1 Entrega 1. Estudio Sectorial y del Mercado Por Pablo González María Alejandra López Ochoa Diana Catalina Márquez Jaramillo MUY BIEN C=5 Docente Juan Bernardo Jaramillo Jaramillo Envigado Universidad EIA Formulación y Evaluación de Proyectos 2 2019 3 Contenido 1. Estudio sectorial ........................................................................................................................................ 6 1.1. Identificación del sector industria y subsector energético en Colombia ........................................... 6 1.2. Cifras macroeconómicas (antecedentes y proyectadas) del sector y subsector (tasas de crecimiento, ventas en dinero y unidades, participación en PIB, gráficos, estudios gremiales y sectoriales, actualidad y noticias, importaciones, exportaciones) ......................................................................................................... 8 1.3. Políticas e incentivos en el subsector energético ............................................................................ 12 1.4. Leyes, normas y decretos que rigen el sector .................................................................................. 16 1.5. Principales actores del sector .......................................................................................................... 17 1.6. Análisis de las 5 Fuerzas de Porter ................................................................................................. 17 1.6.1. Poder de los clientes ............................................................................................................... 17 1.6.2. Poder de los proveedores........................................................................................................ 18 1.6.3. Amenaza de nuevos competidores ......................................................................................... 18 1.6.4. Amenaza de productos sustitutos ........................................................................................... 18 1.6.5. Rivalidad entre competidores de la industria ......................................................................... 19 1.7. 2. Análisis DOFA del sector y subsector ............................................................................................ 19 Estudio del mercado ................................................................................................................................ 21 2.1. Antecedentes ................................................................................................................................... 21 2.2. Producción energética ..................................................................................................................... 22 2.3. Bienes y servicios complementarios. .............................................................................................. 25 2.4. Bienes y servicios suplementarios .................................................................................................. 26 2.5. Consumidores ................................................................................................................................. 26 2.6. Competencia ................................................................................................................................... 27 2.7. Producto .......................................................................................................................................... 29 2.8. Demanda ......................................................................................................................................... 29 2.8.1. Condiciones actuales de la demanda ...................................................................................... 29 2.8.2. Proyección de la Demanda ..................................................................................................... 30 2.9. Oferta .............................................................................................................................................. 32 2.9.1. EPM ....................................................................................................................................... 32 2.9.2. Emgesa ................................................................................................................................... 33 2.9.3. Isagen ..................................................................................................................................... 33 2.9.4. Celsia ...................................................................................................................................... 33 2.10. Precio .......................................................................................................................................... 34 2.11. Publicidad o propaganda ............................................................................................................ 34 Referencias Bibliográficas ................................................................................................................................ 35 4 Figuras Figura 1.1.1. Estructura del subsector eléctrico colombiano ............................................................. 8 Figura 1.2.1. Expectativa de demanda de energía para el 2030 ......................................................... 9 Figura 1.2.2. Evolución de la demanda de energía eléctrica en la primera década del siglo XXI ..... 9 Figura 1.2.3. Evolución de la cobertura de energía eléctrica en Colombia desde el 2000 hasta el 2007 ................................................................................................................................................... 10 Figura 1.2.4. Participación de los servicios de agua, gas y energía eléctrica en el PIB desde el 2000 hasta 2007.......................................................................................................................................... 10 Figura 1.2.5. Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía desde 1995 hasta 2011 11 Figura 1.2.6. Demanda de energía anual y tasa de crecimiento (1998-2010) .................................. 12 Figura 1.3.1. Calidad del suministro de energía eléctrica 2008-2009 .............................................. 14 Figura 1.3.2. Eficiencia de la infraestructura energética 2009 ......................................................... 14 Figura 1.3.3. Capacidad efectiva neta en Latinoamérica ................................................................. 15 Figura 2.1.1. Consumo de energía global desde 1800 a 2017 .......................................................... 22 Figura 2.1.2. Consumo de energía de las regiones del mundo desde 1965 hasta 2015 .................... 