1. TARIFAS Y DISPONIBILIDAD DE
ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL
EN EL SECTOR INDUSTRIAL
COLOMBIANO
Coalición para la Promoción de la Industria Colombiana
Desde la Coalición para Promoción de la Industria Colombiana enunciamos en este
documento propuestas y recomendaciones para los hacedores de políticas,
enfocadas en la solución de los problemas de tarifas y disponibilidad de energía
eléctrica y gas natural que tanto afectan al sector manufacturero colombiano.
2012
Coalición para la Promoción de la Industria Colombiana
13/12/2012

2. 2
Contenido
Contenido............................................................................................................................................ 2
Introducción........................................................................................................................................ 3
1. Sobre el entendimiento de los precios de la electricidad............................................................... 6
2. Precios de la energía eléctrica en el mercado colombiano-comparativos ..................................... 7
3. Un TLC de cuidado: Corea y el subsidio industrial al uso de energía eléctrica ............................. 16
4. Alternativa para el caso de gas natural colombiano..................................................................... 19
5. La experiencia de Brasil en el manejo del gas natural y abastecimiento a las ramas productivas24
6. Algunas alternativas de solución y cambio para las altas tarifas en electricidad y gas natural: en
la línea de búsqueda de beneficios a los industriales colombianos ................................................. 26
6. 1. Exenciones en el pago de la contribución de solidaridad para la industria........................... 26
6.2. Área de Distribución Centro unificada.................................................................................... 27
6.3. Reducción de los costos de energía eléctrica con derivados financieros ............................... 28
6.4. Reflexiones de la experiencia brasilera en el manejo del Gas Natural y otras medidas a
tomar............................................................................................................................................. 31
7. Algunas Reflexiones ...................................................................................................................... 34
8. Conclusiones.................................................................................................................................. 36
9. Propuestas de la Coalición ............................................................................................................ 39
9.1. Respecto a los problemas en la energía eléctrica.................................................................. 39
9.2. Respecto a los problemas en el gas natural........................................................................... 41
10. Anexo. ¿Qué hizo Brasil para solucionar la problemática de los altos costos de los energéticos y
la pérdida de competitividad de sus manufacturas? – ¿En qué se compara con lo hecho en
Argentina?......................................................................................................................................... 44

3. 3
COSTOS Y DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL EN EL
SECTOR INDUSTRIAL COLOMBIANO
Coalición para la Promoción de la Industria Colombiana1
Introducción
En la pasada reunión del Acuerdo para la Prosperidad 87 (APP) desarrollado a finales de
septiembre de 2012, con el objetivo de revisar los resultados del Programa de Transformación
Productiva (PTP) del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, uno de los compromisos que se
hizo por parte del Presidente de la República Juan Manuel Santos, estuvo en la línea de buscar
soluciones en firme para los industriales colombianos, en lo relativo a los altos costos que
enfrentan respecto a las tarifas de la energía eléctrica y el gas natural.
Asimismo, dentro de esta jornada, se hizo una solicitud especial por parte del grupo de apuesta de
talla mundial del sector de energía eléctrica, bienes y servicios conexos, que estuvo en la línea de
pedirle al Gobierno Nacional una “limpieza tributaria” para mejorar la competitividad
manufacturera del país, a la cual el Gobierno Nacional respondió que iba a desarrollar una
solución al respecto, a través del estudio que va a adelantar una consultoría solicitada por el PTP y
Bancóldex al respecto2
.
1
Elaboración de Marta Lucía Ramírez, Raúl Ávila y Michelle Aguilar; Vocera, Coordinador de Estudios Económicos e Investigadora
Económica de la Coalición para la Promoción de la Industria Colombiana, respectivamente. E-mails de contacto:
martalucia@martaluciaramirez.com, raul.avila@martaluciaramirez.com, michelle.aguilar@martaluciaramirez.com. Se contó con el
apoyo de los equipos de análisis en temas energéticos de las industrias miembros de la Coalición. Agradecemos los valiosos aportes,
sugerencias y juiciosos comentarios que ANDESCO entregó a la Coalición haciendo precisiones y recomendaciones sobre el contenido
del documento.
2
El PTP, por medio de la Dirección de Marco Normativo, publicó el pasado 6 de agosto los Términos de Referencia para la selección de
un contratista que analizará el impacto de la regulación y estructura del servicio de energía eléctrica, en todas las fases de la cadena

4. 4
Por otra parte, el Ministro de Hacienda y Crédito Público Mauricio Cárdenas, reveló que el
Gobierno adelanta una estrategia para reducir aún más los costos de gas natural y energía
eléctrica para los industriales colombianos. Cárdenas, explicó que con la medida se busca mitigar
los efectos de la revaluación en el sector productivo. Se espera un alivio pronto dentro de las
estructuras de costos para las industrias colombianas, dado el elevado costo de la utilización de
energéticos para los industriales colombianos con especial detalle en algunas ramas. Vale la pena
recordad que la producción manufacturera colombiana consume aproximadamente el 26% del
total de energía eléctrica nacional (ver Cuadro 1).
Cuadro 1. Participaciones de cada segmento de mercado en la demanda nacional de energía
eléctrica 3
Fuentes: UPME, SSPD, ISA y Cálculos de los Consultores
La pregunta a resolver bajo esta serie de anuncios, está en saber si realmente las medidas que
piensa implementar el Gobierno Nacional van a ayudar de una manera efectiva a los industriales
colombianos en términos de la disminución de costos en el uso de energéticos dentro de sus
procesos fabriles, así como de lograr un mayor nivel de aseguramiento y confiabilidad del sistema
productiva sobre la competitividad y el nivel de las tarifas y precios del servicio de energía eléctrica en el país. Estos Términos de
Referencia fueron concertados con el sector privado, incluyendo a ANDESCO, ANDEG, ANDI, ACOLGEN y ASOCODIS y cuenta con la
cofinanciación de dichos gremios. Finalmente, la firma ECSIM (Centro de Estudios en Economía Sistémica), que cuenta con reconocidos
expertos nacionales e internacionales, fue la seleccionada y entregará los primeros resultados en los próximos tres meses.
3
Formulación de un plan de desarrollo para las fuentes no convencionales de energía en Colombia (PDFNCE). Informe
de avance 1. Presentado a la UPME por: Consorcio Energético CORPOEMA. Bogotá, Septiembre 06 de 2010.

5. 5
en el uso de los energéticos. Desde la Coalición enunciamos en este documento propuestas
concretas y recomendaciones hacia los hacedores de políticas, enfocadas en la solución de esta
problemática que tanto afecta al sector manufacturero colombiano.

6. 6
1. Sobre el entendimiento de los precios de la electricidad
Los precios de la electricidad varían según los países, e incluso, pueden variar dentro de una
misma región, o dentro de la red de distribución de un mismo territorio nacional. Esto se debe a
que la estructura productiva del sector requiere de distintos factores que no se encuentran
alineados con la misma disponibilidad en las distintas regiones de un país o territorio. Teniendo en
cuenta que el sector de electricidad es altamente intensivo en el uso de capital que requiere de
grandes inversiones para promover su desarrollo, entre otros factores, su organización puede
enmarcarse bajo el esquema de un monopolio regulado promedio dentro del mercado, en donde
las tarifas eléctricas suelen variar para clientes residenciales, comerciales e industriales. Los
precios de cualquier clase única de cliente en el tema de la electricidad también pueden variar
según la hora del día o por la capacidad o la naturaleza del circuito de alimentación (por ejemplo,
5 kW, 12 kW, 18 kW, 24 kW que son típicos en algunos de los grandes países desarrollados), para
clientes industriales, monofásicos vs. 3 fases, etc.
La tasa real de electricidad (coste por unidad de electricidad) que un cliente paga a menudo puede
ser muy dependiente de cargos de comercialización, en particular para los de menor capacidad de
pago o que presenten menor consumo (por ejemplo, los usuarios residenciales). Para ampliar esta
discusión sugerimos consultar el siguiente enlace:
http://www.energiamayorista.com.co/memorias_COM_2012/dia%202%20presentacion%207.pdf,
de aquí podríamos afirmar, que tal como se evidencia en la diapositiva 18 de esta presentación,
una evidencia de la validez de este argumento.

7. 7
2. Precios de la energía eléctrica en el mercado colombiano-
comparativos
Tras los distintos tratados de libre comercio que se han firmado en el país recientemente y con los
que están listos a firmarse o ratificarse, el tema de mejorar la competitividad ha sido uno de los
principales objetivos del Gobierno Nacional en los últimos años. La infraestructura, la mano de
obra, la regulación sobre la estructura de los distintos mercados sobre los cuales compite el país,
la disponibilidad de materias primas, y los costos de la energía eléctrica y del gas natural son
factores básicos que inciden en el desempeño y la competitividad de las industrias manufactureras
colombianas. No obstante, es evidente que en el país existen grandes deficiencias en el tema
afectando gravemente la industria nacional. El análisis que enfocamos en este documento está
sustentado en los problemas que atañen a los industriales, respecto a los altos costos de los
energéticos para su uso dentro de sus procesos manufactureros, y los problemas que trae la baja
confiabilidad y asegurabilidad del suministro a los industriales ante fenómenos exógenos.
En Colombia, después de la implementación de la Ley 142 de Servicios Públicos Domiciliarios y de
la Ley 143 (Eléctrica), se creó un mercado o bolsa de valores para que los grandes usuarios de la
energía eléctrica pudieran escoger su proveedor de manera independiente, en la figura de
distribuidor y/o comercializador. Esta legislación acertó al crear un mercado mayorista eficiente
para determinar los precios a mínimo costo por medio de la libre competencia de la declaración
de cantidades oferta y demanda de energía eléctrica, así como de los costos de cada generador
(subasta).

