ISSN: 1657-480X Contenido - CID Unal · 2016. 4. 18. · OBSERVATORIO Colombiano de Energía 4 En...

Boletín del 15Julio - Septiembre • 2004 • No.

Colombiano de EnergíaColombiano de Energía

Director:Mario García

Profesor AsociadoUniversidad Nacional.

Comité editorial:Germán Corredor , Isaac Dyner,

Carmenza Chahín, Astrid Martínez,Alicia Puyana (Flacso México),

Héctor Pistonesi (Bariloche),Philip Wright (Universidad Sheffield).

Diagramación:Arnold Hernández

Impresión:Ediciones Antropos

Email:[email protected]

www.fce.unal.edu.co/oce

UNIVERSIDADNACIONAL

DE COLOMBIA

Sede BogotáFacultad de Ciencias Económicas

El Observatorio Colombiano de Energía es un espacio virtual. Sus sedes son las Facul-

tades de Ingeniería y de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional en Bogotá yde la Escuela de Minas – UN en Medellín. Los profesores participantes son expertos,

consultores y analistas de la coyuntura minero-energética, del diseño de mecanismos

de regulación energética y de la modelación de los mercados energéticos.

C o n t e n i d o

ISSN

: 165

7-48

0X

Editorial 2

Las fuerzas que moldean la política energéticamexicana o entre la Constitución y el TLCAAlicia Puyana Mutis 3

Regulación por Incentivos: una aproximaciónal sector del gas natural en ColombiaRául Andrés Ávila Forero, Juliana C. Moncada Guayazán,Jennifer Taborda Martínez 10

«Confianza» es la clave del sector eléctricocolombianoFernando Narváez Llano 17

Publicación Trimestral

Boletín del

OBSERVATORIO Colombiano de Energía

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EDITORIAL

n el tercer boletín de 2004,el Observatorio Colombia-no de Energía presenta te-mas concernientes a la es-trategia energética

mexicana, el modelo de regulación paragas natural colombiano y las necesida-des del sector eléctrico en nuestro país.

El desarrollo de la política energéti-ca mexicana ha estado enmarcado enel estancamiento de sus reservas en Hi-drocarburos, causado según dicen algu-nos analistas por el régimen institucio-nal mexicano; otros identifican laexcesiva carga tributaria como causa deldéficit y desaprovechamiento del recur-so. Alicia Puyana muestra cómo la acti-vidad petrolera mexicana ha seguido elrumbo de la modernización de toda laeconomía, pero a un ritmo diferente porlas particularidades de su régimen insti-tucional y por la fuerza de la oposiciónpolítica.

Actualmente uno de los energéticosde mayor proyección y crecimiento a

Enivel internacional es el gas natural. RaúlÁvila, Juliana Moncada y Jennifer Tabor-da realizan una aproximación para en-marcar el sector del gas natural colom-biano en el esquema de la Regulaciónpor Incentivos, que es una alternativa deanálisis importante para establecer unmarco regulatorio que permita el desa-rrollo del sector, fomente la competen-cia y la consolidación del mercado na-cional en condiciones de equidad yeficiencia tanto para los consumidorescomo para los productores y la Nación.

Dentro del desarrollo del entornoeléctrico colombiano, Fernando Nar-vaez hace un análisis del mercado eléc-trico colombiano desde que sanciona-ron la ley 142 de servicios públicos y laley 143 de corte eléctrico, mostrandoque se necesita urgentemente la recu-peración de la confianza en el sectorfortaleciendo los esquemas de merca-do, mejorando el sistema regulatorio ylogrando la estabilización en las reglasde juego.

Julio - Septiembre • 2004 • No.15

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Alicia Puyana Mutis*FLACSO - MÉXICO

La actividad petrolera

mexicana ha seguido elrumbo de la modernización

de toda la economía. No

obstante son poderosas las

fuerzas internas y externas

que presionan por más

cambios que permitan

ampliar la capacidad

productiva y exportadora. El

gobierno deberá asumir los

cambios en los factores que

restringen las inversiones,

ya sea la constitución, para

permitir las inversiones

privadas, ya la política

fiscal, para liberalizar parte

de las utilidades de PEMEX.Los Estados Unidos

privilegiarían la primera

opción, las fuerzas políticas

nacionales, la segunda.

Las fuerzas que moldean lapolítica energética mexicana oentre la Constitución y el TLCA

Apesar de los ingentes recur-sos que ha generado la ac-tividad petrolera al país, laempresa no ha logrado re-novar sus reservas al ritmo

de la extracción ni ha podido reinvertiren refinación ni en gas. El resultado es lareducción de la vida útil de las reservas,a sólo 12 años, al ritmo actual de extrac-ción y la creciente importación de pro-ductos, especialmente combustibles yde gas para la generación eléctrica. Lascausas de esta parálisis apuntan a diver-sos motivos, según las preferencias delos analistas. Algunos identifican comoúnica o principal causa el régimen insti-tucional que consagra el patrimonionacional del recurso y el monopolio delestado en su aprovechamiento, otros enla excesiva carga tributaria que extraede la empresa todas sus utilidades y ledeja un déficit que se torna mayor cuan-do los precios internacionales superanlos siempre muy bajos programados porla Secretaría de Hacienda. En una y otraperspectiva la solución requiere cambiosconstitucionales de difícil tránsito por elcongreso, desde la administración Zedi-llo. Sobre las dificultades de introducircambios radicales en el sector puede seruna prueba el hecho que en las nego-ciaciones del TLCAN, quizás el únicotema en el cual México no cedió enmateria sustancial fue el petróleo.

En nuestra percepción varios ele-mentos, de orden interno y externo, en-marcan los márgenes de cambio de laindustria petrolera mexicana (y del sec-tor energético, en términos más am-plios). Nos referiremos a los que consi-deramos más importantes: el marcoinstitucional y las relaciones políticas, lasrelaciones con los Estados Unidos, en elmarco del Tratado de Libre Comercio deAmérica del Norte TLCAN y la evolucióndel mercado petrolero mundial. En esteúltimo, y por el lado de la oferta, está lapolítica de precios de la OPEP y por ellado de la demanda el crecimiento delconsumo en países tales como China.

La firma del Acuerdo de Libre Co-mercio de Norte América constituye par-te central de las reformas macroeconó-micas iniciadas por México desdemediados de la década pasada. En el as-pecto comercial, además de la aperturadel mercado interno, de la reducción, ola eliminación, de las medidas de interfe-rencia del Estado en la gestión económi-ca y del ingreso al GATT, el TLC fue unpaso audaz de la administración de Car-los Salinas de Gortari, por su contenidopolítico y simbólico y la formalización dela creciente integración de la economíamexicana al mercado norteamericano.

* Marco Esquinca y Gustavo Acua asistieron en la investiga-ción. La autora agradece su paciencia y diligencia. Los erro-res son de exclusiva responsabilidad de la autora.

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En el proceso de cambio del mode-lo económico mexicano el petróleo nopodía mantenerse aislado y, en efecto,se han operado transformaciones impor-tantes en su gestión que sugieren lasmodificaciones al papel asignado al sec-tor energético durante la sustitución deimportaciones. Se han reducido drásti-camente los subsidios al consumo deenergía del sector industrial y empiezana aplicarse criterios más estrictos de ren-tabilidad y eficiencia empresarial. La“des-incorporación”, el término mexica-no para la privatización, de parte de lapetroquímica y la apertura a la inversiónprivada de la generación y transmisióneléctrica, las que impusieron, como re-quisito previo, la liberalización y privati-zación de las importaciones de gas na-tural, su transporte, distribución yalmacenamiento, además de la cons-trucción y posesión de gasoductos y defacilidades de almacenamiento. Se rom-pió así el monopolio de PEMEX en el gase introdujeron en su mercado los pre-cios internacionales. Se obligó a la em-presa a ajustar su contabilidad y la eva-luación de sus reservas a los parámetros

1 La apertura de información por parte de PEMEX al gobierno delos Estados Unidos en particular se realizó desde el acuerdobilateral de 1995 que permitió al gobierno mexicano tener ac-ceso a 20 mil millones de dólares del Fondo de EstabilidadCambiaria. Cuando se llegó a un acuerdo con el Departamentodel Tesoro, cuatro fueron los compromisos generales asumi-dos por ambos países en 1995.a) El acuerdo marco por 20 mil millones DDb) El acuerdo sobre el petróleoc) El acuerdo de estabilización cambiariad) El acuerdo sobre las garantíasA través del acuerdo sobre el petróleo, entre otros compromisosPEMEX -en su calidad de empresa paraestatal- se comprome-tía a enviar al tesoro de los EU copias de sus estados de cuentacuatrimestrales, informes sobre las proyecciones estimadasde las exportaciones del crudo y sus derivados, y todo tipo deinformes y noticias relevantes que el tesoro considerara apro-piado solicitar, por lo menos durante todo el período que abarca-ría la devolución del préstamo. Ver General Accounting Office,“U.S. and IMF Response to the Crisis”, Published by theDepartment of the Treasury, 1995, pp. 109-132.

internacionales, que puso fin a un ma-nejo que adjudicaba esta informacióncomo un asunto de seguridad nacional.El régimen patrimonial constitucional delsector petrolero aguas arriba aun per-manece sin modificación alguna, peroPEMEX se encuentra embarcado en unaintensa reestructuración tendiente a re-ducir la burocracia y los costos operati-vos y a hacer menos secreto su mane-jo1 . Uno de los elementos que induce aestos cambios es la membresía en el TLC.PEMEX no ingresó a la Agencia Interna-cional de Energía, de la OCDE, agenciaque exige la liberación de todo el sector alas inversiones privadas internacionales.