22 Figura 2.2.1. Producción de energía en colombia ............................................................................ 23 Figura 2.2.2. Evolución de la producción de energía a partir de agua, carbón, gas y radiación solar desde 2015 hasta 2018 ...................................................................................................................... 23 Figura 2.2.3. Evolución de la Intensidad Energética en dólares corrientes y en pesos constantes .. 24 Figura 2.2.4. Redes que integran el Sistema de Transmisión Nacional (STN) ................................ 25 Figura 2.6.1. Participación de los agentes de generación de energía en el mercado en agosto de 2018 ................................................................................................................................................... 27 Figura 2.6.2. Ingresos Operacionales y No Operacionales de las 24 empresas Distribuidoras y Comercializadoras ............................................................................................................................. 29 Figura 2.8.1. Participación de los mercados en el Histótico Anual de la Demanda Real desde 2014 hasta 2019.......................................................................................................................................... 30 Figura 2.8.2. Demanda Real de Energía en el 2019 ......................................................................... 30 Figura 2.8.3. Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica Anual sin GCE ............................... 31 Figura 2.8.4. Proycción de la Demanda de Energía Eléctrica con GCE .......................................... 32 Figura 2.9.1. Precios actuales de EPM para propiedades del cliente según los estratos .................. 33 Figura 2.9.2. Precios actuales de Emgesa para propiedades del cliente según los estratos .............. 33 Figura 2.9.3. Precios actuales de Celsia para propiedades del cliente según los estratos ................ 34 5 Tablas Tabla 1.1. Rango de inversión y empleo de acuerdo con los activos de la empresa para la instalación en Zonas Francas............................................................................................................. 12 Tabla 1.2. Rangos de inversión y empleo para declararse Zonas Francas Especiales o Uniempresariales ..................................................................................................................................... 13 Tabla 1.3. Jornadas laborales en Latinoamérica ............................................................................... 15 Tabla 1.4. Salarios para ingenieros eléctricos .................................................................................. 16 Tabla 1.5. Análisis DOFA para el subsector petrolero ..................................................................... 19 Tabla 1.6. Análisis DOFA para el subsector hidroeléctrico ............................................................. 19 Tabla 1.7. Análisis DOFA para el subsector de Gas Natural ........................................................... 20 Tabla 1.8. Análisis DOFA para el subsector de Carbón mineral ..................................................... 20 Tabla 1.9. Análisis DOFA para el subsector de energía elétrica ...................................................... 20 Tabla 2.1. Exportaciones e Importaciones de energía ...................................................................... 25 Tabla 2.2. Mercado Regulado y No Regulado ................................................................................. 26 Tabla 2.3. Número de municipios atendidos por una empresa ......................................................... 28 6 1. Estudio sectorial 1.1. Identificación del sector industria y subsector energético en Colombia La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inicia a finales del siglo XIX por cuenta de inversionistas privados, quienes formaron las primeras empresas con la finalidad de generar, distribuir y comercializar electricidad. Hasta la mitad del siglo XX se mantiene el esquema de propiedad privada, no obstante, las empresas existentes pasan a manos del Estado por la continua presión de la clase política de las diferentes regiones del país. En 1967 se crea Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), asumiendo la coordinación del suministro de electricidad, adoptando procesos de optimización tendientes a minimizar los costos del sistema por medio de la planeación y la expansión del sistema de generación, sin embargo, en los años 80 el sector eléctrico colombiano entra en crisis como producto de las múltiples ineficiencias en la estructuración y coordinación de las entidades del sector, subsidio inadecuado de tarifas y la politización de las empresas estatales, es por esto que el mal desempeño de este sector genero pérdidas para el Estado ocasionando la quiebra del sector y, como consecuencia, el gran racionamiento a nivel nacional en el periodo comprendido entre 1991 y 1992. Es por esto, que, de acuerdo a la tendencia mundial de ese momento de cuestionar la eficacia de los monopolios estatales en la prestación de los servicios públicos se da inicio a las reformas estructurales en las economías de los países de Latinoamérica, orientadas a mejorar la prestación del servicio, tanto en calidad y disponibilidad, como en el precio a los consumidores de energía eléctrica, plateando estrategias como: - Introducción de la libre competencia y fomento a la inversión privada Privatización de las compañías estatales Eliminación de la integración vertical Reducción de la presencia del Estado Motivo por el cual en la constitución política de 1991 se define un nuevo esquema para la prestación de los servicios públicos domiciliarios, en el que el papel del Estado implica el asegurar la prestación eficiente de dichos servicios para mejorar la calidad de vida de la población y el bienestar general, es decir, los servicios públicos pueden ser prestados por particulares mientras el Estado se reserva el derecho de ejercer la regulación y el control. En 1994, la reestructuración del mercado eléctrico se da con las Leyes 142 y 143, por medio de la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha desarrollado un marco regulatorio, cuyo objetivo básico es el de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, y para ello, el Estado promueve la competencia creando condiciones propicias para su logro y establece reglas para evitar prácticas monopólicas o abusos de poder. El 20 de julio de 1995 entra en funcionamiento el Mercado Energético Mayorista (MEM) constituido por generadores y comercializadores, quienes participan de forma activa, y los distribuidores y transmisores, quienes participan de forma pasiva. El MEM está