8. 8
Sin embargo, la regulación independiente aludida, basada en el supuesto de que la competencia
en el proceso de generación permitiría crear un servicio de buena calidad y de manera eficiente,
produjo al parecer, un aumento exagerado de las tarifas de la energía, evidenciado en un aumento
significativo de los precios de mercado en los últimos años y en la necesidad de crear un
seguimiento al Mercado Mayorista por parte de la Superintendencia de Servicios públicos a tales
precios, por la posible concentración del mercado colombiano, expresado en una posible situación
de anti competitividad que les impide a los generadores eficientes reducir sus tarifas para
competir de forma segura.
Según un análisis de Hernán González4
, los precios al consumidor final de la electricidad nacional
no resultan ser bajos. Se factura uno de los precios más altos del mundo, tanto para el sector
industrial como para el sector residencial, a los precios de venta a continuación, resultado de
sumar la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización.
En dicho estudio se encuentra que el precio para la energía industrial de Colombia figura en 10
centavos de dólar por kilovatio-hora (sin los cargos de impuestos finales), el equivalente de
Estados Unidos en 7 cvsUS$/kWh, la Unión Europea presenta 8 cvsUS/kWh, Chile 9 cvsUS$/kWh y
Perú 6 cvsUS$/kWh.5
La calidad de la energía de Colombia resultó ser promedia entre 133 países
comparados de un estudio del cual el analista González obtiene la información6
.
Las industrias colombianas deben hacer uso de su inteligencia de mercado y afilar sus
herramientas de negociación a fin de conseguir los suministros de energía en las mejores
condiciones posibles. Por eso, es importante contar con un marco regulatorio que le brinde a las
industrias las señales adecuadas para crecer y expandirse, incluyendo las reglas de juego sobre los
precios y mecanismos de comercialización de la energía eléctrica y el gas natural, cuyo impacto en
4
http://www.elcolombiano.com/BancoConocimiento/P/precios_de_la_energia_electrica_en_colombia/precios_de_la_energia_electric
a_en_colombia.asp
5 Aquí hay que dejar claro que la fuente de donde se obtuvieron estos datos al hacer el análisis comparativo debe tener en cuenta que
el esquema regulatorio de formación de precios debe ser igual para todos los países, y por ende para que se pueda hacer el debido
comparativo con Colombia, ya que en estos países se cuenta con un subsidio de producción.
6 Asimismo menciona que el costo promedio hoy del kilovatio hora residencial de Colombia para el estrato tres se factura en 14
cvsUS$/kWh, 18 cvsUS$/Kwh para el estrato cuatro, y para los estratos cinco y seis es de 20 cvsUS$/kWh (cabe mencionar que la
volatilidad de estos valores es elevada, luego son cifras aproximadas pero no del día a día). Estos valores son exagerados, porque similar
promedio para los Estados Unidos tan sólo alcanza razonables 11 cvsUS$/kWh y para la Unión Europea llega a los 12 cvsUS$/kWh en
promedio. Cabe destacar que dichos encarecimientos gravitan sobre el sector residencial, a pesar de que la mayor parte de la
generación de Colombia es hidráulica, la más económica.

9. 9
los procesos de producción hace necesario considerar a la “energía” en general, como un insumo
productivo tanto que merece la sino la principal, si una importante atención.
Históricamente, los industriales colombianos tenían una serie de problemas, entre otros,
asociados a los sobrecostos generados con los subsidios cruzados, dado que: i) presentaban un
déficit permanente entre subsidios y contribuciones que, en la mayor parte, se cubría con el
presupuesto nacional; ii) la focalización de los subsidios estaba conduciendo a que no se cumpliera
cabalmente el objetivo de solidaridad; iii) la normatividad y la regulación están imponiendo
barreras importantes a la situación financiera del sistema y de las empresas; iv) Existe aún una
carga muy alta para el sector industrial y reduce su competitividad; v) El aumento del monto total
de los subsidios que debía entregar el sector industrial como consecuencia de varios factores, tales
como la decisión del Gobierno de no permitir incrementos en la tarifa por encima del IPC para los
estratos 1 y 2, el consumo básico de subsistencia y el mecanismo de estratificación que parecía no
focalizarlos adecuadamente a la población pobre; y vi) Finalmente, estimaciones de Fedesarrollo 7
indican que incrementos del 10% en las contribuciones al sector manufacturero reducen la tasa de
crecimiento de la Productividad Total de los Factores (PTF) en cerca de 5%, lo cual se forja como
un verdadero problema para los industriales nacionales en términos de competitividad y eficiencia
productiva.
Aunque algunos de estos problemas han sido superados parcialmente, al parecer dicha
problemática sigue presente en variados aspectos, afectando los costos energéticos en el
despliegue de la actividad fabril.
Para el 2012, la industria dejó de pagar aportes para subsidiar la energía eléctrica de la población
de estratos 1 y 2, y, sin embargo, sus pagos por electricidad no se redujeron como uno esperaría.
La financiación de los subsidios, que antes venía de las empresas, ahora la hacen todos los
contribuyentes a razón de $58.000 millones mensuales provenientes del presupuesto nacional. El
pago de una sobretasa para la industria del 20% (cuyo desmonte se aprobó en la reforma
tributaria del 2010) significó dejar de aportar por parte del sector industrial unos $697.262
7
Entre Acolgen y la ANDI se contrató un estudio ejecutado por Fedesarrollo en 2010 con el fin de estimar si las tarifas de energía
eléctrica en Colombia eran competitivas.

10. 10
millones, pero las alzas en las tarifas de la energía eléctrica para la industria generadas en 2012,
impidieron que miles de empresas, desde pequeñas a grandes, gozaran de unos mayores
beneficios por un periodo prolongado, pues ante este aumento, los costos en términos reales, no
benefició a los empresarios manufactureros como cabría esperarse 8
.
De esta forma pasó de quitársele una carga significativa a las industrias que reducía visiblemente
su competitividad de las exportaciones del país, relacionadas con el crecimiento de la
productividad y por ende del crecimiento económico del mismo, a un aumento en los impuestos
que nuevamente incrementa sus costos y evita que la producción del sector se traduzca en
términos eficientes en precios finales para los usuarios a nivel internacional. Aunque el aumento
de las tarifas se produjo desde el 2012, los efectos sobre los precios finales han sido notorios.
A este problema en el aumento de nuevo de las tarifas se le suma el preocupante retraso y
suspensión de algunos proyectos de generación, que acompañado por los ataques a la
infraestructura energética, siguen sumando al listado de preocupación de los industriales que ven
como estas situaciones externas que están fuera de su alcance, afectan significativamente el
desempeño de la industria.
Prueba de ello se evidencia en el alarmante caso de suspensión temporal de proyectos como el de
Porce IV y Miel II y del atraso de algunos otros proyectos como el de: i) El Quimbo; ii) Amoyá, y iii)
la térmica Termocol. Es claro que estas demoras inciden en los costos, aunque no de una forma
tan incidente como si lo producen los sobrecargos para pagar.
El valor que pagan por la energía los industriales colombianos en comparación con los de otros
países, es preocupante. Por ejemplo, a finales de 2011, mientras un industrial colombiano
conectado a un nivel de tensión 3 pagó a 11 cvsUS$/kWh, en los estados de Carolina del Norte y
del Sur (que son comparables a Colombia en términos de desarrollo productivo por sus
manufacturas agroindustriales en los sectores agrícola, industria textil, tabaco, flores y pesca), el
precio en noviembre de la electricidad para ellos fue de 6 cvsUS$/kWh, casi un 50% menos. Este
8
Simultáneamente, se logró el desmonte de un 8.9% para el pago de subsidio para el gas natural de uso industrial.

11. 11
panorama deja en evidencia que aunque el esquema de regulación sobre los distintos países
obedece a características propias, tal como los subsidios sobre la producción, la necesidad de
establecer mecanismos que hagan competitivo los precios en el país es evidente.
En el caso de los costos de la energía eléctrica, un análisis inicial sugeriría que las industrias de
Estados Unidos llevan una ventaja. Sería interesante que el análisis como ejercicio que hemos
desarrollado anteriormente, se hiciera a una escala mayor, haciendo un comparativo exhausto
entre los costos de la energía para el sector de la industria de los países con los que hemos
firmado o estamos próximos a firmar Tratados de Libre Comercio, con el sector fabril colombiano.
Esto con el fin de situar el contexto del país de una manera más adecuada en el proceso de
formación de precios a los consumidores finales y evaluar las condiciones que debe adoptar para
mejorar dicho mecanismo.
De otra parte, un reciente análisis publicado en noviembre de 2011 por Luis Augusto Yepes, indicó
que con información del Departamento de Energía de Estados Unidos, los precios de la energía
eléctrica entregada a las industrias (Retail Price) medida en pesos colombianos por Kwh (Kilovatio-
hora), con una tasa de cambio de $1.900/dólar, en algunos de los estados de la Unión Americana,
para lo cual se combinaron áreas con actividad industrial, agrícola y de servicios, fueron: Illinois
$119/Kwh, California $201/Kwh, Michigan $133/Kwh, Arizona $126/Kwh, Alabama $120/Kwh y
Florida $176/Kwh. Estos valores expresados comparativamente en cvsUS$/Kwh dan: Illinois
6.3cvsUS$/Kwh, California 10.6cvsUS$/Kwh, Michigan 7cvsUS$/Kwh, Arizona 6.6cvsUS$/Kwh,
Alabama 6.3cvsUS$/Kwh y Florida 9.3cvsUS$/Kwh; de aquí encontramos que ni siquiera en
California se alcanzan las tarifas promedio que pagan los usuarios industriales en Colombia.
Aunque estas comparaciones no tienen en cuenta la regulación sobre la que intervienen las
autoridades para determinar el proceso de generación, distribución y comercialización de la
energía eléctrica propias de cada estado, son importantes para determinar la ineficiencia que aún
presenta el país en materia de regulación que impide competir frente a los distintos métodos
aplicados, siendo este el objetivo final del artículo.
A fin de hacer las comparaciones con el caso colombiano, se tomaron precios de referencia
aproximados del mercado de energía mayorista de electricidad y se estimaron los costos de

12. 12
transporte, distribución y comercialización para tener una primera aproximación al precio de la
energía, considerando todos los elementos de la cadena de prestación de este servicio. En el
análisis se destaca que entre más alto es el nivel de tensión al cual se conectan las industrias a la
red eléctrica, menor es la tarifa por que se usan menos activos de transmisión y distribución para
llevar la energía a las propias industrias.
Dicho de otra manera, hay que definir si la cancha de juego está nivelada desde el punto de vista
de costos de los energéticos, tal y como lo hemos señalado desde la Coalición para la Promoción
de la Industria Colombiana, al indicar por ejemplo, que los acuerdos de libre comercio suscritos
por Corea del Sur con otros países, han contado con apoyo estatal directo orientado a impulsar
sectores estratégicos de la economía, lo que ha conducido por ejemplo a sectores como el de la
astillería y el sector automotriz (intensivos en el uso de energía eléctrica) a subsidiar estas tarifas,
impactando de manera directa y hacia la baja los costos de producción. Se estima que dicho
subsidio para el caso coreano puede haber representado cerca del 11% de la tarifa final de energía
eléctrica siendo sus principales beneficiarios los sectores agroindustrial e industrial; este análisis se
ampliará en detalle más adelante.
Brasil por ejemplo, también tomó recientemente medidas en dicho frente para apoyar
decididamente su aparato productivo manufacturero, con reducciones significativas en la tarifa de
energía eléctrica para el ramo industrial del orden del 28%.9
Dentro de esta línea comparativa, se realizó una comparación de las tarifas eléctricas vigentes en
algunos países de América Latina y algunos referentes mundiales, expresadas en centavos de dólar
estadounidenses. Aunque útil para comparar los precios mundiales de electricidad de un rápido
corte, se debe tener en cuenta que este desarrollo no alcanza a desplegar una serie de factores
importantes tales como: i) la fluctuación de los tipos de cambio internacionales; ii) los subsidios
gubernamentales de electricidad, y iii) los descuentos comerciales que a menudo están
disponibles en los mercados eléctricos liberalizados.
9
Estas comparaciones se colocan como ejemplo para enmarcar el camino que debe adoptar el país en
materia de regulación, en el que no se deje de lado la eficiencia con la que presta el servicio actualmente.