El papel que en el futuro pueda ju-gar el petróleo en la trayectoria del TLCestará influido por factores de diversocarácter, algunos de los cuales sí están alalcance de los actores políticos y eco-nómicos mexicanos o norteamericanos,otros se ubican fuera de su influencia.Nos referimos especialmente a la evo-lución del mercado internacional, loscambios en las políticas energéticas delos países miembros del TLC y la evolu-ción de los requerimientos de la deman-

da. Nuestra percepción es que cada unode estos factores ejercerá una formida-ble presión sobre el petróleo mexicanoobligando en el mediano o largo plazoa la consideración de aquellos cambiosen la legislación a los cuales México, lasociedad y el gobierno se han resistido.El cambio implicará que México diseñela política de expansión de la produc-ción y las exportaciones más en aten-ción a la demanda externa (esto es delTLCAN) y menos en función de sus nece-sidades de equilibrio macroeconómico,como hasta la fecha. Esto obligaría a


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cambios en la relación de la empresacon el fisco federal, alterando el pesorelativo de las diferentes fuentes de in-greso tributario o reformas constitucio-nales que permitan una amplia partici-pación del sector privado en laexploración, producción y venta de hi-drocarburos. Las dos opciones tienencostos políticos altos que a la fecha nin-gún gobierno se ha arriesgado a asumirplenamente.

La resistencia al cambio emana defuentes de diverso carácter. En primerlugar, la tradición jurídica que establecela propiedad nacional del subsuelo y, porotra parte, el arraigo del sentimientonacionalista respecto a la nacionaliza-ción de la industria, en los años 30s. Ensegundo lugar, la fuerte dependencia delfisco nacional respecto de la renta pe-trolera y el gran margen de maniobraque ésta otorga al gobierno central. Fi-nalmente, el poder sindical de los traba-

jadores de PEMEX y los intereses crea-dos en el ámbito regional por los efec-tos de los ingresos petroleros en la es-tructura productiva y en el nivel delempleo y los salarios.

Nos referiremos a algunos de loselementos más importantes externos einternos que moldean el futuro de lapolítica petrolera y energética del país.Son avances de investigación que pre-sentamos más con el ánimo de enrique-cer nuestro análisis con la discusión, quepresentar conclusiones.

RAZONES DE CARÁCTER EXTERNO.

11111. El papel de México en eq. El papel de México en eq. El papel de México en eq. El papel de México en eq. El papel de México en equilibruilibruilibruilibruilibrioioioioiodel mercado petrolero en la regióndel mercado petrolero en la regióndel mercado petrolero en la regióndel mercado petrolero en la regióndel mercado petrolero en la regiónT LT LT LT LT LCCCCC ANANANANAN

En la región TLCAN, las reservas y elpotencial de crudo relativamente eco-nómico de México es central. En efectoen los Estados Unidos, la zona más ex-plorada del mundo no se ha hecho nue-vos descubrimientos de grandes reser-vas y la adición se realiza en campos yaen explotación. Canadá tampoco hadescubierto nuevos yacimientos y supotencial de desarrollo se centra en lasarenas bituminosas, de mayor costo quelos crudos pesados mexicanos. Méxicopor su relativa escasa exploración pre-senta mayor potencial. Su menor con-sumo interno en relación con la produc-ción le permite manejar excedentesexportables mayores.

2. Las razones estadounidenses2. Las razones estadounidenses2. Las razones estadounidenses2. Las razones estadounidenses2. Las razones estadounidensespara consolidar a la integraciónpara consolidar a la integraciónpara consolidar a la integraciónpara consolidar a la integraciónpara consolidar a la integraciónenerenerenerenerenergggggética en la zona TLética en la zona TLética en la zona TLética en la zona TLética en la zona TLCCCCCANANANANAN.....

Los compromisos pactados en elTLCAN se consideran insuf icientes yaque, a diferencia de los logrados en elTLC con Canadá, México no aceptó dospuntos importantes. En primer lugar,

abrir el sector a la inversión extranjera yen segundo término, otorgar a los Esta-dos Unidos tratamiento nacional encuanto a la venta de crudo. Es decir, encaso de requerir reducción de produc-ción, se contraerían en idéntica propor-ción las ventas internas y las exportacio-nes a los Estados Unidos. De esta forma,por ejemplo, cuando México ha reduci-do las exportaciones para contribuir a lapolítica de estabilización de preciosexternos, la oferta interna debía reducir-se y no solamente las exportaciones,creando desabasto interno. En este con-texto, el interés de USA es garantizar elabasto de crudo de manera de reducirla inestabilidad surgida de la crecientedependencia de crudo importado y elavance de las importaciones desde elmedio oriente.

a )a )a )a )a ) La evolución de la intensidadLa evolución de la intensidadLa evolución de la intensidadLa evolución de la intensidadLa evolución de la intensidadpetrolera de la economía esta-petrolera de la economía esta-petrolera de la economía esta-petrolera de la economía esta-petrolera de la economía esta-dounidense.dounidense.dounidense.dounidense.dounidense. Estados Unidos es elmayor consumidor de energía delmundo. Desde el descubrimiento delprimer pozo petrolífero y hasta el pri-mer choque petrolero, el crecimien-to de la economía estadounidense(y del resto de países industrializados)descansó en el uso intensivo de pe-tróleo. Este modelo de crecimientofue posible gracias a precios del cru-do que no cubrían los costos margi-nales de producirlo, durante la épo-ca en la cual no existía mercadointernacional del crudo y los precioseran unidades contables de las trans-ferencias intra-corporación, y no delvalor del bien, El choque petrolerode 1973 encontró una estructura eco-nómica mundial cuya demanda decrudo era inelástica al precio. El ajus-te tomó varios años y se resolviómediante cambios tecnológicoscomplejos e irreversibles que reduje-ron la intensidad energética del PIB,los costos de exploración y desarro-

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llo y ampliaron la oferta. Así descen-dieron los precios y el gasto en ener-gía como proporción del PIB, del 20por ciento en 1970 al 11 por cientoen el 2000 y en petróleo del 8% al5% en el mismo período. La intensi-dad petrolera se redujo, aunque el rit-mo de descenso se desaceleró a cau-sa de la caída de los precios reales delcrudo de los últimos años. México tie-ne una mayor intensidad energéticay petrolera, de suerte que el creci-miento de la economía reduce el po-tencial exportador, de no ampliarsela producción al ritmo del consumo.

b )b )b )b )b ) Sube la dependencia respectoSube la dependencia respectoSube la dependencia respectoSube la dependencia respectoSube la dependencia respectodel crudo importado. del crudo importado. del crudo importado. del crudo importado. del crudo importado. En direc-ción contraria a la contracción de laintensidad energética del PIB, la de-pendencia de la economía respectodel crudo importado se ha acentua-do. Si en 1973 las importaciones ne-tas de petróleo representaban el 35por ciento del total del consumo, enel año 2000 superaron el 50 por cien-to y para el 2020 el crudo importado

cubriría el 65. La caída de la produc-ción doméstica, la reducción de lasreservas y demanda creciente lo ex-plican. Al tiempo que crece la depen-dencia respecto del crudo importa-do se incremente el peso de la OPEP,especialmente los países del Golfo,como se ve en el gráfico No. 1.

Si México no mantiene su parti-cipación actual en el mercado estado-unidense, la dependencia respecto a laOPEP sería superior al 50% del consu-mo. Siendo el de la OPEP el más barato,es lógico pensar que esa sería la situa-ción. En este caso, las exportaciones deMéxico a los EUA deben crecer al ritmode las importaciones totales y al de lademanda interna, asumiendo que nohabrá expansión considerable de la pro-ducción estadounidense.

Los efectos estabilizadores dela primera guerra del Golfo parecen di-luirse por efecto de la invasión a Irak y lainestabilidad en el Medio Oriente. Unreciente estudio del Departamento deEnergía 2 de los Estados Unidos analiza

la situación de 12 productores importan-tes de crudo, todos los cuales, actual opotencialmente enfrentan el peligro dedisrupciones en la oferta o restriccionesde diverso tipo para la ampliación de lacapacidad productiva. Entre los paísescon inseguridad de varios grados en elsuministro de crudo se encuentran Irán,Irak, Venezuela, Colombia, Ecuador,Esta lista de hecho deja por fuera del ejede los “inseguros” a muy pocos países,entre ellos a México.

3. Los cambios en el mercado mun-3. Los cambios en el mercado mun-3. Los cambios en el mercado mun-3. Los cambios en el mercado mun-3. Los cambios en el mercado mun-dial y la política OPEPdial y la política OPEPdial y la política OPEPdial y la política OPEPdial y la política OPEP.....

Los cambios en el mercado petrole-ro mundial implican que hay mayor in-certidumbre sobre los precios. Los ciclosson menos intensos que en los años 70,pero más frecuentes los choques exter-nos inducidos por cambios en las coti-zaciones. Esta incertidumbre e inestabi-lidad de precios, preocupan a los EstadosUnidos (a los países importadores, en

2 EIA-DOE, Junio 2003: “World Energy: Areas to Watch”

Gráfico No. 1

Fuente: AIEA


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general) por la sensibilidad de su econo-mía a las presiones inflacionarias. Enefecto, por cada millón de barriles decaída en el suministro y no compensa-do por otras fuentes de energía, (ampli-tud de la reducción neta) el precio delbarril se afecta entre 3 y 5 dólares. Y cada10 por ciento de incremento en el pre-cio puede reducir el crecimiento del PIBde USA entre 0.05 y 0.1 por ciento, enrelación al crecimiento básico. Si se pro-yectó un crecimiento del PIB de USA al 3por ciento anual, la subida de preciosdel petróleo de un 50 por ciento puedereducir el crecimiento real de la econo-mía entre el 2.5 y el 2.75 por ciento.

