ISSN: 1657-480X Contenidode la Escuela de Minas – UN en Medellín. Los profesores participantes...

Boletín del 19Julio - Septiembre • 2005 • 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

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 y

de 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

Situación actual del alumbrado público en ColombiaJulián Pertuz / Jorge Martín Camargo 3

Efectos de la regulación vigente para el sector de gas licuadodel petróleo en ColombiaAna María González / Pedro José Esteban 7

El sector minero energético en las negociaciones comercialesregionales - diagnóstico de la competitividad del sector en losmercados del hemisferioSubdirección de Planeación Minera - UPME 14

Publicación Trimestral

Boletín del

OBSERVATORIO Colombiano de Energía

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EDITORIAL

a presente edición delBoletín del ObservatorioColombiano de Energíapresenta tres artículos queservirán para el debate y la

discusión sobre temas de coyunturaenergética en el país, como lo son elcontexto del alumbrado público en elpaís, el debate sobre la regulación parael sector del gas licuado del petróleo yla competitividad del carbón ante lasnegociaciones comerciales regionales.

Una serie de estudios sectoriales yauditorías realizados por la ContraloríaDelegada para el Sector de Minas yEnergía encontraron diversos puntos quemuestran la situación actual delalumbrado público en Colombia. JorgeMartin Camargo y Julián Pertuzdesarrollaron un artículo que buscaestablecer una serie de referentes parael debate y el desarrollo de posiblesmejoras en la administración de esteimportante rubro de los mercadoseléctricos nacionales.

Ana María González y Pedro José

LEsteban realizan un análisis histórico yregulatorio del gas licuado del petróleo,en el que ilustra sobre aspectos tarifarios,de competencia y de concepción delservicio de transporte y distribución delgas propano. Este artículo arroja lucessobre las causas de las dificultades porlas que atraviesa actualmente elsubsector y que deben abordarse paralos nuevos procesos regulatorios por losque está atravesando.

Ante las negociaciones que el paísestá realizando para la aperturacomercial del continente, es necesariorevisar la competitividad de losproductos mineros y encontrar si estosposeen ventajas competitivas en laregión. Para contar con argumentos almomento de tomar estas decisiones, laSubdirección de Planeación Minera dela Unidad de Planeación MineroEnergética-UPME adelantó un estudioque expone la competitividad relativadel subsector minero, para el artículoque se presenta se analiza el caso delcarbón y el coque.

Julio - Septiembre • 2005 • No.19

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Julián Pertuz

Jorge Martín CamargoContraloría Delegada para elSector de Minas y Energía

Los análisis sobre la gestión en

la prestación del servicio de

alumbrado público, indican que

la regulación expedida por la

Comisión de Regulación de

Energía y Gas y por el

Ministerio de Minas y Energía,

ha sido insuficiente para guiar

el desarrollo de un servicio

público con dificultades

estructurales.

Situación actual del alumbradopúblico en Colombia

1 CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA; Estudio Sectorialy de políticas públicas, Alumbrado público: Un sector enoscuridad; Agosto de 2002.SUÁREZ G.; PARRA A.; El desorden normativo en el serviciode alumbrado público; Revista Economía Colombiana No.294;Febrero de 2003.

2 942.055 MW-h

Mediante los resultados yreflexiones aunadas duranteel ejercicio de control fiscal,realizado por la ContraloríaGeneral de la República al

alumbrado público contenidas en eldocumento «Situación Actual delAlumbrado Público en Colombia», seespera establecer referentes a partir delos cuales se diseñe una política públicaacorde con los requerimientos de esteservicio.

Tras la realización de dos estudiossectoriales1 y de auditorías a lo largo delpaís, trabajos desarrollados en conjuntocon la sociedad civil de los diferentesmunicipios, la Contraloría General logróconsolidar un diagnóstico detallado delestado actual del servicio público dealumbrado en Colombia, donde sepresentan, adicionalmente, los avancesen materia del control fiscal sobre esteservicio.

Como elementos centrales del citadodiagnóstico, está la identificación de losproblemas que enfrenta actualmente laprestación del alumbrado público en losdiferentes municipios de Colombia.Dentro de estos, los más críticos yrecurrentes son el desconocimiento y elincumplimiento de la normatividadsobre contratación pública y de laregulación y directrices establecidas parala provisión de energía eléctrica por laComisión de Regulación de Energía y

Gas y el Ministerio de Minas. Estoshechos redundan en omisiones deprocedimiento en materia contractualque han generado grandes dificultadesdurante la ejecución de los contratos, alrequerir continuos ajustes, así comomayores costos que, en su mayoría, sontrasladados a los usuarios finales.

Adicionalmente se observa, demanera generalizada, la falta de controly de un seguimiento adecuado sobre lasactividades relacionadas con laprestación del servicio de alumbradopúblico, en especial de aquellas funcionesa cargo de los entes territoriales, talescomo el seguimiento a la gestión de lasfiducias y al cumplimiento de lasobligaciones de los contratistas.

Los resultados de los análisisrealizados, permiten concluir que apesar de su dimensión en cuanto alconsumo de energía (representandoalrededor de 2,78%2 de la energíaproducida en el sistema interconectadonacional), y la cantidad de recursos quemaneja, (para 2002 este servicio facturó$158.256 Millones lo que representa el2,98% de la energía facturada), elservicio público de alumbrado nocuenta con la debida reglamentación y

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3 Establecido de 1 a 7, de acuerdo con la clasificación del DNP.

la adecuada organización que garanticeuna prestación del servicio con alto nivelde calidad.

EL COBRO DEL ALUMBRADO PÚBLICO

De acuerdo con la encuesta querealizó la Contraloría General de laRepública durante el primer semestre de2002, para una muestra de 170municipios representativos de todas lascategorías, establecidas según el nivelde desarrollo municipal3, se tiene que,de los municipios observados, el 85%cobra impuesto para el alumbradopúblico. Entre estos, cerca de la mitadestableció tarifas fijas en pesos, mientrasque la otra mitad lo cobra como unporcentaje del valor facturado por elconsumo de electricidad, como unporcentaje del predial o en términos desalarios mínimos legales.

En los análisis puntuales realizadosmediante auditorías se corroboró que lastarifas establecidas para remunerar elservicio de alumbrado no tuvieron comobase estudios socio-económicos ytécnicos suficientemente amplios quesustentaran los costos trasladados a lastarifas en cada población. Lo anteriorderiva en gran dispersión en cuanto a loscriterios definidos para establecer tarifas,dejándolos en gran medida,dependientes de las características ycostos pactados dentro de los procesoscontractuales.

Por otra parte, aunque se espera queel valor del impuesto para la iluminaciónpública refleje los costos de laoperación, el mantenimiento y elconsumo de energía del sistema, seobservó que no existe correlación entrelos valores cobrados con la magnitudde variables que, como el tamaño delsistema, o el costo de la energía, debenincidir directamente en los costos delservicio. Aún más, la dispersión

observada entre las tarifas de un mismoestrato, en sistemas de alumbrado detamaño comparable, contradice losprincipios de equidad e igualdad por losque debe regirse la tributación asociadaal servicio analizado.

ESQUEMAS DE PRESTACIÓN DE ESTESERVICIO Y GESTIÓN CONTRACTUAL

Con base en la información querecopiló la Contraloría General, dentrodel control fiscal a las concesiones dealumbrado público, se pudo establecerque el 14,6% de los municipiosanalizados tiene suscrito este tipo decontratos para la repotenciación, laoperación y el mantenimiento, en loscuales el concesionario se comprometea cambiar las luminarias ineficientes porotras de menor consumo de energía y aefectuar el mantenimiento y laoperación del sistema, así como aampliar la cobertura del servicio.

De igual manera se evidenció que enel 46,8% de la muestra, se acordaronplazos mayores de 10 años, lo cualdificulta corregir de manera oportunaaspectos como la estructura de costos ylos supuestos macroeconómicos quesirvieron de base para la contratación.Adicionalmente, en los 35 casosanalizados durante la segunda fase delcontrol fiscal a este servicio, la duraciónde los contratos oscila entre 15 y 20 años.

Los análisis realizados a la gestiónprecontractual del alumbrado público,se centraron en examinar los trámitesadministrativos de los contratos en losconcejos municipales. Allí se identificóla existencia de dificultades generadaspor las irregularidades en los estudiospreliminares dadas su poca profundidad,calidad técnica e independencia;igualmente en la selección de los


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contratistas se presenta disparidad decriterios de calificación de ofertas entrelos diferentes municipios. Aunado a loanterior, se encontró que en losinventarios de luminarias, utilizadoscomo base de los procesos decontratación, existen discrepanciashasta del 50% respecto a los aforosrealizados durante la ejecución de loscontratos, dejando manifiesta la falta deplaneación que deriva en ajustesposteriores a los contratos.