13. 13
Al mirar no sólo una comparación con Estados Unidos como se hizo en párrafos anteriores, sino
adicionalmente con otros países, encontramos estas diferencias en las tarifas industriales de
energía eléctrica:
Cuadro 2. Comparativo de tarifas de energía eléctrica en Latinoamérica
Tarifas de electricidad en América Latina 2011 (ctvs US$/kWh)
Industria -
Consumo
Mensual de
500.000 kWh
Comercio -
Consumo
Mensual de
500.000 kWh
Residencial -
Consumo
Mensual de 30
kWh
Residencial -
Consumo
Mensual de 65
kWh
Residencial -
Consumo
Mensual de 125
kWh
Residencial -
Consumo
Mensual de 300
kWh
Venezuela 1.40 2.29 1.25 0.56 0.30 2.32
Argentina
10
2.94 3.41 3.36 2.49 2.14 1.49
Paraguay 4.17 5.65 1.77 1.96 3.97 8.29
Ecuador 5.04 8.09 4.71 5.81 6.47 9.10
Perú 7.45 9.20 12.76 12.92 14.09 13.65
Bolivia 7.90 7.90 8.73 6.66 8.61 8.07
Costa Rica 9.10 14.27 13.41 13.41 13.41 17.24
Brasil 9.92 11.26 4.51 6.66 8.25 11.39
Uruguay 10.00 16.90 47.42 29.54 23.32 21.31
Chile 10.76 14.43 18.96 16.85 15.99 15.44
Colombia 15.55 19.99 8.16 10.22 16.26 19.17
Panamá 16.95 17.33 15.45 14.63 13.65 15.70
El Salvador 19.43 24.35 25.19 23.73 23.50 17.93
México
11
19.09 29.90 5.62 5.62 6.11 24.01
Guatemala 23.33 25.60 26.22 24.15 27.45 26.91
Fuente: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)
http://www2.osinerg.gob.pe/Tarifas/ComparaTarElecLatCompGLPGNV/TarifasElectricasLatinoamerica.pdf
Encontramos que en el Cuadro 2, de una muestra de quince países latinoamericanos para 2011,
Colombia aparece en un ranking de onceavo, entre los países con una tarifa de energía industrial
10
Las cifras para Argentina, aunque son tomadas de la comparativa del regulador peruano, son significativamente más altas, luego
realmente no se ubican en el piso de este comparativo.
11
Análisis que hemos hecho nos muestran que valor de México puede está equivocado y no refleja la plena realidad del mercado. En
promedio algunos industriales grandes a 2012 están pagando 90US$/MWh, y una industria mediana debe está por los 120US$/MWh.
La tarifa residencial puede estar aún más baja por los subsidios existentes.

14. 14
más cara, lo cual como mencionábamos anteriormente, es una desventaja para los industriales
colombianos en términos de eficiencia y competitividad.
De aquí observamos que tenemos una tarifa final cobrada al usuario industrial más cara en
Colombia que en: i) Venezuela; ii) Argentina; iii) Paraguay; iv) Ecuador; v) Perú; vi) Bolivia; vii)
Costa Rica; viii) Brasil; ix) Uruguay, y x) Chile. Aunque esta diferenciación es analizada como
elemento homogéneo entre países, hay elementos propios que caracterizan a cada uno, tales
como el mecanismo de formación de precios de producción, las diferencias en dotación y costos
de recursos de producción, la organización industrial y regulación de transmisión y distribución. Es
decir, que esta comparación de precios deja entreverar grandes diferencias de confiabilidad y
calidad que finalmente repercuten sobre la competitividad en los precios del país.
Cuadro 3. Comparativo de tarifas de energía eléctrica en el mundo
Tarifas de electricidad en algunos países referentes mundiales 2011 (ctvs US$/kWh)
Tarifa promedio de
electricidad (sectores
industrial, comercial y
residencial)
Italia 19.70
Alemania 18.56
España 15.37
Bélgica 15.23
Reino Unido 15.10
Colombia * 14.89
Austria 14.58
Holanda 14.37
Portugal 13.51
Finlandia 12.11
Suecia 11.94
Polonia 11.87
Australia 10.02
Francia 9.61

15. 15
Estados Unidos 9.48
Suráfrica 8.55
Canadá 7.98
* Promedio calculado por los autores
Fuente: NUS Consulting Group International Electricity Report and 2011 price comparison y cálculos de los autores
Similarmente, al hacer un comparativo entre varios países referentes mundiales y la gran mayoría
miembros de la OECD, encontramos que una muestra de diecisiete países (incluyendo a
Colombia), nuestro país ocupa el sexto lugar dentro de las tarifas promedio de electricidad12
más
elevadas, lo que insistimos, resta competitividad al país, en especial con una gran cantidad de
países que son referentes a nivel mundial en cuanto a sus procesos manufactureros. El alto costo
de la energía eléctrica en Italia se debe principalmente a que el 80% de la generación proviene del
gas natural, que en gran parte es abastecido mediante importaciones de Rusia.
12
Promedio tarifa en sectores industrial, comercial y residencial.

16. 16
3. Un TLC de cuidado: Corea y el subsidio industrial al uso de energía
eléctrica
Corea apoya decididamente a su industria manufacturera nacional con una política de Estado, lo
que genera asimetrías al pensar en comercio exterior con las economías con las que genera
acuerdos. En el caso de Corea, se despliega un subsidio al uso de energía industrial en el sector
industrial. Advertimos desde la Coalición para la Promoción de la Industria Colombiana que es
necesario establecer medidas de protección a la industria nacional colombiana que se ven
afectadas en algunas ramas en particular: i) siderurgia; ii) cementera; iii) azucarera; iv)
petroquímica; v) química; vi) minera; vii) celulosa y del papel; viii) vidrio; entre otras, dado el
apoyo que da el gobierno coreano en materia de los costos de los energéticos, en especial con el
uso de la energía eléctrica. Adicionalmente a ello, el caso de afectación de mayor impacto por esta
medida de subsidio coreano al uso de la energía eléctrica sucede en los sectores de: i) vehículos; ii)
autopartes, y iii) electrodomésticos, principalmente.
Por un lado, la industria coreana es subsidiada con las tarifas eléctricas, lo que implica un ahorro
en costos significativo para las manufacturas asiáticas. El MKE (Ministry of Knowledge Economy)
fue transformado desde 2002, y entre sus reformas estuvieron las de subsidiar las tarifas de la
electricidad para reducir las subvenciones cruzadas entre los usuarios residenciales e industriales,
y establecer así un sistema de tarifas basado en los costos. Así, entre 2002 y 2007, los precios
industriales de la electricidad disminuyeron un 11%, y los residenciales en 2.6% (OMC, 2008). Este
sistema de apoyo a las industrias, contario a lo que sucede en nuestro país que luego de reducir
las subvenciones para los usuarios con más necesidades no produjo un aumento de tarifas a la
producción que contrarrestara el efecto de dichas reformas iniciales.
Además de ello, de una tarifa residencial y otra industrial, existen tarifas distintas para varias
clases de clientes según el uso de la energía. Las subvenciones cruzadas entre usuarios alternativos
distorsionan los precios, siendo los usuarios agrícolas e industriales coreanos los principales
beneficiarios.

17. 17
De hecho, Korea Electric Power Corp13
, la mayor empresa eléctrica de Corea solicitó al gobierno el
26 de abril de 2012 elevar las tarifas eléctricas en un promedio del 13.1%. La empresa aumentó los
cargos dos veces el año pasado, en agosto y diciembre, a raíz de las reiteradas peticiones hacia la
nación. La petición de KEPCO se hizo dado que la compañía vende electricidad por debajo del
costo. Los temores de inflación han llevado al gobierno coreano a aplicar estrictos controles de
precios sobre las tarifas.14
Los expertos en el tema del país asiático creen que los continuos precios por debajo del costo
estimularon un aumento en el uso ineficiente de la electricidad, en especial en el sector industrial
coreano. En otras palabras, los industriales coreanos usan electricidad barata como el agua. Según
la Agencia Internacional de la Energía (AIE), si el uso de electricidad en el sector manufacturero se
midiera con el porcentaje de uso dentro del PIB, EE.UU. marcó 51%, Japón 31% y Alemania 37% de
las tasas de uso de energía de Corea en 2011 (si fuera el 100% el uso intensivo de Corea). Con base
a esto, pareciera que hay espacio para reducir el desperdicio de electricidad y la demanda,
aumentando las tarifas para la industria, que representan el 55% de la demanda nacional, vía el
uso de políticas de ahorro y energía eficiente. Es claro que el uso de la energía eléctrica en la
industria coreana está subsidiado por las ventas a los usuarios industriales, por debajo del costo de
generación.
Desde 2001, la electricidad barata atrajo instalaciones industriales que consumen un gran nivel de
energía dentro de sus procesos industriales, como por ejemplo las fábricas de fibra de carbono y
los centros de tecnología de la información y procesamiento de datos, venidos del exterior. Del
déficit del sector industrial, el 76% se beneficiaron los grandes fabricantes manufactureros, que
son intensivos en el uso de la electricidad dentro de sus procesos industriales. Por ejemplo, el
costo por kilovatio-hora utilizado en los hogares fue de 8.3 cvsUS$/kWh, más barato que el
promedio de la OECD de 15.7 cvsUS$/kWh15
. Las cifras correspondientes fueron 11.6 cvsUS$/kWh
para los EE.UU. y 23.3 cvsUS$/kWh para Japón. En cuanto al precio unitario aplicado a la
13
Korea Electric Power Corporation, más conocida como KEPCO, es la mayor empresa eléctrica de Corea del Sur, responsable de la
generación y transmisión de distribución de electricidad y el desarrollo de proyectos de energía eléctrica incluidas las en la energía
nuclear, la energía eólica y carbón. KEPCO es responsable del 93% de la generación eléctrica de Corea. El gobierno de Corea posee una
participación del 51% de KEPCO. Junto con sus filiales y subsidiarias, KEPCO tiene una capacidad instalada de 65.383 MW.
14
Estos comparativos sobre la forma de protección a las industrias, son una forma de proponer los lineamientos de regulación para
nuestro país.
15
http://view.koreaherald.com/kh/view.php?ud=20120605001227&cpv=0

18. 18
electricidad industrial, Corea marcó 5.8 cvsUS$/kWh, inferior a la media de la OCDE con 11
cvsUS$/kWh, en EE.UU. con 6.8 cvsUS$/kWh y Japón con 15.4 cvsUS$/kWh. Recordemos que para
Colombia este precio es de 15.5cvsUS$/KWh.
Algunas noticias locales informaban hace unos tres meses en los medios de comunicación
coreanos, que el gobierno probablemente elevará las tarifas eléctricas industriales y domésticas
en un 6% y 3%, respectivamente a finales de 2012. El problema de la asimetría de los costos de la
energía para los industriales está entonces, en porque Colombia no tuvo las precauciones
necesarias a la hora de revisar este apartado, y ahora la industria simplemente espera la forma en
que se van a elevar las tasas de cobro por el uso de la energía para el sector industrial, de manera
justa para los diferentes usuarios.
Desde la Coalición mandamos la señal en la cual se debe seguir con cuidado las políticas que
establezca el gobierno coreano dentro del incremento en las tarifas industriales de electricidad, ya
que el uso industrial con la firma del Tratado de Libre Comercio entre Corea y Colombia, implica
asimetrías en costos en las ramas industriales que mencionamos anteriormente y es una
desventaja clara en términos de competitividad para los industriales colombianos.