Cuadro No. 1Producción, consumo e importaciones mundiales de petróleo

En estas condiciones: mayor depen-dencia del crudo importado y frecuenteinestabilidad y sostenida incertidumbresobre las cotizaciones, es lógico que elgobierno de los EUA busque por todoslos medios reducir los efectos negativosde la inestabilidad de los precios.

Los choques petroleros están rela-cionados con los excedentes de capaci-dad productiva. Choques al alza, cuan-do los márgenes de capacidad son muymagros y de a la baja cuando son eleva-dos. Sólo Arabia Saudita, Kuwait, y Ve-nezuela tienen excedentes importantesque puedan contrarrestar caídas impor-tantes en la producción, como las ocu-

rridas durante la primera guerras delgolfo. Hoy los márgenes de capacidadno utilizada son mínimos, los más bajosde la historia OPEP.

Ante la fuerte expansión de la de-manda (China y el restablecimiento dela demanda en el Sur Este Asiático) seavizoran precios relativamente altos yde no realizarse inversiones oportuna-mente para satisfacer la demanda de lospróximos años, estos precios necesaria-mente tendrían que subir a niveles críti-cos, cercanos quizás superiores a los pre-cios altos previstos por la EnergyInformation Agency de los EUA.

44444..... La demanda por Crudo mexica- La demanda por Crudo mexica- La demanda por Crudo mexica- La demanda por Crudo mexica- La demanda por Crudo mexica-no, para mantener el actual equili-no, para mantener el actual equili-no, para mantener el actual equili-no, para mantener el actual equili-no, para mantener el actual equili-brio del mercado.brio del mercado.brio del mercado.brio del mercado.brio del mercado.

En este caso, ¿cuál sería la demandapor crudo mexicano, para que no se al-tere el actual equilibrio del mercado decrudo de la región TLCAN y de los Esta-dos Unidos?.

Estados Unidos ampliará su consumoe importaciones de crudo de 20 a 30 mi-llones b/d entre 2004 y 2025 y sus impor-taciones se expandirían de 11.9 millonesb/d a 20.4 millones b/d en el mismoperíodo. La capacidad de expansión enCanadá es limitada, ver cuadro No.1.

Para que México pueda satisfacersimultáneamente su demanda interna yla de los Estados Unidos de forma talque mantenga su posición en este mer-cado (y las exportaciones que hace Méxi-co a otros mercados), debería expandirsu producción a 4.5 millones b/d para elaño 2010 y a 5.3 millones b/d en el 2020y a 5.9 millones b/d en el 2025. Es decirun incremento de casi dos millones cua-trocientos mil barriles al día.

Asumimos que se mantienen las pro-yecciones y estimaciones de crecimien-to del PIB, de la intensidad y la elasticidadpetrolera de las dos economías realiza-

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das por las instituciones especializadas, yque no hay crisis mundiales que alterenestas variables. Para mantener reservasque garanticen la vida útil actual deberáduplicar las reservas probadas.

Para mantener la capacidad produc-tiva actual, PEMEX necesita invertir cer-ca de unos 5000 millones de dólares3 ypara ampliar la capacidad productiva enlos 2.4 millones de barriles diarios, serequerirían inversiones adicionales parael desarrollo de los campos que supera-rían los 3000 millones anuales, durante10 años. A estos costos deben adicio-narse los costos de exploración (imposi-bles de establecer por la forma en la quela empresa presenta las estadísticas so-bre inversiones en producción y explo-ración). Para mantener las reservas pro-badas y no agotar su vida útil se sugiereinversiones anuales en exploración yadición de reservas cercanas un terciodel ingreso neto, (ingreso neto de gas-

tos). 4 La experiencia indica que las in-versiones totales de PEMEX difícilmentehan superado los 1600 millones de dó-lares anuales, insuficientes aún para elmantenimiento de la capacidad produc-tiva. Se presentaría por lo tanto, un défi-cit anual cuya superación implica multi-plicar al menos por tres el ritmotradicional de inversiones de PEMEX.Según los planes de la empresa y la in-formación de la Secretaría de Hacienday Crédito Público, en el medio plazo seespera elevar la plataforma productiva,mediante la perforación de nuevos po-zos en campos en producción, en unmillón de barriles diarios. Aún si toda laproducción adicional se exportara a losEstados Unidos, México perdería partici-pación en el mercado de crudo norte-americano ya que el incremento es me-nos de la mitad de nuestro cálculo paramantener dicha posición. En estas con-diciones el equilibrio del mercado esta-dounidense debería reestablecerse omediante mayores importaciones de laOPEP o de otros productores.

Un aumento en capacidad productivade la magnitud necesaria para mantener elactual estado de cosas demanda recursosde inversión que superan los niveles tradicio-nales de inversión de la empresa, no por queno genere las utilidades y los recursos sufi-cientes para atenderlas. La razón primordiales la elevada carga impositiva que asume yque libera al gobierno de asumir el costopolítico de gravar a otros sectores económi-cos o de elevar el IVA, opción sin posibilida-

des políticas, como se ha visto. La carga fis-cal a la cual está sometida PEMEX, es una delas trabas para que el potencial del país sedesarrolle. En efecto, los balances de la em-presa sugieren que las rentas transferidas alas arcas públicas superan con creces lo quesería la tributación de una empresa comer-cial ordinaria, ver cuadro No. 2.

LOS PROBLEMAS CONSTITUCIONALESY POLÍTICOS Y LA RUTA TOMADA POREL GOBIERNO.

Como se presentó al inicio, las posi-bilidades de cambios en la constituciónque permitan una mayor participaciónde las inversiones privadas en las activi-dades aguas arriba en petra gas no sonfuertes, ni aún en modalidades como lasoptadas por Venezuela o Colombia deasociaciones en contratos de riesgocompartido. Pero en nuestra opinión,estos son sólo un obstáculo, no el úni-co, y quizás no el mayor.

La renta petrolera y su apropiaciónestán detrás de la nula capacidad inver-sionista de PEMEX. Y detrás de ella estála incapacidad de alternar la carga fis-cal de la empresa y trasladar a otros con-tribuyentes la parte de impuestos que sedeberían reducir a PEMEX para que aten-diera sus necesidades de inversión. Se-

Cuadro No. 2Carga impositiva a PEMEX

(Cifras expresadas en millones de pesos de poder adquisitivodel 31 de Diciembre de 2003).

Fuente: Cálculos propios con datos de PEMEX. Memoria de Labores 2003.

3 Entrevistas de la autora con funcionarios de PEMEX, en ela-boración de este trabajo.

4 Auty, R.M, 1993, Sustaining Development in MineralEconomies. The Resource Curse Thesis, Routledge, Londres-Nueva York.


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gún la OCDE, México es uno de los paí-ses con menor carga tributaria directade la OCDE y de América Latina. Así, eluso de la renta petrolera se convierte enuna transferencia al sector privado, porla vía de reducción efectiva de la cargaimpositiva.

Para obviar las restricciones políti-cas e institucionales, el gobierno ha op-tado por vías alternas, no siempre libresde conflicto político o jurídico o inefi-ciente en términos económicos. En esteúltimo se encuentran los contratos degasto diferido, que constituyen en efec-to crédito de proveedores de serviciosde exploración que han gravado a laempresa con deuda de corto plazo y ele-vados intereses. Es decir, en cambio deusar sus propias utilidades, se recurre adeuda externa.

En segundo lugar, están los Contra-tos múltiples de Servicios que, por unaparte no han satisfecho plenamente alos inversionistas y por el otro, han sidoya demandados por inconstitucionales.Aun así no prosperaran las demandas alos contratos ya adjudicados, se ha de-mostrado que no contaron con el inte-rés de los inversionistas, por la escasaparticipación en las licitaciones.

CONCLUSIONES

La actividad petrolera mexicana haseguido el rumbo de la modernizaciónde toda la economía, pero a un ritmodiferente por las particularidades de surégimen institucional y por la fuerza dela oposición política.

No obstante son poderosas las fuer-zas internas y externas que presionanpor más cambios que permitan ampliarla capacidad productiva y exportadora.Esta ampliación choca con las realida-des políticas y con los intereses que fa-vorecen el estado de cosas actual. Mo-dificar la capacidad inversionista de laempresa, sin cambiar sus aportes al fis-co, implica abrirla a las inversiones pri-vadas y modificar la constitución. Redu-cir la carga tributaria a la empresa,significa cambios en la política fiscal dedos sentidos: O ampliar la tributación di-recta, opción que va en contravía de laspreferencias políticas del gobierno,como se ha demostrado en las dos re-formas tributarias pasadas, o eliminar latasa cero del IVA a alimentos básicos ymedicinas, opción preferida por el go-bierno y rechazada por el congreso. Lasvías “informales” instrumentadas por elgobierno son costosas, no han desper-tado el total interés de los inversionistasy han sido demandadas por inconstitu-cionales.

Así las cosas, el gobierno deberá asu-mir los cambios en los factores que res-tringen las inversiones, ya sea la consti-tución, para permitir las inversionesprivadas, ya la política fiscal, para libera-lizar parte de las utilidades de PEMEX,las dos remiten al ejecutivo al congresoy a negociar. Tarea que no se ha libradocon éxito, como se ha visto.

Los Estados Unidos privilegiarían laprimera opción, las fuerzas políticas na-cionales, la segunda.

¡La moneda está en el aire!

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Raúl Andrés Ávila ForeroObservatorio Colombiano de EnergíaLas Opiniones expresadas en este artículo son responsabilidaddel autor y no comprometen a la entidad para la cual trabaja.