Respecto a la gestión contractual setiene que, en los casos analizados, sepresenta de manera generalizadamodificaciones y ajustes frecuentes a loscontratos, hecho que también pone depresente la deficiente calidad de losestudios que realizaron lasadministraciones municipales o distritalesen la etapa previa a la celebración de losmismos. Los problemas presentesdurante la ejecución obligaron a la

revisión de aspectos tales como losrecursos de inversión, los parámetrosfinancieros, las condiciones de recaudoy los valores del tributo.

Por otro lado, en municipios comoSan Gil, Floridablanca y Florencia, dondeexisten convenios interadministrativospara la prestación del servicio con lascomercializadoras de energía locales,estas últimas han realizado a su vez,convenios y contratos para realizar larepotenciación, operación ymantenimiento, lo que ocasionó que elservicio terminara prestándose porterceros. Esta situación, de acuerdo alconcepto de la Contraloría, esinadecuada puesto que la argumentaciónde los municipios para entregar a laselectrificadoras locales la prestación delservicio de alumbrado tiene como basela experiencia y la capacidad técnica yfinanciera de los proponentes.

En el análisis realizado a la fase deejecución de los contratos para laprestación del servicio de alumbradopúblico en los municipios de Colombia,se precisó la existencia de problemas enaspectos relacionados con la definiciónde la propiedad de los activos, los flujosde caja base de los procesos decontratación, las inversiones iniciales yel capital de riesgo aportado por elcontratista y la falta de claridad en lascláusulas de reversión de las concesiones.

ACTIVIDADES PROPIAS DEL SERVICIODE ALUMBRADO

Los análisis realizados abarcan lasactividades necesarias para la prestacióndel servicio de alumbrado público conadecuadas condiciones de calidad,como son la expansión en cobertura, larepotenciación, el suministro de laenergía eléctrica, el recaudo y gestiónde recursos y la interventoría de loscontratos que el municipio realiza paratal fin, las cuales presentan criterios

disímiles para su remuneración, lo quecontribuye a que se presente unadistribución de costos que afectanegativamente la viabilidad y laeficiencia en la prestación del servicio,ya que en algunos casos estos sonexcesivos y en otros insuficientes pararemunerar cada actividad.

Como ejemplos de esta situaciónse tiene que, en algunos casos, laexpansión del servicio se está realizandocon los excedentes de los recaudos, unavez descontados los demás costos delservicio y muchas veces sin mediarplanes de expansión técnicamentediseñados. A su vez, el suministro de laenergía eléctrica implica costos quevarían entre el 15% y el 40% del valoranual de los contratos, la administraciónoperación y mantenimientorepresentan entre un 11% y un 30% delrecaudo por alumbrado, los montoscobrados por el recaudo del impuesto

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llegan hasta un 10% del total recaudadoy los costos de las interventorías de loscontratos oscilan entre el 0,6% y el 9%.

GESTIÓN DE LA CONTRALORÍA

Entre los resultados generales delcontrol fiscal realizado, se tiene laelaboración de dos estudios sectorialesdonde se identificaron los principalesproblemas del servicio de alumbrado ylos análisis de auditoría específicos a 35municipios del país. A partir de estosúltimos, se lograron detectar presuntasirregularidades de naturaleza penal,disciplinaria y administrativa dentro dela gestión del servicio de alumbradopúblico por parte de los municipios.

Adicionalmente, las diferentesrecomendaciones de la Contraloría a lasautoridades municipales en materia demejoras en la gestión del servicio dealumbrado representaron, para los entesterritoriales, ahorros equivalentes a$207.000 Millones.

CONCLUSIONES GENERALES YPROPUESTAS

Los análisis sobre la gestión en laprestación del servicio de alumbrado

público, indican que la regulaciónexpedida por la Comisión de Regulaciónde Energía y Gas y por el Ministerio deMinas y Energía, ha sido insuficiente paraguiar el desarrollo de un servicio públicocon dificultades estructurales.

En este sentido, se considera que lareglamentación que se adopte debe irmás allá del alcance actual,enfocándose en regular la relación delalumbrado con el sector eléctrico, pueslos beneficios que el gestor del serviciode alumbrado público puede obtener alcomprar su energía en el mercadomayorista no se reflejan en unmejoramiento del bienestar para losusuarios finales; como consecuencia dela inexistencia de una metodología quepermita establecer un modelo tarifario,transparente y equitativo.

Las normas futuras deben atenderaspectos como la definición del serviciopúblico de alumbrado, tomando comopunto de partida el entendimiento de sunaturaleza, es decir, aclarando yprecisando temas como su fin último,sus diferencias y relaciones con otrosservicios públicos como el deelectricidad, semaforización y víaspúblicas. Igualmente debe establecer lasresponsabilidades, competencias yalcances de los municipios en laprestación del servicio, así como diseñare implementar un esquema adecuadopara la definición de la propiedad de losactivos involucrados. Todo esto, conmiras a garantizar la eficiencia y lacontinuidad en su prestación, así comola ampliación de su cobertura.

Así mismo, es necesario asignar demanera clara las responsabilidades ycompetencias en cuanto a prestación delservicio de alumbrado público, eldesarrollo de las actividadesdirectamente relacionadas con este yprecisar las competencias institucionalesen materia de control, regulación ygestión de políticas públicas.


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Ana María GonzálezEstudiante Universidad Externado deColombia

Pedro José EstebanAnalista de Crédito y riesgo

Por tratarse de un servicio

público domiciliario, el gas

licuado del petróleo no debería

estar sujeto a estándares

internacionales de precios para

evitar así la volatilidad que

presenta, sino que fuese

acorde con una política de

precios que se acoja a la

estructura de costos de

producción.

Efectos de la regulación vigentepara el sector de gas licuado del

petróleo en Colombia

n la década de los ochentas,la industria de Gas Licuadode Petróleo1 en Colombiaestaba conformada por 240empresas distribuidoras que

operaban por todo el país; actualmenteéste número de integrantes se hareducido a 110 empresas distribuidoras.Este proceso de disminución de empresasha coincidido con la implementación deun nuevo marco regulatorio ya que laindustria del gas licuado del petróleo antesde la década de los noventa era unaindustria que no era catalogada comoservicio público domiciliario y estabasujeta a una normatividad emitida por elMinisterio de Minas y Energía. ¿Será lanueva regulación la que generó el cambioen la composición y caracterización de laindustria?

El cambio de la regulación se diopor el mandato de la ConstituciónPolítica de Colombia, en la cual el marconormativo de las empresas de serviciospúblicos domiciliarios tuvo un cambioorientado hacia la eficiencia en laprestación de servicios, como se señalaa continuación: « competencias yresponsabilidades relativas a la prestaciónde los servicios públicos domiciliarios, sucobertura, calidad y financiación, y elrégimen tarifario que tendrá en cuentaademás de los criterios de costos, los desolidaridad y redistribución de ingresos»2,y por lo tanto la industria de gas licuado

E en el país paso a ser regulada ycontrolada por la CREG y por laSuperintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios.

El sector de gas licuado de petróleono cumple con las características deservicio público domiciliario ya que nocuenta con redes de distribución, notiene un suministro continuo, no existediferenciación de precios por estrato ysumado a esto el pago debe realizarseen el momento de adquirir el servicio.Por estas razones, la industria exigió seraislada del conjunto de empresas queresponden a las características registradaspor la ley. Ante esto, se solicitó al Consejode Estado por parte de la industria laaclaración del cumplimiento de la ley,en este sentido dicho Consejo manifestóque el Gas Propano era catalogadocomo un Servicio Público Domiciliarioque contaba con redes humanas dedistribución, por tener un antecedentejurídico resaltado en la ley 223 de 1995donde establece a la distribución de gaspropano en cilindro como serviciopúblico domiciliario3.

En la década de los noventa sepresentaron problemas energéticos enel país y se dio el racionamiento de 1992

1 Existen dos clases de gas licuado: el gas natural licuado y elgas licuado de petróleo. En este documento el gas licuado serefiere al gas licuado de petróleo o gas propano.

