dividendos deberán ser el resultado de un plan de inversiones y operaciones a mediano y largo plazo definido por sus accionistas y no producto de las necesidades presupuestales del Gobierno Central.

- Será necesario sincerar los precios de los combustibles en Colombia de tal manera que estos sigan indicadores internacionales teniendo en cuenta además las calidades de los productos nacionales con respecto a los externos y la posición del país como exportador o importador de productos. No se podrá acudir a escenarios de precios que no consulten las estrictas realidades de los mercados internacionales.





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- La responsabilidad del abastecimiento y el pago de subsidios deberá ser asumida por una empresa estatal diferente de ECOPETROL con las debidas apropiaciones presupuestales que le permitan asumir este tipo de obligaciones.

Lo anterior conlleva la necesidad de repensar el papel de ECOPETROL, como empresa petrolera con participación privada y no estatal del 100%, dentro del desarrollo del sector energético en el largo plazo y su contribución al equilibrio de las finanzas públicas. X.3 El Marco Institucional de Información Pública.

Uno de los temas que se plantean como de mayor preocupación en el Plan 2019 es la necesidad de que los agentes económicos cuenten con la información que necesitan para entender la gestión estatal así como el uso y asignación de los recursos públicos y las oportunidades disponibles para sus intereses. El Plan 2019 lo plantea como la necesidad de: Avanzar hacia una sociedad informada.

La información es un bien público, de manera similar a lo que ocurre en sociedades más avanzadas en las cuales contar con la información adecuada para la toma de las decisiones es no sólo un derecho sino también una necesidad.

Además un requisito necesario para que la sociedad participe en la gestión del desarrollo. ¿Cómo hacerlo si no se tienen los elementos de información básicos? Por ello el eje conceptual información-participación se hace necesario en cualquier plan de desarrollo sectorial o nacional que se formule hacia el futuro.

En resumen, un esquema de sociedad bien informada, debe ser parte de un Plan de largo plazo hacia el 2019, donde se contemple un verdadero impulso a procesos de descentralización, que conduzcan a una sociedad más igualitaria y solidaria donde no sólo los centros urbanos principales reciban la distribución del ingreso sino que a estos recursos tengan acceso todas las comunidades. En la medida que el desarrollo se logre ampliar a otros sectores se podrán hacer realidad las expectativas del mismo plan lo que permitirá alcanzar las metas de crecimiento propuestas.

El asunto es cómo lograr que la sociedad avance hacia procesos donde se disponga de mejor información para participar en la gestión de desarrollo y en la toma de las decisiones:

Para ello, el PEN 2006-2025, propone adelantar la evaluación de un Marco General de Suministro y Manejo de Información Pública con el siguiente marco de referencia:

- Identificar deficiencias de información que tengan los agentes en los diferentes subsectores energéticos: Petróleo y Gas Natural, Energía Eléctrica, Gas Propano,





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Carbón y GLP. Esta actividad deberá realizarse a través de consultas directas con los agentes comerciales más representativos del mercado quienes sufren en carne propia las deficiencias de información en los procesos de toma de decisiones.

- Determinar el cumplimiento de las disposiciones regulatorias sobre suministro de información a los mercados y comparar lo anterior con la realidad de los mercados.

- Evaluar el papel de la UPME como administrador de información pública en el sector energético. Para lograr lo anterior podría requerirse un replanteamiento de algunas de las funciones de la Unidad, liberándose de tareas esencialmente de trámite que no corresponden a su función esencial y atendiendo actividades clave en el propósito de poner el sector energético al alcance de la sociedad.

.X.4. Temas Regulatorios Sectoriales.

Si bien desde la expedición de la Ley de Servicios Públicos, se ha avanzado mucho en la estructuración de un marco regulatorio que le brinde las señales adecuadas a los agentes, aún se tienen temas regulatorios trascendentales para los diferentes subsectores energéticos, no resueltos completamente, los cuales deben ser traídos a consideración en el PEN 2006-2025. Los casos por ejemplo, de la regulación del GLP aún en proceso de definición, el Cargo por Capacidad en el sector eléctrico, los precios del gas en boca de pozo y los temas de competitividad en el “downstream” del gas natural, conllevan análisis o planteamientos de carácter regulatorio que deben ser considerados. Adicionalmente, en el tema del carbón como energético no regulado se propone evaluar el establecimiento de indicadores de precios mínimos, a las actividades de producción de carbón correspondientes a los sectores de pequeña y mediana minería. (En común con los Objetivos Principales # 3 y 4 ). X. 5.Coordinación Sectorial

Un tema esencial para alcanzar mejores niveles de información a los agentes, mayor participación de la sociedad en los planes de desarrollo y una gestión más efectivo de las agencias del Estado, es el logro de una adecuada Coordinación Sectorial en todos los aspectos que tienen que ver con el sector energético.