Juliana C. Moncada Guayazán

Jennifer Taborda Martínez1

Estudiantes de EconomíaUniversidad Nacional de ColombiaLas formulas tarifarías

necesitan incentivar aún más

el esfuerzo de las empresasreguladas para disminuir los

costos al usuario y al

regulador; incorporar un

factor que dependa de los

diferenciales en costos o

establecer incentivos

tributarios debe considerarse

dentro de la normatividad

para el gas natural. Los

principios de la regulación

por incentivos tienen gran

cabida en Colombia y su

implementación es necesaria

para garantizar el desarrollo

eficiente del sector.

Regulación por Incentivos:una aproximación al sector del

gas natural en Colombia*

E

* Trabajo elaborado durante el seminario Petróleo y RegulaciónEconómica, Facultad de Ciencias Económicas, UniversidadNacional.

1 Agradecemos a la profesora Astrid Martínez Ortiz, por su dirección.2 Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos,

cambió el régimen para nuevos hallazgos. Ecopetrol, en unfuturo, no necesariamente será asociado.

3 Para un mejor entendimiento de la estructura de los mercadosenergéticos en Colombia ver Retos del sector energético enColombia, documento elaborado por Germán Corredor, IsaacDyner, Mario García, Astrid Martínez y Alicia Puyana, BoletínNo. 4 del Observatorio Colombiano de Energía, Noviembre de2001.

ste artículo constituye unaaproximación para enmar-car el sector del gas naturalcolombiano en el esquemade la Regulación por Incen-

tivos, otorgando como primera medidauna identificación de los principales ras-gos de la actividad regulatoria, ubicandolas características del esquema de Regu-lación por Incentivos en diversas alterna-tivas teóricas; seguidamente se contex-tualiza el sector del gas natural dentro delos parámetros principales que establecela normatividad actual y se relacionanlos rasgos importantes del modelo deregulación existente. Por último se anali-zan las falencias y potencialidades delrégimen en la construcción de un siste-ma por incentivos proponiendo algunassugerencias al marco regulatorio.

Palabras Clave:Palabras Clave:Palabras Clave:Palabras Clave:Palabras Clave: Gas Natural, Re-gulación por Incentivos, Monopolio Na-tural, Servicio Público Domiciliario.

INTRODUCCIÓN

El sector del gas natural en Colombiaha cobrado gran importancia en los últi-mos años a partir de la valoración eco-nómica dada a la explotación de gas afinales de los años setenta, y la identifica-ción de la capacidad potencial del sectorpara proveer, tanto ingresos importantes

para la Nación como de ser una fuentede energía alternativa económicamenteviable a la hidroeléctrica, al carbón y alos derivados del petróleo tan amplia-mente utilizados; a partir de este recono-cimiento, de ser un servicio público en elcaso del gas domiciliario y de la naturale-za oligopólica en sus etapas de Importa-ción y Producción2, y monopolio depar-tamental/regional en sus fases detransporte y comercialización/distribu-ción3; es muy importante pensar en unmarco regulatorio apropiado usando ele-mentos teóricos que disminuyan el cos-to de regular y cumpla satisfactoriamen-te los objetivos del regulador.

Debido a estas consideraciones, eluso de un tipo de Regulación por Incen-tivos para el sector de Gas Natural enColombia es una alternativa de análisisimportante para establecer un marcoregulatorio que permita el desarrollo delsector, fomente la competencia y la con-solidación del mercado nacional en con-diciones de equidad y eficiencia tanto


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para los consumidores como para losproductores y la Nación.

EL CONCEPTO DE REGULACIÓN

Cuando hablamos de teoría de laregulación podemos decir que “se tratade la conjunción de los mecanismos quetrabajan conjuntamente para la repro-ducción social, atendiendo a las estruc-turas económicas y formas sociales pre-valentes (…)” . (Boyer, 1990, 20). Dentrode esta concepción teórica podemosidentificar dos enfoques básicos:

El enfoque tradicional:El enfoque tradicional:El enfoque tradicional:El enfoque tradicional:El enfoque tradicional: parte delanálisis de fallas del mercado paraaceptar la imposibilidad de lograr so-luciones de primer óptimo a partirde la acción libre de la competencia;se justifica así la intervención del go-bierno como regulador.

La nueva economía de la regu-La nueva economía de la regu-La nueva economía de la regu-La nueva economía de la regu-La nueva economía de la regu-lación:lación:lación:lación:lación: ésta considera una serie debarreras que limitan la capacidad delgobierno para ejercer eficazmentesus funciones como regulador; estaslimitaciones pueden ser de dos tipos:ineficacia del gobierno en sus fun-cionarios (enfoque del interés publi-co) o búsqueda de beneficios priva-dos por parte del regulador (enfoquedel interés privado).

La regulación es una respuesta a losproblemas de la disfunción del mercado,y la regulación de los monopolios es larespuesta a los mercados que adolecende una competencia ineficaz y un poderexcesivo de mercado. Las funciones bási-cas de la regulación son el estimulo a lacompetencia, la protección a los usuariosy la defensa de la legislación vigente y delos intereses del sector público.

REGULACIÓN POR INCENTIVOS

Este tipo de regulación busca princi-palmente desligar la acción continua demonitoreo y control permanente delregulador al desempeño del regulado,creando incentivos suficientes para ha-cer que las acciones del regulado co-rrespondan a los objetivos del regula-dor; en algunos casos este sistema selimita a procurar que el regulado revelela información correcta al reguladorcon el fin de que este pueda concretarsu labor satisfactoriamente.

La Regulación por Incentivos se en-foca primordialmente en resolver dosproblemas propios de la actividad regu-latoria centralizada: el primero son losaltos costos que representa la acciónde monitoreo y control y el segundo,altamente ligado al anterior es la exis-tencia de información asimétrica entreel regulado y el ente regulador, la cualse presenta en dos formas:

Riesgo MoralRiesgo MoralRiesgo MoralRiesgo MoralRiesgo Moral : cuando lo que el re-gulador ignora, parcial o totalmen-te, son las acciones emprendidas porel productor para afectar la calidad yeficiencia de su actividad (factoresendógenos).

Selección AdversaSelección AdversaSelección AdversaSelección AdversaSelección Adversa: cuando la in-formación que posee exclusivamen-te la firma se refiere a factores exó-genos a ella, como las condicionesde mercado que enfrenta.

La regulación por Incentivos integracaracterísticas de los dos enfoques de laregulación; desde el enfoque tradicio-nal se usa como una herramienta paraejercer control a los monopolios y dis-minuir las distorsiones que éstos causanen el precio de mercado, buscando laparidad del precio con el costo marginale incorpora el enfoque de la nueva regu-lación cuando el regulador no necesa-riamente responde a un comportamien-to benevolente, incluyendo conflictos deinterés y básicamente problemas de in-formación asimétrica.

En éste tipo de regulación existen cier-tos mecanismos para internalizar exter-nalidades4 como son, el cobro mediantetarifas, impuestos o tasas (Solanes, 1999,18); que mediante el cobro de montossuperiores al costo de remediar impactosnegativos, buscan generar un incentivopara no producirlos o remediarlos.

Desarrollos formales al respecto seelaboran usando modelos de informa-ción asimétrica en los cuales se conside-ran distintos tipos de reguladores (bene-volentes o no), sean estos privados opúblicos y distintos mecanismos de re-gulación que se definen según las fun-ciones del regulado y el regulador, en

4 Son aquellas que se producen en ocasiones en las que lasactividades o negociaciones de una o ambas partes causanefectos negativos respecto de partes que no han participadoen las negociaciones, no se benefician de las mismas, noobstante lo cual tienen que cargar con algunos de los costosde la actividad.

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donde los benef icios están ligados a laacción del regulado en cuanto al mane-jo de información o administración decostos5 (Laffont, 1989).

La calidad de un esquema de incen-tivos se puede apreciar en la medida enque éste no distorsione el momentoóptimo de logro de ganancias en eficien-cia, no promocione el uso de un insumosobre otro y no promocione artificial-mente mucho o poco la producción deun producto en particular.

Una manera de entender qué tanbueno es un esquema de incentivos esel concepto de potencia de un incenti-vo que es la proporción del valor pre-sente del ahorro en la reducción de cos-tos retenido por la empresa. La potenciade un incentivo en un mercado perfec-tamente competitivo es 100%, mientrasque la potencia de un esquema de regu-lación que pase los beneficios obteni-dos de la reducción de costos directa-mente a los consumidores es 0%.

EL SECTOR DEL GAS NATURAL EN COLOM-BIA (CARACTERÍSTICAS GENERALES)

El Gas Natural es un servicio públicodomiciliario definido por la Ley 142 deservicios públicos domiciliarios comobien necesario en la sociedad para man-tener las condiciones de vida adecua-das, el cual tiene una baja elasticidadprecio de la demanda, por lo que unaumento en el porcentaje del precio noreduce la demanda del bien. En dichaprestación operan dos lógicas: la finan-ciera, que busca la rentabilidad y la so-cial, que valora la necesidad de la pres-tación del servicio en donde el Estado ysus instituciones tienen como fin ultimomaximizar el interés público, es decirgarantizar el acceso de forma igualita-ria y no discriminatoria, a un precio quesalvaguarde el interés del usuario y ga-rantice la seguridad, continuidad y cali-dad del servicio6. En los servicios públi-cos se opera bajo dos vías: la de ofertaque involucra la cobertura y calidad delservicio, y vía demanda que se relacionacon los precios y su comportamiento.

Económicamente el Gas Naturalcorresponde a un bien público en el sen-tido de no exclusión, es decir, no solo noes posible excluir a nadie de disfrutar deeste tipo de bien, sino que además no espráctico hacerlo, puesto que el incremen-to de usuarios no se traduce en incremen-to de costos. Esto corresponde a la exis-tencia de economías de escala yeconomías de alcance7. (Solanes, 1999,13), lo cual determina la exis tencia demonopolio natural; además existe eltema de “acaparamiento de la crema”que ocurre cuando la prestación del ser-vicio se debe hacer independientementede la capacidad de pago de los usuariospor razones de interés público, si existie-ra entrada libre las firmas se concentra-rían en las áreas mas rentables, dejandosin servicio a las más pobres. En Colom-

5 Se realiza un desarrollo básico de este tipo de modelos en elcapitulo 7 “Toward a Political Theory of the Emergence ofEnviromental Incentive Regulation”.