soportado en la existencia de una Bolsa de Energía (BE) en la que se realizan intercambios comerciales definidos en el contexto de un mercado, sin embargo, en 1999 el MEM pasa por una situación crítica debido a la caída de la demanda producto de la recesión económica del país en ese entonces, lo que genero escenarios de muy alta competencia en la oferta con el consecuente impacto en los precios del 7 mercado, es por esto que en los precios reales de electricidad más bajos en la BE han sido en el periodo 1998-1999. Por otro lado, el SEC, Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos, se fundamenta en el hecho de que las empresas comercializadoras y los grandes consumidores adquieren la energía y potencia en un mercado de grandes bloques de energía, el cual opera libremente de acuerdo con las condiciones de oferta y demanda. Sin embargo, los cambios estructurales al interior del mercado tienen efectos positivos y negativos sobre las variaciones en los precios del mercado, pero en particular respecto a los precios que se manejan en la BE, que hacen que los agentes implicados en este mercado enfrenten riesgos de inversión, creando desajustes en la asignación de recursos y a su vez provocando inestabilidad financiera, por lo cual en este mercado surge la necesidad por parte de los agentes participantes de estimar los precios en el futuro para disminuir el riesgo de inversión, garantizar utilidades y, al mismo tiempo, brindar mejores costos a los consumidores. Hoy en día, el sector eléctrico colombiano está compuesto por un sistema de interacción entre comercializadores y grandes consumidores, quienes realizan sus transacciones en un mercado de grandes bloques de energía. Este mercado opera libremente de acuerdo con las condiciones de oferta y demanda; y con el fin de promover la competencia entre los generadores, se permite la participación de agentes económicos, tanto públicos como privados, nacionales e internacionales, que deben estar integrados dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para adherirse al Mercado Energético Mayorista (MEM). Como contraparte, los comercializadores y grandes consumidores establecen contratos de energía con los generadores. La operación y administración del mercado eléctrico colombiano está a cargo de XM, empresa responsable por las funciones del Centro Nacional de Despacho (CND), el Administrador del Sistema de Intercambio Comercial (ASIC) y el Liquidador y Administrador de Cuentas de Cargos por Uso de las Redes del SIN (LAC). Adicionalmente, se muestra la estructura del subsector eléctrico colombiano (Figura 1.1.1) 8 Figura 1.1.1. Estructura del subsector eléctrico colombiano 1.2. Cifras macroeconómicas (antecedentes y proyectadas) del sector y subsector (tasas de crecimiento, ventas en dinero y unidades, participación en PIB, gráficos, estudios gremiales y sectoriales, actualidad y noticias, importaciones, exportaciones) En Colombia, el sector eléctrico ha evolucionado de manera significativa durante los últimos 20 años, siendo hoy un sector eficiente y con prácticas de talla mundial, además se espera que esta tendencia siga en aumento tanto por el crecimiento de la inversión extranjera directa hacia Colombia, como por el crecimiento de las multinacionales colombianas en el exterior. Actualmente, el sector eléctrico colombiano cuenta con una agenda público-privada orientada hacia un sector de talla mundial, asegurando el abastecimiento de energía eléctrica del país a mediano y largo plazo y el interés de convertir a Colombia en el principal jugador de la integración energética regional. A continuación, se enumeran tasas de crecimiento, ventas en dinero y unidades, participación en PIB, gráficos, estudios gremiales y sectoriales, actualidad y noticias, importaciones, exportaciones para un mayor entendimiento del sector eléctrico en Colombia. - Se espera que la demanda en Colombia se duplique en los próximos 20 años (Figura 1.2.1). 9 Figura 1.2.1. Expectativa de demanda de energía para el 2030 - La evolución de la demanda de energía eléctrica en Colombia ha mostrado una dinámica activa durante la última década, mostrando tasas de variación anual entre el 2% y 4% (Figura 1.2.2). Figura 1.2.2. Evolución de la demanda de energía eléctrica en la primera década del siglo XXI - El consumo se distribuye en los sectores Residencial (42,2%), Industrial (31,8%), Comercial (18%), Oficial (3,8%) y otros usos (4,3%). Colombia generó en 2009, 55.986 gigavatios-hora (GWh) de energía, cifra similar a la producida por Argentina y superior a la de países como Ecuador, Chile, Perú, Bolivia, Paraguay y Uruguay. 10 - Creciente aumento en cobertura: En el periodo 2000-2007 la cobertura de energía eléctrica paso de 87.6% al 94.4% (Figura 1.2.3). Figura 1.2.3. Evolución de la cobertura de energía eléctrica en Colombia desde el 2000 hasta el 2007 - - El 26 de abril del 2019, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) realizó el segundo préstamo a Colombia en una serie de operaciones independientes pero vinculadas técnicamente por un valor de US$600 millones, esto con el fin de reformar el sector eléctrico, reducir la vulnerabilidad al cambio climático, diversificar la matriz energética con la incorporación de más fuentes renovables no convencionales (solar, eólica y bio-gas) y aumentar las interconexiones internacionales. En la primera década del 2000, los Servicios Públicos y particularmente el sector energético, ha incrementado su participación en el Producto Interno Bruto, PIB, constituyéndose hoy día en uno de los ejes primordiales que ha definido el Gobierno Nacional en la Ley 1450/2011, del Plan Nacional de Desarrollo, para el fortalecimiento y crecimiento de la economía, generación de empleo y reducción de la pobreza, a continuación, se muestra la participación del conjunto de los servicios públicos de agua, gas domiciliario y energía eléctrica en el PIB. (Figura 1.2.4). Figura 1.2.4. Participación de los servicios de agua, gas y energía eléctrica en el PIB desde el 2000 hasta 2007 11 Como se observa, la participación de estos servicios públicos incrementó su participación del 2,2% en el 2000 a 6,1% en el 2009. Particularmente, se destaca la participación del sector de energía eléctrica respecto a los demás sectores, aumentándose en casi tres veces su participación en el PIB del 1,3% en el 2000 a 3,7% en 2009. - El comportamiento de la demanda de energía eléctrica se encuentra estrechamente relacionado con esta variable, lo cual reafirma la importancia de la electricidad como insumo productivo, en la siguiente grafica se compara el comportamiento del PIB y la demanda de energía. (Figura 1.2.5). Figura 1.2.5. Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía desde 1995 hasta 2011 - En términos de la demanda de energía eléctrica, la siguiente gráfica muestra su evolución para el periodo 1998-2010 en la que se evidencia que con excepción de la tasa de crecimiento negativa que se presentó en 1999, las tasas de crecimiento de los últimos años han sido positivas y estables. Durante el periodo de análisis, se registró una tasa de crecimiento promedio anual del 2,10%, a partir de 1998 y una tasa acumulada del 28,38%. (Figura 1.2.6). 12 Figura 1.2.6. Demanda de energía anual y tasa de crecimiento (1998-2010) 1.3. Políticas e incentivos en el subsector energético Colombia es un buen destino potencial para la inversión en energía eléctrica, ya que ofrece incentivos a los inversionistas del sector, en especial, para los nuevos inversionistas, ya que, a diferencia de las generadoras existentes, los nuevos inversionistas pueden fijar el precio y las cantidades comprometidas de energía hasta por 20 años. Uno de los incentivos más destacados en los proyectos de generación de energía eléctrica de bienes y servicios conexo, es que pueden instalarse en Zonas Francas y beneficiarse del régimen especial aduanero, tributario y de comercio exterior, luego de que cumpla con los rangos de inversión y empleo de acuerdo con los activos de la empresa como se muestra a continuación (Tabla 1.1). Tabla 1.1. Rango de inversión y empleo de acuerdo con los activos de la empresa para la instalación en Zonas Francas Asimismo, se podrán declarar Zonas Francas Permanentes Especiales o Uni-empresariales de Servicios los proyectos que cumplan con los siguientes rangos de inversión y empleo (Tabla 1.2). 13 Tabla 1.2. Rangos de inversión y empleo para declararse Zonas Francas Especiales o Uni-empresariales Los beneficios que gozan las zonas francas son: - Tarifa única de impuesto de renta del 15%. No se causan ni pagan tributos aduaneros (IVA, ARANCEL), para mercancías que se introduzcan desde el exterior. Exención de IVA para materias primas, insumos y bienes terminados que se vendan desde territorio aduanero nacional a usuarios industriales de Zona Franca. Otras razones para invertir en el subsector energetico en Colombia son: - - - - Excelente disponibilidad de recursos naturales para la generación de energía Colombia tiene una precipitación media anual igual a tres veces el promedio mundial y dos veces el promedio suramericano. Potencial de 90.000 MW en recursos hidroeléctricos, de los cuales sólo se está aprovechando ahora entre el 11% y el 12%. 212 yacimientos de gas con una producción de 967 millones de pies cúbicos al día. Reservas de carbón cercanas a los 9.244 millones de toneladas. Reservas de petróleo aseguradas hasta 2019 con una producción de 647.000 barriles de crudo al día. Alto potencial solar y eólico en la Costa Atlántica y en los Llanos Orientales. Alto potencial de exportación de energía eléctrica de bienes y servicios conexos debido a las redes de interconexión internacional en operación que tienen una potencia de 621 MW y la red de interconexión Colombia-Panamá con potencia de 600 MW. Disponibilidad de recurso humano competente: segundo país de Latinoamérica con mayor credibilidad y espíritu empresarial en niveles gerenciales. 500 graduados al año en Ingeniería Eléctrica y cerca de 200 en carreras universitarias y tecnológicas afines (IMD 200). Estabilidad jurídica y regulatoria en el sector eléctrico colombiano: legislación estable, con más de 15 años de aplicación y éxito comprobado en la regulación del sector eléctrico. 14 - - Tendencia creciente del consumo de energía en Colombia: crecimiento anual de la demanda alrededor del 3% desde 1995, concentrado mayormente en el sector industrial. Colombia cuenta con un sector eléctrico altamente competitivo, que exporta no solo bienes eléctricos, sino que también exporta energía a sus países vecinos y exporta servicios eléctricos con un alto valor agregado. Colombia es el país de la región con mejor infraestructura energética y el tercero con mayor calidad de suministro de energía en Latinoamérica según el informe de competitividad mundial 2009-2010 del foro económico mundial (WEF). (Figura 1.3.1 y Figura 1.3.2) Figura 1.3.1. Calidad del suministro de energía eléctrica 2008-2009 Figura 1.3.2. Eficiencia de la infraestructura energética 2009 - Colombia presentó en 2007 la sexta mayor capacidad instalada para la generación de energía en América Latina y el Caribe. El consumo per cápita de energía en Colombia es similar al de países como Perú y Paraguay que cuentan con una capacidad instalada mucho menor, y dado que hay una importante tendencia de crecimiento de la demanda deberá ser 15 cubierta por la oferta actual lo cual significa grandes oportunidades de inversión. (Figura 1.3.3) Figura 1.3.3. Capacidad efectiva neta en Latinoamérica - - - Colombia cuenta con una excelente disponibilidad de recursos hídricos. La mitad del país tiene potencialidad para desarrollar hidroeléctricas gracias a la riqueza hídrica que posee Colombia. Es el segundo lugar con mayor acceso a agua en Latinoamérica. Colombia es potencial de oferta de agua y ocupa el décimo lugar en cuanto a recursos anuales de agua internos renovables a nivel mundial, lo cual lleva a estimar una capacidad potencial de 90.000 MW comparada con la capacidad efectiva que es de cerca de 14.000 MW. Entorno laboral flexible con los costos laborales más bajos de Latinoamérica, además Colombia tiene la jornada laboral diurna más amplia en Latinoamérica. (Tabla 1.3). Tabla 1.3. Jornadas laborales en Latinoamérica - Los salarios para ingenieros eléctricos son sustancialmente más bajos que en Chile y comparables con países como Perú y Brasil (Tabla 1.4). 16 Tabla 1.4. Salarios para ingenieros eléctricos - Colombia cuenta con un historial de innovación y desarrollo que le da al sector eléctrico nacional el reconocimiento internacional con el que cuenta en la actualidad, ya que empresas importantes en el desarrollo del sector como ISAGEN (tiene el 15,7% de la capacidad total de generación de Colombia) e ISA (cuenta con el 84% de las redes de transmisión en Colombia, el 79% de las redes en Perú y el 53% en Bolivia), han permitido insertar al sector en los últimos años en el contexto internacional. Esto no sólo con la construcción de la interconexión Colombia-Ecuador, Colombia-Panamá, sino con la exportación de servicios como estudios, capacitaciones, mantenimiento y operación. 