2 Constitución Política de Colombia de 1991. Capítulo5, Artículo367.

3 Ley 225 de 1995. Articulo 13. Parágrafo 4

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lo que llevo a replantear la políticaenergética enfocándola en ladiversificación de la canasta energéticaimpulsando diferentes planes queincentivaran el consumo de bienessustitutos a la energía eléctrica. Por estarazón el gas licuado presentóincrementos notables en su demandaya que era una solución factible einmediata del problema que se estabapresentando al mismo tiempo se debióeliminar el sistema de cupos que regíaen este periodo. El sistema de cupos eraun mecanismo de control que seimplementó por las limitaciones en elsuministro y consistía en la asignacióndel hidrocarburo a las distribuidoras yse hizo por medio de la resoluciónnúmero 0904 de 1965 emitida por elMinisterio de Minas y Petróleos, que ensu articulo cuarto manifiesta : « losproductores de gas licuado solo podránhacer entrega en las cantidades máximasseñaladas por el Ministerio de Minas yPetróleos a los envasadores autorizadospor esta ...»4, este mecanismo tuvovigencia hasta la década de los noventa,pero no existe claridad en lametodología de la asignación de dichoscupos, pues detrás de este sistema habíangrupos de presión. 5

Con la eliminación del sistema decupos y la inclusión del gas licuado comoservicio público domiciliario sepresentaron cambios. Uno de losprincipales fue la inclusión delcomercializador mayorista o granalmacenador como agente de lacadena productiva. Éste agente comosu nombre lo indica tiene como objetoprincipal almacenar combustible paraabastecer la demanda interna enepisodios de escasez, para esto seconstruyeron tanques situados en lospuntos terminales que suministraban gaslicuado a los distribuidores minoristas.

El valor agregado de este agente seve opacado cuando el Gran

Comercializador decide disminuir elplazo de pago del combustible de 30días a 5 días, al mismo tiempo paracompensar este hecho, se dio undescuento del 5% en el precio a losdistribuidores mayoristas con el objetode que se cancelara el combustible decontado y gozaran de capital de trabajosuficiente para afrontar el nuevo plazo.Los distribuidores mayoristasefectivamente acogieron el descuentopero este descuento fue trasladado a lasdistribuidoras minoristas que a su vezdesencadenaron una guerra de preciosen el mercado por la reducción de lademanda.

Esto llevó a que el comercializadormayorista se limitara a comprar losvolúmenes contratados anteriormentecon distribuidoras minoristas, dejando ensegundo plano la necesidad dealmacenar el hidrocarburo eincumpliendo con su objetivo inicial develar por reservas suficientes para atenderen periodos de escasez, y adicionalmenteen la actualidad se presenta un excesode oferta de propano, y se está realizandoquema controlada de 2000 Barriles decombustible diariamente. Esta quema serealiza porque no existe la infraestructurapara exportar y también porque el gaslicuado que se produce en el país nocumple con los estándares de calidadinternacional y además no hay incentivossuficientes para que los agentes privadosrealicen importaciones. A nivel nacionalesto opaca aún más el papel de laalmacenadora en la cadena productiva.

Otro cambio que tuvo gran impactosobre el sector, fue la modificación de laestructura tarifaria. Anteriormente losprecios eran establecidos por elMinisterio de Minas y Energía y a partirde 1994 la CREG estableció un nuevaformula tarifaria en la cual cada agentede la cadena tiene un margen y adiferencia de la tarifa que regíaanteriormente ésta está referida a

precios y a estándares de calidadinternacional (Golfo Mont Belvieu). Estose hizo con el objeto de evitar unincremento sustancial en los precioscuando sea necesario realizarimportaciones de hidrocarburos.

La regulación tiene varios campos deacción de considerable interésdependiendo del tema a tratar porejemplo controlando los precios demonopolio, reduciendo la contaminaciónambiental e incrementando la calidad deun producto o la seguridad de un sitio detrabajo. En últimas se trata de modificarel comportamiento de una industria, conel propósito de lograr un objetivo inicial.

En Colombia la comisión reguladorade energía y gas utiliza el mecanismodenominado Price – Cap (IPC – X) parala construcción de la tarifa, éste consisteen actualizar el índice del IPC de un añobase con respecto al último año; restarleun factor de eficiencia, que en este casoes del 1%; y multiplicarlo por un margeninicial que es proveniente de un modeloconstruido con base en una empresaalmacenadora y una distribuidora depropano óptima. Esta regulación operapara ciudades aledañas a los puntosterminales; para ciudades distintas a lasanteriores operan un flete que contienelos costos de transporte y estos sonfijados por cada una de las empresasdistribuidoras, pero este es supervisadopor el Ministerio de Transporte y por laSuperintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios.

Se usó la metodología de regulaciónde tarifas Price – Cap y no Yardstick otasa de retorno, ya que esta seacomodaba a las necesidades delmomento de la implantación de laregulación pues este sector no había sidonormalizado anteriormente en una

4 Resolución 0904 de 1965. Ministerio de Minas y Petróleos.5 YEPES, Luis Augusto. Colombia: Desarrollo Económico

reciente e infraestructura. Sector Gas Natural. Worldbank seriespapers. 2004


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forma técnica como la existente. UtilizarYardstick implica la recolección deinformación proveniente de lasempresas, las cuales deben tenersimilitudes en aspectos como lacapacidad instalada, niveles deproducción, y tamaño del mercado queatiende entre otras. Lo anterior nocumple con las condiciones quepresentaba el sector, pues existendiferencias completamente marcadasen todos aspectos mencionadosademás de las diferencias que sepresentan en las estructuras de costospor la localización de estas. Elmecanismo de tasa de retorno ofreceventajas a la industria, ya que en estecaso el riesgo es asumido por losconsumidores, y a diferencia del Price –Cap no genera incentivos para lareducción de costos por parte de lasempresas.6

La adopción del Price – cap hacumplido uno de sus principalesobjetivos que es el de reducir costos deproducción en las empresas prestadorasdel servicio, hecho que ha generado undeterioro en la calidad del servicio,afectando factores como el peso de loscilindros y la entrega en galones atanques estacionarios. La Tabla No. 1expone los gastos por galón vendido enuna de las principales distribuidoras delpaís-COLGAS de Occidente- donde se

señala la disminución en un 12.02%.La siguiente es la fórmula general

de la tarifa actual.Donde:

Tabla No. 1

Fuente: SUI. Sistema Único de información. Superintendencia de Servicios Públicos domiciliarios.

G = Ingreso del Grancomercializador.

E = transporte, este margencorresponde al gran comercializador(Ecopetrol) y es llamado cargoestampilla por transporte por ducto.

Z = Es el margen de seguridad, el cuales destinado a la reposición ymantenimiento del parque decilindros y de los tanques menoresde 100 galones.

N = es el margen delcomercializador mayorista.

D = es el margen del distribuidor yque está definido de acuerdo con elmedio como se realice la distribución(carrotanque o cilindro)El margen del gran comercializador

está referenciado a precios internacionalescon una calidad específica, dentro de estemargen G, existe un factor a quedetermina la cantidad de propano y

butanos puros para obtener una calidadque cumpla con los estándaresinternacionales. Sin embargo en Colombiapor la resolución CREG 011 de 2001, , , , , estefactor fue fijado en 0.447 y por esta razónEcopetrol no tiene incentivos para mejorarla calidad del gas licuado que produce.

Vale la pena resaltar que durantetoda la cadena productiva se transangalones de gas licuado entre los agentes,exceptuando, en la parte final de lacadena porque el usuario final consumeunidades discretas representadas enlibras bien sea de 20, 33,40,77 ó 100 libraspara el caso de los cilindros. Este hechogenera entonces que el distribuidorminorista compre galones y venda libras,y la calidad del gas licuado con que setrabaje implica bien sea una ganancia o

6 ALEXANDER & IRWIN. Price caps, Rate – of – return Regulation,and the costs of capital. The World Bank Group. 1996

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una pérdida volumétrica para eldistribuidor.

Debido a que anteriormente lacalidad del gas licuado fue fijada porEcopetrol con una gravedad específicade 0.55, , , , , se estaban presentandoepisodios de manipulación volumétricaya que como se muestra en la siguientetabla antes la normatividad suponía quepara llenar un cilindro de 100 libras serequería 23.70 galones y realmente senecesitaban 21.35 galones lo cualgeneraba un margen adicional para losdistribuidores. En la actualidadanualmente Ecopetrol define la gravedadespecífica que regirá para elcumplimiento del llenado de cilindros conbase en las cargas pronosticadas de lasrefinerías. Ésta gravedad específica es de0.562 aproximadamente.

La Tabla No. 2 señala en la primeracolumna los galones que eranfacturados a los usuarios antes de laentrada en vigencia de la resolución 010de 2001y en la segunda columna losgalones que han sido facturadosdespués de la entrada en vigencia de lamisma regulación realizando el ajustevolumétrico por cilindro. Desde el puntode vista del usuario cuando la regulacióninstauró parámetros internacionalespara el cálculo de la tarifa del grancomercializador, estableció que elbutano y el propano que se ofrecería enel país sería puro, pero el gas propanoque se produce en Colombia noresponde a los estándares de calidadinternacional, lo que genera que elusuario pague por un nivel de calidaddel combustible que no está recibiendo.