6 En la legislación colombiana se especifica: “De la finalidadsocial del Estado y de los Servicios Públicos” Art.365 a 370.Regulación especial que no tiene antecedentes en el sistemaconstitucional anterior y cuya premisa fundamental consiste enque los servicios públicos son inherentes a la finalidad socialdel Estado (Art. 365) como quiera que entre sus fines esencialesse encuentran servir a la comunidad, promover la prosperidadgeneral y garantizar la efectividad de los principios, derechos ydeberes consagrados en la constitución (Art.2).

7 Economías de Escala: a mayor producción menor costo uni-tario y Economías de Alcance: ciertos servicios son más baratoscuando son prestados por una misma firma.

8 Costos hundidos: son aquellos costos fijos ya cubiertos por laempresa en el momento de entrada de nuevos competidores.

bia a propósito de este problema, la le-gislación para gas natural establece unrégimen de concesiones para cubrir lossectores pobres y marginados; así comoun sistema de subsidios cruzados paraaliviar la carga a los menos favorecidos.

Dadas estas características del sec-tor se hace necesaria la regulación paracoordinar los deseos del prestador delservicio y la finalidad y obligación delEstado, así como para encontrar el apro-vechamiento óptimo de las economíasde escala en los sectores de la actividaden la cual ésta se justifica y para contro-lar la condiciones de competencia paralas empresas entrantes teniendo encuenta los costos hundidos existentes8.

ASPECTOS RELEVANTES DEL MARCOREGULATORIO DEL SECTOR GAS NATU-RAL EN COLOMBIA

Se distinguen cuatro actividades prin-cipales en la industria de gas: produc-ción-comercialización, transporte, distri-bución y comercialización al usuario;Cada una de estas actividades tiene untratamiento regulatorio independiente,y disposiciones que limitan la integraciónvertical y horizontal de actividades.

La producción, por razones consti-tucionales se realiza por contrato, deacuerdo a lo estipulado por la AgenciaNacional de Hidrocarburos que cambioel régimen determinado para nuevos


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hallazgos donde Ecopetrol, en un futu-ro, no necesariamente será asociado. Elrégimen regulatorio vigente para la ac-tividad de suministro de gas natural almayoreo se basa en una estrategia pro-competitiva, con un período reguladode transición de diez años al final delcual se ha previsto liberar los precios re-gulados que rigen esta actividad cuyasestrategias son: establecer precios máxi-mos manteniendo incentivos a la pro-ducción9, evitando conformación deprecios de monopolio; permitir la comer-cialización de regalías del gas medianteofertas públicas de suministro y permi-tiéndose la comercialización directa delgas por parte del asociado.

Las principales empresas transporta-doras del país, son Ecogas, empresa dederecho público, propietaria de la granmayoría de la infraestructura de trans-porte del interior del país, y PromigasS.A., empresa privada propietaria de la

9 En este momento solo tres campos tienen precios máximosregulados (Ballenas, Cusiana y Opón). Los precios de gas enboca de pozo para otros campos y nuevos hallazgos es libre.

10 Cargo de entrada: Es el cargo bajo se efectúan todas las tran-sacciones de gas., refleja el costo económico de transportargas desde el nodo de entrada hasta el centro de referencia.

11 Cargo de salida: refleja el transporte desde el centro de refe-rencia hasta su respectivo nodo de salida.

gran mayoría de los gasoductos de laCosta Atlántica, quien también tieneparticipación en algunos BOMT.s queoperan en la región del interior. Los seistransportadores restantes, se han desa-rrollado a través de contratos de conce-sión con el Ministerio de Minas y Ener-gía. El nuevo régimen regulatorio detransporte se basa en un esquema decargos de paso, determinados como lasuma de los cargos correspondientes acada tramo de gasoducto comprendi-do entre el Punto de Entrada de gas 10 alSistema Nacional de Transporte hasta elPunto de Salida de gas11 de cada Remi-tente (www.creg.gov.co).

Para determinar los cargos, paracada empresa en particular se utilizacomo tasa de retorno el valor pondera-do entre su costo de capital histórico yel costo de capital corriente, de acuer-do con la proporción entre la base deactivos existentes y las nuevas inversio-

nes previstas durante el período tarifa-rio. (Resolución CREG-007 de 2001).

La regulación de la actividad de Dis-tribución/Comercialización de gas natu-ral, en lo concerniente al régimen eco-nómico de prestación del servicio en elmercado regulado, se encuentra regla-mentada en la Resolución CREG-011 de2003. Es Monopolio Dept. /Regional, secuenta con 20 empresas, sin embargo adiferencia del sector eléctrico no se con-centra en un departamento determina-do, salvo áreas exclusivas. Además exis-ten inversionistas estratégicos (Ej. GasNatural) que tienen acciones en variasempresas de distribución. Igualmente es

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ro del año 2015, ninguna empresa de dis-tribución podrá atender ni directa, ni indi-rectamente, más del 30% del número deusuarios del mercado de distribución (Artí-culo 3o. Resolución CREG-071 de 1998),aunque la Comercialización de Gas Natu-ral a empresas de generación eléctrica abase de gas natural, no tendrá limites departicipación en el mercado (Artículo 4o.Resolución CREG-071 de 1998).

Otro punto muestra que ningunapersona o empresa podrá tener más del25% del volumen transado en el merca-do de comercialización a usuarios fina-les, regulados y no regulados, excluyen-do el gas comercializado parageneración eléctrica, materia prima deindustria petroquímica y consumo pro-pio del productor. (Artículo 5o. Resolu-ción CREG-071 de 1998) y finalmente apartir del 12 de septiembre de 2000, losproductores de gas natural no podráncomercializar su producción de maneraconjunta con otros socios del contratode exploración y producción respectivo(contrato de asociación), ni podrán co-mercializar conjuntamente la produc-ción de dos o más contratos de explora-ción y producción diferentes (Artículo 6o.Resolución CREG-071 de 1998).

REGULACIÓN POR INCENTIVOS Y RE-GULACIÓN DE GAS EN COLOMBIA

El marco regulatorio para el serviciode gas natural en Colombia rescata al-gunos aspectos de la regulación por in-centivos especialmente en cuanto a lapromoción de la competencia en cadauna de las actividades del sector; estodebido a que las políticas de regulaciónque se implementan se elaboran paraproporcionar las condiciones necesariasque incentiven la entrada de nuevas fir-mas al mercado del gas en Colombia.Vemos por ejemplo la apertura al siste-ma de transporte, y también las disposi-

12 jjjjj = Rango j de consumommmmm = Mes de prestación del servicioGmGmGmGmGm = Costo promedio máximo unitario en $/m3 para comprasde gas natural destinado a Usuarios Regulados, aplicable enel mes m, calculado conforme se establece en el Artículo 35de esta Resolución.TmTmTmTmTm = Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el trans-porte de gas en el Sistema Nacional de Transporte destinadoa Usuarios Regulados aplicable en el mes m, calculado con-forme se establece en el Artículo 36 de esta resoluciónppppp = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el SistemaNacional de Transporte y en el Sistema de Distribución, equiva-lente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacionalde Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.DvjmDvjmDvjmDvjmDvjm = Componente variable del Cargo de Distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red aplicable en elmes m, correspondiente al rango j de consumo. No incluye laconexión. Este componente debe cumplir con lo establecidoen el Artículo 7 y el Artículo 8 de esta Resolución.DfjmDfjmDfjmDfjmDfjm = Componente fijo del cargo de distribución, expresadoen $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rangoj de consumo. El componente fijo para los usuarios del primerrango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero.CmCmCmCmCm = Cargo máximo de Comercialización del mes m expre-sado en pesos por factura.

13 Esto cierto pero no para todas las empresas. Promigas tieneintereses económicos en empresas de distribución-comercialización (Ej: Surtigas y Gases del Caribe). Esto sedebe a que se respetaron sus derechos adquiridos.

14 Se recomienda visitar la página Web de la CREG(www.creg.gov.co ), para un mayor detalle de las disposicio-nes regulatorias en la cadena y de las nuevas resolucionesestipuladas.

de destacar que un transportador, Pro-migas, también tiene participación en va-rias empresas de distribución.

En el Artículo 32 de la Resoluciónmencionada anteriormente, se estable-ce la Fórmula Tarifaría General, para usua-rios Regulados del Servicio Público deGas Natural por redes de tubería, quedetermina los siguientes cargos:

Cargo variable:

12

En cuanto a las disposiciones a laintegración vertical, con el fin de garan-tizar el acceso abierto al sistema nacio-nal de transporte de gas natural, el trans-porte de gas natural es independientede las actividades de producción, comer-cialización y distribución del gas natural(Ar tículo 5o. Resolución CREG-057 de1996). El transportador de gas natural nopodrá realizar de manera directa, activi-dades de producción, comercialización,o distribución, ni tener interés económi-co en empresas que tengan por objetola realización de esas actividades. Lasempresas cuyo objeto sea el de vender,comercializar o distribuir gas natural, nopodrán ser transportadoras ni tener inte-rés económico en una empresa de trans-porte del mismo producto13. El transpor-tador tampoco podrá tener interéseconómico en empresas de generacióneléctrica (Artículo 5o. Resolución CREG-057 de 1996). Las empresas que desa-rrollen actividades de producción, ven-ta o distribución pueden sercomercializadoras (Artículo 5o. Resolu-ción CREG-057 de 1996)

14.