1.4. Leyes, normas y decretos que rigen el sector La promulgación de las leyes 142 (Ley de Servicios Públicos) y 143 (Ley Eléctrica) de 1994 generaron un importante cambio en la política eléctrica colombiana, ya que reestructuro y modernizo el sector al establecer un modelo de libre competencia y libre actividad económica y propiedad privada para la prestación del servicio de energía eléctrica, trayendo consigo el nuevo papel del Estado como ente regulador y de vigilancia y control. Las leyes 142 y 143 han influido fuertemente en la eficiencia del sector, asegurando un suministro confiable del servicio de energía eléctrica, y como consecuencia, las empresas del sector han tenido que mantener actualizada la tecnología utilizada en el sistema. Adicionalmente, han generado conocimiento y desarrollado prácticas de talla mundial que les han permitido superar los obstáculos a los que se enfrentan diariamente como lo son las dificultades de seguridad y las condiciones topográficas del país. Asimismo, en el año 2014 fue aprobada por el Congreso de la República de Colombia la Ley 1715 de 2014, “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional”, Ley por medio de la cual se expide el marco normativo colombiano para la promoción y desarrollo de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable en Colombia. A la fecha el Gobierno y las entidades delegadas por la Ley para su reglamentación han expedido las siguientes normas: Decreto 2492 de 2014 “Por el cual se adoptan disposiciones en materia de implementación de mecanismos de respuesta de la demanda”. Decreto 2469 de 2014 “Por el cual se establecen los lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración”. 17 Decreto 2143 de 2015 “Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado con la definición de los lineamientos para la aplicación de los incentivos establecidos en el Capítulo III de la Ley 1715 de 2014.” Resolución UPME 0281 de 2015 “Por la cual se define el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala”. Resolución CREG 024 de 2015 “Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN)”. Decreto 1623 de 2015 “Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 1073 de 2015, en lo que respecta al establecimiento de los lineamientos de política para la expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas”. Resolución Ministerio de Ambiente 1312 de 11 agosto de 2016 “Por la cual se adoptan los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental – EIA, requerido para el trámite de la licencia ambiental de proyectos de uso de fuentes de energía eólica continental y se toman otras determinaciones”. Resolución Ministerio de Ambiente 1283 de 8 agosto de 2016 “Por la cual se establece el procedimiento y requisitos para la expedición de la certificación de beneficio ambiental por nuevas inversiones en proyectos de fuentes no convencionales de energías renovables – FNCER y gestión eficiente de la energía, para obtener los beneficios tributarios de que tratan los artículos 11, 12, 13 y 14 de la Ley 1715 de 2014 y se adoptan otras determinaciones”. Decreto 348 de 2017 “Por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, en lo que respecta al establecimiento de los lineamientos de política pública en materia de gestión eficiente de la energía y entrega de excedentes de autogeneración a pequeña escala”. 1.5. Principales actores del sector El sector de generación energética en Colombia se ha caracterizado por estar compuesto de unas cuantas grandes empresas que dominan el mercado. El análisis de los actores se verá con más detalle en el numeral 2.6. 1.6. Análisis de las 5 Fuerzas de Porter 1.6.1. Poder de los clientes En general, se puede decir que el poder de los clientes es bastante limitado y que las empresas del sector energético tienen una ventaja importante frente al mercado, debido a la inflexibilidad de la demanda de energía y características de este producto. A pesar de que algunos tipos de clientes tengan la posibilidad de agruparse y organizarse, no son muchas las opciones que los clientes tienen para asegurar su abastecimiento de energía, por lo que están atados a la oferta de unas cuantas empresas generadoras de energía. A pesar de esto hay que tener en cuento 2 aspectos en los cuales los clientes si tienen cierto poder y que pueden representar una amenaza para las empresas generadoras de energía. 18 El primero es que existen grandes grupos empresariales que han adquirido conocimientos sobre cómo negociar contratos con las comercializadoras, lo cual puede potencialmente convertirse en una ventaja para estos. También es importante tener en cuenta que existe regulación enfocada a proteger al cliente, lo cual les impide a las comercializadoras de energía abusar de la posición de ventaja que tienen frente a este. 1.6.2. Poder de los proveedores Los proveedores se encuentran en una posición particularmente ventajosa sobre las empresas comercializadoras de energía. Por lo que representan una amenaza significativa para estas. Esto se debe a que existen pocos proveedores de las tecnologías específicas y equipos de generación que se necesitan, por lo que se crea una dependencia tecnológica al proveedor. Además, por la misma razón, hacer un cambio de proveedor puede resultar muy costoso. También, es importante que toda la tecnología y servicios brindados por los proveedores tengan altos estándares de calidad, pues los fallos en este sector tienen graves consecuencias. Existe actualmente un monopolio para el suministro de algunas fuentes para la producción de energía, en particular del gas natural. El suministro de carbón se da a precios internacionales, lo cual lo encarece significativamente. Adicionalmente existe un riesgo considerable de fusión con los proveedores grandes de tecnología. A nivel internacional estamos hablando de empresas de gran tamaño y que han mostrado interés en las empresas del sector energético y su mercado. 1.6.3. Amenaza de nuevos competidores Los nuevos competidores no representan una gran amenaza para las empresas ya establecidas en este sector, debido a las dificultades que presenta entrar a este como un competidor relevante. Las empresas ya establecidas tienen ventajas en cuanto al conocimiento del sector, costos marginales y que la inversión inicial para entrar a este sector se requiere una gran inversión inicial. También la dificultad de obtener licencias ambientales es un reto y una barrera para estas. Esto se evidencia en que los nuevos proyectos de generación de energía corresponden a empresas establecidas y que son muy pocas las entran a este mercado. A pesar de esto, hay que considerar que el mercado energético tiene un gran potencial de desarrollo al igual que precios atractivos frente a los costos de producción, lo que puede incentivar y ser un camino para que nuevos competidores dispuestos a invertir gran capital entren al mercado. 