19. 19
4. Alternativa para el caso de gas natural colombiano
Es claro que el gas natural representa mejores condiciones para las industrias que han
comprobado que el uso del carbón trae consigo mayores costos. Mayor productividad, excelente
calidad en los productos y mejor imagen en el exterior, al utilizar combustibles que no contaminan
al medio ambiente, ni afectan la salud de las personas son algunos de los beneficios que obtienen
las industrias que han dejado de utilizar el carbón para usar gas natural en Colombia.
Por citar un caso de ejemplo en Colombia, Gas Natural Fenosa, en su área de influencia, que
abarca Bogotá y el Altiplano Cundiboyacense, atiende a 635 empresas manufactureras, las cuales
están funcionando con este producto, consumiendo al año 600 millones de pies cúbicos por día
(Mmpc). Según el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, en el 2011, creció un 4% el número
de usuarios del sector industrial que utilizan gas para su actividad productiva, para llegar así a un
total de aproximadamente 3.500 clientes. Sin embargo, el uso de gas natural en Colombia para
uso industrial, aunque cuenta con una reserva suficiente de provisión para el mediano plazo
presenta graves problemas por los temas de confiabilidad y altas tarifas16
.
La actual estructura del mercado de gas, con estructura duopólica en la producción y un reducido
número de generadores, requiere de las normas que permitan un funcionamiento adecuado junto
al sector eléctrico. Así los industriales se enfrentan a un esquema de concentración en la
producción y el transporte, que acompañado de la no existencia de almacenamiento y poca
creación de un mercado secundario estructurado, disminuye la atractiva inversión que sobre el
sector se pueda generar.
Los empresarios colombianos han planteado en repetidas ocasiones al Gobierno Nacional la
liberación de precios del gas en Colombia. Los industriales del gas natural le plantearon el pasado
marzo a la Nación la necesidad de la liberación del precio del gas en el país, aprovechando en ese
momento la baja que presenta ese combustible en el mercado internacional. Lo que se pide es una
baja de precios, y es claro que eso no implica necesariamente quitar el techo establecido por la
16
El problema no estaba enfocado en la deficiencia de suministro pues actualmente se presenta una reserva importante para la
provisión, sino en el mecanismo de lograrlo.

20. 20
regulación. Por ejemplo, para los industriales nacionales, tal y como lo mencionó Carlos Enrique
Moreno, presidente de Organización Corona, el gas colombiano resulta más costoso para algunos
que el que producen en sus propias plantas en los Estados Unidos, y cabe destacar que Colombia
es productor de gas. El industrial nacional manifiesta que: “Encontramos que el precio del gas en
Colombia para la industria es dos veces más alto que el de los Estados Unidos, dos veces más alto
que el de México y dos veces y media más alto que el de Perú. En cuanto a energía eléctrica el
precio del país está al doble que el de Estados Unidos”.
Al respecto, los resultados de un análisis de Luis Augusto Yepes17
, permiten afirmar que los precios
del gas natural de las industrias nacionales (12,5 US$/Mbtu Bogotá, 10,7 US$/Mbtu Medellín, 11,7
US$/Mbtu Cali) son superiores a los precios promedio de Estados Unidos (3,6 US$/Mbtu). Es claro
que la regulación sectorial no ha respondido a la evolución de la industria, en donde hay que tener
mejor y más completa información del mercado al que se enfrenta.
Si se llegase a dar una eventual liberación de los precios del gas, otra tarea que tendrá que asumir
la Comisión de Regulación de Energía y Gas, (CREG), se podría dar en coordinar una reducción de
costos para los usuarios, empezando por la industria manufacturera que hoy paga por el gas
natural más en Colombia que lo que se paga en los Estados Unidos18
. De nuevo estas
comparaciones obedecen a una forma de caracterizar las condiciones bajo las que se debe linear la
economía colombiana para ser más competitiva en el contexto internacional.
Hoy en día, el sector de gas padece problemas muy serios que impiden su desarrollo y afectan su
utilización, entre algunos sectores, como es el caso de la industria. De una parte aunque tiene una
oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector térmico
de generación, no presta un servicio de confiabilidad para los usuarios en el día a día.
En la jerga del sector energético, el sector de gas tiene un problema de suficiencia y de seguridad,
según un estudio de Astrid Martínez-Fedesarrollo (2011) 19
. Ante la ausencia de perspectiva de
17
http://www.portafolio.co/opinion/el-gas-natural-y-la-locomotora-industrial
18
Esta afirmación debe tomar en cuenta las condiciones bajo las que se estructura el precio en el mercado estadounidense, para hacer
un comparativo adecuado.
19
Astrid Martínez (2011) – Fedesarrollo. Necesidad de una Política de Seguridad de Abastecimiento y de Confiabilidad en el Sector de
Gas Natural de Colombia: Impacto económico en la generación eléctrica.

21. 21
suministro de largo plazo, Colombia se encuentra entonces en la difícil situación de repartir la
producción doméstica entre distintos sectores de consumo, sin que se cuente con una salida de
política, de mercado (o de regulación, porque en estos sectores van estrechamente ligadas) que
sea enteramente satisfactoria.
El problema de la flexibilidad de largo plazo implica la ausencia de una oferta económica en firme
para el sector térmico. Este problema se ha agudizado en los últimos años, debido al aumento del
consumo de otros sectores y a las exportaciones. Ante la ausencia de perspectiva de suministro de
largo plazo, Colombia se encuentra entonces en la difícil situación de repartir la producción
doméstica entre distintos sectores de consumo (incluido el sector industrial), sin que se cuente
con una salida de política, de mercado (o de regulación, porque en estos sectores van
estrechamente ligadas) que sea enteramente satisfactoria.
Si a esto se añade que este reparto del gas natural disponible se hace de manera administrada y,
en ocasiones, (como pudo apreciarse en el pasado Fenómeno de El Niño en 2009/10) de manera
un tanto difícil de dilucidar, es evidente que el sistema compromete la eficiencia de los dos
sectores, el de gas y el eléctrico. En este estudio se evidencia que el problema que enfrenta de
abastecimiento el sector industrial afecta su utilización, ya que no se asegura el suministro (al igual
que en el sector del GNV)20
, lo que genera distorsiones en su uso por el favorecimiento hacia el
sector residencial y hacia la generación eléctrica.
El estudio de Martínez (2011) señala que el mercado de gas es un mercado dominado por los
costos del transporte. Cabe aclarar que esta frase es cierta si se habla en sentido abstracto, y
principalmente si se está tratando el tema del gas natural licuado (GNL), pero esto a nuestro
parecer tiene algunos problemas si lo queremos bajar a la realidad del mercado colombiano, y a
20
El autoabastecimiento futuro del País depende de la demanda, la cual es incierta, pues está condicionada a los fenómenos del Niño.
Si hay fenómenos del Niño prolongados o seguidos, se tendrá que importar gas. Sin fenómenos climáticos, el aumento significativo en
la demanda de gas natural estará en la industria petroquímica, a partir de 2013, liderada por la ampliación de la refinería de Cartagena;
sin embargo, el Decreto 880 de 2007 restringe la demanda de gas natural para el sector industrial en caso de escasez. El aumento del
parque automotor a Gas Natural Vehicular (GNV) no se refleja en un aumento importante en el consumo de este combustible, pues el
transporte masivo (excepto Medellín) y de carga, está direccionado a Diesel hasta el 2018 y aún no hay tecnología para realizar la
conversión de los motores Diesel a Gas Natural. Igualmente, aunque la fase III de Transmilenio está proyectada a GNV, aún no hay
oferta de vehículos por parte de las ensambladoras, y el Diesel seguirá siendo la mejor opción a raíz de la buena calidad del importado y
del mejoramiento del que se está produciendo en la refinería de Barrancabermeja.

22. 22
eso habría que añadirle los altos costos del gas de boca de pozo, que son los verdaderos costos
que dominan el mercado gasífero nacional. Aunque existen diferentes tecnologías para el
transporte de gas, los costos de transporte son altos comparados con otros combustibles líquidos.
Se puede aprender como ejemplo de la experiencia de Brasil en el tema del manejo del gas. Esta
experiencia es de especial importancia para Colombia, por su semejanza respecto a la alta
dependencia de la hidroelectricidad. En Brasil la generación es dominada por las centrales
hidráulicas con un 85% de la capacidad instalada y un 92% de la generación (2011). En
consecuencia, las centrales a gas natural no despachan gran parte del tiempo. Igual al caso
Colombiano, como se observa en los antecedentes, fue durante una situación de extrema sequía
que Brasil evidenció la importancia de contar con una solución flexible al suministro de gas, que a
su vez debe ser adoptada por el país si se quiere mejorar en niveles de competitividad.
En la actualidad, existe un escenario de precios de gas natural al alza por causas que no reflejan la
realidad del mercado de gas colombiano (precios ajustados por Fuel Oil del Golfo de México) ni del
país en general. El precio de venta del Gas de Guajira está regulado por la CREG, y se ajusta
semestralmente utilizando como referencia el precio del Fuel Oil (FO) puesto en el Golfo de
México. No resulta lógico indexar el precio del gas con el del FO, ya que en USA el precio del Gas
Natural se ha separado del precio del petróleo (ya no hay correlación entre el Henry Hub y el WTI).
El único país americano donde ocurre esto (además de Colombia) es Brasil, donde la posición
dominante de Petrobras lo permite.
Este aumento de costos de gas natural se refleja necesariamente en un aumento de precio de
energía eléctrica, al vencimiento de sus contratos vigentes. Además, la industria carece de
capacidad de negociación con los productores (altamente concentrados) y le imponen rígidas
cláusulas contractuales (elevados TOP). Además de esto, el costo del transporte del gas natural es
casi el doble del internacional, debido principalmente a los problemas de infraestructura y
transporte a los que se enfrenta el país en su condición de desarrollo, Este problema también
radica en que no se permite acceso directo a los ductos de transporte, la industria está obligada a
pagar distribución por igual, incluso cuando el tubo de transporte está ubicado al lado de las

23. 23
plantas industriales, esto es una Ineficiencia tarifaria que distorsiona la estructura tarifaria que
paga el usuario industrial.
De otro lado, la metodología tarifaria actual para el gas natural incide en las elevadas tarifas para
la industria colombiana, y principalmente para la industria de grandes consumos:
i. Los usuarios residenciales y pequeños usuarios se benefician con un precio techo que
no cubre los costos de prestación del servicio, y
ii. Los usuarios industriales pagan un costo más que proporcional al costo que le imputan
a la red. Esto para cubrir la diferencia y obtener un costo medio que remunere la
totalidad de la infraestructura.