Para la integración horizontal se dis-pone básicamente que: Al primero de ene-

Cargo fijo:

ciones reglamentarias que impiden o li-mitan la creación de estructuras de mo-nopolio u oligopolio en integración ver-tical y horizontal de actividades.

El principal objetivo del nuevo régi-men regulatorio es incentivar la adop-ción de innovaciones en la manera deremunerar el transporte de gas, propor-cionando la flexibilidad necesaria paratransportistas y remitentes en la reparti-ción de riesgos. La negociación de tari-fas con alternativa fijada ex-ante por laCREG, a diferencia de los esquemas deregulación tradicionales, permite laadopción de mecanismos que nunca sele ocurrirían al regulador y que, fruto deuna negociación con “fallback”, consti-tuyen una mejora en el sentido de Pare-to a los tradicionales y rígidos esquemasde regulación.

Las tarifas están estructuradas deforma que incentivan la entrada de nue-vos competidores priorizando el objeti-vo de garantizar la cobertura; una dis-posición que refleja ésto es el ajuste alcálculo de la tarifa en una periodicidad


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Donde P*P*P*P*P* es un nivel fijo, ccccc es el Cos-to Marginal y ρρρρρ refleja la sensibilidad delprecio (o tarifa) a los costos. En esta re-gla resulta evidente la importancia de queel gobierno pueda inferir de forma ade-cuada el costo marginal de la firma. Esclaro también que la proporción de costpassthrough debe ser mayor entre másgrande sean la aversión de la firma al ries-go y la importancia que, para el bienes-tar, tiene la eficiencia en la asignación conrespecto a la eficiencia productiva.

Dentro de los sistemas de regulaciónque establecen topes al precio se desta-ca el conocido como RPI-X16 , (Eslava,

15 La renta de información hace que el precio del bien sea muchomas alto del que se puede concebir como óptimo en el sentidode eficiencia y la ausencia de un incentivo que dependa delesfuerzo del prestador del servicio hace que la renta se man-tenga, impidiendo que el precio que paga el consumidor finalse acerque al precio real del bien.

16 RPI se refiere a Retail Price Index, el índice de los precios alconsumidor en Gran Bretaña, donde fue creado el sistemaRPI-X.

mensual, con el objeto de disminuir laincertidumbre y las posibles pérdidas dela empresa aplicables en áreas de servi-cio no exclusivas.

Éste esquema de tarifas no corres-ponde a la idea de regulación por incen-tivos en el deseo de motivar la disminu-ción de precios para el consumidor, puesno existe para la firma ningún incentivopara reducir su estructura de costos, yaque las tarifas al consumidor se fijan pro-curando la remuneración de los costosde prestación del servicio sin la existen-cia de factores que dependan de las va-riaciones de los costos o los aumentosen calidad, por lo tanto el riesgo de queexista sobre inversión es muy alto debi-do a que las inversiones adicionales querealice la firma serán ampliamente re-muneradas, entonces no hay preocupa-ción alguna por hacer uso de la capaci-dad instalada ociosa disminuyendo laeficiencia en la operación. Este benefi-

cio extraordinario que la firma percibepor esta razón corresponde a una rentade información15.

Una opción para implementar lastarifas dentro de un esquema de incenti-vos en el marco del sector del Gas Natu-ral es la de Topes de Precios, estos me-canismos con frecuencia incluyenalguna Forma de transferencia de cos-tos (Cost Passthrough), con la que sebusca trasladar el efecto de movimien-tos de los costos a la dinámica de losprecios; en este caso, el efecto para elsector del gas natural sería lograr unamayor eficiencia económica y protegera las firmas involucradas en los proce-sos de comercialización y distribuciónde una excesiva variabilidad de sus be-neficios. (Eslava, 1999).

Se produce un trade-off entre losefectos positivos y el nivel de eficienciaproductiva: si los precios reflejan la si-tuación de los costos, entonces el es-fuerzo para reducirlos es menor, por estarazón, las estructuras de regulación(caso CREG para nuestro análisis) debenbuscar un balance adecuado entre eltope de precios y el traslado de costos,determinando un nivel óptimo de P* y ren la ecuación:

1999) que impone límites a los preciosen términos dinámicos. Consiste en unaregla para controlar el crecimiento delprecio de un bien, por la cual la inflaciónno se traduce completamente en los ni-veles futuros de ese precio, pues éstosdeben incorporar el efecto de mejorasproductivas que el regulador exige. Talregla puede expresarse en la forma:

Donde IPC es la variación del índicede precios al consumidor y X refleja elincremento requerido en la eficiencia.Por supuesto, el principal problema eneste caso es establecer el precio inicial(t=0), en el que se deben adoptar otroscriterios de regulación de precios, omecanismos de control tales como lalicitación. (Eslava, 1999).

RECOMENDACIONES

El sector del gas natural en Colom-bia esta aún en una etapa de consolida-ción, por lo tanto aumentar los nivelesde cobertura en el territorio nacional esun objetivo fundamental de la políticaregulatoria del sector; es claro en esteanálisis que se han realizado grandesesfuerzos en la construcción de una le-gislación que promueva efectivamentela entrada de nuevos participantes almercado y la ampliación de las condi-ciones para la competencia en todas lasactividades que se llevan a cabo en elsector, sin olvidar por supuesto, que elesfuerzo por ampliar y fortalecer el mer-cado del gas natural en el país es ade-más una oportunidad para aumentar la

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calidad de vida de la población en gene-ral, al acercar al usuario un combustiblede alto rendimiento con una calidadambiental mayor que muchos de sussustitutos (gasolina, diesel, carbón) e in-cluso a un precio menor que algunos deellos (energía eléctrica).

Es necesario en aras de éste procesode consolidación del mercado nacionaly búsqueda de nuevos mercados, que losentes reguladores pongan dentro de losintereses principales la demanda de ma-yor eficiencia en la prestación del servi-cio y el incremento del bienestar del con-sumidor, que no se alcanza únicamentepromoviendo un esquema competitivoen las actividades del sector, sino quenecesita la incorporación de ciertos in-centivos para las firmas participantes quepromuevan el esfuerzo por aumentar laeficiencia en los costos de operación, lacalidad del servicio, y la circulación deinformación entre la firma, el regulador yel usuario, teniendo en cuenta factorestan importantes como el impacto am-biental y las externalidades del sector.

En el caso de actividades como laproducción y transporte las cuales re-quieren altos montos de inversión fija,las posibilidades de aprovechar econo-mías de escala deben estudiarse paraestablecer cual es la estructura apropia-da y por lo tanto las decisiones de políti-ca que se deben adoptar respecto a lascompañías interesadas en el negocio.

Las formulas tarifarías necesitan in-centivar aún más el esfuerzo de las em-presas reguladas para disminuir los cos-tos al usuario y al regulador; incorporarun factor que dependa de los diferencia-les en costos o establecer incentivos tri-butarios debe considerarse dentro de lanormatividad para el gas natural. Los prin-cipios de la regulación por incentivos tie-nen gran cabida en Colombia y su imple-mentación es necesaria para garantizarel desarrollo eficiente del sector.

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Fernando Narváez Llano*

Estudiante Pregrado Ingeniería Eléctrica.Investigador grupo GRISEC.(Grupo de investigación sector eléctrico co-lombiano).Facultad de Ingeniería.Universidad Nacional de Colombia.

Si se permite que el ente

regulador siga tomando

medidas que distorsionan

ese clima de inversión, se

llegará al punto en que el

Estado tenga que poner a

las empresas estatales ainvertir cuando éstas ya

están quebradas.

«Confianza» es la clave delsector eléctrico colombiano

El sector eléctrico en estemomento, se encuentra enun estado de incertidum-bre. Se ha creado un climade desconfianza entre los

mismos gremios, que no se puede me-jorar a mediano plazo y aparentementea largo plazo. Cuando recién comenza-ron a regir en 1994, las Ley 142 y Ley 143existía un clima bastante optimista porparte del inversionista, donde las reglasde juego eran claras. Hoy ese clima po-sitivo es inexistente, no sólo se ha perdi-do sino que se está deteriorando, debi-do a las intervenciones más frecuentesy más profundas, por parte del Estadoen el esquema de mercado del sectoreléctrico. El mismo Estado, que se en-cargó hace una década de crear en unprincipio las condiciones necesariaspara atraer la inversión, desde hace añosse está encargando de que no vuelvan,por medio de sus constantes interven-ciones, inadecuadas y profundas.

Palabras clave:Palabras clave:Palabras clave:Palabras clave:Palabras clave: Confianza, Gre-mios, Reglas Claras y Estables, Tarifas.

INTRODUCCION

La Ley 142 y Ley 143 durante estosdiez últimos años, han sobrevivido a losdiferentes aspectos coyunturales másinfluyentes de finales de siglo XX y co-

mienzos de siglo XXI. Esta legislaciónpermitió la creación de los primeros gre-mios en el país, el primero de ellos fueANDESCO (1996), constituido por enti-dades públicas, privadas y mixtas queprestan un determinado servicio, dondese defienden sus propios intereses.

Debido a la competencia y los dife-rentes intereses encontrados1 en el sec-tor eléctrico, hubo la necesidad de creargremios especializados para cada sec-tor, así nacieron ACOLGEN2 , ACCE 3 yASOCODIS4 .

Este período de prueba, permite eva-luar prospectividad de la reforma. En elmes de julio del 2004 todos los gremiosparticipantes en el sector eléctrico reali-zaron un seminario en la ciudad de Car-tagena donde se discutió la crisis, la ex-periencia del pasado y las perspectivashacia el futuro, en un acto conmemora-tivo a los diez años de la reforma. Antesde la constitución de 1991, la agenda atratar se constituía de dos ítems: el au-mento de la deuda por parte del sectoreléctrico y el sobredimensionamientode la capacidad de oferta. Hoy la pre-

* Agradezco los aportes y comentarios del Dr. FRANCISCOOCHOA – Director ejecutivo de ACOLGEN y al Dr. ABRAHMKORMAN - Director ejecutivo de ASOCODIS, para el desarro-llo de este documento.