Esto produjo una reducción del 10%en los ingresos, y en la industria se dioun deterioro generalizado de lasfinanzas, en algunos casos llevando a laquiebra a empresas.

El incremento que se ha presentadoen los precios ha generado unareducción en la demanda de dicho

combustible mientras que el mercadoperdido por esta industria ha sidocubierto por su sustituto más cercano elgas natural. Por su parte el incrementodel precio del gas licuado de petróleoobedece al aumento sustancial que hatenido la participación del grancomercializador con respecto al preciode venta final.

Las zonas no interconectadas sonlas más perjudicadas en el sentido queson las zonas más alejadas de lasterminales que al mismo tiempopresentan poca densidad poblacionalgenerando mayores costos en ladistribución y transporte de cualquierservicio; en este orden de ideas, laregulación actual otorga bajo elconcepto de libertad vigilada a laindustria del propano la construcción deun flete desde los puntos terminaleshasta todas las zonas del país, siendolas no conectadas las que presentanmayor costo de distribución. Loshabitantes de estas zonas deben afrontarlos problemas anteriormentemencionados y además de esto nocuentan con una canasta energéticadiversificada que les permita elegir elenergético que se acomode mejor a suscondiciones socioeconómicas, razónpor la cuál debe realizarse unareevaluación de tarifas para que elprograma de gas licuado para el camposea viable.

Los precios del gas licuado hanaumentado en un 254.9% en el periodoque comprende la implementación dela regulación vigente (1995-2004), queimplica una imposibilidad de adquirir el

combustible en las zonas rurales, zonasen las cuales el combustible principal esla leña, específicamente una familia (4-5 personas) consume de 12-15 kilos deleña al día que al año representan 0.04-0.08 hectáreas y la leña es gratis.

Sumado a esto se debe tener encuenta los costos de distribución ysuministro en que incurre el distribuidorminorista al transportar el gas licuadohasta zonas más alejadas, con menorcantidad de demandantes, estos costosse verán reflejados en los fletes quedeberán sumarse al precio final.

De otro lado el margen Z es elmargen de seguridad, el cual esdestinado a la reposición ymantenimiento del parque de cilindrosy de los tanques menores de 100galones. Desde el inicio del marconormativo referente al mantenimientoy reposición de cilindros, es repetitiva lafalta de efectividad en los mecanismosde control y vigilancia que custodien elcumplimiento de las normas técnicasvigentes en cada periodo.Adicionalmente aunque en lanormatividad se tienen en cuenta todoslos aspectos tanto técnicos,institucionales y administrativos para elfuncionamiento apropiado de laindustria, estos esfuerzos no han sidosuficientes para conseguir la seguridady condiciones suficientes para evitarsiniestros por el deterioro en el parquede cilindros. Los esfuerzos realizados porel ente de vigilancia y control se venreducidos debido a los frecuentescambios que se realizan a lasresoluciones y normas dirigidas a dicho

Tabla No.2

Fuente: AGREMGAS


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problema, por esta misma razón sepuede decir que el proceso dereglamentación clara y concisa seencuentra inconcluso y cambiandofrecuentemente.

El Estudio Evaluativo del Sector deGases Licuados del Petróleo realizadopor Econometría S.A., contratado por laCREG, arrojó resultados desalentadorescon respecto al estado del parque decilindros en funcionamiento quepropiciaban altas tasas desiniestrabilidad, para contrarrestar esteproblema se puso en marcha elprograma de reposición de Cilindros.

Para solucionar estos problemas apartir del año 2000, el Ministerio deMinas y Energía, la CREG, Ecopetrol y laSuperintendencia de Servicios Públicosdomiciliarios, desarrollaron el ProgramaNacional de Sustitución de Cilindros degas licuado. Este programa consiste enla reposición de cilindros de 20, 40 y 100Libras por cilindros de 33 y 77 libras, elcambio en el tamaño se da paraasegurar que efectivamente se realicela reposición de todo el parque decilindros. La decisión de reponer todo elparque (3.7 millones de cilindros)obedece a que «...cuando menos el57.5% de los cilindros (o sea 2.13millones) se encuentra en mal estado ono ofrece condiciones constructivas yfuncionales apropiadas para el servicioprevisto.»7

Debido a la experiencia que se tuvocon los Fondos de Reposición yMantenimiento, se creó un esquemafiduciario que maneja y administra losrecursos provenientes del margen deseguridad implícito en la tarifa. La fiduciacontrata directamente a los talleres dereposición que tienen como objetivo lafabricación de cilindros con lasespecificaciones técnicas de tamaño ycalidad (Norma Técnica Colombiana522- 1 y en la Resolución 8-0009 de 2001del Ministerio de Minas y Energía), y

sumado a esto también dichos talleresson los encargados de destruir lostamaños que circulaban anteriormente.

Adicional a esto se impusieronmetas de reposición para cada una delas empresas distribuidoras, lametodología que se adopto para laimposición de dichas metas está enfunción del número de cilindros con elque cuenta cada empresa. Consiste enmetas trimestrales para cada tamaño decilindro, el plan ha tenido éxito en lazonas con pronunciados problemas deorden público como Caquetá, mientrasque en zonas centrales no se hacumplido porque los usuarios rechazanlos nuevos tamaños, por lo cual elparque de cilindros en el interiorcontinúa en deterioro, pues losdistribuidores de la zona central no hancumplido con las metas establecidas.

El programa de reposición decilindros contempla la renovación detodo el parque de cilindros, con el fin degarantizar la efectiva reposición. Peropodría decirse que esto es una soluciónde corto plazo pues nada garantiza queno se vuelvan a presentar laproblemática actual, y se realicemantenimiento a los cilindros de nuevotamaño.

La resolución 181788 de 2004 delMinisterio de Minas y Energía resuelvela aplicación de una nueva norma en lacual cualquier persona jurídica puederealizar el mantenimiento de cilindrossiempre y cuando obtenga uncertificado de calidad expedido por laSuperintendencia de Industria yComercio, esto contradice el objetoprincipal del Programa de Reposición decilindros que es la renovación total delparque, dejando a un lado la funcióninicial de los talleres de reposición ymantenimiento que es fabricar loscilindros de nuevos tamaños y destruirlos cilindros en mal estado. Este nuevopronunciamiento anula uno de los

objetivos que era evitar que ladistribuidora minorista se apropiara delmargen de seguridad.

En cuanto a los canales decomercialización la ley 689 de 2001prohíbe la conversión de vehículos a gaslicuado vehicular, siendo esta una buenaalternativa para capturar mercado eincrementar el consumo, presentandoventajas ambientales y de precio conrespecto a otros carburantes como elgas natural y el ACPM siendo este uncombustible subsidiado. La Ley tambiéndeclara exclusivo el uso de gas licuadovehicular para vehículos destinados alreparto de gas. En este mismo artículose menciona que la conversión devehículos a gas licuado vehicular es unaactividad ilícita, pues genera grandesriesgos a la población.

Para el sector de gas licuado, elimpacto de esta medida es negativo, yaque con esta prohibición se reduce loscanales de comercialización y tambiénpierde una oportunidad de ampliar sumercado. En cuanto al abastecimientode combustibles el gas licuado vehicularsería una buena opción para diversificarla canasta energética nacional y unasolución en mediano plazo en caso quesea necesaria la importación, seríabenéfica en términos ambientales y deprecios en comparación con otroscarburantes.

Otro aspecto que tuvo un impactodirecto sobre el consumo es la inserciónde gas natural, este sustituto cuenta congrandes ventajas frente al gas licuado.Dentro del plan de masificación de gasuno de los principales objetivos delgobierno era propiciar una mayorparticipación del gas natural comoenergético, para lograr este objetivoacudieron a estrategias financieras ypublicitarias además de subsidiar las

7 Ministerio de Minas y Energía. Programa Nacional deSustitución de Cilindros de GLP. 1998

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tarifas para los estratos bajos y financiarla conexión a las redes. Otro punto afavor que tiene el gas natural es lacontinuidad en el suministro del servicioy las tarifas que posee pues los preciosdel gas licuado no son competitivos conlos de éste gas, actualmente el gasnatural es un 30 % más económico queel gas licuado por unidad calorífica.

Por esta razón el mercado que antesera atendido por los distribuidores de gaslicuado ha sido capturado por gasnatural, ya que los usuarios poseenmayores ventajas en precio, calidad yoportunidad del servicio.