1.6.4. Amenaza de productos sustitutos Actualmente, los principales sustitutos de la energía eléctrica son el gas, el carbón, la cogeneración y la autogeneración de energía. A pesar de la existencia de estos, no son una gran amenaza para las empresas generadoras de energía, puesto a que estos no reemplazan la demanda de energía eléctrica. El porcentaje del mercado que puede ser reemplazado por estos productos el limitado, el principal sustituto en el sector residencial e industrial es el gas y este no cubre todas las necesidades energéticas de dichos sectores. Aunque presentan ciertas ventajas de eficiencia en partes específicas de la demanda, esto no llega a ser relevante para poder competir contra la energía eléctrica. 19 1.6.5. Rivalidad entre competidores de la industria La mayor amenaza por parte de los competidores en este sector está representada por las grandes empresas generadoras de energía que ya se encuentran establecidas en el mercado. Debido a que solo se cuenta con pocas empresas dominantes en el sector, el mercado tiene características oligopólicas, lo que hace difícil la competencia para nuevos proyectos para el sector. Actualmente existe una gran integración horizontal y vertical en generación, transmisión, distribución y comercialización por parte de los grandes competidores establecidos. Adicionalmente, estas empresas poseen conocimiento del mercado en el que se encuentran y de cómo mantener la lealtad de sus consumidores, además de ya haber hecho una gran inversión inicial y tener todos los permisos ambientales necesarios para sus operaciones 1.7. - Análisis DOFA del sector y subsector Análisis DOFA para el subsector petrolero (Tabla 1.5). Tabla 1.5. Análisis DOFA para el subsector petrolero - Análisis DOFA para el subsector hidroeléctrico (Tabla 1.6). Tabla 1.6. Análisis DOFA para el subsector hidroeléctrico - Análisis DOFA para el subsector de Gas Natural (Tabla 1.7). 20 Tabla 1.7. Análisis DOFA para el subsector de Gas Natural - Análisis DOFA para subsector de Carbón mineral (Tabla 1.8). Tabla 1.8. Análisis DOFA para el subsector de Carbón mineral - Análisis DOFA para sector de energía eléctrica (Tabla 1.9). Tabla 1.9. Análisis DOFA para el subsector de energía elétrica 21 2. Estudio del mercado 2.1. Antecedentes Antes de la primera Revolución Industrial, la producción de energía en el mundo era mínima. El calor usado para cocinar e iluminar en la oscuridad dependía directamente de la biomasa (quema de leña y otra materia orgánica). Para el transporte, se hacía uso de carretas y carruajes tirados por caballos o burros en tierra, y la fuerza del viento en el mar. Y los molinos de agua y de viento fueron inventados con el propósito de bombear agua las metrópolis y moler cereales, respectivamente. El carbón solo era usado en pequeños porcentajes y por pocos países. Sin embargo, gracias a la Revolución Industrial, a mitades del siglo XVIII, una nueva forma de producción de energía se popularizaría por su alta rentabilidad lo que ocasionaría un cambio drástico en la economía (que pasaría de ser fundamentalmente agrícola a ser industrializada y urbana), en la tecnología y en la sociedad. A esta forma de producción se la conoce como la Máquina de Vapor. La Máquina de Vapor consistía en un motor que funcionaba gracias al carbón extraído de las minas y tiene la capacidad de realizar el trabajo de una docena de caballos. Fue el elemento más importante de los ferrocarriles que, gracias a la máquina, fueron los principales responsables del aumento de la economía al reducir tiempos de viaje y por lo tanto costos de transporte. Además de alimentar la máquina de vapor, el carbón se usó para calentar edificios y producir acero. En 1880, una máquina de vapor conectada a un generador eléctrico produjo la primera electricidad en la planta de Thomas Edison en Nueva York y, un año más tarde, la primera planta hidroeléctrica comenzó a funcionar en Wisconsin. A finales de ese mismo siglo, el petróleo tomó fuerza como nuevo combustible y la gasolina llegó para alimentar motores de combustión interna. A su vez, el gas natural tomó importancia como alternativa de combustible. El aumento en la demanda de energía hizo que las plantas de producción energéticas crecieran cada vez más contando con grandes plantas de carbón y presas gigantes para hidroeléctricas. Este aumento era acelerado puesto que el consumo de la energía se doblaba cada 10 años. Para 1990, por ejemplo, el carbón suplía al menos el 50% de la energía en el mundo. Los métodos de producción de energía surgieron con un ritmo veloz. En 1960, el mundo ya utilizaba la energía nuclear y, entre las décadas de los 80’s y 90’s, surgieron las llamadas Energías Renovables (biocombustibles, eólica y solar). El crecimiento del sector energético es tan acelerado que, en el 2015, en el mundo se consumieron 146,000 TWh, más de 25 veces lo consumido en 1800. (Figura 2.1.1). 22 Figura 2.1.1. Consumo de energía global desde 1800 a 2017 Particularmente, Latinoamérica y el caribe representan una pequeña parte de la producción mundial de energía. Solo la región asiática pacífica es responsable del 42% de la producción mundial; Norteamérica, Europa y Eurasia juntos componen el 43%; y América Latina, África y Asia Menor son el 5%, 3% y 7% respectivamente. (Figura 2.1.2). Figura 2.1.2. Consumo de energía de las regiones del mundo desde 1965 hasta 2015 2.2. Producción energética En Colombia, la matriz de generación de energía se basa en la energía hidráulica (representa el 70% de la total) gracias a la riqueza hídrica del país. La producción con carbón, combustible y las 23 energías alternativas como la solar y la eólica comprenden el 30% restante (Figura 2.2.1). Sin embargo, las energías alternativas cada vez cobran más fuerza en el país, según lo informa la Unidad de Planeación Minero Energética puesto que su capacidad efectiva de generación está en crecimiento (Figura 2.2.2). Este crecimiento, indica un panorama alentador en el sentido de que la matriz de generación está directamente ligada al cambio climático, más específicamente el fenómeno ENSO (El Niño Southern Oscilation) que calienta el pacífico y hace que vientos fríos y secos lleguen a Colombia reduciendo la oferta hídrica y, por lo tanto, la producción de energía. Figura 2.2.1. Producción de energía en colombia Figura 2.2.2. Evolución de la producción de energía a partir de agua, carbón, gas y radiación solar desde 2015 hasta 2018 Para medir la eficiencia en el uso de la energía, se hace uso del indicador Intensidad Energética. Éste, está relacionado con el PIB, puesto que se define como “cuantas unidades de energía se necesitan para producir 1 unidad de riqueza”. En la Figura 2.2.3 puede apreciarse la Intensidad Energética desde el 2000 hasta el 2015. La línea azul es la IE calculada con Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) sobre pesos constantes y la naranja muestra el cálculo con la metodología 24 internacional utilizando BEP sobre miles de dólares corrientes. Como puede observarse, se presenta una tendencia al decrecimiento y una variación de -23.3% relacionada con los efectos de la devaluación e inflación (DNP, 2015). Figura 2.2.3. Evolución de la Intensidad Energética en dólares corrientes y en pesos constantes La energía eléctrica en Colombia está respaldada por una estrategia ideada por el Gobierno Nacional conocida como Sistema Interconectado Nacional (SIN) que se conforma por las líneas de transmisión y subestaciones de energía en el país. Puesto que el SIN integra las fases de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía el 96.3.