Los temas clave de la energía en los próximos años requerirán de la coordinación entre los siguientes Ministerios y Departamentos Administrativos:





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- Minas y Energía como rector de la política minero- energética. - Transporte como rector de la política en ese sector el cual es el principal cliente y

usuario de los derivados del petróleo. - Protección Social, por los impactos de la política energética en los temas de salud

pública - Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial por todos los procesos de trámites de

licencias de proyectos minero-energéticos pero además por las regulaciones sobre calidad del aire.

- Con el DNP, en los temas que tienen que ver con desarrollo territorial e identificación de las necesidades energéticas que surjan de la orientación de los Planes de Desarrollo.

El resultado de esta actividad deberá ser el establecimiento de “Agendas de Trabajo y Cronogramas” entre el Ministerio de Minas y Energía y cada una de las entidades señaladas en el punto anterior en aquellos temas del resorte de las instituciones respectivas. Por ejemplo, con el Ministerio de Transporte el objeto de la coordinación es la caracterización del parque automotor y tecnología de las nuevas generaciones de vehículos y calidad de los combustibles que se requieren, mientras que con los Ministerios de Protección Social y MAVDT, se tratarían las normas sobre calidad de combustibles y su impacto en la calidad del aire.





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XI. TEMA TRANSVERSAL # 5

CAPACITACIÓN, PROMOCIÓN E INFORMACIÓN XI. 1. Información pública y capacitación a los usuarios. Este tema comparte algunos puntos con el # 4 donde se analizó el Marco Institucional de Información Pública. En este caso se trata de esquemas de información y orientación a los usuarios de los servicios en temas tales como:

- Derechos y obligaciones. - Marco regulatorio general. - Normas de seguridad vigentes. - Capacitación a usuarios en el uso y manejo de los recursos energéticos.

El último de los puntos mencionados se relaciona a su vez con varios de los ejes transversales que hacen parte de la estructura del PEN 2006-2025. Por una parte, en concordancia con el Objetivo 5 y el tema transversal de medio ambiente y salud pública, es necesario avanzar en esquemas de capacitación a los usuarios del carbón en el uso adecuado y disposición de residuos. Y por otra parte, en Ciencia y Tecnología se propenderá por el diseño de estufas para su uso adecuado en los sectores rurales con un compromiso mínimo en términos de salud pública, continuar mejorando e instalando los diseños de los hornos de ladrillo, cerámicas y coques, etc., cambiando paulatinamente los diseños antiguos por los nuevos más eficientes, con recuperación de energía, control de emisiones de partículas y subproductos, y de menores emisiones a la atmósfera. Otros ejemplos de energéticos donde se requiere capacitación para su uso es GLP y el Gas Natural donde un manejo inadecuado ha sido y continúa siendo responsable por la pérdida de vidas humanas. Como complemento de lo anterior, en este eje transversal de Capacitación-Promoción e Información, el cual está conectado con el Tema Transversal # 3 – Marco Institucional y Regulatorio, se resalta la necesidad de informar a la comunidad sobre las mejores prácticas de uso de los energéticos, por su mayor impacto sobre las personas y el ambiente XI. 2. Promoción de oportunidades de negocios. Las necesidades de expansión de los sistemas de energía en Colombia a fin de atender la creciente demanda nacional y con mayor razón en un escenario de crecimiento económico sostenido del orden del 6%, exige que los agentes conozcan los posibles negocios que pueden desarrollarse en el marco de la legislación actual.





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Uno de esos temas por ejemplo, sería dar a conocer a potenciales inversionistas en nuevos proyectos de generación eléctrica las oportunidades que podrían desarrollarse en el sector de carbón mineral. A su vez, la atomización de la oferta de carbón, hace que cada uno de los productores por sí mismos, no tengan acceso a información sobre posibles negocios y oportunidades y se requiera de un apoyo que permita hacer conocer de los agentes estas oportunidades y recomendaciones a fin de contar con un esquema institucional más fuerte. Así mismo, se tienen otras oportunidades de negocios que deben ser promocionadas mediante adecuados esquemas de información, por ejemplo, expansiones de generación a base de gas natural, incentivos para programas URE y FNCE, biocombustibles entre otras. XI. 3 La Agenda Educativa Una sociedad “sostenible” en el sentido energético, debe proponerles a sus ciudadanos el desarrollo de prácticas de uso adecuado de la energía disponible y esto se logra mediante procesos educativos al alcance de todos donde se expliquen los fundamentos de la energía, técnicas de ahorro, optimización de los recursos, uso de fuentes renovables, etc. Por ello el PEN 2006-2025 propone el desarrollo de una “Agenda Educativa Energética” con el Ministerio de Educación Nacional y la UPME que cubra los temas mencionados anteriormente, y que de manera gradual y a largo plazo genere la conciencia sobre la importancia que tiene la energía para que la sociedad colombiana aprenda a “Vivir Mejor” y de esa manera se cumplan las metas del desarrollo nacional a largo plazo.

borrador estrategias del pen para consulta 2 · 2006. 10. 12. · política para el desarrollo del...

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