La Tabla No. 3 presenta los preciospor unidad de venta del gas licuado (gaspropano) y gas natural, se mide sueficiencia energética por BTU (podercalorífico por unidad de venta), se señalaque el poder calorífico del gas propanoes de 92.000 btu por galón de gaslicuado mientras que el metro cúbico degas natural es de 35.315 btu, es decir esmenor en 2.6 veces, pero el precio porunidad de venta del gas licuado es 3.5veces mayor que el de gas natural porunidad y en pesos por btu la relación esde 1.32, es decir, el gas licuado es máscostoso que el gas natural un 32% porunidad calorífica.

Además de los cambios sustancialesen los precios, y siendo consecuente conla disminución de la demanda sepresenta un exceso de oferta, razón porla cual se ha venido presentando unareestructuración de la industria como tal,lo que se evidencia en el número deempresas que operan en la actualidad(110 distribuidoras minoristas), encomparación a las 240 empresas queoperaban antes de la implementaciónde la regulación vigente (en el año 1994) . Las empresas distribuidoras al verreducido su mercado impulsan hábitosdesleales en la calidad del servicio y paracompensar de alguna forma dichaperdida de mercado las empresas

Tabla No.3

realizan una manipulación volumétricadel combustible, contando con que elusuario no tiene mecanismo de controlde calidad certeros para identificar si lacantidad de combustible que paga es laque recibe realmente. Este hecho generacaos en el mercado en general, enviandoseñales desfavorables a los usuariosfinales, sumado a esto se presentanproblemas permanentes en el parque decilindros.

CONCLUSIONES

Al inicio de la investigación sepresumía que el cambio en el marcotarifario (precio) era el únicoresponsable de la disminución en elconsumo y en el número de empresasque conforman la industria, pero a lolargo de la investigación se presentaronfactores de importancia semejantecomo el mencionado anteriormenteque han sido influyentes en elcomportamiento y tamaño de laindustria de gas licuado en el país.

En cuanto a los precios y al marcotarifario, la implementación delmecanismo price – cap ha generado undeterioro en la calidad del servicio enrazón al proceso de reducción de costosque se viene dando en el sector, hechoque se acentuó aún más después de lareducción en galones a cobrar delcontenido de los cilindros (Resolución011 de 2001 CREG). El problema que sepresenta no se puede atribuir almecanismo en sí, sino al bajo preciopiso impuesto por el ente regulador, quesubvalora la estructura de costos de las

empresas distribuidoras. Esto se puede

evidenciar en el incremento del flete queestá a cargo de los distribuidores entrelos puntos terminales y los puntos deconsumo en todo el país.

Adicional a esto, el mecanismo Price– Cap no se aplica al productor, es deciral Gran Comercializador (Ecopetrol)pues equiparan el precio interno al preciointernacional del butano y el propanoen la costa del golfo en México(Mercado Mont Belvieu), debido a laescasez de hallazgos petroleros en elpaís; esto genera que el gas licuado seatratado en su producción como uncombustible con estándares de calidadinternacional que no posee y en sudistribución se considere un serviciopúblico domiciliario teniendo en cuentaque por cada galón de gas licuadosuministrado en el país, del precio totalEcopetrol recibe el 80%aproximadamente.

Por tratarse de un servicio públicodomiciliario, el gas licuado no deberíaestar sujeto a estándares internacionalesde precios para evitar así la volatilidadque presenta, sino que fuese acorde conuna política de precios que se acoja a laestructura de costos de producción delGran comercializador. Por otra parte,vale la pena resaltar que por el ductopor donde se transporta el gas licuadodesde las refinerías hasta los puntosterminales, también se transportantodos los combustibles provenientes dela refinación del petróleo y el único quees catalogado como servicio públicodomiciliario es el gas licuado.

No obstante, la ley 142 de ServiciosPúblicos Domiciliarios define comoservicio público domiciliario «...las


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actividades de generación einterconexión a las redes nacionales deenergía eléctrica, la interconexión a lared pública de telecomunicaciones, y lasactividades de comercialización,construcción y operación de gasoductosy de redes para otros servicios que surjanpor el desarrollo tecnológico y querequieran redes de interconexión, segúnconcepto previo del Consejo Nacionalde Política Económica y Social»8. Conbase en este hecho, la distribución degas licuado no se efectúa a través deredes y la decisión emitida por el Consejode Estado de ser distribuido por «redeshumanas» no tiene cabida en estecontexto, es así que la industria de gaslicuado no debería estar catalogadacomo servicio público domiciliario.

Frente al problema dedesabastecimiento de crudo en el país ycon la implementación de la regulaciónde equiparar los precios a nivelinternacional es pertinente mencionarque Colombia no posee lainfraestructura necesaria para realizar laimportación de hidrocarburos que serequieren para abastecer la demandainterna puesto que si se importacombustible de cualquier índole seingresaría por el puerto de Cartagena yno existen ductos que lo conecten conel interior del país.

Debido a estos hechos, se hapresentado un proceso de depuracióndel número de empresas de la industria,lo que ha provocado múltiples episodiosde competencia desleal, disminuyendola calidad en el servicio y degenerandola imagen ante los usuarios, como unaestrategia para poder sobrevivir en elmercado.

El deterioro de la imagen ante losusuarios del servicio está en función delestado de los cilindros que operan comolas redes de distribución por excelencia,este es uno de los problemascaracterísticos de la industria a través de

su historia y programas como el Plan deReposición de Cilindros no ha surtido losefectos esperados en primer lugar porla falta de incentivos e información alusuario para la aceptación de lostamaños nuevos y sumado a esto porlas contradicciones que se presentan enla normatividad con respecto a estetema.

Por la disminución en la calidad delservicio, deterioro del parque decilindros, incrementos en los precios ylas facilidades que tienen losconsumidores para demandar sustitutoscercanos, el consumo estádisminuyendo; en este contexto sepodría incentivar nuevos usos delhidrocarburo con mayor viabilidad quelos proyectos vigentes dirigidos a zonasrurales los cuales no son viables bajo lascondiciones de precios actuales, amenos que sea subsidiado como el gasnatural, los usos alternativos como el gaslicuado vehicular, el cual actualmente esde uso exclusivo para los vehículosdestinados a la distribución delcombustible, se declara ilícito convertirvehículos a gas licuado vehicular pues«genera graves riesgos a la población»;pero en caso de acabarse las reservas,el país estaría mejor acondicionado a laimportación de combustibles como elgas licuado vehicular por su costo y sudesempeño (menor costo que lagasolina y el ACPM en un 117% y 30%respectivamente y con mayoresatributos caloríficos que el gas natural).Existen países como Japón y Australiadonde el gas licuado vehicular ocupa unlugar importante como carburantevehicular, en Colombia podría sercomercializado sin ninguna clase deriesgo adicional a otros combustiblessustitutos como el gas natural vehicular.

El efecto de la regulación vigentesobre la cadena productiva fue el deincorporar un almacenador ocomercializador mayorista. Éste no

cumple con su objeto inicial puesto queno se mantienen inventarios paragarantizar el suministro continuo enepisodios de escasez y si el agente eseliminado de la cadena, el margencorrespondiente podría ser canalizadohacia otras actividades o podríareducirse el precio al usuario final.

En la cadena productiva, existen dosagentes que no son regulados: loscontratistas o fleteros y los expendios,quienes surgen como una forma deatenuar el riesgo que corren losdistribuidores minoristas al prestar elservicio; estos agentes generanconsecuencias que se materializan enla calidad y precio del servicio, razón porla cual la regulación debería abarcar laactividad desarrollada por estos.

Si el panorama continúa sin ningunaclase de modificación al marcoregulatorio, el número de empresas quecompone la industria se verá reducido,las almacenadoras continuaránhaciendo parte de la cadena, disminuiráel consumo, los contratistas y losexpendios seguirán dominando elmercado y Ecopetrol seguirá disfrutandode un ingreso que no refleja susverdaderos costos de producción de gaslicuado. Se presentará un oligopolio, quecontará con una inadecuada red dedistribución por el deterioro en el parquede cilindros. Los usuarios continuaránpagando por un gas de alta calidad queno están consumiendo. Se estáperdiendo una alternativa energética ala gasolina, eficiente en términosambientales y de costos.

8 Ley 142 de 1994. Articulo 8 parágrafo 3

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El sector minero energético en lasnegociaciones comerciales regionales- diagnóstico de la competitividad delsector en los mercados del hemisferio

Subdirección de Planeación MineraUnidad de Planeación Minero-Energética

A simple vista parecería que en

el hemisferio hay buenas

oportunidades para el carbón

colombiano, teniendo en cuenta

que tiene una alta

competitividad relativa y que

en la región hay pocos

vendedores de este energético.