24. 24
5. La experiencia de Brasil en el manejo del gas natural y
abastecimiento a las ramas productivas
La entrada del gas natural al Brasil se dio a finales de los años noventa con la construcción de
gasoductos desde Bolivia y Argentina, y la explotación de yacimiento locales (el yacimiento de
Santos costa afuera). Ello favoreció el consumo industrial y la instalación de térmicas a gas con una
capacidad aproximada de 8.000 MW a 2008 (de un total 88.000 MW instalados).
Según Martínez (2011), hasta 2008 gran parte de la oferta de gas de Brasil venía de Bolivia, donde
Petrobras tiene un contrato de 30 MMm3/día pero con un Take or Pay muy alto (80%). Debido a
que las termoeléctricas no despachan a menudo, lo que Petrobras hizo de 2004 hasta 2006 fue
sobrevenderse, vendiendo a usuarios industriales por un precio muy barato el gas de las térmicas,
pero que estas no utilizaban. Por dos años 2004 y 2005 esto funcionó bien, pero en 2006 se
necesitó despachar las térmicas en momento de hidrología muy baja y no había gas para ellas por
la sobreventa antes anotada. Por razones políticas, no se encontró cómo cortar el suministro a los
industriales.
Luego de ello, Brasil decidió instalar plantas de regasificación para importar GNL a partir de 2009,
buscando diversificar sus fuentes de suministro (no solamente de Bolivia), pero especialmente, la
creación de un suministro de gas flexible capaz de acomodarse a las necesidades de consumo para
generación eléctrica, cuyo despacho de las plantas a gas es muy volátil. Se considera que el GNL es
una solución de menor costo que construir más gasoductos, en últimas, se trata de ahorrar costos
a los consumidores. Para el caso Colombiano estas medidas deben estar bajo el lineamiento de lo
que ha propuesto el ente Regulador a través de la CREG de 2012 en la que se deja explícito la
forma como se deben establecer los criterios de confiabilidad, y las reglas de evaluación y
remuneración de los proyectos de inversión a fin de garantizar la confiabilidad en el servicio
público.
Como solución a la necesidad de flexibilidad, Petrobras instaló dos plantas regasificadoras de su
propiedad en los años 2008 y 2009. No existe un acceso abierto explicito, el cual es manejado por

25. 25
Petrobras a su criterio. Como Petrobras es el dueño de la mayoría de las térmicas y tiene el 90% de
la producción, transporte y comercialización de gas, se puede decir que ella toma las decisiones
que en su defecto correspondería a una política energética del gobierno.
Petrobras presenta ofertas de contratos de suministro de gas para terceros cuando se organizan
las subastas de contratos de energía eléctrica. En este caso, Petrobras ofrece un precio de gas
indexado al Henry Hub y un cargo por disponibilidad que es alrededor de 1 US$/MBTU, el cual
parece ser para la remuneración de la planta de regasificación. Petrobras no está obligada a
suministrar el gas de regasificación, puede hacerlo con gas de cualquiera otra fuente.
Como elemento integrante del modelo de GNL, Brasil adoptó el concepto de almacenamiento
virtual, consistente en que con anticipación al pedido de nuevos cargamentos de GNL (con el fin
de obtener mejores precios), las térmicas empiezan a pre-generar para embalsar agua (“créditos
de energía” que se usan luego por las térmicas a gas). Esta regla es vista como una alternativa al
almacenamiento de gas en medios físicos, lo cual es muy costoso.

26. 26
6. Algunas alternativas de solución y cambio para las altas tarifas en
electricidad y gas natural: en la línea de búsqueda de beneficios a los
industriales colombianos
A continuación mostramos algunos ejemplos de medidas tomadas recientemente por el Gobierno
Nacional y estrategias de los industriales nacionales, tomadas con el fin de lograr de alguna u otra
manera alivios a los costos acarreados por el pago de la energía. Se alcanza a determinar que
algunas alcanzan a ayudar a unos industriales, pero perjudican a otros.
6. 1. Exenciones en el pago de la contribución de solidaridad para la
industria
En 2011, por medio del decreto 2915 de agosto, se establecieron exenciones en el pago de la
contribución de solidaridad para la industria, que constituía un cargo extra al costo unitario de la
prestación del servicio y que equivalía al 20% de este rubro; bajo esta reducción, algunas
industrias fueron exentas de pagar contribución por energía. Gracias a una determinación del
Ministerio de Hacienda y Crédito Público, los empresarios de varias actividades económicas
consideradas como industriales pueden gozar de una exención en el cobro de uno de los
componentes facturados por la prestación del servicio de energía eléctrica.
Para que esto sea efectivo, las empresas distribuidoras de energía deben reportar ante el
Ministerio de Minas y Energía el valor facturado por contribución que se le cobra a los
residenciales de estratos 5 y 6, así como a predios comerciales, industriales y provisionales. La
cartera nacional se encarga de hacer el cruce entre lo que se recauda de contribuciones y los
subsidios que se deben entregar para cubrir hasta donde alcance, mientras que el restante lo
aporta la Nación.

27. 27
Con el Decreto, gran parte de la responsabilidad de que sea efectivo el mecanismo recae sobre el
Ministerio de Minas y Energía, ya que al extender este beneficio a un segmento de la industria,
genera una herramienta de incentivo a su competitividad. Recordemos que esta medida llega
acompañada de otro beneficio, referente al descuento del 50% del impuesto de renta por
contribuciones sobre el período gravable en 2011. De aquí, el beneficio relacionado con el costo
de la energía y de acuerdo con la Ley se otorga desde el pasado 1 de enero de 2012, por lo que
desde diciembre de 2011 se les comunicó a los empresarios que en el sistema aparecen como
industriales21
, para que se acerquen a la compañía a informar de ello para aplicar al beneficio.
6.2. Área de Distribución Centro unificada
Con la recientemente establecida Área de Distribución Centro22
, se unificaron los precios del
suministro de luz en dicha zona del país. Este beneficio (¿o castigo?)23
que se logró porque el
Gobierno Nacional decidió integrar en una misma área de distribución a las siete compañías que
suministran electricidad a los mercados de Antioquia, el Eje Cafetero, Santander y Norte de
Santander. La Resolución 180574, expedida por el Ministerio de Minas y Energía, oficializó la
21
De acuerdo con la reglamentación, la actividad principal del establecimiento debe estar incluida en el rango comprendido entre el
011 y el 456 de los códigos de la resolución 432 de la DIAN. Existen algunos empresarios que podrían no recibir el beneficio por operar
procesos incluidos en el registro en predios clasificados como comerciales, en cuyo caso se hace necesario la verificación de la actividad
real del negocio.
22
Las Áreas de Distribución de Energía (ADD) son el conjunto de redes eléctricas operadas por uno o más operadores, las cuales se
conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecida en la Ley. En
un área de distribución, en este caso la del Centro, todos los clientes pagan el mismo valor por los cargos de distribución, y los ingresos
se redistribuyen mensualmente, de acuerdo con el cargo individual aprobado a cada empresa. La metodología considera una transición
en los cargos para no afectar de manera significativa a los usuarios a quienes se les incrementa la tarifa, por eso los aumentos se hacen
progresivamente durante seis meses.
23
Lastimosamente, como este valor resulta de promediar los cargos de las siete empresas que conforman el ADD Centro, para algunos
usuarios las tarifas de energía eléctrica se incrementarán, como es el caso de EPM, las Centrales Eléctricas del Norte de Santander
(Cens) y Empresa de Energía de Pereira (EEP); pero bajará para otros, como sucederá con los clientes de Edeq, Chec, Essa y Ruitoque.
En el caso de EPM y Cens, que atienden a cerca de dos millones trescientos diez mil usuarios, las proyecciones muestran que las tarifas
podrían subir un 3.2%.

28. 28
creación de esta nueva zona que unifica los cargos de distribución y que hacen parte de la tarifa al
usuario final.
Los clientes de las siete empresas que cobija esta medida pagarán el mismo valor por los cargos de
distribución24
. Esta nueva medida busca alcanzar la equidad tarifaria entre las regiones atendidas
por las siete empresas incluidas en la llamada Zona Centro, de las cuales cinco hacen parte del
Grupo EPM que atienden el 95% del mercado del área. Esto generará que el costo de energía
bajará para más de un millón de usuarios. Entre $19-$54 por kilovatio/hora será la disminución en
la tarifa del servicio de energía eléctrica con la que se beneficiarán cerca de un millón ciento
noventa y dos mil clientes de la Empresa de Energía del Quindío (Edeq), la Central Hidroeléctrica
de Caldas (Chec), la Electrificadora de Santander (Essa) y Ruitoque E.S.P. (Floridablanca-
Santander)25
.
6.3. Reducción de los costos de energía eléctrica con derivados financieros
Un análisis del Doctor Alejandro Lucio, Gerente General de Derivex S.A.26
, muestra que el
panorama de contratación de la energía eléctrica en Colombia ha cambiado con la entrada en
operación de los derivados financieros de electricidad27
, y eso puede dar alguna oportunidad y
margen de maniobra a los industriales colombianos.
24
Su aplicación se dio a partir de los consumos de mayo, en los sectores residencial, comercial e industrial.
25
La mayor rebaja se registró en Ruitoque, con un 20%; Edeq, 13%; Essa, 10%; y Chec, 9,8%. Al crearse este mercado, el cargo de
distribución se unifica para las entidades que hacen parte de esta jurisdicción, quedando en $145, según estimaciones que EPM ha
hecho para las empresas de este grupo.
26
Derivex es una sociedad que tiene por objeto principal, la administración de un sistema de negociación de operaciones sobre
instrumentos financieros derivados que cuenten con la calidad de valor en los términos de los parágrafos 3 y 4 del artículo 2 de la ley
964 de 2005, cuyos activos subyacentes sean energía eléctrica, gas combustible y/u otros commodities energéticos y de registro de
operaciones sobre dichos instrumentos.
27
http://www.derivex.com.co/Lists/Noticias/DispForm.aspx?ID=89&ContentTypeId=0x0100B3811DBFE4B0544BB4C1ACCC139A209900
D20EA99902ABD94CB3D43B7963225D3B

