IV

1997 2007

EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. ESP

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

Esta investigación fue realizada por Luis Bernardo Flórez Enciso y Carlos Alberto Barreto Nieto, por iniciativa y con el respaldo de la Empresa de Energía de Bogotá, S. A.

© EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 2007 Carrera 9 nº 73-44, sexto piso Bogotá-Colombia Teléfono 326 80 00 Fax 326 80 10 www.eeb.com.co Primera edición Bogotá, octubre de 2007 ISBN

978-958-44-2223-1 Edición Juan Andrés Valderrama Diseño y diagramación Ángela Lucía Vargas Ramírez

CONTENIDO Presentación Introducción

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CAPÍTULO 1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS [ 25 ] 1. 1896-1927 2. 1927-1959 3. 1959-2000

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25 36 42

CAPÍTULO 2 CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA [ 51 ] 1. Contexto internacional 2. Contexto nacional Bibliografía

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51 63 76

CAPÍTULO 3 LA EMPRESA ANTES DE SU TRANSFORMACIÓN [ 79 ] 1. El desempeño financiero 2. La gestión institucional Bibliografía Anexo. Balance de la EEB, 1988-1995

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CAPÍTULO 4 GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA [ 93 ] Introducción 1. El proceso de transformación de 1997 2. Condiciones macroeconómicas de la década 3. Evolución financiera 4. Aportes de la empresa y descapitalizaciones Bibliografía Anexo 1. Balance general, 1997-2006 Anexo 2. Estado de resultados, 1997-2006

93 94 103 111 132 140 143 144

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CAPÍTULO 5 EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN [ 145 ] Introducción 1. El modelo público-privado 2. El desempeño negociador 3. Los principales negocios 4. Síntesis de resultados Bibliografía

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CAPÍTULO 6 LA EMPRESA HOY [ 185 ] Introducción 1. Descripción de la sociedad 2. El Plan estratégico corporativo 3. Gestión y resultados 4. Situación financiera actual 5. Portafolio de inversiones Bibliografía Anexo. Marco regulador para la Empresa de Energía de Bogotá y su grupo

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CONTENIDO

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CAPÍTULO 7 LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN [ 229 ] Introducción 1. Escenario macroeconómico 2. Escenario nacional 3. Escenario financiero 4. Escenario internacional Bibliografía

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SIGLAS [ 271 ]

229 230 231 245 255 265

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

ÍNDICE DE CUADROS, GRÁFICAS Y MAPAS

CAPÍTULO 2 CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA Cuadro 2.1 Cuadro 2.2 Cuadro 2.3

América latina y el Caribe: valor de las privatizaciones, 1990-1999 América latina: coordinación económica en la industria eléctrica Índice Herfindahl-Hirschman. Concentración de la propiedad en el sector de generación eléctrico Posición actual de los sistemas eléctricos Participación del sector privado en la industria eléctrica, 2000

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52

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59 73

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Cuadro 2.4 Cuadro 2.5

Gráfica 2.1

Evolución intensidad eléctrica, 1990-2003

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CAPÍTULO 3 LA EMPRESA ANTES DE SU TRANSFORMACIÓN Cuadro 3.1 Cuadro 3.2

La EEB hasta 1997 Matriz de 1996

Gráfica 3.1 Gráfica 3.2

Proyección del servicio total de la deuda, 1996-2003 Pérdidas de energía de la EEB, 1995-1997

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82 83

Anexo

Balance de la EEB, 1988-1995

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

CAPÍTULO 4 GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA Cuadro 4.1 Cuadro 4.2

Beneficio social neto de la capitalización Principales indicadores macroeconómicos, 1996-2006 Colombia: los noventa y el largo plazo Resultados macroeconómicos, 2004-2006 Crecimiento de la demanda de energía, 1996-2006 Aportes de la EEB a sus accionistas, 1999-2006 Aportes de la EEB al Distrito Capital, 1999-2006 Porcentaje de participación de los recursos entregados por la EEB al Distrito, 1999-2006 La reducción de capital de 1999 Reducciones de capital de Codensa Reembolsos a las accionistas por reducción de capital de la EEB, 2005 Programación de inversiones en el Distrito con base en reducción de capital de la EEB, 1999

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Cuadro 4.3 Cuadro 4.4 Cuadro 4.5 Cuadro 4.6 Cuadro 4.7 Cuadro 4.8

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Cuadro 4.12

Gráfica 4.1

106 107 108 111 133 134

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135 136 137

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Cuadro 4.9 Cuadro 4.10 Cuadro 4.11

102

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La nueva estructura del grupo después de la capitalización Evolución del activo frente al pasivo de la EEB, 1997-2006 Patrimonio de la EEB, 1997-2006 Evolución del activo de la EEB y sus componentes, 1997-2006 Evolución del activo no corriente de la EEB, 1997-2006 Evolución del pasivo de la EEB y sus componentes, 1997-2006 Evolución de la utilidad neta de la EEB, 1998-2006 Evolución de los ingresos y gastos de la EEB, 1997-2006 Evolución de la composición de los ingresos de la EEB, 1997-2006 Evolución de los ingresos no operativos de la EEB, 1997-2006 Evolución del gasto de la EEB, 1997-2006 Razones de liquidez de la EEB, 1997-2006 Margen neto de rentabilidad de la EEB, 1998-2006 Evolución de la rentabilidad del activo de la EEB, 1998-2006

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99 112 114 114

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Gráfica 4.2 Gráfica 4.3 Gráfica 4.4 Gráfica 4.5 Gráfica 4.6

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118 119 119

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Gráfica 4.7 Gráfica 4.8 Gráfica 4.9 Gráfica 4.10

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Gráfica 4.11 Gráfica 4.12 Gráfica 4.13 Gráfica 4.14

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123 125 126 127 128

ÍNDICE CUADROS, GRÁFICAS Y MAPAS

Gráfica 4.15

13

Evolución de la rentabilidad del patrimonio de la EEB, 1998-2006 Margen Ebitda de transmisión, 2001-2006 Evolución del margen operacional de la EEB, 1997-2006 Evolución de las razones de endeudamiento de la EEB, 1998-2006 Evolución de la capacidad de endeudamiento de la EEB, 1998-2006

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129 130 130

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132

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133

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Gráfica 4.16 Gráfica 4.17 Gráfica 4.18 Gráfica 4.19

Anexo 1 Anexo 2

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Balance general, 1997-2006 Estado de resultados, 1997-2006

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143 144

CAPÍTULO 5 EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN Cuadro 5.1 Cuadro 5.2 Cuadro 5.3

Matriz de desempeño negociador, 1998-2006 Composición accionaria de Transcogas, antes de la venta de acciones Composición accionaria de Transmantaro, antes de la venta de acciones Ofertas para la adquisición de Ecogas-TGI Indicadores financieros grupo empresarial, 1998-2006 Rentabilidad del patrimonio. Utilidad neta / patrimonio total, 1999-2006 Indicadores financieros: endeudamiento total, 1999-2006 Emsa, rentabilidad del patrimonio. Utilidad neta / patrimonio total, 2000-2006 Rentabilidad del patrimonio REP. Utilidad neta / patrimonio total, 2002-2006 Indicadores de calidad del servicio: Gas Natural, 2001-2006 Índices de disponibilidad, sistema operativo REP, 2003-2006 Emgesa, ventas de energía y participación nacional, 2002-2006 Codensa, evolución del número de clientes, 1998-2006 Codensa, índices de calidad, 2000-2006 Gas Natural, evolución del número de clientes, 1998-2006

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152

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Cuadro 5.4 Cuadro 5.5 Cuadro 5.6

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173 173

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174

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174

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178

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Cuadro 5.7 Cuadro 5.8 Cuadro 5.9 Cuadro 5.10 Cuadro 5.11 Cuadro 5.12

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Cuadro 5.13 Cuadro 5.14 Cuadro 5.15

161 167 171

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179 181 181 181

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

Gráfica 5.1 Gráfica 5.2 Gráfica 5.3 Gráfica 5.4 Gráfica 5.5 Gráfica 5.6 Gráfica 5.7 Gráfica 5.8 Gráfica 5.9

Fortalezas de la Empresa para su diversificación Negocios más relevantes en la última década, 1998-2006 Ingresos operacionales y utilidad neta de Ecogas, 1998-2006 Inversiones realizadas por Emgesa y Codensa, 1998-2005 Disponibilidad de máquinas Emgesa, 1998-2006 Índice de pérdidas Codensa, 1997-2006 Índices de interrupción en el servicio, enero 2004-2006 Evolución pérdidas de energía de Emsa, 1997-2006 Usuarios de Emsa, 1998-2006

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CAPÍTULO 6 LA EMPRESA HOY Cuadro 6.1

Composición de acciones de la Empresa de Energía de Bogotá Plan estratégico corporativo EEB, margen operacional e índice Ebitda, 1998-2006 Razones financieras balance general, 2006 Sector servicios públicos, diez primeras empresas en utilidad neta Doce primeras empresas en utilidad neta, 2006 Matriz de 2006 Estructura institucional del MEM Estructura institucional del sector gas natural

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Cuadro 6.2 Cuadro 6.3

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Cuadro 6.4 Cuadro 6.5

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Cuadro 6.6 Cuadro 6.7 Cuadro 6.8 Cuadro 6.9 Gráfica 6.1

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Composición accionaria de la Empresa de Energía de Bogotá Estructura organizativa Disponibilidad de la infraestructura de transmisión EEB, 1999-2006 Indicador de señales de CCT, 2000-2006 Política corporativa de responsabilidad social Composición ingresos EEB, 2006 Portafolio de inversiones

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Gráfica 6.2 Gráfica 6.3

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Gráfica 6.4 Gráfica 6.5 Gráfica 6.6 Gráfica 6.7 Mapa 6.1 Mapa 6.2

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Transporte interno de electricidad Construcción del tramo colombiano de la segunda interconexión entre Colombia y Ecuador

188 192 198 202 204 204 216 221 225

187 189 195 196 199 203 214

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206

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ÍNDICE CUADROS, GRÁFICAS Y MAPAS

Mapa 6.3 Mapa 6.4 Mapa 6.5 Mapa 6.6 Mapa 6.7

15

La EEB en el sector de transmisión eléctrica de Perú La EEB y su participación en generación: Emgesa La EEB y su participación en distribución y comercialización: Codensa La EEB como transportadora de gas natural: Transcogas y TGI La EEB y su participación en la distribución de gas natural

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208 210

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CAPÍTULO 7 LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN Cuadro 7.1 Cuadro 7. 2 Cuadro 7.3

Proyección principales indicadores macroeconómicos, 2007-2011 Proyectos considerados en la expansión de generación en Colombia Escenario expansionista de generación en Colombia, 2007-2015 Variables críticas en la expansión de generación Metas año 2019 para el sector eléctrico Metas para el sector gas natural, 2019 Razones financieras, 2007-2017 Mercado sudamericano de gas: demanda proyectada y reservas

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231

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236 236 239 243 254

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Cuadro 7.4 Cuadro 7.5 Cuadro 7.6 Cuadro 7.7 Cuadro 7.8

Gráfica 7.1

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Túnel de proyección de demanda doméstica de energía eléctrica, 2005-2020 Proyecciones de producción de gas natural, 2006-2015 Proyecciones de demanda de gas natural, 2006-2020 Activo total, 2007-2017 Activo no corriente, 2007-2017 Pasivo total, 2007-2017 Pasivo no corriente, 2007-2017 Patrimonio, 2007-2017 Estado de resultados, 2007-2017 Servicio financiero, 2007-2017 Total financiación, 2007-2017 Generación eléctrica por tipo de planta, 2004

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Gráfica 7.2 Gráfica 7.3 Gráfica 7.4 Gráfica 7.5 Gráfica 7.6 Gráfica 7.7 Gráfica 7.8 Gráfica 7.9 Gráfica 7.10 Gráfica 7.11 Gráfica 7.12

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234 240 241 246 247 248 249 250 251 252 253 256

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

Gráfica 7.13 Gráfica 7.14

Tasa mundial de demanda de gas natural: crecimiento interanual, 2004-2025 Demanda de gas en Sudamérica: proyección de crecimiento, 2005-2020