1 El estudio avanzó en el análisis de otros productos como elpetróleo, oro, plata, platino, esmeraldas, sal, azufre, ferroníquel,minerales de hierro, minerales de cobre, roca fosfórica, granito,mármol, travertino, caliza, cemento, derivados de la arcilla,joyería y orfebrería.

2 La metodología de cálculo de los indicadores que sustentanlos resultados presentados se pueden consultar en la UPME,estudio: «El Sector Minero-Energético en las NegociacionesComerciales Regionales» UPME - FEDESARROLLO, BogotáSeptiembre de 2004.

ntre los estudios realizadospor la Unidad de PlaneaciónMinero Energética - UPME enconvenio con la Fundaciónpara la Educación Superior y

el Desarrollo - FEDESARROLLO, se destacala investigación «El Sector Minero-energético en las NegociacionesComerciales Regionales», teniendocomo objetivo realizar un diagnóstico dela competitividad relativa del sectorminero en los mercados del hemisferio,identificando los mercados prioritariospara los productos mineros colombianos,el cual ha sido de mucha utilidad en lasnegociaciones comerciales regionales,especialmente el tratado de librecomercio (TLC) con Estados Unidos. Losproductos que se analizaran en elpresente artículo serán el carbón y elcoque1.

Para identif icar y evaluar losmercados de interés en los queColombia es competitiva se utilizarontres indicadores: el índice de la balanzacomercial relativa (IBCR), el índice dela ventaja comparativa revelada (IVCR)y el índice de la complementariedadcomercial (ICC)2. Este conjunto deindicadores se calculó con lainformación existente entre 1997-2001en la base de datos Commodity TradeStatistics (Comtrade) de la ONU.

EINTRODUCCIÓN

Para el 2004 las reservas mediadasde carbón fueron de 7.063 Mt(Ingeominas 2004), se consolidó comoel segundo reglón de exportación enColombia, generando cerca deUS$1.753 millones de divisas (10,6% deltotal nacional exportado), mientras queen el 2003 Colombia ocupó el sextopuesto como exportador mundial,participando con el 6,4% de lasexportaciones mundiales de carbón.

Teniendo en cuenta la cantidad ycalidad de reservas de recursosenergéticos que posee el país, la firmade acuerdos de libre comercio resultanconvenientes entre socios comercialescon estructuras productivascomplementarias. Esto, mas que labúsqueda indiscriminada de acuerdos,implica que la política comercial de unpaís debe obedecer a estrategias quepermitan expandir y diversificar susexportaciones.


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Para la minería colombiana, la firmadel tratado de libre comercio conEstados Unidos o con otra región, es unaoportunidad importante para incentivarel comercio internacional de nuestrosproductos energéticos de maneracompetitiva y a la vez atraer inversiónextranjera directa (IED), necesaria parael desarrollo del sector.

METODOLOGÍA E INDICADORESUTILIZADOS PARA MEDIR LACOMPETITIVIDAD RELATIVA DE LOSPRODUCTOS MINERO-ENERGÉTICOS

El análisis realizado en estainvestigación se concentra en el mercadohemisférico e identifica los principalesmercados de interés para los productosminero-energéticos de Colombia en laregión. En este sentido, el objetivofundamental de la metodología deanálisis fue la de seleccionar los sectoresy los mercados que serían prioritarios paraque el país solicite acceso, así comoesbozar las implicaciones de la aperturadel mercado colombiano a los socios delhemisferio.

Para avanzar hacia este objetivo, secalcularon indicadores que sustentan loscriterios para solicitar acceso que se basanen la identificación de: i) los sectores enlos que Colombia es competitivo; ii) losmercados que ofrecen mejores opcionespara Colombia en esos sectores; y iii) lospaíses que serían competidores deColombia en esos mercados. Por otraparte, los indicadores calculados se usanpara sustentar algunos criterios según loscuales se podrían definir los lineamientospara otorgar acceso al mercadocolombiano, criterios basados en laidentificación de sectores vulnerables,principales proveedores de los productosde esos sectores, y situación arancelariaque enfrentan esos proveedores en el país.

Se utilizaron dos de los indicadores

más frecuentes en la literatura sobrecomercio con el fin de evaluar la situacióncompetitiva del país y su estructuracomercial, el índice de la ventajacomparativa revelada (IVCR) y el índicede la balanza comercial relativa (IBCR).

El índice de ventaja comparativarevelada (IVCR), permite determinar lacompetitividad relativa de los sectores ylos productos de un país, comparandola participación del producto en lasexportaciones del país con laparticipación de las exportacionesmundiales del producto en lasexportaciones mundiales totales. Sidicho índice es mayor que uno, indicaque el país tiene una ventajacomparativa en el producto analizado,pero cuando el índice es menor que uno,revela que el país tiene una desventajacomparativa en el producto. Este índicepresenta dos limitaciones, en primer lugarestá basado en cifras de comercio y porlo tanto tiende a reflejar el status quo dela competitividad relativa observada enlos flujos de comercio mundiales. Por otrolado, el IVCR no muestra situaciones enlas cuales un sector puede ser muy

competitivo en el mercado nacional perono ha tenido incursión en las corrientesinternacionales de comercio.

El índice de la balanza comercialrelativa (IBCR) mide la participación dela balanza comercial de un determinadosector en el comercio total de ese sector.Este índice se ubica entre -1 y 1, cuandoel índice es mayor que cero indica quehay competitividad del producto, esdecir, que el país tiene un gran potencialexportador en ese producto, losproductos más cercanos a uno serán losde mayor potencial competitivo ycuando el índice es menor que ceroindica que el país es un importador ocliente potencial.

Adicionalmente se construyó yanalizó el índice de la complementariedadcomercial (ICC) que es una versiónelaborada del IVCR (índice de ventajacomparativa revelada) que permiteidentificar mercados de interés paraproductos en los cuales Colombia escompetitiva en el contexto mundial.

La secuencia de análisis desarrolladafue la siguiente: en primer lugar seevaluó el índice de la ventaja

Gráfico No.1Competitividad relativa de los productos energéticos colombianos:

IVCR>1, Promedio 1997-2001

Fuente: cálculos Fedesarrollo - UPME con base en datos COMTRADE

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comparativa revelada (IVCR), paraseleccionar los productos colombianosde mayor competitividad relativa, ensegundo lugar se seleccionaron lospaíses exportadores e importadoreshemisféricos netos de cada productoanalizado con base en el índice de labalanza comercial relativa (IBCR), entercer lugar y con el fin de determinar laventaja comparativa de cada uno deesos países se aplicó una evaluación conel IVCR.

RESULTADOS

En términos generales, losproductos energéticos colombianosmás competitivos según el IVCR ilustradoen el Gáfico No. 1 son el carbón, elpetróleo crudo y el coque.

A continuación, se describen losresultados para carbón y coque.

CARBÓN

Caracterización del comercio delCaracterización del comercio delCaracterización del comercio delCaracterización del comercio delCaracterización del comercio delcarbóncarbóncarbóncarbóncarbón

Según las cifras de COMTRADE, lasventas externas totales de carbónascendieron a un promedio anual deUS$17,1 miles de millones entre 1997 y2001, lo que equivale a 0,3% delcomercio mundial. Entre los principalesexportadores durante este período sedestacaron Australia, que en promedioexportó US$5,98 miles de millonesanuales (35% de las exportaciones

mundiales de carbón) y Estados Unidos,cuyas exportaciones ascendieron aUS$2,48 miles de millones promedioanual (15%), seguidos por China (9%),Indonesia (8%) y Canadá (8%).Finalmente, cabe destacar queColombia exportó en promedio US$935millones, equivalentes a 5,5% de lasexportaciones totales mundiales.Gráfico 2ª.

Como se puede apreciar en elgráfico 2B Colombia es el tercerexportador de carbón más importantedel hemisferio, superado únicamentepor Estados Unidos y Canadá, y seguidopor Venezuela, que contribuye concerca de 1% a las exportacionesmundiales totales.

Por su parte, los compradores másimportantes de carbón en el mundo seGráfico No. 2

Comercio de Carbón

Fuente: Fedesarrollo - UPME con base en datos COMTRADE.


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concentran en Japón, que importa 29%del total mundial y Corea (10%),seguidos por Reino Unido (5%), India(4%) y Alemania (4%).

En términos de competitividadrelativa, el IVCR ilustrado en el gráfico2D, muestra que el carbón colombianogoza de la posición más favorable entrelos países del hemisferio. Le siguenVenezuela, Estados Unidos y Canadá.Como se aprecia en el gráfico, los demáspaíses de la región que exportan carbónno son competitivos.