1 Generadores con Distribuidores ó Distribuidores conComercializadores.

2 Asociación Colombiana de Generadores de Electricidad.3 Asociación Colombiana de Comercializadores de Electricidad.4 Asociación Colombiana de Distribuidores.

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ocupación es a largo plazo y faltan se-ñales, ya sean económicas o regulato-rias, que permitan potenciales entrantesque se requieren a corto plazo5.

No hay que ignorar que las leyes 142y 143 crearon un esquema preferible queel anterior a la reforma que trajo consi-go, el aumento de la productividad la-boral, eficiencia empresarial, mejoracalidad del servicio, impulso de la disci-plina de pago, fortalecimiento de lacompetencia, etc.; otorgando identida-des empresariales a los diferentes agen-tes; pero tampoco hay que olvidar quedespués de 1998 y 1999 el sector comen-zó a sentirse afligido por los diferentesproblemas que se derivaron6. Por estarazón los gremios del sector eléctrico alunísono, por medio de diferentes meca-nismos de participación ciudadana7, pro-mueven la reforma apremiante de laCREG, a la vez que señalan discrepan-

5 La inversión se debe de realizar ahora para evitar costos one-rosos, el colapso o racionamientos.

6 Inestabilidades de las reglas de juego, pérdidas de viabilidadde los negocios, rezagos tarifarios, incumplimientos de em-presas estatales, desmonte de subsidios, etc.

7 Foros, seminarios, publicaciones, estudios, etc.8 Si la competencia es no restringida todos se benefician.

cias entre otras, como proyectos de leyen contra del esquema de competenciae inconformidades con medidas tributa-rias onerosas que deterioran el negocio.

Sería bueno que la jurisprudenciapermitiera participar a quienes les incum-be una ley que va a ser ratificada, demanera que ésta pueda acreditarse. Sinembargo los intereses del Estado estánen contraposición a los demás interesesque no le competen; si bien éste tienefunciones sociales inherentes, esto nole da derecho a abatir condiciones demercado ya fundadas, que significaroninversión previa por parte del capital pri-vado.

Desde esta perspectiva, para el de-sarrollo de este texto se consultó a losdos extremos de la cadena del sectoreléctrico colombiano, generadores ydistribuidores de electricidad. Ellos, apesar de no encontrarse tanto en térmi-nos tecnológicos como regulatorios, noson mutuamente excluyentes.

GENERADORES - ACOLGEN

Entre las funciones que cumple elgremio productor de energía eléctricacongregado en ACOLGEN se encuentran:defender la reforma del sector eléctri-co; defender el esquema en competen-cia8; vigilar la creación monopolios queafligen la competencia; defender las re-glas de juego claras y condiciones parahacer la expansión. Bajo este marco setiene algo en común: todos compitenen la bolsa y por tanto no pueden co-municar al legislativo su posición fren-te a la coyuntura.

A favor de sus propios intereses y delos del resto del sector, el gremio ha lo-grado frenar iniciativas de trasladar loscargos de transmisión a la demanda. Sequiso implementar un mecanismo de

Cuadro No. 1Resoluciones de la CREG.


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mercado interdisciplinario en el merca-do mayorista que defendiera el esque-ma de mercado competitivo, como limi-tación de suministro a empresas morosasya en funcionamiento. Desde hace 7años, se está percibiendo un clima de ries-go creciente que está amenazando laconveniencia financiera de este tipo denegocios. Pero existen puntos a discutirtodavía a pesar de que con la Resolución034 del 2001 se quiso evitar la posicióndominante o especulaciones; los gremiosdicen que esta medida fue gracias a otrasdisposiciones de tipo regularorio comolas Resoluciones 062 y 063 (ver CuadroNo. 1 Resoluciones de la CREG); además“no se debe castigar toda una actividadni tampoco estigmatizarla por si alguienen algún momento realiza abusos deposición dominante” 9.

La CREG debería contemplar los intere-ses del sector industrial, tema que sí es im-portante para los gremios. Las decisiones

no se pueden tomar en cuenta ignorandolas reglas de juego y el clima de inversión.

El Estado siempre va a tener el poderde intervención, pero cuando lo haga,debe hacerlo bien, para no generar pér-didas a las generadoras .

ASOCIS, ACOLGEN, ACCE, ANDESCO,Banco Interamericano, Fedesarrollo, lacontraloría y la academia confluyen enpercepciones como bien afirma Isaac Dy-ner: “muchas resoluciones y poco avan-ce”10; y si existe ese frente común es por-que algo está pasando, diría el común.¿Por qué el gobierno no actúa? porque elgobierno es corto placista, si no ve unriesgo que amenace la seguridad ener-gética, no se mueve [F. Ochoa]. Esto lopodemos ver en el sector petrolero, seestá incurriendo en los mismo problemasde hace diez años, existe una falta de pla-neación orientada a largo plazo unida ala toma de decisiones tomadas a la lige-ra, como el contrato de gas Catalina o

9 [F. Ochoa] Entrevista 01/06/04, ACOLGEN, Francisco OchoaDirector ejecutivo.

10 Dyner Isaac, R. (2002). Polítyica y regulación del sector eléc-trico 1998 - 2002. Muchas resoluciones y poco avance.BoletínNº 7 Observatorio colombiano de energía.

Bayenas, actualmente de la Texas y de-bería revertir al país el 31 de diciembre deeste año, pero el gobierno firmó una ex-tensión adicional haciendo el negocio a91 centavos de dólar, cuando todos losestudios y el plan estratégico nacional dela UPME dice que debe venderse a 1.50,aquí existe un posible detrimento patri-monial ya que el valor presente neto esnegativo con un valor de US$ 87 millo-nes, en contra intereses del país. Ecope-trol y el ministerio de minas y energía,según el debate del 11 de mayo de 2004en la Comisión Quinta del Senado nodejaron una cláusula que contemplara laposible subida de los precios del gas, don-de se permita renegociar el contrato.

Anteriormente había un optimismopor parte del inversionista extranjero

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muy fuerte hasta 1998, hasta ese perio-do el país recibió US$ 7000 millonesdonde US$ 5000 millones, fueron al sec-tor generación. Lo anterior fue reflejode un optimismo debido a reglas clarasde juego, Ley 142 y Ley 143, una institu-cionalidad recién creada, y el estableci-miento de un esquema de competencia.Finalizada esa luna de miel, luego surgie-ron los problemas que ya todos conoce-mos, incumplimiento de pagos de em-presas estatales, medidasgubernamentales para hundir costos,medidas de CREG impidiendo recupera-ción plena de los costos (cartera), etc. Peroesto no es algo individual de los genera-dores, es de todos los agentes y gremiosque están la industria eléctrica [F. Ochoa].

La expectativa general del gremiogenerador en el esquema de mercadoera que los precios pudieran reflejar es-casez y abundancia de la capacidad ins-talada, a la vez que se dejara ampliaoperación autónoma al mercado sinmediaciones estatales injustas. Estas úl-timas, en contra de la ‘Regla de Oro’ delmercado, impiden la formación de pre-cios en competencia colocando techosde tarifas, no dejando que los agentesutilicen claramente sus recursos (Míni-mos Operativos). Esto obliga a generarpor debajo del costo de producción (Re-solución 034 del 2001) en el momentoen que se suministra energía de alto ries-go que no se va a remunerar.

El gremio lucha por eliminar esasrestricciones introducidas al mercadopor razones políticas. Si se permite queel ente regulador siga tomando medi-das que distorsionan ese clima de inver-sión, el país pagará las consecuencias yserá demasiado tarde.

De continuar esta tendencia, se lle-gará al punto en que, como los entesprivados no invierten, el Estado tengaque poner a las empresas estatales a in-vertir cuando éstas ya están quebradas;“le es más económico al país, buscar la

confianza para que fluya esa inversión,que poner a comprometer unos recur-sos del estado que no existen” [F.Ochoa].El Estado no es coherente.

DISTRIBUIDORES - ASOCODIS

Antes y recién implementada la re-forma, el sector de distribución de ener-gía eléctrica era muy desordenado y com-plicado; aquí era donde realmente yacíael problema del sector eléctrico más nosobre la falta de plantas de generación.Esto era así porque no existía un esque-ma regulatorio y tarifario adecuado quecontase por lo menos con reglas ordena-das de largo plazo para el cobro a losusuarios; tampoco existían criterios deeficiencia, ni había orden en la gestión.

Este gremio ha cambiado rotunda-mente su composición después de lareforma, fortaleciéndose como indus-tria. Los inversionistas extranjeros en dis-tribuidores y comercialización han juga-do un papel importante gracias a latransferencia de nuevas tecnologías, ala creación de un nuevo ‘Know How’ y anuevas técnicas de gestión empresarial.Hoy la industria se está enfocando ensus negocios centrales mientras quepara otras funciones ha establecido es-quemas de subcontratación. Con esteesquema aparece la figura del contratis-ta o subcontratistas, que por un procesode aprendizaje y de dificultades en laúltima década hoy cuentan con las me-jores técnicas internacionales de factu-ra, medición remota, telemedidas, tele-control, coordinación en la operación,etc., herramientas que no existían antescomo el desarrollo en software nacio-nal. Estos factores inducen a un procesolento pero paulatino de fortalecimientode la industria.