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Mapa 7.1 Mapa 7.2

Anillos de integración de gas natural Enlaces de energía eléctrica en América latina

260 261

Anexo 1 Anexo 2 Anexo 3

Proyección balance general, 2007-2017 Proyección estado de resultados, 2007-2017 Proyección flujo de caja, 2007-2017

267 268 269

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PRESENTACIÓN En 1997, la Empresa de Energía de Bogotá sufrió una transformación profunda. Fabio Chaparro Beltrán, su gerente entre enero de 1995 y el 2 de octubre de 1996, lideró el proceso que llevó a la capitalización de la Empresa con recursos aportados por Endesa y Enersis. La necesidad del cambio era clara al menos desde 1990: en el último quinquenio la situación financiera de la Empresa y su infraestructura se habían deteriorado de manera acelerada, por varias razones: la inversión en El Guavio y el atraso en el programa de obras; el inicio de los pagos de los créditos con que se había financiado la hidroeléctrica, antes de terminar el proyecto; el impacto de la devaluación sobre el servicio de la deuda; el clientelismo y la politiquería con los que se manejaban los contratos y la nómina; el manejo político de las tarifas y decisiones equivocadas del gobierno nacional, decisiones que llevaron, a comienzos de la década de 1990, al descalabro del sector eléctrico nacional. En el marco de los convenios de desempeño que la empresa debió firmar con la Financiera Energética Nacional (FEN) en 1992, se incluyó el compromiso de estimular la participación privada en la prestación de algunos de sus servicios y en la generación, la transmisión y la distribución de energía eléctrica. Los eventos centrales de la transformación fueron: 1) el mencionado convenio con la FEN de octubre de 1992, firmado por Guido Nule, ministro de Minas y Energía, Jaime Castro, alcalde Mayor de Bogotá, Sara Ordóñez, presidenta de la FEN, y Alberto Calderón, gerente de la Empresa; 2) los estudios de asesoría y gestión y de JP Morgan de 1995, para recomendar la forma de reestructurar y rescatar financieramente a la compañía; 3) el convenio entre el gobierno nacional, el distrital y la empresa, firmado por Guillermo Perry, ministro de Hacienda y Crédito Público, Rodrigo Villamizar, ministro de Minas y Energía, José Antonio Ocampo, director del Departamento Nacional de Planeación, Antanas Mockus, alcalde Mayor de Bogotá, y Fabio Chaparro, gerente de la EEB, en el que se acordó, previa autorización del Concejo de la ciudad, propiciar la transformación de la Empresa, 17

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

incentivar la participación de capital privado y escindirla en una matriz que conservara la actividad de transmisión y dos empresas, una de generación y otra de transmisión; 4) la sanción del acuerdo 1 de 1996 del Concejo de Bogotá, que autorizó la transformación de la EEB en una sociedad por acciones del orden distrital, sometida al régimen jurídico previsto en la ley de servicios públicos domiciliarios, con participación de capital privado de hasta 49%, y para participar en el capital o en la creación de sociedades; 5) la constitución de la Empresa como sociedad por acciones el 31 de mayo de 1996; 6) la definición del esquema de capitalización en la Asamblea de accionistas del 24 de enero de 1997, cuando se definió que el control operativo se le daría a los inversionistas privados; 7) la aprobación por parte de la Asamblea de accionistas, en mayo de 1997, de la creación de dos establecimientos de comercio, uno de generación y otro de distribución y comercialización, para que operaran durante el periodo de transición como sucursales independientes con estructura y planta asignadas; 8) la apertura de sobres el 15 de agosto de 1997, cuando Luz de Bogotá ofreció US$1.085 millones por el 48,5% de Codensa y US$141 millones por el 5,5% de la EEB, y Capital Energía US$810 millones por Emgesa y U$141 por el 5,5% de la EEB, ofertas que superaron ampliamente el precio base de US$900 fijado por los accionistas de la Empresa; y 8) el pago de US$2.177 millones el 23 de octubre de 1997 y la firma del acuerdo marco de accionistas que rige la relación de la EEB y Endesa en las dos compañías. Este proceso tuvo una gestación traumática y prolongada, y durante el mismo todos los participantes pusieron energía y buena voluntad: las administraciones sucesivas del orden nacional y distrital, el Concejo de Bogotá, la banca multilateral, los gerentes y las juntas directivas de la Empresa, las funcionarias y los funcionarios, el sindicato de trabajadores y la Asociación de Ingenieros. A todos queremos expresarles nuestro reconocimiento en esta conmemoración de los primeros diez años de la gran transformación que hemos vivido gracias a su apoyo y a sus aportes. La publicación de este volumen completa la serie de la Historia de la Empresa de Energía de Bogotá que comenzó en 1999 y siguió en 2000. Este cuarto volumen surge de la investigación de Luis Bernardo Flórez Enciso, con el apoyo de Carlos Alberto Barreto Nieto, que examina en forma detallada el transcurso de la Empresa, sus características y condiciones de operación y funcionamiento en la última década y las nuevas oportunidades que ha aprovechado, y que tiene para el futuro, para seguir creciendo y diversificándose. Como dicen los autores, hace diez años era impensable que la EEB y el Grupo Energía de Bogotá alcanzaran los resultados financieros, operativos y comerciales que hoy se observan, cuando en ese entonces todo era crisis, exceso de endeudamiento y enormes dificultades para garantizar su actividad.

PRESENTACIÓN

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En la actualidad, gracias a la gestión adelantada por los accionistas, los directivos y todos los funcionarios de nuestra entidad durante estos años, contamos con uno de los grupos empresariales más importantes del país y con presencia en el mercado internacional de energía eléctrica. Es más, nuestra actividad corporativa se ha desarrollado sin desmedro de los aportes permanentes que hemos hecho a las finanzas y a la inversión social de Bogotá, nuestro principal socio, y al bienestar de las y los habitantes de la capital. Con todo, como se advierte en esta publicación, debemos seguir trabajando, como lo estamos haciendo, para fortalecer y consolidar nuestros resultados y abrir más y mejores perspectivas internas y externas a nuestro grupo. Ese ha sido, precisamente, mi compromiso desde que asumí la Gerencia de la Empresa, gracias a la confianza del alcalde Mayor, Luis Eduardo Garzón (2004-2007), y al respaldo de la Junta directiva, como se observa en los importantes logros que hemos conseguido en desarrollo de nuestro último Plan estratégico corporativo. La adquisición reciente de los activos, contratos y derechos de Ecogas, que dio origen a la creación de la Transportadora de Gas del Interior, TGI S. A. ESP, representa un cambio profundo para la EEB. Su consolidación como uno de los grupos de energía más importantes del país, el lugar que adquiere como agente operador en la cadena de gas natural en Colombia y la entrada en el mercado internacional de capitales llevan al Grupo Energía de Bogotá a modificar en forma sustancial su estructura y su cultura. Aspiramos a inscribir en bolsa las dos compañías y a democratizar su propiedad, de manera que los accionistas cuenten con mayor liquidez de su inversión y Bogotá pueda financiar su plan de inversiones en la medida que lo requiera. La expansión de las empresas, entonces, no se dará a costa de la inversión social, sino que será complementaria, y se superará así el falso dilema entre crecimiento empresarial y desarrollo social. Con este libro estamos mostrando a las y los habitantes de Bogotá, al país y a nuestros socios nacionales e internacionales el firme propósito que tenemos de adelantar una gestión de excelencia con responsabilidad social. ASTRID MARTÍNEZ ORTIZ Gerente general

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

INTRODUCCIÓN Este libro presenta, en siete capítulos, la evolución de la Empresa de Energía de Bogotá desde 1997, y sus perspectivas tras los procesos de transformación y capitalización que ha tenido durante ese lapso. El capítulo 1 es una síntesis de los tres volúmenes sobre la Historia de la Empresa de Energía de Bogotá, publicación resultante del contrato que celebró la Empresa con el Centro de Investigación y Proyectos Especiales (Cipe) de la Universidad Externado de Colombia. Dichos textos fueron publicados originalmente en 2000, y reimpresos en 2003. En el capítulo 2 se explican las condiciones internacionales y nacionales en medio de las cuales se presentó la transformación de la Empresa. En efecto, desde la década de 1980 en Chile y, luego, en la de 1990, en otros países de América latina, como Colombia, el sector eléctrico tuvo transformaciones profundas para asegurar su supervivencia y desarrollo, al asociarse con el capital privado, así como para segregar las anteriores empresas, que constituían monopolios públicos, en las actividades de generación, transformación, distribución y comercialización. Las reformas fueron, sin duda, producto de las nuevas teorías y concepciones que inspiradas en el Consenso de Washington le asignaban, en el nuevo mundo global, una función más activa al mercado y un papel secundario y subsidiario al Estado. Las reestructuraciones de fondo que se llevaron a cabo, exitosas como la de la Empresa de Energía de Bogotá, pero no así en otras compañías de energía, marcaron una nueva era para su operación y funcionamiento, ante el hecho de que, hasta entonces, habían estado agobiadas por exceso de endeudamiento, crisis financieras, altos costos de operación, pérdidas elevadas de energía, tarifas que no cubrían los costos, generación de enormes desequilibrios fiscales para el gobierno nacional y la imposibilidad de universalizar la cobertura de sus servicios en un contexto de eficiencia, economía y equidad. El capítulo analiza los principales aspectos del contexto internacional y del marco nacional de los años 1990 dentro los cuales luego se produjo, en la 21

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segunda mitad de dicha década, la transformación de la Empresa de Energía de Bogotá hasta reconvertirla, tras múltiples acuerdos y compromisos con el gobierno nacional y los organismos multilaterales, no siempre cumplidos, en una empresa viable, basada en la participación de inversionistas privados y después de adoptar un nuevo esquema organizativo, financiero y administrativo. Es de destacar, como se hace en un capítulo posterior, que el nuevo esquema preservó el control accionario mayoritario de la Empresa, y de su accionista principal, el Distrito Capital, en las empresas constituidas, pero, a la vez, hizo posible el control de los nuevos inversionistas internacionales sobre las decisiones operativas. En términos generales, el capítulo muestra cómo se presentaron las reformas de los sectores eléctricos de América latina, con las decisiones pioneras de Chile, y, posteriormente, con la sucesión de reformas en muchos otros países latinoamericanos. En el caso específico de Colombia se resalta que inspirado en los preceptos de liberalización y privatización de los mercados y ante la crisis financiera de las entidades eléctricas, el gobierno del presidente César Gaviria (1990-1994) inició cambios estructurales, constitucionales y normativos para modificar la estructura de organización y prestación del servicio. El capítulo 3 expone los antecedentes más importantes que condujeron a la transformación de la Empresa en 1997. Para ese propósito, en la primera sección se examina la muy crítica situación financiera de ese entonces; y, en la segunda, su gestión, referida en particular a los diversos convenios a los que debió comprometerse, así como a las decisiones institucionales y normativas que dieron nacimiento a su nueva vida jurídica y empresarial. Con el fin de facilitar la lectura sobre la evolución de la Empresa en los últimos diez años, el capítulo 4 revisa las decisiones adoptadas en 1997, conducentes al proceso de transformación y capitalización y, en particular, las que determinaron la incorporación de capital privado, con base en los antecedentes relatados en el capítulo anterior; en segundo lugar, expone las condiciones macroeconómicas que registró la economía colombiana a lo largo del último decenio, como marco contextual para analizar el desempeño financiero del nuevo grupo empresarial. En la tercera sección se examina, en detalle, la evolución financiera de la EEB durante los últimos diez años, y el efecto que sobre ella tuvo el proceso de capitalización ocurrido al inicio de este periodo. El capítulo 5, complementario del anterior, elabora, primero, una breve reseña conceptual del modelo público-privado que ha orientado las actividades de la Empresa y su grupo desde 1997; luego se concentra en los principales negocios de expansión y diversificación emprendidos a escala nacional e internacional.