29. 29
Se trata de instrumentos con usos diferentes para agentes en la cadena de valor del mercado
eléctrico. Conceptualmente estos instrumentos ofrecen para productores y comercializadores de
energía la posibilidad de fijar sus flujos futuros de caja ante la incertidumbre generada por la alta
volatilidad del precio de bolsa de energía (sistema utilizado en el mercado de energía mayorista en
donde generadores y comercializadores de energía eléctrica efectúan transacciones de energía
hora a hora). Se trata para estos agentes de un instrumento de cobertura que permite generar
certeza sobre los precios futuros haciendo predecible el desarrollo financiero del negocio y por
ende las perspectivas de inversión y crecimiento.
La creación y puesta en funcionamiento de un mercado de este tipo, facilita las posibilidades para
que otras personas que participan en el medio se vean afectadas por esa misma volatilidad. El
precio que los grandes consumidores de energía eléctrica (una porción importante de los
manufactureros colombianos están ubicados en esta partición) reconocen a los agentes de la
cadena por el activo tiene incluida una prima de riesgo que es directamente proporcional a la
volatilidad del mercado. En términos simples, si quien vende la energía eléctrica al consumidor
final percibe que será objeto de variaciones importantes del activo de referencia, éste se verá
obligado a reconocer en su oferta esta circunstancia elevando el precio de venta final.
En el análisis de Derivex se afirma que tradicionalmente, la energía eléctrica en Colombia para
grandes consumidores se negocia a plazos de entre uno y tres años y mayormente a un precio fijo
por la vigencia del contrato. Algunos contratos incluyen la posibilidad de fijar un porcentaje del
precio y el remanente negociarlo indexado a precio de bolsa de energía. Este precio de bolsa es
variable y altamente volátil, pues depende de varios fundamentales como las condiciones
climáticas actuales y sus perspectivas futuras, el precio de commodities a su vez con altos niveles
de volatilidad como gas, carbón y otros combustibles, el crecimiento económico, etc.
A pesar de la variabilidad en los fundamentales, en condiciones normales el precio de bolsa se
encuentra en niveles inferiores a los precios fijos de contratación pactados para la entrega del
activo. Se plantea el estudio entonces la siguiente pregunta: ¿Cómo podría una industria
manufacturera beneficiarse pagando el precio de la bolsa de energía en escenarios de bajos

30. 30
precios y así mismo no perjudicarse al elevar su costo efectivo de energía eléctrica cuando el precio
de bolsa se dispara?
Una de las conclusiones a la que llega dicho análisis es que es aquí donde el uso de instrumentos
financieros derivados cobra vigencia. Si, a manera de ejemplo, una industria hubiera contratado el
100% de su consumo de energía eléctrica indexado a precio de bolsa de energía en los últimos
cinco años, el costo promedio que habría reconocido estaría alrededor de los $85/KWh vs. un
costo promedio de contratación promedio por encima de los $120/Kwh que en general han
reconocido los usuarios en ese mismo período de tiempo, un ahorro promediando los $35 kw/hr.
Como se presenta anteriormente, en promedio el ahorro es significativo. Sin embargo las altas
volatilidades del precio de bolsa de energía habrían generado precios finales en algunos meses, en
especial en presencia de sequías o fenómenos del niño superiores a $200/Kwh. En dicho análisis,
Derivex ser plantea: ¿Cómo fijar entonces el precio de manera que en eventos de precios
sustancialmente al alza el costo final no se vea afectado en las mismas proporciones?
Otra de las conclusiones a las que se llega en dicho estudio es que el usuario industrial colombiano
podría entonces contratar por una parte la energía eléctrica con una mayor exposición al precio de
bolsa y al mismo tiempo mediante el uso de futuros financieros comprar una cobertura. En la
práctica, este usuario está por una parte garantizando el despacho de la energía a través del
contrato tradicional y por otro lado fijando el precio con el uso del instrumento financiero. Se trata
entonces de administrar el costo final que se paga por el uso de energía eléctrica mediante la
combinación de las herramientas con que actualmente cuentan los usuarios generando ahorros
considerables en la gestión financiera de la compañía.
Industrias para las cuales el costo de la factura de electricidad representa un alto porcentaje de
sus costos de producción, como es el caso de la industrias cementeras, siderúrgicas, petrolera,
papelera, textil, etc. pueden beneficiarse de este tipo de estructuras como ocurre en mercados
con elevados niveles de desarrollo y sofisticación para la gestión financiera.
En Colombia ya algunas compañías del sector real están incursionando en este mercado en busca
de los beneficios descritos. A nivel internacional es común ver que dentro de las áreas de gestión

31. 31
financiera de este tipo de empresas se cuenta con expertos en la gestión de costos vía la
utilización de diversos tipos de instrumentos derivados, tal y como se desarrolla en mercados
como los de: i) Nordpool28
; ii) Estados Unidos, y iii) Reino Unido.
6.4. Reflexiones de la experiencia brasilera en el manejo del Gas Natural y
otras medidas a tomar
Según Martínez (2011), las reflexiones que el regulador colombiano, teniendo en cuenta la
estructura productiva bajo la que se desarrolla el sector de competencia perfecta y de monopolio
dado por los altos costos de implementación y el esquema sobre el que se efectúa el contexto
Brasilero, se debería tener en cuenta para solucionar los problemas de flexibilidad y
abastecimiento que hoy en día sufre el sector del gas natural en Colombia y que afecta al sector
industrial fuertemente, vistas a través de la experiencia brasilera son:
i) La mejor solución de flexibilidad para un sistema hidrotérmico altamente dependiente de las
variaciones hidrológicas, y con mercados de gas poco desarrollados, es la instalación de plantas de
regasificación para el suministro a térmicas localizadas a corta distancia;
ii) La decisión puede considerarse de Estado, en la medida que Petrobras, como empresa estatal,
realizó la inversión, facilitado el proceso por su alto grado de integración vertical y control de la
capacidad de generación, este mecanismo que se basa en una intervención de tipo Regulatorio –
Estado debe plantearse de forma tal que sea bien estructurada en Colombia, pues no se cuenta
con el mismo mecanismo de intervención.
iii) La exigencia de contratación de energía firme a largo plazo por parte de las distribuidoras de
energía facilita el traslado de los costos a los usuarios, como también, el hecho de que se trata de
28
Opera en Noruega, Dinamarca, Suecia, Finlandia, Estonia y Lituania. Más del 70% del consumo total de energía eléctrica en el
mercado nórdico se comercializa a través de Nord Pool Spot.

32. 32
inversiones realizadas por Petrobras como empresa integrada en el sector eléctrico y de
hidrocarburos.
Pero cuidado; respecto al segundo punto, se puede observar que se habla de la experiencia de
Petrobras con las plantas regasificadoras como una solución para el sistema eléctrico, respecto a la
generación térmica. Actualmente, este punto está muy debatido en Colombia, especialmente
porque una parte de las inversiones se quieren que sean pagadas por la industria nacional.
Solucionar la interrelación entre el sistema de gas y el eléctrico es fundamental en Colombia, pero
no se puede asegurar plenamente que las plantas de GNL sean la solución a este inconveniente.
Adicionalmente, se encuentra necesaria la incorporación de una política de seguridad de
suministro de gas natural para Colombia, que le permita al sector industrial tener certeza en la
realización de inversiones para la utilización del energético y de su disponibilidad en los diferentes
procesos fabriles que requiera.
Por otra parte se hace necesario analizar el potencial como alternativa del GNL donde menciona
Martínez (2011), es un producto que, a pesar de su corta vida, ha recorrido un largo camino. La
industria de GNL es intensiva en capital y en la que la mayoría de proyectos alcanzan inversiones
de miles de millones de dólares. Sin embargo, las economías de escala son muy significativas y
puede ser aprovechadas por medio de la construcción de varios trenes de licuefacción al mismo
tiempo (economías de emplazamiento) y economías de escala asociadas al tamaño de los trenes
por tamaño de la compresión. Estas medidas deben tener cuidado respecto a la estructura a la que
se enfrenta el país, especialmente en zonas donde los estragos del invierno hacen de la extracción
de las zonas más ricas en dicho combustible un gran problema.
Es claro que el sector de gas de Colombia ha estado muy marcado por el círculo vicioso de
mercado pequeño. Este círculo se caracteriza según Martínez (2011) por: i) ser un mercado
pequeño; ii) tener pocos incentivos a explorar, y iii) desarrollar gas y mercado que continúa
pequeño por la falta de nueva oferta (donde el sector industrial podría romper ese círculo,
siempre y cuando tuviera las condiciones de asequibilidad y seguridad en el suministro al gas
firme).

33. 33
Romper este círculo sólo es posible en la medida en que el mercado se expanda, lo cual sólo es
posible acabando con las subvenciones a los combustibles que compiten con el gas y abriendo el
mercado de gas al sector externo como ha ocurrido en todos los sectores transables de la
economía colombiana desde el año 1990.
Sin embargo, para que un mercado como el del gas natural avance y se consolide, es necesario
que las decisiones que se tomen también tengan en cuenta las necesidades de la demanda, es
decir, de los clientes. Luis Augusto Yepes menciona29
que es muy válida la preocupación del sector
industrial colombiano cuando señala los altos costos que debe pagar por este bien en Colombia,
comparado con lo que ocurre en otros países como Estados Unidos y Perú.
Asimismo, Yepes asegura que: “No se trata entonces de implementar un esquema proteccionista,
sino de definir las reglas de juego de precios competitivos del gas natural, de tal manera que en el
tema energético la cancha de la competitividad para la industria esté nivelada y pueda no sólo
mantener sino aumentar sus consumos, lo que le conviene además al sector del gas natural
considerando que la industria en algunas ocasiones representa el 31% de la demanda, siendo el de
mayor participación, seguido por el eléctrico con el 26%”30
.
Lo anterior implicaría que los demás sectores que puedan pagar más por el gas natural
efectivamente lo hagan, como la residencias, probablemente estratos altos, cuyo sustituto es el
gas propano con un costo muy superior al del gas natural. Lo mismo que el Gas Natural Vehicular,
cuyo sustituto es la propia gasolina. Esto conllevaría a repensar las reglas de asignación de costos
de la cadena de abastecimiento, a fin de segmentar las tarifas hacia los diferentes sectores que
consumen este energético, según sus condiciones y sustitutos energéticos.
29
http://www.portafolio.co/opinion/gas-natural-redefiniendo-el-curso
30
Los factores propios de comparación entre países deben estar basados en las condiciones industriales del país y no en las medidas
que puedan adoptarse por fuera.

34. 34
7. Algunas Reflexiones
Es claro que la competitividad es la suma de muchos factores, infraestructura, mano de obra,
regulación y disponibilidad de materias primas entre otros. Sin embargo, en el caso de los costos
de la energía eléctrica, un análisis inicial sugiere que algunas las industrias latinoamericanas,
Europeas y las de Estados Unidos llevan una ventaja, la cual sería mayor si se hubiera mantenido el
cobro de la contribución de solidaridad del 20% que afortunadamente por iniciativa del Gobierno
Nacional, dejó de cobrarse a partir de este año para las actividades señaladas en el Decreto 2915
del 2011 del Ministerio de Hacienda, tal y como lo mencionamos anteriormente.
El componente de los costos de generación que contribuye con el 50%-70% aproximadamente del
costo final de la energía a las industrias, es un primer análisis que se debe desarrollar dentro de
esfuerzo por lograr precios competitivos. Como ya lo han reconocido algunos analistas, la tarea no
es fácil y requiere conocimiento especializado del mercado considerando que aproximadamente
las dos terceras partes de la capacidad de generación en el país está en manos de 4 a 5 empresas,
debido a los altos costos de inversión que presenta el sector en el que no es fácil el desarrollo de
condiciones que permitan un crecimiento sostenido en la economía.
Recordemos que el valor restante del precio final comprende lo que se conoce como cargos
regulados, los cuales de acuerdo a la periodicidad establecida por el ente regulador deben
continuar garantizando las condiciones de competitividad internacional propias de un mercado en
expansión como lo es el eléctrico y gasífero.
La problemática principal de los altos precios de la energía eléctrica para los industriales
colombianos radica en que la contribución se ha vuelto una carga significativa sobre la tarifa final.
Este hecho se evidencia en los altos precios finales a los consumidores en comparación con los
demás países de la región, en el que según Fedesarrollo aunque Colombia tenga las mayores
ventajas en la formación de precios de la producción de electricidad, las tarifas impuestas sobre
los industriales impiden que esta ventaja se traslade a unos precios competitivos.