Como ya se dijo, Colombia poseela mayor competitividad externa relativadel hemisferio en carbón. Teniendo estoen mente, y con el fin de encontrar

Gráfico No. 3Mercado del Carbón


posibles mercados de interés, acontinuación se evalúan los principalesdestinos de exportación de esteenergético, las condiciones de accesoque enfrenta el país en esos mercados.

Mercado del carbónMercado del carbónMercado del carbónMercado del carbónMercado del carbón

A nivel mundial durante el período1997 - 2001 el gran comprador de carbóncolombiano fue la Unión Europea, a lacual se le vendió un promedio anual deUS$621 millones, es decir 67% de lasexportaciones de carbón. En segundolugar se ubicó Estados Unidos (18%)seguido por Canadá (4%) y otros ALCA(2%). Cabe destacar que la mayoría de

las exportaciones colombianas estándestinadas a mercados fuera de la regióndel ALCA, y que las ventas al hemisferioapenas ascienden a 26% de las ventastotales Gráfico 3ª.

El gráfico 3B ilustra la distribución delas exportaciones colombianasintrahemisféricas que corrobora laimportancia de los mercados de EstadosUnidos (73% de las exportacionesdestinadas al ALCA) y Canadá (17%).Chile (4%) es seguido muy de cerca porla Comunidad Andina (3,6%) y elMercado Común Centroamericano(3,5%).

En términos generales, el carbón deColombia no enfrenta grandes barreras

Gráfico No. 4IBCR - ICC para Carbón


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arancelarias en los países de la región.Tanto Estados Unidos como Canadá, losprincipales compradores, aplican unarancel NMF (Nación Más Favorecida)de cero. Por su parte Chile, que tiene unarancel NMF de 6%, le otorga aColombia un arancel preferencial decero mediante el TLC. Colombia tambiénrecibe trato preferencial en laComunidad Andina, que incluye aEcuador, Bolivia, Perú y Venezuela. Lospaíses del Mercosur aplican un arancelNMF de 0%.

A simple vista parecería que en elhemisferio hay buenas oportunidadespara el carbón colombiano, teniendo encuenta que tiene una alta competitividadrelativa y que en la región hay pocosvendedores de este energético. Sinembargo, es necesario evaluar elpotencial importador de éstos paísescon el fin de determinar quiénesrepresentan reales mercados de interéspara Colombia.

Al analizar el Índice de BalanzaComercial Relativa (IBCR) ilustrado en elGráfico 4ª, se encuentra que la granmayoría de países del ALCA sonimportadores netos de carbón. Lasexcepciones son Estados Unidos, Canadáy Venezuela que, como se vioanteriormente, son tambiénexportadores competitivos. No obstante,el Índice de Intensidad Importadora quees un componente fundamental delÍndice de Complementariedad Comercial(ICC), sólo destaca a dos países, Brasil yChile, como grandes compradores decarbón (Gráfico 6B).

Los únicos dos mercados quesobresalen por su potencial e intensidadimportadora de carbón son Brasil y Chile,que le aplican un arancel de cero aColombia. Es decir, que si lasexportaciones colombianas no hanpenetrado en mayor grado estos dosmercados, no ha sido debido a barrerasarancelarias. Ante la ausencia de

mercados que constituyan un clarointerés ofensivo para Colombia, y amodo de ilustración, se evaluará el casode Guatemala debido a que es unimportador neto de carbón, a pesar deque no cuenta con una alta intensidadimportadora de este producto. Acontinuación se describen los principalesproveedores de carbón en este mercadoasí como las condiciones de acceso queenfrentan.

Mercado potencial para el carbón:Mercado potencial para el carbón:Mercado potencial para el carbón:Mercado potencial para el carbón:Mercado potencial para el carbón:GuatemalaGuatemalaGuatemalaGuatemalaGuatemala

Entre 1997 y 2001, Guatemalaimportó en promedio US$6,7 millonesanuales de carbón, de los cualesprácticamente la totalidad provino delmercado del ALCA. Su principalproveedor fue Colombia, querepresentó 99,6% de las importacionestotales de carbón. Estados Unidos yMéxico jugaron un papel mínimo en las

Tabla No. 5Carbón: Origen de las importaciones de Guatemala

(participación en sus importaciones totales)



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importaciones de dicho energético(Gráfico 5). En cuanto al acceso a estemercado, se destaca que a pesar de unenfrentar un arancel NMF de 7,5%,Colombia se ha constituido en suprincipal abastecedor. Estados Unidos,por su parte, enfrenta el mismo arancelmientras que México sí goza de unacceso preferencial de 0%. En estecontexto, cabe mencionar que unareducción del arancel que Guatemalaaplica al carbón colombiano podríatraducirse en mayores exportaciones delproducto, no en mayor participacióndentro del mercado sino en el total quese exporte de Colombia a Guatemala,debido a la reducción de su preciorelativo en el mercado local frente aotros energéticos.

COQUE

Caracterización del comercio deCaracterización del comercio deCaracterización del comercio deCaracterización del comercio deCaracterización del comercio decoquecoquecoquecoquecoque

En el período 1997-2001 lasexportaciones mundiales de coqueascendieron a un promedio anual de$1,9 miles de millones de dólares. Éstasse concentraron en cinco principalesexportadores, cuyas ventas externastotales equivalieron a 78% del total.China sobresalió como el granexportador a nivel mundial, con unasventas externas de coque quealcanzaron un promedio anual deUS$798 millones, es decir, 40% delcomercio mundial. En segundo lugar seubicó Polonia, con 14% de las

exportaciones mundiales de coque,seguido por Japón (12%), Estados Unidos(7%) y Rusia (5%).

En la región ALCA las exportacionesde coque se concentraron en un granexportador seguido por unos menores.Como se aprecia en el gráfico 6B,durante el período de análisis EstadosUnidos fue el gran vendedor de coquedel hemisferio, seguido por Canadá yColombia. Según datos de COMTRADE,Estados Unidos exportó un promedioanual de US$130 millones, querepresentaron 79% del total exportadopor los países de la región. Por su parte,las exportaciones anuales de Canadáascendieron a US$17,8 millones y las deColombia alcanzaron los US$13,9millones. Argentina, Chile y México

Gráfico No. 6Mercado del Carbón


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contribuyeron con menos del 1% de lasexportaciones regionales totales.

El comprador de coque másimportante en el mundo en el períodode análisis fue Alemania, cuyasimportaciones representaron 17% de lastotales mundiales de este producto.Estados Unidos, que figura como unimportador importante, tambiéncontribuye de manera significativa a lasimportaciones mundiales de dichoproducto (12%). India, Francia y Brasilimportaron 8%, 6% y 6% del totalmundial, respectivamente.

El IVCR presentado en el gráfico 6D,muestra que una vez se ha eliminado elefecto del tamaño de las economías,sólo Colombia posee una ventajacomparativa frente a los demásexportadores de la región. Llama laatención que Estados Unidos, uno de losgrandes exportadores mundiales decoque, y Canadá, cuyas exportacionestotales superan las de Colombia, no soncompetitivos en términos relativos.

Las ventas externas de coquecolombianas se dirigieron principalmentehacia América Latina (85% del total deexportaciones). El principal compradorhemisférico de coque colombiano en elperíodo analizado fue México, a cuyomercado se destinó cerca de 35% de las

Gráfico No. 7Mercado de Coque


exportaciones totales de dicho producto.Otros compradores importantes para elpaís fueron Venezuela (27%) y Perú (20%).Los demás países señalados en el gráfico7B compraron en conjunto menos de 3%del total exportado por Colombia.

En términos generales Colombia noenfrenta grandes barreras arancelariasal acceso de los diferentes países delhemisferio en este producto. El arancelpromedio aplicado al coquecolombiano es de 1,8%, frente a unarancel NMF promedio de 3,5% aplicadoen la región. Colombia recibe tratopreferencial principalmente en la zonade libre comercio andina, cuyosmiembros gozan de un arancel ceroentre sí pero aplican un arancel externocomún de 5%. En México, el compradorregional más importante de coquecolombiano, el país enfrenta un arancelpreferencial de 0,4% en virtud delacuerdo suscrito entre el G-3. De manerasimilar, Chile aplica un arancel de ceroal coque colombiano en virtud del TLCbilateral vigente. En síntesis el coquecolombiano enfrenta las mayoresbarreras en Panamá (12,5%), Caricom(5,8%), y Costa Rica (3,5%).