INTRODUCCIÓN

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Este capítulo incluye, en su sección final, una síntesis de los resultados financieros, operativos y comerciales del nuevo holding empresarial, con énfasis en los considerables logros obtenidos a lo largo del último decenio. Todo ello muestra los altos beneficios netos para la Empresa, sus accionistas y los usuarios de los servicios. El capítulo sexto muestra una fotografía de la situación de la Empresa y su grupo a la fecha. Se destaca cómo, tras la crítica situación financiera y operativa de hace diez años, el nuevo grupo empresarial en cabeza de la EEB se ha convertido en uno de los más importantes de Colombia, no sólo por su participación en la economía nacional, sino por su dinámica en los mercados internacionales de electricidad y gas. Sin duda, este ha sido un logro impensable en 1997. La primera sección describe brevemente su estructura en términos de su naturaleza jurídica, su composición accionaria y su organización empresarial. La segunda expone los objetivos, las estrategias y los proyectos del Plan estratégico corporativo vigente, que representa la carta de navegación adoptada por las directivas, en coherencia con el plan de desarrollo de la ciudad, 2004-2007, Bogotá sin indiferencia. En la tercera sección se sintetizan la gestión y los resultados en materia operativa y comercial, así como lo relacionado con las políticas ambientales y de responsabilidad social. La cuarta examina los principales indicadores de desempeño financiero a la fecha. Finalmente, en la última se expone, a manera de recapitulación, la situación presente del portafolio de inversiones de la EEB en los sectores de energía eléctrica y gas natural. Este capítulo concluye con una matriz que resume el estado de la Empresa en términos de sus estructuras financiera, institucional y de gestión, en correlación con los diagnósticos, los objetivos, los actores y las decisiones planteadas. Esta matriz es muy importante para comparar la situación que se presentaba diez años atrás, tal como se mostró en el capítulo 3, y para apreciar cuánto y cómo se ha transformado la EEB. Con el propósito de ilustrar a los lectores, se incluye también un Anexo sobre el marco general existente en materia de regulación y tarifas. Por último, el capítulo 7 compendia, a manera de conclusión, las perspectivas futuras de la EEB y su grupo en los mercados nacionales e internacionales, con base en los estudios y las proyecciones disponibles. El capítulo se divide en cuatro secciones referidas, en su orden, a los escenarios macroeconómico, nacional, financiero e internacional. Es claro que dichos escenarios, como siempre, están sujetos a modificaciones y a circunstancias imprevistas, pero permiten contar con un marco básico sobre las oportunidades que se le abren para proseguir durante el próximo decenio sus estrategias de crecimiento y diversificación. Para esta publicación se revisaron las Actas de la Junta directiva de la Empresa de los últimos diez años, como valioso acervo documental para entender

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los múltiples procesos de discusión de asuntos vitales, las propuestas de un sinnúmero de alternativas para el crecimiento de la EEB, entre fallidas y exitosas, y las decisiones adoptadas para incursionar en sus nuevas actividades nacionales e internacionales. Agradecemos la colaboración amplia y eficaz prestada por los directivos y funcionarios de la Empresa; en particular, a Astrid Martínez Ortiz, gerente general, por su iniciativa y entusiasmo para hacer posible la elaboración de este estudio, destinado a celebrar los diez años de la nueva Empresa. Así mismo, a Elizabeth Melo, asesora de la Gerencia general, por su apoyo permanente y por la coordinación en las tareas necesarias para la preparación de este documento. Camila Urrutia Gómez, asesora de la Oficina de imagen corporativa, nos ayudó todo el tiempo para la consecución de las informaciones requeridas. Henry Navarro Sánchez, gerente de negocios corporativos, nos colaboró ampliamente con informaciones, explicaciones y aclaraciones. De igual forma, para actualizar reportes que no habíamos considerado fueron muy oportunos los comentarios de Juan Manuel Bernal, director de la Oficina de planeación, así como las observaciones de Julio Hernando Alarcón, contador de la Empresa. Nubia Barrera Lombana y Juan Guillermo Ruiz facilitaron nuestro trabajo en múltiples actividades relacionadas con el acceso oportuno a las actas de la Junta directiva y la disponibilidad de otros documentos y datos de la Empresa, así como en diversos aspectos administrativos. Sobra decir, pero hay que decirlo, que los errores que subsisten son responsabilidad exclusiva de los autores de la investigación.

CAPÍTULO 1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS1 1. 1896-1927 1.1 EL PERIODO PREHISPÁNICO En la época prehispánica, el fuego fue la principal fuente energética para el desarrollo de las tribus aborígenes de América. La sabana de Bogotá no era la excepción, como demuestran los vestigios culturales hallados en la región andina, que dan rastro de la existencia de fogatas al lado de materiales líticos variados. La abundancia de recursos que ofrecía la tierra en la fértil sabana llevó al establecimiento de pequeñas aldeas en puntos privilegiados para acceder al medio, lo que vino de la mano con una serie de desarrollos en las técnicas de caza, pesca y recolección. El manejo, el almacenamiento y la distribución de la producción agrícola estable dio inicio al establecimiento de centros de acopio, que fueron la base de una organización social a su alrededor, en la que los diferentes recintos comunitarios se adecuaban en función de los centros de producción y distribución de alimentos. De esta manera se organizaron los muiscas, quienes abarcaron un territorio que iba desde el Sumapaz (en el sur) hasta el nevado del Cocuy (al norte), para lo cual establecieron dos grandes federaciones: la del Zipa, en Bogotá, y la

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Este capítulo se basa en los tres volúmenes de la Historia de la Empresa de Energía de Bogotá, producidos por la Empresa en 2000, con la colaboración del Centro de Investigación y Proyectos Especiales (Cipe) de la Universidad Externado de Colombia, durante la gerencia de José Antonio Vargas Lleras. Bogotá, reimpresión en julio de 2003. 25

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del Zaque, en Tunja. Desde estos centros se controlaba la producción y la distribución de alimentos, la organización política y social, y las tradiciones religiosas; en estas se presentaron las primeras manifestaciones del uso ritual del fuego y su utilización en ceremonias religiosas y en la guerra. El uso del fuego en las labores domésticas se reflejó en los sistemas de distribución de los alimentos en las familias y en la iluminación y la calefacción. En su utilización industrial se contaba con avances en metalurgia, en la que se llevaban a cabo procesos de fundición, aleación, cera perdida y falsa filigrana, entre otros. Los energéticos utilizados por excelencia para desarrollar estas actividades fueron la leña y el carbón. Es de resaltar la gran comprensión que tenían las tribus indígenas del manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, así como su gran sentido de pertenencia a estos.

1.2 OSCURIDAD Y LUZ EN LOS

TIEMPOS COLONIALES

En los albores de Bogotá, la iluminación doméstica se debió primordialmente a productos como la vela de cebo, que tuvo gran importancia en la vida cotidiana económica y social de los habitantes de la ciudad. La principal fuente de recursos energéticos era la mano de obra indígena y negra, motores de actividades como la minería y la producción agrícola y pecuaria, que en un principio realizaban en su totalidad los indígenas, quienes comenzaron a desaparecer por los malos tratos y fueron reemplazados por esclavos traídos de África. Ante la escasez de indígenas, desde el siglo XVII se usó también la tracción animal para el transporte y el trabajo agrícola. La leña, suministrada por los pueblos aledaños a Bogotá, fue un elemento energético vital en la época, sobre todo para alimentar los hornos en la fundición de metales, para la cocción de los alimentos en los hogares y para la alfarería. Aun cuando el negocio era manejado por los indígenas, por la virtual desaparición de estos se hizo escasa, lo cual llevó al aumento de su precio y obligó a los habitantes de la capital a buscar sustitutos, dado el ritmo de crecimiento de la ciudad. Esta escasez se sustituyó con el carbón, cuyo uso se hizo muy amplio a comienzos del siglo XIX. En sus inicios, la iluminación de Santafé fue deficiente, por no decir nula, y en las noches bogotanas la principal fuente era la luna. Los servicios de iluminación en las calles de la ciudad eran esporádicos, con ocasión de algún acontecimiento importante, pero en general los habitantes debían salir de noche con un hacha, que era una vela de cera, grande y gruesa, compuesta de

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cuatro velas largas cubiertas de cera. Problemas de inseguridad y el deseo de no rezagarse frente a otras capitales del mundo en infraestructura de iluminación llevaron a reconocer la importancia de establecer el alumbrado público.

1.3 EL SIGLO XIX Durante el siglo XIX la escasez de leña fue un problema sin resolver. Hacia 1840 la entrega de leña gratuita era parte del pasado y en su reemplazo se establecieron haciendas especializadas en su suministro. Esta escasez se compensó al principio con carbón vegetal; además, se contó con otras alternativas para la obtención de energía, como la fuerza hidráulica; en este caso, sin embargo, los bajos costos de producción no compensaban los gastos de inversión ni la incertidumbre que generaba la inestabilidad política, lo que llevó al cierre de algunas de las fábricas que la utilizaban. Otro recurso fue la máquina de vapor, pero sus elevados costos, y, de nuevo, la inestabilidad política, llevaron al fracaso en algunos de sus usos, como en el caso de un molino de trigo, aun cuando en otros, como el barco a vapor, se utilizó y sirvió para facilitar el comercio de Bogotá con otras regiones. En el siglo XIX el servicio de alumbrado público seguía siendo una tarea pendiente, y las festividades eran las únicas ocasiones en las que se hacían esfuerzos para iluminar las calles. En su narraciones, los viajeros de esa época destacaban la suciedad y la pobreza de la ciudad y la simplicidad del alumbrado que caracterizaba las residencias que visitaban, incluido el palacio presidencial. Describen también la ausencia de un sistema de calefacción en las residencias y relatan la disposición del alumbrado público en la capital, donde sólo había tres o cuatro calles alumbradas suficientemente. La oscuridad se mantuvo debido a la precaria situación económica nacional, a la falta de experiencia técnica y a los pocos recursos tecnológicos con que se contaba. La miseria y las guerras civiles llevaron al país a un considerable rezago en materia de generación eléctrica y sistemas de iluminación. A mediados del siglo XIX hubo varios intentos por establecer el alumbrado en Bogotá; se inauguró entonces el servicio de alumbrado a gas, que tuvo serios problemas de funcionamiento y mostró que los recursos técnicos de la ciudad para tales menesteres eran insuficientes. Tiempo después hubo otros intentos fallidos por establecer un sistema de iluminación, siendo eventos como la guerra, el desconocimiento técnico y la falta de organización de la administración los principales responsables del fracaso. A principios de las década de 1860 se promovió un nuevo servicio de alumbrado a gas, auspiciado en sus

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inicios por el gobierno y la iniciativa privada, lo que condujo a la fundación de la American Gas Company. En este proyecto el gobierno nunca logró consolidar una empresa sólida y estable, y durante su existencia la compañía operó con muchas limitaciones, prestando el servicio con sólo veinte faroles, dispersos por la ciudad. Frente a todas esas deficiencias la prensa local resaltaba los avances que en materia de generación eléctrica y su utilización en el alumbrado público se habían logrado en Europa y Estados Unidos. El uso de la energía eléctrica en la capital era un asunto al parecer difícil de resolver, pero que despertaba gran curiosidad, lo que se observa en artículos de la publicación Anales de Ingeniería, que reseñan los diferentes avances técnicos en esta materia. El 1 de enero de 1890 se hizo el primer ensayo de alumbrado por medio de electricidad, con su instalación en un edificio de la carrera 13, contiguo al puente Núñez.

1.4 DEL SIGLO DE LA LUZ AL SIGLO DE LA ENERGÍA El desarrollo de la lámpara eléctrica incandescente estaba en pleno avance a mediados del siglo XIX, gracias a Thomas Alva Edison. El invento de Edison fue difundido en el país por Anales de Ingeniería, lo que originó gran cantidad de opiniones sobre la posibilidad de instalar un sistema similar en la capital.

1.4.1 SAMPER BRUSH & CÍA. Santiago Samper, con base en la propuesta hecha en 1892 por Julio Jones Benítez, de instalar un sistema de alumbrado público y domiciliario basado en una planta hidroeléctrica que aprovechara la fuerza del salto de Tequendama, inició la planeación de tal proyecto. Sin embargo, esta propuesta se enfrentó a una de la compañía Ospina Hermanos, la cual por medio de un contrato firmado en 1889 con el gobierno y con ayuda de varios socios había fundado en 1891 The Bogotá Electric Light Co. El proyecto de esta compañía se basaba en la generación de energía eléctrica a partir del calor, y estaba diseñado para que funcionase con dos turbinas alimentadas por carbón o leña, lo que resultó bastante dispendioso e ineficiente, dado que había problemas para lograr la presión suficiente en las turbinas y existía una insuficiencia cada vez mayor de materia prima. En este contexto, The Bogotá Electric Light Co. tenía problemas de altos costos y baja rentabilidad.