35. 35
Lo anterior se traduce en la relación que establece la producción del sector manufacturero cuando
crea bienes transables, con los costos de producción de la industria; que genera una disyuntiva
entre producir eficientemente o importar. En muchos casos, los productores de bienes electro-
intensivos deciden finalmente ante los altos costos: i) importar el bien; y ii) las empresas que
tienen filiales en otros países deciden producir en donde los costos sean inferiores, tal y como está
pasando en la industria siderúrgica colombiana.
Finalmente, en una reciente entrevista a Celsia, el cuarto generador de electricidad del país y el
quinto distribuidor de energía, menciona en la edición de El Colombiano el pasado 16 de
septiembre que: “Si Colombia no es competitiva en sus tarifas eléctricas se va a desindustrializar”.
Dice el artículo que el país puede ser más eficiente, pero con una CREG fortalecida
institucionalmente, técnicamente estructurada, así como una UPME mucho más sólida.
Obviamente a eso se suma un análisis de toda la cadena eléctrica en su conjunto31
.
La tarifa para el usuario industrial tiene problemas de competitividad porque: i) Existen pocos
jugadores en algunos eslabones de la cadena, lo que lleva a un oligopolio y esto lleva a generar
situaciones de reserva de mercado por parte de los generadores. No hay competencia; ii) El
sistema de despacho de las plantas eléctricas más la concentración de generadores permite a las
empresas gestionar el precio de mercado, y iii) Colombia es uno de los pocos países del mundo
que no permite autogeneración (empresas generen su propia energía) por grandes empresas o
consorcio de empresas (uno de los caminos para quiebra del monopolio).
Por otra parte, es claro que el sector del gas natural debe mirar no sólo las condiciones adecuadas
para el desarrollo de la oferta sino también de su demanda mediante la consolidación de su
mercado interno (en especial cuidado de la demanda industrial) y la apertura de las exportaciones.
31
Se evidencia, que los postulados de eficiencia que ha logrado la CREG aunque han sido efectivos deben continuar su mejoramiento en
busca de mayores niveles de competitividad.

36. 36
8. Conclusiones
La competitividad sigue siendo un tema fundamental para impulsar el crecimiento económico de
Colombia y más aún cuando el Gobierno pretende lograr una mayor apertura comercial mediante
la firma de múltiples tratados de libre comercio. Para aprovechar los beneficios que puedan traer
dichos acuerdos, evidentemente se requiere que los productos nacionales tengan la capacidad de
competir en costos y calidad con los ofrecidos por los mercados internacionales.
La tarifa para el usuario final industrial en Colombia tiene problemas de competitividad por:
La presencia de altas contribuciones e impuestos.
Los cambios que han sufrido algunos componentes como el de transmisión, por la
regulación actual.
Es claro que si Colombia quiere competir en un mercado abierto, como lo quiere hacer el país con
la firma de múltiples tratados de libre comercio, hay que ajustarse a los lineamientos de
regulación en proceso de transformación propuestos por la CREG, que busquen un cumplimiento
de Las normas de integración local para adaptarse al nuevo mundo e incluir elementos de valor
agregado para ser competitivos, donde es clara la necesidad de reducir los costos de producción.
Recordemos que recientemente, los industriales del país se han manifestado en esta línea. Por
ejemplo, Carlos Enrique Moreno Mejía, presidente de la Organización Corona, aseguró en la
pasada Asamblea de la ANDI celebrada en Cartagena, que es evidente el estancamiento industrial:
“El nivel de demanda de energía, durante los últimos cinco años, fue de 17.500 gigavatios,
mientras el consumo nacional pasó a 59.000 gigavatios, creciendo un 8% y la industrial sólo el
0.2% por año, lo que quiere decir que está prácticamente paralizada la demanda de energía por
parte de la industria”.
Una alternativa interesante desde el punto de vista teórico y que aún tiene bastante campo para
la exploración para los industriales colombianos ante los altos costos de la energía eléctrica, está
en la utilización de derivados financieros, pero pareciera que en la práctica esto no es del todo

37. 37
cierto. El precio de la energía que se negocia día a día en “la bolsa”, a los ojos de los industriales
tiene las dos caras de la moneda: i) es la de ser más económica (estadísticamente hablando) que la
que se consigue en la contratación bilateral; y ii) esto se debe a la altísima volatilidad del precio en
bolsa. Esta incertidumbre da cuenta de buena parte del diferencia entre el spot (precio de bolsa) y
el precio forward (contrato bilateral). Si miramos los precios de hoy, están por $250/KWh y
realmente esto puede pasar por una falsa impresión de que esta es la solución, pero no es del
todo cierto. De hecho hay muy pocos contratos siendo negociados actualmente y la liquidez es
dudosa de evaluar realmente; es una medida que como recomendación clara es factible pero tiene
bastante por estudiar y profundizar.
Creemos que aunque es una opción por explorar, es discutible si es la mejor opción o no para un
industrial (los instrumentos del Derivex son muy nuevos aún), ya que eso depende de la necesidad
de cada empresa de cubrir sus riesgos, y se debe tener en cuenta que se están discutiendo las
realidades “físicas y regulatorias” del mercado de la energía eléctrica en este caso, y los derivados
financieros, pueden no ser parte total de estas realidades.
Teniendo en cuenta que los precios juegan un rol determinante en el consumo de las distintas
fuentes energéticas y dado que los precios de la mayoría de fuentes aquí consideradas, están
sometidas a las leyes del mercado, en el caso de los grandes consumidores estos pueden escoger
libremente su proveedor. Así las cosas, los precios de los energéticos que finalmente pagan las
empresas, dependen en parte de su poder de negociación con los agentes que comercializan los
mismos.
Asimismo, el proceso de cogeneración sigue siendo una opción importante de eficiencia
energética y por ende de reducción de costos de producción, lo cual se traduce en menores
cotizaciones de los productos colombianos en el mercado externo.
Recomendamos que los reguladores y el Gobierno den una mirada a las medidas que Brasil está
adoptando para contrarrestar la situación económica, sin dejar de lado el contexto de estructura
de mercado al que se enfrenta cada país por separado, y tomando las medidas necesarias que
vayan acorde a dicha estructura. Entre ellas está la disminución del valor de las tarifas de energía
anunciada en días pasados. Dicho anuncio, que incluye la reducción de impuestos y el incentivo a

38. 38
las empresas prestadoras del servicio para que disminuyan sus precios, tiene como fin la reducción
de costos de producción para aumentar la competitividad de los productos brasileños, conservar
el nivel de exportaciones y abastecer parte significativa de su demanda interna con producción
nacional, medida fundamental ante el deterioro global.
Cabe resaltar la iniciativa del Ministro de Comercio, Industria y Turismo, del presidente de
Bancoldex, quienes con el Director del Programa de Transformación Productiva, lideran la
realización de un estudio para analizar la regulación y estructura de la cadena de energía eléctrica
y las tarifas de prestación del servicio en Colombia, haciendo una comparación con otros países,
para identificar los eslabones del sector que se deban mejorar e implementar acciones que
contribuyan al incremento de la productividad y competitividad de la cadena de energía eléctrica,
así como de otras fuentes alternas y mejorar su impacto sobre las manufacturas nacionales.
Finalmente, aunque el diagnóstico de la situación del sector energético en el país es un primer
paso, el llamado es para que el Gobierno tenga en cuenta las recomendaciones del estudio y
rápidamente adopte aquellas acciones tendientes a mejorar la productividad de dicho sector, la
eficiencia en la prestación del servicio y el establecimiento de un precio competitivo, que hasta
ahora se ha venido consolidando lentamente.
Los insumos como la electricidad son fundamentales para la industria, debido a que representan
entre un 10% y un 70% de los costos de producción en algunas actividades fabriles. Por ello la
reducción de la tarifa y la solución de los inconvenientes presentados en la cadena de producción
de la misma serán determinantes para incrementar la competitividad de todo el sector industrial y
con ésta, el crecimiento económico y la generación de empleos colombianos.
Es clara la conveniencia de realizar un análisis comparativo entre los precios de estos servicios en
Colombia con los vigentes en los países con los que se han suscrito acuerdos comerciales, o que
son nuestros referentes (sean regionales o mundiales) a fin de evaluar si existe alguna conexión
entre los precios de la energía en las ramas industriales tanto en el exterior como en nuestro país y
concluir si estas condiciones favorecen o dificultan la competitividad de nuestras industrias en el
ámbito internacional, en especial con la reciente firma de tratados de libre comercio.

39. 39
9. Propuestas de la Coalición
Son unos puntos básicos los que vemos desde la Coalición que se pueden analizar por parte de los
entes gubernamentales correspondientes, para trabajar en alternativas claras y concretas que
sirvan de una u otra manera para desplegar una serie de acciones que lleven a solucionar los
problemas que actualmente enfrentan los industriales colombianos en cuanto a la disponibilidad y
los costos de la utilización de la energía eléctrica y el gas natural.
A nivel general, desde la Coalición vemos como una buena idea el establecimiento de períodos
dentro de la Comisión de Expertos Reguladores de la CREG de 2 a 4 años, similar al que tiene en
este momento el Banco de la República de Colombia, con un mecanismo similar de rotación al de
la Junta. Ello ayudaría a preservar la independencia regulatoria necesaria.
9.1. Respecto a los problemas en la energía eléctrica
Desde la opinión de los industriales colombianos, hemos encontrado que se debe dar una revisión
tarifaria en los segmentos que creemos afectan la tarifa final al industrial colombiano. En especial,
esto lo vemos detallado en los segmentos de:
i) Transmisión: Existe una tendencia a pensar que entre el 2%-2.5% de los costos de operación se
notan elevados, luego sería interesante ver una revisión a este apartado en concreto, ya que con
un valor de pérdidas no técnicas32
cercano al 12.75%, como pérdidas reconocidas por los usuarios,
este se puede reducir para que el valor reconocido por los usuarios sea menor. Ante ello se podría
revisar el nivel de pérdidas no técnicas a reconocer, respaldando el nivel de pérdidas óptimo para
el mercado y modelando diferentes escenarios de ingresos y cumplimientos de un potencial plan.
Se deberían recalcular los índices de pérdidas y definir metas con base en la metodología de la
32
Son las pérdidas de energía ocasionadas por el hurto de electricidad, errores técnicos y/o administrativos. Como consecuencia de
ello, la empresa factura menos energía, disminuyendo sus ingresos y su margen operativo.