% de la población colombiana recibe hoy en día electricidad en sus hogares. Está compuesto por más de 30 compañías energéticas y por 209 plantas de generación (hidráulicas, térmicas, solares, entre otros) y aproximadamente 26 mil kilómetros de redes que conforman el STN (Sistema de Transmisión Nacional). Hacen parte del SIN, las interconexiones con Ecuador y Venezuela (Figura 2.2.4). 25 Figura 2.2.4. Redes que integran el Sistema de Transmisión Nacional (STN) Actualmente, se exporta energía a Ecuador y Venezuela y se importa de Ecuador. Las siguientes tablas muestran la cantidad de energía exportada e importada (Tabla 2.1). Tabla 2.1. Exportaciones e Importaciones de energía 2.3. Bienes y servicios complementarios. En el sector energético, los bienes complementarios por excelencia son las materias primas de las que se genera la energía. Esto es, debido a que el precio de la energía se ve directamente afectado 26 por el precio de las materias primas. Además, también puede decirse que las cuatro actividades del SIN son servicios complementarios entre sí. 2.4. Bienes y servicios suplementarios Una alternativa a la energía es el uso de combustibles contaminantes como el keroseno, la leña, el carbón vegetal y el estiércol para llevar a cabo actividades como cocinar los alimentos, la calefacción e iluminación en la noche, entre otros. Estos bienes y servicios suplementarios son usados frecuentemente en poblaciones con intermitente o nulo acceso a la energía eléctrica. 2.5. Consumidores Los consumidores de energía eléctrica en el país se dividen según el mercado regulado y no regulado. El mercado regulado es el referente a las viviendas y el no regulado comprende los sectores que se observan en la Tabla 2.2. De acuerdo con el Informe de Operación del SIN y Administración del Mercado 2017, el consumidor más importante de energía eléctrica es, entonces el regulado puesto que su participación en la demanda es del 69%. Le siguen las Industrias manufactureras y la Explotación de minas y canteras. Tabla 2.2. Mercado Regulado y No Regulado 27 2.6. Competencia Como se dijo anteriormente, el SIN está conformado por las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Actualmente hay 162 agentes registrados de acuerdo con la empresa XM, de los cuales 73 realizan la actividad de generación. Los principales agentes en esta actividad son: - Emgesa S.A. E.S.P. Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P. ISAGEN S.A. E.S.P. AES Chivor & S.C.A. E.S.P. Termobarranqulla S.A. E.S.P. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe S.A. E.S.P. Empresa URRÁ S.A. E.S.P. Zona Franca CELSIA S.A. E.S.P. A continuación, se encuentra la participación que tuvieron en el mercado de los agentes durante el mes de agosto (en GW y %) de acuerdo con el Informe de Variables de Generación y del Mercado Eléctrico Colombiano de la UPME (Figura 2.6.1). Figura 2.6.1. Participación de los agentes de generación de energía en el mercado en agosto de 2018 28 Durante este periodo, casi el 50% de la energía del SIN (46.64%) la aportaron dos empresas, Emgesa y EPM con el 24.64% y el 22%, respectivamente; y las mismas, en conjunto con Isagen, AES Chivor, Tebsa y Epsa, aportan el 84.13% de la generación energética. Respecto a la actividad de transmisión, son 16 los agentes registrados. Estos son: - Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. Centrales Hidroeléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Empresa de Servicios Públicos. Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. Grupo Energía de Bogotá S.A. E.S.P. Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica S.A. E.S.P. (En liquidación). Desarrollo Eléctrico SURIA S.A. E.S.P. Distasa S.A. E.S.P. Emgesa S.A. E.S.P. Intercolombia S.A. E.S.P. Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. Transelca S.A. E.S.P. Transmisora Colombiana de Energías S.A.S. E.S.P. Tuproject S.A.S. E.S.P. De acuerdo con el Grupo Energía Bogotá, el 75% de los activos de la red del STN pertenecen a solo una empresa, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. La distribución de energía la realizan 42 agentes registrados, y la comercialización 110 agentes. Son 33 agentes que realizan al menos las dos actividades. De acuerdo con la UPME, en el Informe Sectorial sobre la evolución de la Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica en Colombia, 24 empresas Distribuidoras-Comercializadoras participaron en el 79.6% del consumo nacional de energía eléctrica en el 2009. A continuación, se encuentran enlistadas estas 24 empresas y el número de municipios atendidos (algunos municipios son atendidos por más de una Tabla 2.3. Número de municipios atendidos por una empresa empresa). (Tabla 2.3). Respecto a la composición del capital, categorizada según las características del patrimonio o del capital suscrito al SUI, de las 24 empresas, el 58% son de capital mixto, el 29% de capital privado y 29 el 13% oficial. De acuerdo con el Informe, los ingresos de las empresas que practican la distribución y comercialización de la energía eléctrica dependen principalmente de la energía o consumo facturado a los usuarios y las tarifas que se cobran. Para los comercializadores, como son recaudadores del sistema, sus ingresos se distribuyen entre los demás agentes de prestación de servicios. A continuación, se encuentran los ingresos operacionales y no operacionales en miles de millones de pesos constantes en diciembre de 2010 para las 24 empresas mencionadas anteriormente. ( Figura 2.6.2). Figura 2.6.2. Ingresos Operacionales y No Operacionales de las 24 empresas Distribuidoras y Comercializadoras 2.7. Producto La empresa tiene como objetivo dedicarse a la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia, es decir, incorporarse al SIN. El programa que llevaría la empresa sería, iniciar con la Generación y Comercialización y, posteriormente una vez consolidados en el sector, dedicarnos a la Transmisión y Distribución que son mercados de monopolio natural1. Esta energía será una que provenga en un 50% de fuentes hídricas y un 50% de las energías solar y eólica (25% cada una). Inicialmente, se comenzará generando a partir de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) cuya capacidad de generación se encuentra entre 1 MW y 5 MW (potencia usada para alimentar zonas aledañas a la PCH). 