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Así pues, se creó el escenario para acoger la propuesta de los hermanos Samper Brush, y mediante el Acuerdo 21 de 1895 se aprobó un "contrato sobre provisión de energía eléctrica para la ciudad". Pese a las ventajas del servicio, los hermanos Samper debieron enfrentar numerosas dificultades en la creación del proyecto, dada la inestabilidad política y económica del país, así como los clamores de la ciudad después del fracaso de la anterior empresa. Aprobado el contrato entre la ciudad y Santiago Samper, se procedió a hacer la primera inversión, la compra la hacienda El Charquito, en Soacha, considerada el lugar adecuado para instalar la planta hidroeléctrica. Después de varios trámites legales y de haber acordado los estatutos base de la compañía, el 13 de agosto de 1896 se constituyó la Samper Brush & Cía. En ese momento los accionistas tenían varios negocios en Europa, lo que les permitió poner a la orden del día la bombilla incandescente, así como la venta de energía para mover motores eléctricos. Para dar inicio a la compañía se hicieron una serie de inversiones importantes en materiales, equipos, instalaciones y asesoría técnica traída desde Europa. Así pues, a finales del siglo XIX buena parte de los equipos estaba montada y se habían establecido algunas tarifas. Sin embargo, varios acontecimientos demoraron el funcionamiento de la planta, empezando por la construcción de la hidroeléctrica, una obra de gran escala que necesitaba la coordinación de gran número de actividades, así como alta experticia en su construcción para afrontar retos técnicos y logísticos; además, demoras en el transporte de materiales y equipos, por las dificultades geográficas de acceso a la capital, hicieron que la hidroeléctrica sólo se pusiera en marcha a inicios del siglo XX. El crecimiento de la empresa, exigido por el mercado, rebasó el poder económico de la familia Samper, razón por la cual la compañía se vio obligada a admitir nuevos socios y a emitir acciones para aumentar el capital disponible. Adicional a la necesidad de liquidez para respaldar el plan en construcción, se presentaron problemas en el transporte de los materiales por ferrocarril, lo que alargó los plazos del proyecto. El 7 de agosto de 1900, a las 6 p.m., se puso en marcha en Bogotá el servicio de alumbrado domiciliario y transmisión de fuerza para motores. Esa noche se encendieron seis mil bombillos para uso doméstico, contratados por la compañía Samper Brush. Las calles de la ciudad, entre tanto, se mantenían en la oscuridad, dado que The Bogotá Electric Light Co. todavía era dueña del contrato y había fracasado en su intento de proveer alumbrado. En consecuencia, se pidió a los habitantes mantener abiertas las ventanas de sus casas para alumbrar las oscuras calles, y su solidaridad, para que cada uno pagara, por su cuenta, un bombillo frente a su residencia.

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A pesar de cargar con las deudas que representaba su inversión en infraestructura, durante sus primeros años la compañía Samper Brush & Cía. tuvo buenos rendimientos financieros. Sin embargo, por la guerra de los Mil Días la empresa debió enfrentar nuevas dificultades; una de ellas fue ocasionada por su posición de neutralidad, situación difícil sobrellevar puesto que uno de los bandos del conflicto era el mismo gobierno. La compañía recompensó la decisión de los empleados de mantenerse neutrales mediante el pago de gratificaciones y ganancias extras. Con el fin de la guerra la situación de inversión mejoró, por lo que a partir de 1903 la compañía emprendió una nueva fase, dirigida a fortalecer su posición por medio de operaciones financieras como el aumento en la participación de varios inversionistas y el incremento en las tarifas. La empresa recibió fuertes críticas por los incrementos constantes y elevados en las tarifas, lo cual llevó a los ciudadanos a protestar en artículos de prensa.

1.4.2 LA COMPAÑÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE BOGOTÁ Poco después de fundada Samper Brush & Cía. se tomaron decisiones importantes para su desarrollo: primero, se cambió la razón social, y pasó a llamarse Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá (CEEB); segundo, hubo un considerable fortalecimiento financiero, mediante el procedimiento de recibir capitales en depósito, la participación accionaria de nuevos socios y el aumento del capital social de los ya existentes; y, tercero, se reorganizó administrativa y financieramente. Temerosa del papel protagónico del gobierno en el fracaso del contrato de alumbrado público de The Bogotá Electric Light Co., la CEEB decidió, de todas formas, asumir el riesgo de hacerlo, y trazó un plan de expansión para consolidar y aumentar la infraestructura y la capacidad instalada. Así pues, en julio de 1906 firmó un contrato con el gobernador del Distrito Capital para el alumbrado de las calles, aun cuando en condiciones de desventaja para la CEEB, dado que las tarifas acordadas con el gobierno para la prestación del servicio fueron muy bajas. Para atender este nuevo reto de servir los domicilios y el alumbrado público, en 1904 y 1908 se adquirieron nuevos generadores, ampliando el número con los que contaba la planta de El Charquito, se tendieron nuevas redes aéreas y se envió personal a Europa para adiestramiento técnico. Los acontecimientos políticos de comienzos del siglo XX afectaron a la Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá. Varias decenas de lámparas y subestaciones de alumbrado público sufrieron las consecuencias de altercados ocurridos en la

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capital. Además, el gobierno, ante su crítica situación fiscal después de la guerra, hacía empréstitos con la empresa, para los cuales no existían garantías de pago ni de los intereses, lo que le representó una carga financiera importante. En la segunda década del siglo XX se terminaron trabajos de infraestructura muy importantes, como la compuerta del Alicachín, y se plantearon dos proyectos vitales para el desarrollo del servicio: explotar la caída del salto del Tequendama mediante una planta hidroeléctrica; y establecer una segunda empresa de suministro de energía eléctrica, que le haría competencia a la CEEB. Los déficit de acueducto y alcantarillado, alumbrado, salud e higiene, llevaron a la población a exigir soluciones eficaces, lo que llevó, por lo menos en cuanto al alumbrado, a presionar sobre la necesidad de otra compañía que ampliara las posibilidades de abastecimiento, sobre todo por las altas tarifas que se cobraban. En esa época la sequía también fue protagonista, de tal forma que el cauce del río Bogotá bajó a niveles mínimos. Se inició entonces una controversia sobre las compuertas recién construidas en Alicachín, que afectaban a los habitantes aguas abajo de la presa, quienes al ver disminuido el caudal del río culpaban a la empresa. Ese mismo año hubo otros hechos de importancia, como la llegada del alumbrado, el tranvía a Chapinero y la apertura de una planta de alumbrado eléctrico en la provincia de Zipaquirá.

1.4.3 LA ÉPOCA DE LA GUERRA EUROPEA La sequía de los inicios de la segunda década del siglo XX y el aumento de la demanda obligaron a tener fuentes de energía alternativas a la hidroeléctrica. La primera opción fue la utilización de una turbina a vapor, proyecto que se iniciaría con la búsqueda de los equipos en Europa, así como de recursos financieros en Colombia y el exterior. No obstante haber conseguido los recursos, estas y otras medidas no fueron respaldadas por el gobierno, el cual entorpeció el actuar de la compañía. La primera guerra mundial dificultó los negocios con Europa y los créditos externos se cerraron, así como el flujo de bienes provenientes de las zonas en conflicto. Ello condujo a dos problemas: primero, la disminución de las importaciones afectó la renta de aduanas, principal entrada fiscal del gobierno; y, segundo, la necesidad de autoabastecimiento en diferentes ramas de la economía, lo que mostró la debilidad de los sectores productivos para abastecer la demanda nacional.

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A mediados de la segunda década del siglo XX se hicieron varios propósitos de expandir la generación y la prestación del servicio y de establecer un nuevo convenio con la municipalidad. La construcción de una planta hidroeléctrica de 7 a 8 mil caballos fue una de las obras más grandes, lo que implicaba una serie de acuerdos de consecución de terrenos y asesoría en materia técnica y comercial. Esta expansión del servicio esperaba responder a la necesidad de aumentar el suministro a las nuevas municipalidades que estaban en la ciudad. Para establecer un acuerdo sobre esta provisión eléctrica, en 1916 se llegó a un acuerdo entre la Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá y las municipalidades, cuyas principales novedades eran la estipulación de una póliza. Aun cuando las relaciones entre los trabajadores y la empresa eran buenas se creó una organización para representar las necesidades de los empleados, el Sindicato Santiago Samper, cuyo nombre refleja la admiración de los trabajadores por los fundadores de la compañía, resultado de las buenas relaciones entre las dos partes. La empresa adecuó sitios para el esparcimiento de los trabajadores, y estableció un seguro de vida para los instaladores que no fueran empleados internos y no ganaran sueldo fijo. Por ese entonces, la empresa canalizó las calles 11 y 12 en el río San Francisco, donde iban ubicados los cables de alta y baja tensión, así como interruptores y transformadores. Esto llevó a que aumentara la probabilidad de inundación en el edificio de la compañía, en la calle 13, ante una creciente del río, inundando la planta y ocasionando el cese del servicio. A pesar de las advertencias, durante mucho tiempo se hizo caso omiso y el 18 de noviembre de 1918 sucedió lo previsto, lo que llevó a la suspensión del servicio eléctrico por varias horas. Ese día se recuerda como uno de los primeros apagones de la ciudad, con doce horas de interrupción del abastecimiento. Con el fin de la primera guerra mundial se reiniciaron los proyectos de ampliación. Durante ese periodo se expandió lentamente el servicio de alumbrado, a pesar de que el gobierno nacional no cancelaba lo adeudado con la empresa por tal efecto. Dicha deuda ocasionó reclamos recurrentes de parte de esta y su advertencia del posible corte en la prestación del servicio. Ante esta situación, el Concejo municipal adoptó los acuerdos 2 y 3 de 1919, dirigidos a permitir la prestación del servicio y amortizar la deuda con la Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá. Sin embargo, estos acuerdos tenían algunas contradicciones, señaladas el 24 de junio de 1919, cuya corrección se hizo por medio del acuerdo 27 de 1920. En todo caso, con ello se mantuvieron diferencias en relación con la magnitud de la deuda, que difería entre los acuerdos 2 y 3. Esta diferencia, "a favor" de la empresa, sirvió para pagar el funcionamiento de más de seis mil lámparas de 25 bujías.