40. 40
Resolución 184, con un ajuste más eficiente, ello sin energía en tránsito y sin recuperación. Es
clave lograr la fiabilidad de la información que se reporta al SUI.
ii) Distribución: Para los industriales colombianos, pareciera que existe un reconocimiento muy
alto del porcentaje de pérdidas 14%-15%, en las cuales las pérdidas técnicas (6%-7%). Se hace
necesario un manejo más controlado de las pérdidas técnicas y no técnicas en especial en el
control de los robos de energía, lo que se denomina pérdidas negras que son las que justifican el
alto porcentaje de las pérdidas, que creemos es discriminatorio para la industria nacional. No se ve
un interés claro de lograr reducciones en este apartado y creemos que si ya se tienen identificadas
las ineficiencias, se debería lograr por parte de las empresas reducir este porcentual y por ende se
daría una baja en la tarifa final al usuario final.
iii) Comercialización: Se debería generar un estudio regulatorio donde se pudiera hacer una
discriminación de los costos comerciales de la industria, respecto a los de los usuarios regulados.
Creemos que para los industriales, estos costos a través de opciones como la tele-medida, la
tendencia de estos podría ser cercana a cero.
De otra parte, si se tiene en cuenta el uso de una mayor cantidad de medidores de electricidad
prepago para los usuarios residenciales, se reducirían las pérdidas, la cartera morosa, se
beneficiaría el control del uso y pago de los usuarios de estratos bajos y todo ello desencadenaría
en la baja en componentes de las tarifas eléctricas del país, lo que beneficiaría finalmente en el
agregado a los usuarios industriales.
Otra interesante alternativa está en una posible opción de que los industriales colombianos
busquen producción dentro de sus procesos manufactureros en las horas en que el ciclo diario de
la demanda de energía está en sus picos más bajos, y a cambio de ello recibirían tarifas más bajas
y ayudaría en el mejor uso de la energía eléctrica. Esta propuesta debería ir acompañada de un
claro marco regulatorio con reformas más eficientes de las que hasta ahora se han producido, para
determinar los incentivos necesarios para los industriales que apliquen este mecanismo
alternativo.

41. 41
Otra alternativa está en la búsqueda de lograr mecanismos que consigan que los industriales
colombianos se conecten a niveles de tensión mayores (lo que significaría menores tarifas) y a
través de los distribuidores pongan los activos eficientes. Creemos que los distribuidores y
comercializadores tienen los recursos necesarios y suficientes para dar el financiamiento de los
equipos, y así se logre finalmente que una gran cantidad de industrias se conecten al nivel de
tensión óptimo (1, 2 y 3) que requieran dada su actividad productiva.
Es clave que la industria nacional tenga un mayor conocimiento y asimismo pueda implementar las
políticas de eficiencia energética y uso de energías alternativas que viene desplegándose a través
de la Unidad de Planeación Minero- Energética (UPME). En las industrias colombianas se debe dar
la optimización de usos tales como los de la iluminación, las cadenas de vapor y de motores. Esta
optimización que implica un costo se puede pagar con los ahorros logrados a través de la eficiencia
energética y las inversiones para la industria se pueden desarrollar por ejemplo a través de los
créditos que otorgan entidades tales como Bancóldex.
Se hace necesario el establecimiento de permisos de conexión directa a los ductos de transporte
del gas natural para los usuarios industriales.
9.2. Respecto a los problemas en el gas natural
Si las tareas de exploración lanzadas son medianamente exitosas tal y como se vio en el pasado
Congreso Nacional de Naturgas desarrollado a inicios de 2012, dentro de las perspectivas futuras,
en 2 años Colombia va a ser fuertemente superavitaria en gas natural33
. Es claro que en Colombia
hasta el momento, el sistema regulatorio y de precios en el gas natural incentivó fuertemente a la
33
En el Congreso realizado por Naturgas en Cartagena el pasado Marzo (2012) se presentaron escenarios muy optimistas respecto de
la evolución futura de las reservas de gas natural, en un rango que va desde que las mismas se podrían triplicar (Visión Vice Ministro de
Minas y Energías), hasta que podrían crecer 70 veces (escenario de máxima presentada por Pacific Rubiales). A esto se suma el hecho
que Venezuela podría llegar a dejar de comprar gas a Colombia en un plazo de 2 años (actualmente se destina a ese país el 20% de la
producción nacional), con la potencialidad adicional de revertir el flujo del gasoducto, por el que podría llegar a Colombia un volumen
equivalente al 50% de la demanda interna actual.
Se están discutiendo actualmente las inversiones necesarias para dar confiabilidad al sistema y evitar los cortes (importación de GNL
para períodos de seca, redundancia de gasoductos). Llama la atención la visión de la CREG en el pasado Congreso de Naturgas
(totalmente a contramano del resto del Mercado y del mismo Vice Ministro de Minas y Energía), que muestra un escenario de
producción declinante, donde en 2018, la oferta interna no alcanzaría a satisfacer la demanda.

42. 42
oferta (altos precios de Gas en Boca de Pozo y altas tasas de retorno (WACC) para los segmentos
regulados en la oferta).
Es claro que el momento coyuntural del país cambió completamente, y lo que se necesita ahora es
incentivar la demanda de gas natural, para crear un mercado para la energía generada de este
energético excedente; eso se debería contrastar contra exportar el gas natural sin agregarle valor.
Creemos que el único segmento de la demanda (residencial, industrial, comercial, GNV, térmico)
con capacidad para absorber ese crecimiento (si se diera con las señales regulatorias adecuadas)
es el industrial. El segmento industrial tiene la doble ventaja de ser una excelente demanda para
los productores ya que: i) no tiene la estacionalidad de la utilización para generación
termoeléctrica, su consumo es parejo durante el año, y ii) su efecto multiplicador en la riqueza del
país, ya que su utilización industrial tiene generación de valor agregado.
Para esto, pensamos desde la Coalición que el país debe ofrecer condiciones que favorezcan la
inversión en nuevos proyectos industriales. Entre estas condiciones, son necesarias la
disponibilidad de gas natural abundante, confiable y a precio competitivo, esto resulta clave para
que por ejemplo una multinacional industrial decida invertir en nuevos proyectos en Colombia Vs
la decisión de meterse en otros países de la región.
Creemos que el establecimiento de by pass físicos (como se tiene en Argentina) es una buena
alternativa de como una industria puede negociar con una empresa transportadora de gas; esto es
a través de un ducto exclusivo del usuario para poder negociar una mejor distribución y por ende
la tarifa, sin pasar por la figura del distribuidor. Puede y tiene que ser una prerrogativa de la
industria donde pueda existir una capacidad de negociación entre la industria y el transportador,
en algunas zonas geográficas particulares. Creemos que se debe permitir negociar directamente
con una empresa transportista (by pass), no siempre a través de la distribuidora, como se
desarrolla actualmente.
Promover uso del carbón para generación termo-eléctrica es clave para asegurar la disponibilidad
de gas natural. En lo posible se necesitaría la búsqueda de más plantas de generación térmica a
Carbón como el reciente proyecto de Gecelca.

43. 43
Asimismo hemos notado que parte del problema asociado a los altos costos del gas en la industria
se derivan de las limitaciones que ha impuesto la CREG al Mínimo Tarifario aplicable a los clientes
industriales. Es claro que las tarifas de cada segmento de mercado fijadas acorde a través de la
regulación por medio de criterios de eficiencia económica y suficiencia financiera, deberían
acercarse a los costos marginales de la prestación del servicio. Desafortunadamente en Colombia
la CREG (al parecer de los industriales, sin mayor sustento técnico) fijo en el 2002 los límites
mínimos y máximos de las tarifas aplicables a cada segmento, generando, en el caso de la
industria, y a nuestro parecer, tarifas artificialmente altas.
Sabemos que la CREG actualmente se encuentra en la revisión de la regulación de los precios de
gas natural en Colombia, y nos gustaría que se tuvieran en cuenta estas recomendaciones
pertinentemente.

44. 44
10. Anexo. ¿Qué hizo Brasil para solucionar la problemática de los
altos costos de los energéticos y la pérdida de competitividad de sus
manufacturas? – ¿En qué se compara con lo hecho en Argentina?
Brasil recortó recientemente un 28% en la tarifa la energía para mejorar competitividad industrial.
El pasado 7 de septiembre de 2012, día independencia de Brasil la presidenta Dilma Rousseff
anunció la baja en los costos de energía. Ante dicha medida los industriales festejaron el fin de una
de las series de variables que para ellos marcan el "costo Brasil" que le resta competitividad a su
producción y sus exportaciones.
La mandataria oficializó que la tarifa de energía eléctrica en 2013 bajará entre un 19% y 28% para
los industriales y también un 16.2% para el consumo residencial. Todo en nombre de impulsar la
economía y reducir el impacto de la crisis. Bajo el esquema de subsidios actual, en la Argentina la
energía sigue siendo más barata para las industrias locales respecto a sus pares brasileras, aún si
estas pagaran un 28% menos. No obstante, podría generarse una menor competitividad bilateral
para las locales en función de los recortes brasileños.
La estrategia de Brasil para abaratar la energía, además de subsidios, incluye la renegociación con
los generadores: el país vecino está a punto de renovar concesiones por 30 años y pondrá como
condición a los productores de energía la baja tarifaria. Eso tendrá un costo para el Estado de
U$$1.650 millones.
Paralelamente, Los subsidios energéticos de la Argentina superaron los $15.000 millones en pesos
argentinos, unos U$s3.200 millones al cambio actual, el doble de lo que destinará Brasil. En
Argentina, los valores de la energía para la industria oscilan entre US$36 y US$39 por megawatt,
mientras que en Brasil esa variación va de los US$65 a los US$117. Si a la tarifa más barata se le
descuenta un 28%, se mantendría por arriba de la Argentina, con unos US$47 por megawatt,
aunque sin dudas la ayuda volvería a la industria brasileña más competitiva. Por ejemplo, las

45. 45
tarifas en otros países de la región como Chile oscilan entre los US$95 y los US$141 por megawatt,
según datos de la consultora energética chilena Systep. En Perú oscilan entre US$62 y los US$80, y
lastimosamente en Colombia varían entre US$72 y US$155 dólares por megawatt, lo que deja a la
Argentina muy por debajo de los costos regionales.
En Brasil, la tarifa de luz más barata reducirá costos y generará empleos, aumentará la
competitividad de la industria y favorecerá el crecimiento de la economía brasileña, afirman las
fuentes oficiales. El sector fabril de Brasil, creció 0.3% en 2011, contra 10.5% en 2010 y suma hasta
julio de 2012 una caída de 3.7%.
Es claro que el ejemplo de Brasil no es un ejemplo comparable a Argentina, como intervención del
Gobierno en el mercado, son situaciones y circunstancias diferentes. En Brasil lo que ocurrió fue
simplemente la aplicación de la Ley (Renovación de las concesiones eléctricas que, después de 35
años, debería pasar por una nueva subasta o ser renovadas solamente por costos O&M), pero
nadie creía que esto iba ocurrir, principalmente porque la más afectada fue Eletrobras, pero
realmente sucedió.