2.8. Demanda 2.8.1. Condiciones actuales de la demanda De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, el comportamiento histórico de la demanda de energía en Colombia por los mercados regulados y no regulados son los siguientes (Figura 2.8.1). 1 El monopolio natural se encuentra en mercados en donde los costos fijos son muy grandes y se tienden a diluir con el número de unidades y, por lo tanto, considera inviable la competencia (Dani Fernández, 2018). 30 Figura 2.8.1. Participación de los mercados en el Histótico Anual de la Demanda Real desde 2014 hasta 2019 La demanda real durante el 2019 tiene el siguiente comportamiento (Figura 2.8.2). Figura 2.8.2. Demanda Real de Energía en el 2019 2.8.2. Proyección de la Demanda En el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2017-2031, la UPME llevó a cabo una proyección de la demanda energética en Colombia. De acuerdo con lo dicho en el documento, las proyecciones de la demanda de energía eléctrica son vitales para el planeamiento de la 31 generación en el país debido a que pueden pronosticar los proyectos que pueden evitar desequilibrios en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). La metodología seguida por la UPME tiene su fundamento en un modelo econométrico de combinación de pronósticos que se alimenta de modelos multivariados como los Modelos de Vectores Autorregresivos y los Modelos de Vectores de Corrección de Error. Las variables definidas fueron la Demanda de Energía Eléctrica Mensual, el PIB Total Trimestral, la Población Anual y la Temperatura Media Mensual de las Áreas Geográficas del SIN. Las series históricas de la demanda obtenidas del Operador del Sistema (XM) van desde enero de 1991 y junio de 2017. Los datos económicos se obtuvieron del DANE (desde marzo de 1994 hasta marzo de 2017) y del UPME (desde junio de 2017 hasta diciembre de 2050). Los datos demográficos provinieron de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) (desde 1950 hasta 2100). La fuente de los datos climáticos fue el IDEAM. Desde octubre de 2016, se incluyó al modelo el efecto de incluir y excluir la campaña Apagar Paga con el objetivo de minimizar el impacto de la misma en las proyecciones de la demanda. Se definió entonces en primer lugar un modelo llamado Modelo Con Campaña Apagar Paga con las demandas de 2016 a 2017; y en segundo lugar el modelo llamado Modelo Sin Campaña Apagar Paga. Los resultados fueron similares y se diferenciaron en un 1.05% en el pronóstico a largo plazo. Finalmente se llevó a cabo un modelo combinado entre los valores energéticos del Informe de junio de 2016 y el Modelo Con Campaña Apagar Paga, proyectando de esta manera la demanda energética para 2017-2031. Sin los Grandes Consumidores Especiales (GCE), la proyección de la demanda fue la siguiente (Figura 2.8.3). Figura 2.8.3. Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica Anual sin GCE 32 Incluyendo los GCE, el comportamiento de la demanda en el futuro, sería el siguiente (Figura 2.8.4). Figura 2.8.4. Proycción de la Demanda de Energía Eléctrica con GCE 2.9. Oferta 2.9.1. EPM - Participación en el mercado: 22.6% - Volumen Producido: 13.636 GWh - Capacidad instalada: 3684MW Actualmente EPM controla buena parte del mercado que se encuentra en el centro del país, en particular los departamentos de Antioquia, Santander, Quindío, Risaralda, Caldas y partes de Cundinamarca. Su generación de energía es producida en su mayoría en Antioquia. Que es relativamente cerca de sus usuarios finales. Los precios actuales de EPM para propiedades del cliente varían dependiendo del estrato desde 204 $/kWh hasta 585 $/kWh (Figura 2.9.1). 33 Figura 2.9.1. Precios actuales de EPM para propiedades del cliente según los estratos 2.9.2. Emgesa - Participación en el mercado: 20.8% Volumen Producido: 12.171 GWh Capacidad instalada: 3550MW Figura 2.9.2. Precios actuales de Emgesa para propiedades del cliente según los estratos 2.9.3. Isagen - Participación en el mercado:18.8% Volumen Producido: 11.002 GWh Capacidad instalada: 3503 MW La producción energética de Isagen está concentrada en el departamento de Antioquia, donde están todas sus plantas de generación. Actualmente, sus precios varían dependiendo de la región de Colombia en que nos encontremos, pero se encuentran entre 209 $/kWh y 420 $/kWh. El mercado de Isagen es en buena parte el sector industrial de cada zona. 2.9.4. Celsia - Participación en el mercado: 11,3% Volumen Producido: 6.614 GWh Capacidad instalada: 1374 MW Actualmente sus plantas de generación de energía se encuentran en los departamentos de Antioquia y en el Valle del Cauca (Figura 2.9.3). 34 Figura 2.9.3. Precios actuales de Celsia para propiedades del cliente según los estratos 2.10. Precio El precio de la energía se ve afectado por variables incontrolables como el comportamiento de las fuentes hídricas que define la oferta de energía hidroeléctrica. La energía se transa mediante contratos de compraventa donde se fija su precio y se calcula el valor de la factura a costo unitario. Para el mercado no regulado, el precio de generación es el promedio de los contratos a largo plazo. Utilizando el registro de los CU definidos mediante contratos a largo plazo durante junio de 2019, se obtuvo el precio que se espera pactar con los consumidores en el mercado no regulado obteniendo el promedio aritmético de los precios. Esta operación dio como resultado 359.02 $/kWh. Por su parte, para el mercado regulado, el precio se define de acuerdo con el precio spot de la energía (el precio spot corresponde al “mayor precio de oferta de las unidades con despacho centralizado que han sido programadas para generar en el despacho ideal y que no presentan inflexibilidad.”. De acuerdo con la Bolsa de Energía de Colombia (que es administrada por XM), el precio spot, para agosto de 2019 es de 907.17 $/kWh. De esta manera las tarifas que se cobrarían serían Mercado no regulado: 359.02 $/kWh. Mercado regulado: 907.17 $/kWh. 2.11. Publicidad o propaganda Para publicitar la empresa, se haría principalmente mediante una serie de comerciales, cuñas y vallas publicitarias medianas que busquen vender una imagen de comodidad y buen estilo de vida que resultaría del servicio prestado. Los medios entonces por los que se haría publicidad serían entonces la televisión, revistas y periódicos y vallas en paraderos de buses, la radio (cuñas), y redes sociales como Twitter y Youtube. 35 Referencias Bibliográficas (EPM, 2019)CELSIA. (2018). Documento de trabajo sobre el Sistema Interconectado Nacional, SIN. Retrieved from https://www.xm.com.co/Paginas/Home.aspx DANE. (2016). Boletín técnico Bogotá, 26 de Agosto de 2016. 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