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1.4.4 APARICIÓN DE LA COMPETENCIA Durante 1919 una de las labores de la empresa fue llevar a cabo una serie de consultas con firmas extranjeras para la asesoría y el apoyo técnico en el ensanchamiento de la planta El Charquito, proyecto que no se pudo adelantar por la falta de financiamiento externo y nacional. Al problema financiero existente en la ciudad se le sumaba el interés de la municipalidad de Bogotá en construir una hidroeléctrica para el suministro de energía, aprovechando las aguas del río San Cristóbal. Así pues, meses después de los acuerdos 2 y 3, para acordar el pago de la deuda del distrito, el Concejo de Bogotá promulgó el Acuerdo 13 de 1919, que dispuso el establecimiento de otra planta hidroeléctrica en la ciudad. Este evento incentivó a la empresa a hacer algunas mejoras, como continuar el estudio sobre la ampliación de El Charquito y contratar un ingeniero permanente para los trabajos de la planta. La expansión de la capacidad hidroeléctrica de la compañía era parte fundamental de la meta de consolidar la empresa. Para hacerlo se presentó un informe de las condiciones de la época y de las necesidades futuras de instalación hidroeléctrica, que comprende una investigación de las condiciones del funcionamiento, de la carga y del equipo de la planta, así como un estudio de las necesidades futuras hasta 1930. El informe concluyó que el costo de modernizar los equipos en la ampliación de la capacidad instalada era demasiado alto en relación con el capital total de la compañía; por tanto, teniendo en cuenta la imposibilidad de endeudamiento con el gobierno, la banca nacional e internacional, el último recurso era un reajuste fuerte de las tarifas. Además, mencionaba la "inexperiencia" de la empresa en el manejo técnico en esta clase de negocios: muestra de ello era la forma poco adecuada del trato del recurso hídrico, así como la subutilización y obsolescencia de maquinaria y equipos de medición. La necesidad de expansión llevó a la Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá a adoptar un alza en las tarifas del ciento por ciento, manteniendo estables los precios para los servicios industriales de fuerza y calor, lo cual tuvo gran impacto y ocasionó fuertes críticas de parte de la opinión pública. En respuesta a estas presiones, a los cuatro días de ser promulgada el alza la Junta directiva decidió aplazar el cobro de la nueva tarifa de alumbrado. Este evento antecedió la decisión del Concejo municipal de apoyar el establecimiento de una nueva empresa, como alternativa al incremento de las tarifas de la CEEB. En abril de 1920, fundada por la familia Dávila, con el apoyo de la banca estadounidense, el gobierno y la familia Ospina, surgió la Compañía Nacional de Electricidad (Compañía Nacional). Sin embargo, el ánimo que

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tuvo en sus inicios fue declinando, ante el incumplimiento de los inversionistas con sus aportes. Ello llevó a que enfrentara desde su comienzo problemas financieros similares a los de la CEEB, sin tener la experticia de esta última en esa clase de negocios y con la promesa de prestar el servicio con tarifas bajas. Como era de esperarse, un año después la Compañía Nacional manifestó públicamente que no había logrado reunir el capital suficiente para adelantar sus planes. En abril de 1921, en medio de la polémica por la inviabilidad de la Compañía Nacional, la Compañía de Energía Eléctrica de Bogotá firmó acuerdos para llevar los servicios a varios municipios de la sabana de Bogotá. Estos proyectos de expansión y los ensanches operativos presupuestados por la CEEB estaban supeditados a los recursos que obtuviera, que eran de difícil adquisición en el país y en el exterior. En medio de todas las dificultades pudo adelantar obras importantes de infraestructura, como el establecimiento de la nueva línea de transporte El Charquito-Bogotá, lo que le permitió prestar el servicio de manera continua las veinticuatro horas, incluso los días feriados. En 1922, con la presidencia de Pedro Nel Ospina (1922-1926) en representación del partido conservador, la CEEB empezó a tener una serie de problemas, por cuanto sus dueños, los hermanos Samper, eran reconocidos públicamente como liberales. Durante tres décadas de hegemonía conservadora la compañía debió soportar diferentes medidas que afectaron sus intereses. Muestra de ello fue la derogación de la ley de exención de impuestos sobre los artículos importados por la CEEB para la venta a particulares, como lámparas, motores y toda clase de accesorios, aun cuando, sospechosamente, se autorizó que la exención se mantuviera para equipos de generación, transporte, transformación y distribución, justo en la época en que la Compañía Nacional los estaba adquiriendo. La recién fundada Compañía Nacional estaba urgida de adquirir esos equipos, y estableció todo un aparato publicitario en torno a su imagen institucional. Con el apoyo del gobierno, compró y contrató equipos, terrenos y mano de obra, en condiciones que le fueron negadas a la CEEB. La segunda década del siglo XX fue de expansión del servicio. Las líneas de energía de la CEEB llegaron a Facatativá para ser vendidas a particulares e industriales del municipio. Además, en Bogotá se decidió ofrecer al Concejo municipal toda la energía eléctrica requerida para los servicios de alumbrado y de tranvía, así como una rebaja del alumbrado público. Así, la compañía y el municipio establecieron un acuerdo que contempló, de nuevo, el contrato de provisión de energía eléctrica. Estos negocios fueron de mucha importancia, puesto que la empresa requería recursos adicionales para invertir en la planta de vapor adquirida y puesta en marcha, con lo que existía la necesidad de estimular el consumo y la expansión del servicio.

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1.4.5 NECESIDAD DE LA UNIÓN Con el establecimiento del servicio eléctrico y su ampliación en Bogotá, aparecieron exigencias a la nación sobre su prestación y utilización. En la publicación Anales de Ingeniería se presenta una discusión sobre la manera de llevar a cabo estos nuevos requerimientos del servicio, para lo cual se propone un marco de legislación, novedoso en varias cuestiones: primera, la entrega del monopolio de las fuentes de energía al Estado; segunda, las reglamentaciones técnicas para el productor, y su forma de distribución y cobro, actualizando la regulación al respecto; tercera, entregar las fuerzas hidráulicas como fuentes energéticas pertenecientes al Estado, que no las usufructúa pero sí las regula. En esa época se inició una fase difícil para la CEEB, con el peligro de huelgas por parte del sindicato. La gerencia decidió brindar una serie de auxilios en materia de inversión en vivienda y gratificaciones para los empleados, pero no fueron suficientes. La huelga se anunció, difundiendo el primer pliego de peticiones, que hacía referencia a beneficios salariales, el respeto y estricto cumplimiento de las fechas de descanso, así como la remoción de algunos administradores en la planta. La junta de la compañía no aceptó las demandas, no concedió ningún punto del pliego y despidió al presidente del sindicato. Ante esta situación se decidió hacer un paro colectivo, apoyado por otras empresas de la ciudad. No obstante, los trabajadores concluyeron que el paro traería más problemas que soluciones, y que el motivo no era lo suficientemente grave para tales decisiones, con lo que el sindicato y la junta lograron conciliar pocas horas después de iniciada la huelga. En 1925 se adoptaron varias reducciones tarifarias, ante la inminente apertura de la nueva Compañía Nacional, por lo que se puso a su disposición personal de la CEEB para el traslado de clientes de una empresa a la otra. La Compañía Nacional comenzó a recibir clientes de la CEEB e inició su labor de lobby en las instituciones del Estado, para que se acogiesen a sus servicios y, de paso, abandonasen los de la CEEB. Estos eventos afectaron los ingresos de esta, ya que el mercado no era suficientemente grande para las dos compañías e implicaba el reajuste permanente de tarifas para hacer frente a la competencia. En 1926 se debieron tomar medidas para superar los problemas financieros suscitados por la competencia, y los operativos debidos a dificultades con el transporte del carbón para la termoeléctrica. Como primera opción se suspendió el pago de dividendos a los accionistas, se redujeron los sueldos y las gratificaciones de los gerentes y se estudiaba la disminución de la nómina. Esta situación creó un ambiente tenso en la CEEB y en la Compañía Nacional.

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En 1926, el poder creciente de la Compañía Nacional era una realidad. Al respecto se habló de la posibilidad de fusionarse con la CEEB, para monopolizar el mercado y mejorar las tarifas. Así mismo, varias compañías estadounidenses manifestaron su interés en la compra de las dos empresas. La consolidación de la CEEB era evidente también, tal como lo muestra un informe financiero de la época, donde se lee que marchaba a toda maquina, prestando el servicio de 60% del alumbrado público y siendo dueña de la mayoría del alumbrado domiciliario. La guerra de tarifas entre las dos empresas, que afectó sus ingresos, las hizo conscientes de las ventajas de una posible unión. Así entonces, las partes se pusieron de acuerdo, y el 5 de noviembre de 1926 aprobaron por unanimidad un convenio de consolidación. Sin embargo, el acuerdo sólo duró un mes, puesto que en diciembre del mismo año se rompió el pacto de fusión suscrito. En 1927 se definió la fusión de las compañías. Las empresas acordaron que el municipio compraría 50% de las acciones de la nueva sociedad anónima, que se llamaría Empresas Unidas de Energía Eléctrica (Empresas Unidas). El proyecto fue estipulado por el Acuerdo 14 de 1927 y aprobado en mayo por la junta de la CEEB. Así pues, el 6 de agosto, después de haberse firmado el acuerdo entre las partes, se ultimaron detalles del aumento en el capital social y la reforma a los estatutos. La última junta directiva de la CEEB se realizó el 30 de agosto de 1927, y en ella se acordó la distribución de dividendos y se hizo el acto formal de clausura de la vieja entidad.

2. 1927-1959 2.1 ENERGÍA PARA UNA CIUDAD EN EXPANSIÓN El reto principal de las nuevas Empresas Unidas fue acceder a créditos que permitieran realizar las obras de expansión, dado el aumento constante de la demanda en una ciudad en crecimiento. El proyecto de ensanche era urgente ante el estado crítico de la capacidad instalada; así, por ejemplo, las líneas de transporte y distribución estaban sobrecargadas, y el caudal del río estaba disminuyendo a causa de las bombas de regadío río arriba. La composición accionaria de la empresa en la tercera década del siglo XX tuvo protagonistas diferentes a sus antecesores: el municipio contaba con la mitad de la propiedad y el resto se encontraba disperso entre varios inversionistas privados, que gozaron del periodo de bonanza vivido por la empresa en los años

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siguientes a la crisis de los treinta. En esa década se llevó a cabo también una reforma administrativa, para enfrentar el desafío de la expansión. Se crearon y organizaron nuevos departamentos y se suprimieron algunos cargos; entre los nuevos departamentos estaban los de contaduría, redes y subestaciones, plantas, estudios, ensanches y trabajos transitorios. Además, se modificaron los estatutos de contabilidad y los generales. Esta reestructuración tuvo como consecuencia la reducción de la nómina, y sucedió en una época en la que el país atravesaba por una difícil situación financiera. La crisis de los años 1930 se reflejó en Empresas Unidas en un largo proceso de ajuste administrativo. En esa época se adelantaron proyectos de expansión técnica para responder a la necesidad de buscar alternativas de producción eléctrica o, más específicamente, mejor aprovechamiento de los recursos con que se contaba. Entre los proyectos de expansión estaban los de generación, como el del Muña.

2.2 CRECIMIENTO DE LA CAPACIDAD INSTALADA Una de las primeras obras de Empresas Unidas para aumentar la capacidad instalada tuvo que ver con las ampliaciones llevadas a cabo en la hidroeléctrica del salto de Tequendama, necesarias para atender la demanda energética ocasionada por la utilización del tranvía en la capital. También se hicieron obras en La Ramada, para colocar una compuerta que detuviera el curso de las aguas del río Bogotá y poder contar con ese recurso durante el verano. El embalse de Alicachín fue otra fuente de contingencia para las eventualidades del verano, para lo cual se presupuestó el aumento de sus aguas mediante la inundación, aun cuando los agricultores de la zona no estuvieron de acuerdo con este procedimiento. No obstante llegar a un acuerdo con ellos, se reconoció que la capacidad del embalse llegaba a su límite para abastecer las necesidades de la ciudad, por lo que era necesario encontrar otras fuentes de generación. Como respuesta a estas restricciones surgió el proyecto del embalse del Muña, con el que se dio inicio, a mediados de los años 1930, a la compra de terrenos y a una garantía expedida por el gobierno con la exclusividad de beneficio sobre de las caídas del río Bogotá. Con este respaldo, el sector financiero dispuso de recursos importantes para la adquisición de predios y las obras de infraestructura. Sin embargo, la construcción estuvo llena de dificultades, que iban desde la más importante, la demora en los materiales, hasta la puja constante con los vecinos que peleaban derechos sobre tierras y reclamaciones. La

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misma suerte la sufrieron los demás embalses y construcciones realizadas por la empresa. La expansión técnica requirió la consecución de nuevas fuentes para la generación eléctrica, por lo que Empresas Unidas decidieron destinar cuantiosos recursos a la exploración de sitios adecuados para la instalación de infraestructura en generación, principalmente hidroeléctrica. Se examinaron entonces sitios como la caída del salto de Honda en el río Magdalena, las lagunas de Tota y Fúquene y el río Guavio. Este último era el más prometedor para la generación a largo plazo, con lo que se inició la compra de terrenos y la adquisición de permisos. Toda esta clase de proyectos no hubiera sido posible sin la construcción de infraestructura de transporte. El ferrocarril y la construcción y pavimentación de vías fueron piedras angulares en todos los planes, no sólo para beneficiar a la empresa, sino a la comunidad con mejores vías de comunicación.