Ya constituidos empresarialmentelos distribuidores, el gremio señaló lacrisis que se desataba en el sector distri-


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debieron ser usados para el fortaleci-miento de la industria en vez de habersido asignados para salvar las empresasen crisis. Debido a esto, el gobierno pa-sado no pudo resolver el problema, peroal menos dejó planteado que ese era elproblema crítico del sector eléctrico.

Sí ha habido esfuerzos por parte delestado, pero éstos no han sido adecua-dos. El esquema de la SSP11 evitó el co-lapso del sistema, pero la política eco-nómica no ha sido coherente por partede varios gobiernos, pues no se ha lo-grado llegar al tema de fondo que sonlas tarifas y regulación clara.

Hay que resaltar medidas adecua-das y oportunas, tal es el caso de la EEB12 ,donde por la difícil situación financieratras la construcción de Guavio la empre-sa o conseguía capital o tenía que serintervenida. La EEB en generación, trans-porte, comercialización y distribución seconformó solidamente, incluso tieneinversiones en Suramérica y participaaccionariamente en las empresas EM-GESA y CODENSA, obteniendo utilidadesque al distrito le han permitido apoyarla construcción de Transmilenio.

El tema de los Servicios Públicos im-plica votos, razón por la cual se ejerceuna presión sobre el regulador13 . El sec-tor eléctrico durante década de los años

noventa fue el que mayor inversión ex-tranjera le atrajo al país, más que el sec-tor petrolero. Desde ya se deben estarimplementando esos recursos, que sonmuchos, pero si el Estado no los motivaa venir con buenas reglas de juego, se-rán los colombianos quienes carguemoscon el costo, pues bajaron las expecta-tivas y al Estado se le dificulta venderelectrificadores.

GANADORES Y PERDEDORES

Al comparar el sector de distribucióncon los otros sectores, se encuentra quees el que más ha perdido, en contrastecon los costos de los usuarios no regula-dos, donde su tarifa aumentó en térmi-nos reales. La mayor regulación sobre lacompetencia del sector eléctrico ha lle-vado a que imperfecciones como el des-creme, que no es deseable, conduzca aque los usuarios no regulados se ubiquenen el otro extremo de la balanza.

NO LLEGAR A ÚLTIMAS ESTANCIAS

El colapso llega cuando, se acabe laabundancia, cuando la demanda supe-re la oferta. La demanda siempre estácreciendo, ver cuadro No. 2.

Comparado con el mismo mes delaño anterior, la demanda de electricidaden abril de 2004 presentó una tasa decrecimiento de 2.58% llegando a los3.816,66 GW/h.

Es cierto que el Racionamiento ace-leró el proceso de reforma pero, ¿trae-remos otras barcazas?

Una persona común no ve la crisis,mientras su servicio se esté prestando élno ve el riesgo, lo mismo le pasa a losgobiernos. La pregunta que hay que ha-

11 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.12 Empresa de Energía de Bogota13 (no ha sido posible proteger las empresas de la política de

corto plazo), [F. Ochoa]

bución, por varios elementos, el másimportante trata sobre las difíciles ges-tiones en que debían incurrir las empre-sas (EMCALI). El Estado reaccionó víaimpuestos, pero eso trajo consigo cos-tos para el Estado mismo y para todoslos colombianos. Los recursos tarifarios

Cuadro No. 2Crecimiemto de la demanda 2004.

Fuente: http://www.isa.com.co/

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sistema regulatorio y lograr la estabili-zación de las reglas de juego. Aquí sepiden reglas claras y estables, donde nohay cabida a la intervención estatal másque para preservar esas condiciones, yaque estas son estipulaciones supranacio-nales convenidas en los tratados de li-bre comercio.

Sólo queda esperar que el gobiernonacional así concentre todas sus fuer-zas y ánimos en el sector petrolero, nodescuide el sector eléctrico. Aunque elpanorama a largo plazo es incierto, sedeben agotar las medidas que se en-cuentran a la mano, para que ese cla-mor de los gremios no sólo se oiga sinoque se plasme.

REFERENCIAS

...y llego la nueva inversión extranje-ra. En www.portafolio.com.cowww.portafolio.com.cowww.portafolio.com.cowww.portafolio.com.cowww.portafolio.com.co

Crecimiento demanda de energía. Enwww.isa.com.cowww.isa.com.cowww.isa.com.cowww.isa.com.cowww.isa.com.co

cerse es... Tenemos garantizadas la ener-gía del futuro? [F. Ochoa]. Si el estadointerviene, la sacrificada es la inversiónsocial.

CONCLUSIONES

La confianza es importante porqueimplica que un país en cuyas reglas losinversionistas tengan confianza, atraerádinero y lo atraerá más barato, que unpaís que no es tan confiable. Si se gene-ra confianza, se genera empleo y segenera un país competitivo14.

La confianza se puede recuperar pordiferentes vías:

• No acabar con la tranquilidad de laestabilidad de las condiciones lascuales se entro al negocio.

• Removiendo resoluciones que gene-raron esa desconfianza.

• Poder remunerar el costo a genera-dores que son llamados a generarfuera de mérito.

• Mostrando Señales de largo plazo,aportando firmeza al sistema queaporta el generador y con reconoci-miento de esta f irmeza [ F. Ochoa ].

Se debe generar claridad en las re-glas, seguridad al inversionista y protec-ción en el contrato, para que existan tari-fas más bajas. Cuando se le da alinversionista reglas de juego y protec-ción, él le retribuye al país con inversión ytarifas baratas. Cuando no hay confian-za se espera recuperar el capital en 2 o 3años, porque es un país riesgoso, cuadohay confianza se baja tasa de descuentoeso, lo que significa los inversionistas sela jugarán en el largo plazo [A. Korman].

El TLC puede lograr el fortalecimien-to del esquema de mercado, mejorar el 14 [A. Korman] Entrevista 03/06/04, ASOCODIS, ABRAHAM

KORMAN.


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1. La Revista Boletín del Observato-Boletín del Observato-Boletín del Observato-Boletín del Observato-Boletín del Observato-rio Colombiano de Energíario Colombiano de Energíario Colombiano de Energíario Colombiano de Energíario Colombiano de Energía, delCentro de Investigaciones para el De-sarrollo, de la Universidad Nacionalde Colombia, considerará para su pu-blicación trabajos inéditos, ensayosy revisiones bibliográficas, análisis decoyuntura en español o inglés, queno hayan sido propuestos en otrasrevistas, y cuyo objetivo sea aportaral avance del conocimiento de lossubsectores energéticos. El ConsejoEditorial se reserva el derecho de rea-lizar las modificaciones pertinentes.

2. El autor debe enviar un archivo elec-trónico al siguiente correo:[email protected][email protected][email protected][email protected][email protected]

3. El autor debe diligenciar un formato derecepción de artículos (se encuentra enhttp://www.fce.unal.edu.co/ocehttp://www.fce.unal.edu.co/ocehttp://www.fce.unal.edu.co/ocehttp://www.fce.unal.edu.co/ocehttp://www.fce.unal.edu.co/oce)y enviarlo con el artículo.

4. Los trabajos serán sometidos a arbi-traje doblemente ciego y evaluadosde acuerdo con los siguientes crite-rios: rigor conceptual y metodológi-co, claridad y coherencia en la argu-mentación y en la exposición. Losconceptos de la evaluación se le en-tregarán o enviarán al autor.

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8. Las referencias bibliográficas debenir al final del texto. La bibliografíadebe limitarse a las fuentes citadasen el artículo, y estar ordenadas alfa-béticamente por apellido. En caso deregistrarse varias publicaciones de unmismo autor, ordenar las cronológi-camente en el orden en que fueronpublicadas. Cuando un mismo autortiene más de una publicaciones enun mismo año, se mantiene el ordencronológico, y utilizar letras para di-ferenciar las referencias de ese mis-mo año [2001a].

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11. Los símbolos matemáticos deben sermuy claros y legibles. Los subíndicesy superíndices deben estar correcta-mente ubicados.

Nota de Copy Right:Nota de Copy Right:Nota de Copy Right:Nota de Copy Right:Nota de Copy Right: Los artículos sepueden reproducir citando las fuentescorrespondientes.

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CONVOCATORIASeminario Servicios Públicos. Experiencias Colombianasy Latinoamericanas

El Observatorio Colombiano de Energía y el Observatorio de Servi-cios Públicos Domiciliarios de la Universidad Nacional y Universi-dad Externado de Colombia convocan para la presentación de po-nencias al seminario que se realizará el 111110 y 10 y 10 y 10 y 10 y 11 de no1 de no1 de no1 de no1 de noviembrviembrviembrviembrviembre dee dee dee dee de20020020020020044444 en la ciudad de Bogotá, Colombia.

TTTTTemática:emática:emática:emática:emática:

1. Energía: petróleo, gas, carbón, electricidad y renovables2. Regulación y competencia en Telecomunicaciones. Régimen ta-

rifario y de subsidios y contribuciones.3. Regulación y competencia en agua, acueducto y alcantarillado.

Régimen tarifario y de subsidios y contribuciones.4. Transporte.

NNNNNooooottttta: a: a: a: a: el tema debe ser desarrollado efectuando una comparaciónentre el caso colombiano y el caso de un país latinoamericano.

Calendario:Calendario:Calendario:Calendario:Calendario:

* Entrega texto ponencia: 111115 de sep5 de sep5 de sep5 de sep5 de septiembrtiembrtiembrtiembrtiembre de 200e de 200e de 200e de 200e de 20044444* Las ponencias aceptadas serán publicadas en CD* Las ponencias deberán tener una extensión máxima de 14.000

palabras u 80.000 caracteres.

Enviar correos a:[email protected], [email protected][email protected], [email protected][email protected], [email protected][email protected], [email protected][email protected], [email protected]

ISSN: 1657-480X Contenido - CID Unal · 2016. 4. 18. · OBSERVATORIO Colombiano de Energía 4 En...

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