Como se vio anteriormente,Colombia es un vendedor de coqueimportante en la región y posee la

mayor ventaja comparativa revelada.Adicionalmente, el IBCR, ilustrado en elgráfico 8ª, revela que el país es el únicoexportador neto de coque de la regióny que todos los demás, incluyendo aEstados Unidos y Canadá, sonimportadores netos de este producto.Al complementar los resultados de losanteriores indicadores con el Índice deComplementariedad Comercial seevidencian aquellos países delhemisferio que importan coque demanera intensiva, que identifica lospaíses potenciales de mercado paraColombia . El Índice de IntensidadImportadora (gráfico 8B) permitedestacar a Brasil, Perú, Caricom,Guatemala, México, Venezuela yCanadá.

A continuación se evalúan losmercados de México y Guatemaladebido a su potencial e intensidadimportadora de coque, y a que le aplicanun arancel mayor a cero a Colombia.

Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:GuatemalaGuatemalaGuatemalaGuatemalaGuatemala

A lo largo del período de análisis,Guatemala importó un promedio anualde US$2,86 millones de coque, una cifraque representa un poco menos de 16%


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de las exportaciones anualescolombianas de este producto. Estasimportaciones provinieron en sutotalidad del mercado regional. Elprincipal proveedor del mercadoguatemalteco fue Colombia, quecontribuyó con 80% del total deimportaciones de Guatemala de coque.

En segundo lugar se ubicó México (15%)seguido por Estados Unidos (4,6%).(Gráfico 9)

En Guatemala, el coque deColombia y Estados Unidos no recibetrato preferencial y debe ingresar almercado con un arancel NMF de 2,5%.En cambio México, que goza de un

arancel de cero, se ubicó como elsegundo proveedor de coque enGuatemala a pesar de no sercompetitivo en la exportación de dichoproducto. Así, sería de esperarse que unacceso más libre del coque colombianoa Guatemala llevara a aumentar aún máslas exportaciones a este país.

Gráfico No. 8IBCR - ICC para Coque

Fuente: Fedesarrollo - UPME con base en datos COMTRADE.Gráfico No. 9

Coque: Origen de las importaciones de Guatemala(participación en sus importaciones totales)


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Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:Mercado potencial para el coque:MéxicoMéxicoMéxicoMéxicoMéxico

México es uno de los importadoresde coque importantes del hemisferio.Entre 1997 y 2001, sus compras totalesde este producto ascendieron a unasuma anual promedio de US$60,3millones. De éstas, 48% provino de losmercados del ALCA, mientras que lamitad provino de otros países asiáticos(en particular de China). Dentro delhemisferio, su principal proveedor fueEstados Unidos, de donde importó 38%del total. El segundo proveedor másimportante del mercado de coquemexicano fue Colombia, al cual lecompró 10% del total. (Gráfico 10)

El coque de Estados Unidos yCanadá goza de un acceso libre almercado mexicano, lo que contribuye aque el primero sea su principalproveedor. Sin embargo, como se vioanteriormente, Estados Unidos y Canadáno tienen potencial exportador y aún asíestán penetrando el mercado mexicano.Colombia, por su parte, a pesar de

recibir un trato preferencial otorgado envirtud del G-3, sigue enfrentando unabarrera arancelaria de 0,4%. Lareducción de esa barrera arancelariapodría representar una mayorpenetración del coque colombiano enel mercado de México.

CONCLUSIONES

Las negociaciones comercialesimplican oportunidades y retos para elsector minero energético colombiano,razón por la cual se analizaron losdiferentes escenarios en los cualespodría profundizarse la insercióninternacional de nuestro país. Se evaluóla competitividad relativa del sector enel mercado hemisférico enconsideración del reciente acuerdoComunidad Andina-Mercosur y elproceso aún en curso para laconformación de un Área de LibreComercio de las Américas (ALCA).

En cuanto a acceso a mercados, elcarbón colombiano posee una posiciónmuy favorable en términos de

competitividad externa relativa, conrespecto los demás países delhemisferio, destacándose comomercados potenciales Brasil y Chile,donde el carbón colombiano aún no hapenetrado de manera intensiva.

En el caso del coque colombiano,éste concentra la mayor ventajacomparativa revelada IVCR de la región,posicionando al país como unexportador neto de coque, quien podríadesarrollar eventuales interesesofensivos con países como Brasil, Perú,Guatemala y México, dado que en elanálisis demostraron ser importadoresintensivos de este producto.

Gráfico No. 10Coque: Origen de las importaciones de México(participación en sus importaciones totales)



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Pautas para autores

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.

5. La recepción de artículos se realizadurante todo el año.

NORMAS EDITORIALES

1. Los trabajos se deben presentar enformato de Word (texto) o Excel paraPC (cuadros y gráficas). Deben tenerentre 2.000 y 4.000 palabras inclu-

yendo tablas, ilustraciones, notas yreferencias bibliográficas.

2. El autor debe incluir los datos de sudirección postal, número de teléfo-no y correo electrónico.

3. El resumen en español debe teneruna extensión de máximo 100 pala-bras. Especificar máximo cuatro pa-labras clave en español. Las palabrasclave deberán ir después del resu-men.

4. El titulo del artículo debe ser explica-tivo y recoger la esencia del trabajo.

5. Las tablas deben tener un encabeza-miento específicamente descriptivo,estar citadas en el texto, y las abre-viaturas y símbolos explicados al piede la tabla.

6. Se requiere que los cuadros, gráficoso mapas sean muy legibles, con lasconvenciones muy definidas. Cuan-do sean gráficas originadas en excel,debe incluirse el archivo fuente delos datos.

7. Las referencias bibliográficas debenconservar el estilo autor-fecha, inser-tadas en el texto [López 1998], nocomo nota de pie de página. Cuan-do la referencia se hace textualmen-te, el número de la página de dondese tomó debe ir inmediatamentedespués de la fecha, separado porcoma [López 1998, 52], si incluyevarias páginas [López 1998, 52-53,] yen caso de varios autores [López etal. 1998].

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, ordenarlas 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].

9. Cuando se usen fuentes de Internet,se debe mencionar el autor, si lo tie-ne, y la dirección de la página webconsultada.

10. Los encabezamientos de cada sec-ción se escribirán en negritas, a la iz-quierda y en mayúscula sostenida.

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.

Boletín del


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Las energías alternativas se muestran como una fuente que proporciona unaopción de suministro interesante a los problemas presentados en el sector energéticocomo la fluctuación de los precios del petróleo o el agotamiento de las reservas dehidrocarburos. El desarrollo de las nuevas tecnologías y las energías alternativasexige repensar el actual uso de los recursos energéticos en miras de optimizar eluso, transporte y consumo de las nuevas fuentes de energía.

El Observatorio Colombiano de Energía de la Universidad Nacional de Colombiaconvoca a la presentación de ponencias para el seminario sobre «EL CAMINO HACIAEL DESARROLLO DE OTRAS FUENTES DE ENERGÍA» que se realizará en noviembre de2005 en la ciudad de Bogotá, Colombia.

Temática1. Perspectivas en los sectores energéticos convencionales (petróleo, gas natural,

electricidad y carbón) en un ambiente de creciente desarrollo de las energíasalternativas.

2. ¿Cuáles deberían ser las fuentes alternativas de energía prioritarias paraColombia?

3. Evaluación de experiencias en energías alternativas.4. Diseño de políticas energéticas para el estímulo de energías alternativas.5. Experiencias o falta de experiencias internacionales en el desarrollo de energías

alternativas.

Calendario• Fecha límite para el envío del resumen del trabajo propuesto: 7 de septiembre7 de septiembre7 de septiembre7 de septiembre7 de septiembre

de 2005de 2005de 2005de 2005de 2005• Respuesta de aceptación 111116 de sep6 de sep6 de sep6 de sep6 de septiembrtiembrtiembrtiembrtiembre de 2005e de 2005e de 2005e de 2005e de 2005• Entrega documento final y presentación 3 de octubre de 20053 de octubre de 20053 de octubre de 20053 de octubre de 20053 de octubre de 2005• Las ponencias aceptadas serán publicadas en CD• Las ponencias deberán tener una extensión máxima de 14.000 palabras u 80.000

caracteres incluyendo gráficos, bibliografía, anexos y pies de página.

Para mayor información comunicarse con el:Observatorio Colombiano de EnergíaKa 50 No. 27-70. Unidad Camilo Torres.Bloque B4. Of. 301. CID. Univ. Nacional - Bogotá, D.C.Tel: 3165000 Ext. 18720.Fax: 3165125 y 3165000 Ext. [email protected]

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ISSN: 1657-480X Contenidode la Escuela de Minas – UN en Medellín. Los profesores participantes...

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