2.2.1 DESARROLLOS Para la extensión de los servicios era necesaria la construcción de subestaciones en lugares estratégicos. Su establecimiento correspondía al crecimiento continuo de la ciudad, que exigía la apertura de nuevas sedes, que se daban en arriendo o se cedían, en algunas ocasiones, por particulares o por el municipio. Esta expansión requería también materiales para su instalación, como bombillos, cables y diversidad de aparatos, los cuales fueron en un principio facilitados por la empresa. A medida que creció la demanda de energía en la ciudad, aumentó la utilización de nuevos aparatos y, por tanto, la necesidad de regular el uso de la electricidad en instalaciones interiores. Esta decisión fue postergada hasta que los clientes se acondicionaron a las nuevas condiciones del servicio. Para suministrar materiales para la instalación del servicio se establecieron almacenes de distribución, ubicados en varios puntos de la ciudad, a precios accesibles para incentivar el consumo de electricidad y aumentar la cobertura, para lo cual Empresas Unidas organizó un departamento comercial. A finales de los años treinta debieron enfrentarse dificultades en el abastecimiento. El final de la guerra trajo como consecuencia la escasez de materiales provenientes de Estados Unidos, lo que se debió sortear negociando con otros destinos como Suiza y Argentina. Sumado a lo anterior, hubo necesidad de controlar el robo constante de materiales eléctricos en Bogotá, incluyendo los de funcionarios de la compañía. La expansión y la prestación del servicio enfrentaron otros problemas, como las dificultades del transporte y las condiciones climáticas. Dado este conjunto de eventos hubo cortes de luz, programados y

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anunciados. De todas maneras, en términos generales, el servicio eléctrico en Bogotá consolidó su presencia las veinticuatro horas del día, todos los días. Aún así, el crecimiento de la demanda fue de tal magnitud que rebasó la capacidad operativa de la empresa, por lo que empezó a rezagarse en su expansión. El alumbrado público, años después de haber llegado a la ciudad, era un asunto por solucionar, y estaba en pésimo estado por la falta de recursos y la inexistencia de suministros técnicos como consecuencia de la guerra en Europa. Esta dificultad, de vieja data, y la falta de compromiso por parte de Empresas Unidas y del municipio implicaban soluciones incompletas al problema, por lo que en la década de 1940 la iluminación de Bogotá seguía siendo una tarea pendiente. Así mismo, el servicio de transporte era un proceso en evolución, y el tranvía puesto en marcha desde la administración de los Samper Brush era uno de los principales clientes. Las limitaciones para suplir las necesidades energéticas de este servicio de transporte, en crecimiento, condujeron a numerosos incumplimientos por parte de la empresa, lo que sumado al retraso técnico del tranvía municipal hacía más difíciles los contratos de abastecimiento. Una solución propuesta fue la instauración de trolleys; otro sistema de transporte beneficiado con el servicio eléctrico fue el funicular del cerro de Monserrate, abastecido mediante un cable subterráneo para asegurar una prestación eficaz y segura.

2.2.2 ASPECTOS TÉCNICOS Y ADMINISTRATIVOS En las primeras dos décadas del siglo XX la prestación del servicio eléctrico no llegaba a los pueblos de Cundinamarca. Esta situación cambió en la tercera, cuando por iniciativa de Empresas Unidas se promovió un contrato para extender las líneas de transmisión a algunos municipios del departamento, labor que se hizo en asocio con la Compañía Colombiana de Electricidad. Esta ampliación de la red motivó a la empresa a introducir y comercializar varios aparatos eléctricos que incentivaban el aumento del consumo, como calentadores, cocinas eléctricas y calefacción. La relación de Empresas Unidas con otras compañías de servicios públicos, como acueducto y teléfonos, fue de vital importancia para su funcionamiento en aspectos relativos al manejo de las presas de las plantas hidráulicas. Lo único claro entre las empresas era que enfrentaban problemas similares para su buen funcionamiento, dificultades con el Concejo y la necesidad de mayores tarifas. A inicios de la década de 1940 se creó una junta llamada de coordinación, para que

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las obras públicas se hicieran en armonía. La empresa también tenía relaciones importantes con compañías de servicios públicos de Barranquilla y Cali. La principal fuente de recursos eran las tarifas, por lo cual Empresas Unidas empezó a colocar contadores para lograr la medida justa del consumo eléctrico, e inició un estudio sobre las tarifas para establecer las implicaciones de su instalación. A comienzos de los años 1930 el Concejo autorizó el pedido de una estación verificadora para los contadores y aparatos de control, así como la contratación de un experto. Posteriormente, la empresa presentó proyectos de rebajas tarifarias; no obstante esta disminución en las tarifas, el consumo no se modificó, por lo que la empresa se vio obligada a promover nuevos usos de la electricidad y un mejor manejo de la misma. La rebaja de tarifas afectó los ingresos de la compañía, lo que sumado a la depreciación del peso imposibilitó la importación de maquinaria. Además, nuevos impuestos y los servicios de asistencia social legislados por ese entonces también afectaron su estabilidad financiera. Así como la impuntualidad en los pagos del servicio eléctrico por parte de grandes entidades, especialmente las públicas, golpeó las finanzas de la empresa, los fraudes por parte de clientes mediante la adulteración de contadores y el robo directo de las conexiones, también contribuyeron negativamente. A pesar de esta situación, se reclamaban mejoras en la gestión y las tarifas cobradas.

2.2.3 LAS RELACIONES LABORALES Al comenzar la actividad de Empresas Unidas algunos trabajadores desertaron de la nueva compañía, creyendo que su transformación era síntoma de inestabilidad, lo que fue desvirtuado por el aumento de salarios del que se beneficiaron algunos meses después. Este inicio fue de la mano con el comportamiento de la economía, que hasta 1928 estuvo en un estado saludable, llevando a un mejor marco para la inversión y el crecimiento. En la crisis de los treinta se revisaron los alcances de las primas y otras ventajas para los trabajadores, que antecedieron a medidas más drásticas, como la rebaja de sueldos y la concesión de préstamos limitados a los empleados. Esta situación mejoró en 1933, cuando los trabajadores solicitaron un nuevo reajuste salarial que la empresa aceptó, tiempo después, aun cuando con ajustes considerados insuficientes por ellos. El establecimiento del sindicato en Empresas Unidas fue algo difícil dado el poco consenso existente, por las buenas condiciones que tenían sus trabajadores en comparación con los del resto del país. Después de un intento fallido

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en 1932, en 1934 se estableció una organización sindical. En sus primeros años, el sindicato se manifestó esporádicamente con ocasión de acuerdos salariales o discrepancias menores. Logró conquistas laborales en relación con mejores horarios de trabajo, la legalización de las disminuciones de personal, pagadas y con prestaciones sociales, el fortalecimiento del programa de vivienda subsidiada y la creación de una cooperativa de empleados que se haría cargo de los préstamos, y otras concesiones adicionales. La jornada del 9 de abril de 1948 fue un momento turbulento para la ciudad y la empresa, que tenía una de sus sedes en la zona de San Victorino, epicentro del suceso. Los trabajadores defendieron las instalaciones de Empresas Unidas y evitaron que la ciudad quedara en penumbras. Sin embargo, como consecuencia de este evento cientos de bombillas del alumbrado público fueron rotas, innumerables postes derribados, algunos equipos averiados y cientos de equipos de red destruidos.

2.2.4 OTROS SUCESOS El plan de expansión de Empresas Unidas para ampliar la cobertura del servicio en Bogotá implicaba conseguir gran cantidad de recursos. Este hecho suponía tener en cuenta numerosos factores, como la situación macroeconómica del país, el vínculo de la empresa con entidades financieras y la importancia del sector eléctrico en el proceso de industrialización. La financiación se mantuvo mediante mecanismos como empréstitos a corto y largo plazo y la emisión de bonos y de acciones. Todas las alternativas de financiación se contemplaron, inclusive la venta de equipos antiguos, así como préstamos de empresas solventes que poseían recursos sobrantes, prestados a tasas menores a las del mercado. La existencia de Empresas Unidas estuvo marcada por otros eventos. Así, por ejemplo, las relaciones con compañías extranjeras, antes y después de la guerra, condujeron a una coordinación más estrecha con la industria nacional, y empresas como Cementos Samper y gremios como la Asociación Nacional de Industriales (Andi), entre otras, estuvieron en la agenda de la empresa a la hora de hacer sus gestiones. Además, se debieron enfrentar eventos para controlar la deuda y mantener la capacidad de aprovisionamiento de materiales importados, en medio de fuertes desequilibrios cambiarios y de restricciones al abastecimiento interno.

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3. 1959-2000 3.1 EL FIN DE LA ERA PRIVADA Empresas Unidas tenía bajo su responsabilidad la prestación de los servicios eléctricos de la ciudad, suministrados deficientemente por la falta de capacidad generadora en las plantas existentes. Desde tiempo atrás, las notas de prensa resaltaban que una de las posibles soluciones a esta crisis era su municipalización, idea que tenía acogida en varios sectores de la sociedad y el gobierno. El gerente de la empresa y el alcalde expresaban la necesidad de llevar a cabo esta reforma para iniciar las obras de ensanche requeridas, así como la prestación del servicio de energía eléctrica con criterios de servicio público sin tener en cuenta el lucro de algunos accionistas. A favor de esta municipalización existían dos argumentos: el primero se refería a la posibilidad de que al ser una empresa pública estaría exenta de algunos impuestos; y el segundo a la imposibilidad que tenía, como empresa privada, de conseguir recursos por medio de bonos para las obras de ensanche. El Concejo estaba de acuerdo con la municipalización, por lo que autorizó que se adelantaran las gestiones respectivas. Sin embargo, sólo a mediados de los años 1940 se instaló una comisión encargada de discutir este proceso y se acordó un documento sobre las reglas generales de cómo llevarlo a cabo. El proceso fue muy largo y bastante complejo. Tras firmar el acuerdo, el Concejo definió, años después, algunos requerimientos para la municipalización, como el acuerdo para unificar propiedades y otros detalles del cambio, en el que se unificó el criterio de negociación con los accionistas particulares y se adelantaron transformaciones preliminares. Así pues, un proceso que casi desde los inicios de Empresas Unidas se había pensado como solución a las necesidades de expansión e inversión, sólo se materializó en 1959, sentando las bases de la tercera empresa prestadora del servicio eléctrico en la ciudad, llamada Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá (Empresa Eléctrica). El proceso de transición se caracterizó por un modelo de contrato de fideicomiso a favor de unos bancos para la administración de la Empresa, y con una junta compuesta por el alcalde, el personero y representantes de los bancos. Así mismo, se gestionó un préstamo con el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (Birf), para el plan de ensanche de hidroeléctricas en El Salto y El Charquito, así como en la térmica de Zipaquirá, entre otros. Para el desembolso de los dineros el Banco exigió condiciones a la Empresa, lo que fue objeto de negociación durante varios años y de suspensión de estas durante un par antes de la municipalización.

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La Empresa Eléctrica tuvo un proceso de reorganización administrativa y financiera, estableció un organigrama de funciones para los cargos y creó un nuevo plan de control y verificación para los inventarios. Estas reformas no fueron aceptadas por algunos actores interesados en ella, como el Birf, que criticó el funcionamiento administrativo, o el Concejo, que creó una comisión para estudiar y redactar un proyecto de solicitud de reforma al contrato de fideicomiso y la realización de un amplio informe sobre la organización general y su situación financiera. Superada esta crisis, a finales de la década de 1960 y principios de la de 1970 se llegó a un periodo de estabilidad administrativa, alterada sólo por algunas transformaciones. En este periodo de consolidación, y durante la celebración de sus setenta y cinco años de existencia, la Empresa emprendió otras reformas administrativas y financieras, consignadas en nueve objetivos para optimizar su gestión. Se destaca la obtención de un crédito para subsanar el déficit presupuestado para mediados de los años 1970, el reajuste de las tarifas y los programas de electrificación de barrios marginados de la ciudad, así como la decisión de acelerar el estudio del nuevo edificio de la Empresa Eléctrica, entre otros. No obstante, sería necesario esperar hasta los años 1980 para ver los resultados en materia de consolidación administrativa. A mediados de esa década, la Empresa Eléctrica y el gobierno nacional autorizaron la creación de divisiones de protección a la industria nacional, manifestando que como los programas que debía desarrollar la industria requerían alta financiación externa y todos los materiales debían adquirirse por licitaciones internacionales, era necesario crear un mecanismo que asegurara ventajas y aumentara el porcentaje de participación nacional en esta clase de negocios. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Banco Mundial mostraron su desacuerdo con esta clase de situaciones. Este escenario de trato con los bancos era muy preocupante, puesto que suponía la consecución de cuantiosos recursos de dichas entidades para el sector eléctrico en general. La tendencia hacia la transformación que traía la Empresa se mantuvo a inicios de la década de 1990, y se contrataron dos estudios para establecer su situación a futuro: el primero relacionado con un análisis prospectivo y estratégico para el empleo de nuevas fuentes de energía renovables; y el segundo, un análisis prospectivo de la dimensión económica de la prestación de los servicios públicos domiciliarios; así mismo, se hizo un tercer trabajo para elaborar un estudio institucional de la Empresa. No obstante, en esa misma época se vio la necesidad de consolidar la estructura por procesos en todos los ámbitos de la organización, haciendo ajustes en el área de procesos, así como la consecución de objetivos formulados en la reforma administrativa.

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Dado que la mayor parte de la energía eléctrica producida por la Empresa era de origen hidroeléctrico, la dependencia del recurso hídrico hizo que se estableciera un fuerte vínculo con la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB). Al respecto se pueden señalar dos grandes hitos: el primero, en la década de 1950, mediante pequeñas inversiones compartidas; y el segundo, a partir de los años 1960 y 1970, con la proyección y construcción de Chingaza. Las relaciones de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá con instituciones como la Empresa de Acueducto, la Corporación Autónoma Regional (CAR) y el Instituto Nacional de Recursos Naturales y del Ambiente (Inderena), entre otras, eran de suma importancia, dado que estas tenían repercusión directa en la ejecución de los proyectos de expansión hidroeléctricos.

3.2 LOS GRANDES PROYECTOS Durante el periodo de transición para llegar a la conformación de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá se adelantaron proyectos hidroeléctricos y térmicos, estos últimos debido a las necesidades de abastecimiento energético de la ciudad y los municipios vecinos. Como primer sitio para la ubicación de la planta se designó a Zipaquirá, requisito principal para iniciar la ejecución de las obras la adjudicación de un préstamo del Banco Mundial. En esa misma época se presentó una escasez de carbón que afectó seriamente los suministros de la térmica ubicada en El Charquito, lo que era de suma importancia para el futuro abastecimiento de la nueva planta en Zipaquirá. No obstante la restricción de crédito y las dificultades ocasionales para el abastecimiento de carbón, la térmica se construyó a inicios de la década de 1960. A pesar de los buenos resultados ofrecidos por las térmicas, la Empresa de Energía continuó sirviéndose fundamentalmente de recursos hídricos para la producción de energía. La construcción de infraestructura para la ampliación del servicio era una necesidad para la Empresa y la ciudad: los embalses que abastecían las necesidades energéticas de la Empresa mostraban diferentes usos por esta época, así como proyecciones de ampliación dado el crecimiento de la demanda. El Charquito y El Salto estaban en el proceso de ampliación y reaprovechamiento de recursos ya conocidos por la Empresa, y se hicieron estudios de factibilidad para buscar alternativas de producción eléctrica con base en aprovechamientos distintos a los del río Bogotá. Otros proyectos construidos en el cauce del río Bogotá fueron los de Laguneta y Mesitas del Colegio, cuyo funcionamiento se inició y consolidó los primeros años de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá.

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La necesidad de ampliar la capacidad instalada y de buscar otras fuentes energéticas diferentes al río Bogotá llevó a recomendar la utilización de los embalses del Neusa y Guatavita, donde se proyectó la construcción de un dique que inundaría el valle. Las dimensiones de Guatavita eran colosales, puesto que representaba un área de 3.500 hectáreas, en la que se proponía establecer varios pueblos afectados por la inundación, lo cual llenó de alarma a los habitantes de la zona. Se convocó entonces a varias reuniones de concertación para encontrar soluciones, en las que se propuso el traslado de los habitantes a un lugar más alto; sin embargo, no se llegó a acuerdos rápidamente, dando lugar a protestas de los lugareños y a expropiaciones por parte de la Empresa. No obstante esas desaveniencias, la elaboración del proyecto seguía adelante y a inicios de los años 1960 se preveía la construcción de la segunda etapa de Guatavita. Después de varias negociaciones se llegó a un acuerdo para la construcción de un pueblo al que sería trasladada la población, así como un programa socioeconómico integral para la comunidad de Guatavita, que se llevó a cabo a finales de la década de 1960. Construir una nueva fuente hidroeléctrica al margen del río Bogotá era una necesidad estratégica, por lo que a finales de la década de 1960 la Empresa decidió continuar con un plan pensado desde la existencia de Empresas Unidas: la construcción de un proyecto energético en el Guavio. Este sería construido por la Empresa de Energía Eléctrica, que le otorgaría a Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) derechos de participación de energía y potencia hasta por el 40%. Sin embargo, la construcción de este proyecto debía enfrentar varios tipos de problemas: los habitantes de los alrededores de la nueva hidroeléctrica temían contar con una suerte parecida a la de los habitantes de los pueblos cercanos a Guatavita, por lo que decidieron organizarse y establecer un comité de defensa de sus derechos, que planteó la necesidad de que la Empresa construyera diversas obras de infraestructura, para beneficio de la comunidad, y se propusieron términos generales para la negociación de tierras en la región. En este aspecto, la Empresa sabía del impacto que causaría un proyecto de tales dimensiones, por lo que reconocía los problemas sociales, económicos y culturales que ocasionaba la construcción del embalse. A pesar de estos puntos de vista en común, las relaciones con la comunidad fueron bastante complejas, por lo que el atraso en la compra de predios fue inevitable y el proyecto tuvo una demora importante en relación con el tiempo presupuestado. No obstante, los problemas no eran exclusivamente con las comunidades: la dificultad para la consecución de créditos y los problemas de deudas con algunos de los contratistas eran dificultades muy importantes. La Empresa obtenía nuevas fuentes de crédito, pero insuficientes para mantener las obras al

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día, lo que implicaba retrasar la entrada en operación de las obras, así como la pérdida de credibilidad con las entidades prestamistas, como el BID, que condicionaba de manera estricta los préstamos. El gobierno nacional ofreció un convenio de gestión para prestar recursos a la compañía, con unos títulos representativos de kilovatios, lo que fue aprobado por el Concejo y puesto en marcha a inicios de los años 1990. Ese convenio debió ser modificado al no haberse cumplido la totalidad de los compromisos adquiridos, por dos razones esenciales: primera, el racionamiento de los primeros años de esa década, que se tradujo en menores ventas de energía; y, segundo, que el Guavio y la realidad de su altísimo endeudamiento condujo a incumplir el pago oportuno de las cuotas pactadas.

3.3 EXPANSIÓN EN LA SEGUNDA MITAD DEL SIGLO XX La ampliación del servicio a toda la ciudad ha sido un proceso con muchos adelantos en materia técnica, de calidad del servicio y de cobertura. El proceso de cambio de voltaje se consideró por primera vez a finales de la década de 1950, y a mediados de la de 1970 se surtió, con cambios en los niveles de tensión media y baja. Los programas de electrificación rural se iniciaron en los últimos años de las Empresas Unidas y crecieron notablemente en las primeras dos décadas de la Empresa de Energía Eléctrica en varios municipios de Cundinamarca y cercanías, como Villavicencio, por medio de convenios con otras electrificadoras, estableciendo un proyecto de integración regional. Así mismo, la Empresa apoyó desde sus inicios al transporte de la capital, desde los antiguos trolleys hasta el proyecto de instaurar un sistema de metro para la ciudad. La cobertura del alumbrado creció notablemente ante las exigencias del mercado. Los planes de alumbrado público fueron muy importantes para los sectores marginales de Bogotá, donde la delincuencia disminuía notablemente y el bienestar de los ciudadanos mejoraba. En general, estos servicios han sufrido pocas reformas y se han prestado de manera bastante regular, aun cuando con apagones y fallas cada vez menos recurrentes. La principal fuente de financiación de la Empresa se origina en las tarifas, que deben ajustarse a un equilibrio de costos-beneficios de producción, así como a las posibilidades reales de pago de los usuarios del servicio. Un hito importante en la implantación de las tarifas en el servicio en Colombia fue la creación de la Junta Nacional de Tarifas de Servicios Públicos a finales de la década de 1960, cuya función era controlar y fiscalizar las tarifas de los servicios públicos como la energía eléctrica, y la fijación de tarifas brindando reglas

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claras para su implantación y estabilidad. Sin embargo, a pesar de la negociación constante de la Empresa con la Junta Nacional de Tarifas, para obtener una remuneración adecuada a la prestación del servicio, a finales de los años 1980 existían graves diferencias entre las tarifas y las necesidades de la compañía. En esa época la cifra promedio al usuario era 65% del costo real en el que incurría la Empresa. Hitos importantes en la reorganización del sector fueron la aprobación de las leyes 142 y 143 de 1994, que establecieron un régimen de estratificación y definieron las características que podría asumir la nueva Empresa, que ya no sólo se ocuparía del suministro de la electricidad, sino que podría participar en el negocio del gas, y atendería, además de los usuarios residenciales, a grandes empresas comercializadoras con las que estaría unida por medio de un centro de despacho. Las fuentes de financiación de la Empresa estaban supeditadas a la implementación de reformas de distinto orden. Los programas de ensanche y consolidación del sistema dependían fundamentalmente de créditos, los cuales en un principio otorgaban fácilmente las entidades multilaterales y el propio gobierno, pero cuya consecución y desembolso se hicieron más difíciles con el paso del tiempo y el aumento en el monto de endeudamiento. La necesidad de solucionar las deudas con varias entidades prestamistas como la FEN (Financiera Energética Nacional), cuyos recursos apalancaron la operación de la Empresa durante varios años, fue materia de decisiones urgentes a finales de los años 1980. Para estas instancias, la solución alternativa de conseguir recursos sólo por medio de tarifas era una vía agotada, por lo que era necesario reestructurar por completo la deuda, cuyo monto aumentaba notablemente a causa de la devaluación. El racionamiento, en especial a comienzos de los años 1990, fue un problema importante en el desarrollo de la prestación del servicio. Más aún, el deterioro en las redes y los equipos, las malas operaciones que ocasionaban cortos circuitos e incendios, y los atentados de la guerrilla, ocasionaron fallas en los sistemas de distribución, que condujeron a diferentes ceses en el abastecimiento eléctrico. A pesar de las restricciones mencionadas, durante la expansión en la segunda mitad del siglo XX la Empresa llevó a cabo varios proyectos de interconexión eléctrica, sujetos a sus posibilidades de financiación. La adquisición de redes y equipos eléctricos, así como la planeación de nuevas fuentes de generación, como embalses, debían acordarse de común acuerdo con diferentes regiones, para desarrollar una potencia acorde con las necesidades del mercado. En este punto se empezó a tratar la necesidad de sistemas interconectados, para

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

exportar excedentes de potencia a otros sitios del país que tenían deficiencias. A inicios de la década de 1980 se tocó por primera vez en la agenda de interconexión eléctrica de la Empresa la posibilidad y oportunidad de la venta de electricidad a países vecinos, como los centroamericanos y los pertenecientes al Grupo Andino, con el propósito de aprovechar el potencial hidroeléctrico del país. Sin embargo, en esa época era claro que este desarrollo no era la prioridad, dado que aún existían zonas apartadas del país que no tenían la posibilidad de estar vinculadas al sistema interconectado nacional.

3.4 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S. A. ESP El ocaso administrativo de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá, por los numerosos problemas financieros que tenía, opacaba la imagen que había tenido en sus primeros años de funcionamiento. Ahora, y bajo su nuevo nombre, Empresa de Energía de Bogotá (EEB en adelante), aun cuando era la más grande del sector debido a la incursión en el negocio del gas natural a finales de la década 1980, tenía serios inconvenientes financieros que la llevarían a una profunda crisis en la de 1990, y a la necesidad de su posterior transformación. A principios de esa década, después de un análisis a fondo del sector eléctrico, se llegó a la conclusión de que todos los eslabones del servicio estaban en nivel crítico, por lo que eventos de pequeña magnitud podrían llevarlo a situaciones de operación insegura y pérdida importante de carga, especialmente en periodos de alta demanda. En el último quinquenio, la Empresa había tenido un rápido deterioro por problemas financieros, originados en varios factores: la inversión en el proyecto Guavio y sus atrasos; los costos adicionales en que había incurrido por esa causa; y la amortización de su construcción cuando el proyecto aún no estaba en su etapa productiva; así como altas tasas de devaluación que afectaban el monto de la deuda. Al respecto se tenía que por cada cien pesos que la Empresa recibía por su actividad operativa, debía pagar ciento treinta y siete para amortizar la deuda. El resultado fue un sobrecosto financiero que no se podía resolver apelando simplemente al alza de tarifas. Otro aspecto importante hacía referencia a los muy cortos plazos del endeudamiento externo. Frente a esta situación, el gobierno nacional propuso varias ayudas al sector eléctrico mediante diferentes planes de reestructuración financiera y administrativa. El primer ejemplo de ello fue la posibilidad de una capitalización de carácter temporal para obtener la participación mayoritaria del gobierno en las

ANTECEDENTES HISTÓRICOS

49

empresas generadoras. Sin embargo, la propuesta dejaría a la Empresa con una participación muy baja en ISA, que podría desaparecer incluso con una nueva valoración propuesta por el Ministerio de Minas. Además, en los inicios del gobierno del presidente César Gaviria (1990-1994) se propuso el reordenamiento del sector en todas sus áreas, para la utilización racional de los recursos energéticos. Con todo, el problema financiero de la Empresa continuaba, el convenio de gestión con la FEN tenía varios tropiezos y su desempeño se veía gravemente afectado, puesto que toda aprobación de crédito estaba supeditada al éxito de este convenio, lo que llevaba a la parálisis de vario proyectos. A mediados de los años 1990 la administración distrital contempló la transformación profunda en la estructura de la Empresa, para garantizar su futuro. Se hizo entonces un estudio de su situación técnica y financiera y de su viabilidad operativa, y con base en los resultados se concluyó que el problema financiero era crítico por el tamaño de la deuda, cuyo pago estaba concentrado en los siguientes cuatro años; además, las tarifas eran insuficientes para soportar la carga, puesto que para los estratos más bajos del sector residencial estaban por debajo del costo; y el nivel de pérdidas de energía era inmanejable. Según el estudio, estos y otros problemas eran asumidos con créditos costosos a corto plazo, lo que aceleraba el deterioro de la situación. Así, se concluyó que la Empresa no tenía viabilidad financiera, por lo que requería su reestructuración y capitalización, en la que era necesaria la vinculación del capital privado. Esta situación dio pie para que el distrito y la nación establecieran un convenio para sanear, capitalizar, reestructurar, refinanciar y racionalizar la estructura de costos de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá. Paso definitivo para la transformación fue el Acuerdo 01 de 1996 del Concejo de Bogotá, en el que se aprobó convertirla en sociedad por acciones, lo que hacía posible la vinculación de capital privado hasta en 49%, así como la alternativa de asociarse con empresas públicas y privadas. Con base en lo acordado por el Concejo y los estudios realizados por la Empresa, se acordó un plan de acción para su saneamiento financiero, cuya ejecución dependería del cumplimiento de los compromisos de la nación y el distrito. Los compromisos básicos de la Empresa con el plan de transformación estuvieron centrados en la incorporación de formas de gestión y capital privados, buscando valorizar el patrimonio del distrito y mejorar la calidad del servicio en su área de influencia2.

2

Acta Junta directiva 1247, 6 de febrero de 1996.

50

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Con base en la información recogida se acordó que el proceso de transformación se llevaría a cabo en tres etapas: la primera sería la transformación de la Empresa en una sociedad por acciones, que se llevó a cabo el 31 de mayo de 1996, para convertirse en una empresa mixta de servicios públicos regida por las leyes 142 y 143 de 1994; la segunda etapa correspondería al desarrollo de la nueva estructura corporativa; y la tercera a la ejecución del esquema de vinculación de capital privado. Para ejecutar esas tres etapas se conformó un comité encargado de coordinar el proceso, trabajando en conjunto con un consorcio conformado por un consultor externo y una compañía de banca de inversión. El proceso de capitalización debería culminar antes del cambio de administración distrital3. A pesar de las restricciones de recursos que tenía la Empresa, a causa de su crisis financiera, a 1996 se habían hecho algunos adelantos en materia de cobertura y servicio, con lo que la disponibilidad del parque generador aumentó 6,2%, gracias al cumplimiento del plan previsto; además, el índice de pérdidas de energía se redujo de 25,4% en 1995 a 22,7% en 1996. Adicionalmente, se culminaron proyectos encaminados a mejorar la gestión administrativa de la Empresa y a fortalecer sus controles, y se elaboró un plan de acción para el manejo del recurso humano4.

3 Acta Junta directiva 1251, 9 de mayo de 1996. 4

EEB.

1996. Informe de gerencia.

CAPÍTULO 2 CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA 1. CONTEXTO INTERNACIONAL 1.1 INTRODUCCIÓN Durante la década de 1990, América latina llevó a cabo una serie de transformaciones, como consecuencia de condicionantes externos que demarcaron una ruta de cambios profundos en la propiedad de las empresas estatales. Cambios sustentados en la tesis del predominio de las fuerzas del mercado, con el protagonismo obvio del sector privado, a fin de instaurar condiciones de competencia en la prestación de diferentes clases de bienes y servicios que antes habían estado a cargo del Estado, prestación que se consideraba deficiente e ineficiente. El proceso se inscribió en la nueva corriente dominante de privatización y liberalización de los mercados de servicios públicos, con base en las concepciones teóricas, y en sus respectivas políticas económicas, que adquirieron su máxima expresión en las épocas del presidente Ronald Reagan (1981-1989), en Estados Unidos, y Margaret Thatcher, en el Reino Unido (1979-1990) (véase Vickers y Yarrow. 1988, en el caso del Reino Unido). Varios países del mundo siguieron esta corriente, y América latina no fue la excepción: Chile y Argentina iniciaron la ola de privatizaciones que luego recorrieron gran parte del territorio sudamericano y centroamericano, en situaciones diferentes y con resultados disímiles. A pesar de que el fenómeno privatizador estuvo presente en la mayor parte de América latina en los años 1990, tres países concentraron, dado su tamaño, 79% del monto total en la década: durante ese periodo Brasil, México y Argentina sumaron US$120.587 millones de un monto total de US$153.251 millones en la región. Se destaca Brasil, que con un total de US$71.710 millones recibió 47% del monto total de estos ingresos (véase el cuadro 2.1). Los 51

2.139 29 117 3.580 10 1 5.876

1990

Fuente: Cepal. 2000.

Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia México Perú Venezuela Otros Total

PAÍS

1.896 1.564 117 105 10.716 3 2.276 25 16.702

1991 5.312 7 2.451 21 27 6.799 209 30 31 14.887

1992 4.589 14 2.621 4 2.507 344 32 95 10.206

1993 1.441 1.972 203 681 771 3.195 15 868 9.146

1994 1.340 848 910 3 138 1.225 21 75 4.560

1995 1.033 874 3.752 579 1.476 2.669 2.090 68 12.541

1996 969 17.400 12 3.180 84 681 1.505 837 24.668

1997

CUADRO 2.1 América latina y el Caribe: valor de las privatizaciones, 1990-1999 598 36.600 186 470 581 292 174 3.390 42.291

1998 4.082 137 4.440 1.434 292 360 301 37 1.291 12.374

1999 TOTAL

23.399 1.880 71.710 2.584 6.490 25.398 8.919 6.190 6.681 153.251

52 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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procesos de transformación privatizadora se dieron en sectores muy diferentes: telecomunicaciones, acero, financiero, petróleo, minería, electricidad y gas, manufactura liviana, aerolíneas y aeropuertos, entre otros, en los que se propiciaba la participación de los empresarios privados en la prestación de los servicios, limitando la del Estado a la formulación de políticas y a la regulación. El sumario de privatizaciones en América latina tuvo como referencia lo realizado en el resto del mundo, con base en una serie de supuestos que sostenían que el proceso privatizador conduciría al mejor desempeño económico, y ante el hecho que las empresas estatales tenían graves problemas financieros y la prestación de sus servicios era de baja calidad. Tal fue el caso de las empresas del sector eléctrico, las cuales recibieron el más alto impacto de la ola reformista, con resultados muy disímiles en el continente después de muchos años de su reestructuración. Las razones por las que se hicieron las reformas en cada país tuvieron varios elementos comunes, como lo demuestran, por lo menos, las del sector eléctrico, caracterizadas por la profundización del uso de los mecanismos de mercado y la ampliación del espacio para los actores privados, buscando eliminar barreras a la entrada, después de varios decenios de predominio de los monopolios estatales en el sector (Cepal. 2001). El objetivo principal de la implantación del mecanismo del mercado en estos sectores fue aliviar su crisis: argumentos de mejor eficiencia y prestación del servicio, así como la reducción de las cargas financieras para el Estado, fueron razones de peso para implantar las reformas. Años después el interrogante de si tuvieron el efecto esperado no se ha resuelto del todo. Este capítulo hace un balance del proceso privatizador del sector eléctrico de América latina en las década de 1990. Revisa entonces los antecedentes que tuvo este proyecto en la región, sus inicios y algunos aspectos de la reforma; describe luego el proceso, que incluye las reformas realizadas, los mecanismos utilizados y los actores involucrados; por último muestra los resultados en cuanto a lo planteado sobre las transformaciones, señalando los objetivos logrados y las fallas existentes.

1.2 ANTECEDENTES La corriente privatizadora del sector eléctrico en América latina en las décadas de 1980 y 1990 estuvo precedida decenios antes, en los años 1950, por un proceso radicalmente opuesto, en el que la pauta fue la nacionalización del sector, asociada a una estrategia de desarrollo económico y social que consideraba crucial el

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

rol del Estado, de acuerdo con el enfoque del servicio público. Los índices de electrificación rural y urbana aumentaron de 40% a 70% en un lapso de treinta años, cuando, a pesar del éxito obtenido en la expansión de la infraestructura, hubo múltiples críticas sobre la manera en que esta evolución del sector eléctrico tuvo lugar en los diferentes países. Las empresas eléctricas manejadas por el Estado en la región tenían problemas financieros y de solvencia; además, dentro de su función administrativa faltaban incentivos para la eficiencia y las tarifas no reflejaban los costos reales de prestación del servicio, lo que provocaba el rendimiento general deficiente de las empresas estatales, que acumularon un déficit financiero enorme. Una breve descripción de los problemas de las empresas del Estado en el manejo del sector eléctrico los resume en cuatro bloques (Maldonado et al. 2004: 11): 1.

2.

3.

4.

Bajos ingresos operativos e incentivos inadecuados: problemas de ingresos operativos debido a que su principal fuente, las tarifas, se fijaba políticamente y por debajo de los costos, generando incentivos mal orientados (BID. 2000: 12). Además, el nivel de pérdidas técnicas y no técnicas del sector era considerable, mostrando un alto grado de ineficiencia que afectaba negativamente los ingresos operativos. Alto endeudamiento: dada la escasez de recursos propios, el sector adquirió un endeudamiento elevado para sus necesidades de inversión y expansión, cuyo monto estuvo expuesto a la volatilidad financiera y monetaria de los mercados nacionales e internacionales y a los avatares de la devaluación. Ausencia de crédito: imposibilidad de los gobiernos, las agencias multilaterales y bilaterales y, por supuesto, del propio sector, para facilitar recursos y financiar los requerimientos de inversión en el sector eléctrico, cuyo monto se estimó en el orden de US$100.000 millones en los países en desarrollo. Al efecto, se calculaba que para cumplir las metas de expansión previstas sólo se dispondría de 10% de ese monto. Falta de planeación: tanto en el sector, al estimar el costo y la duración de los proyectos, como en los países, al no tener un marco institucional adecuado para coordinar las diversas actividades de programación, operación y regulación del sector.

El problema financiero tuvo matices diferentes en cada país. Cabe resaltar sus repercusiones notables sobre el componente fiscal de cada gobierno, dado que el Estado constituía el respaldo y la garantía para las empresas del sector en crisis, lo que llevó a afectar su situación financiera, así como la del país en cuestión en sus principales componentes macroeconómicos.

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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Desde tiempo atrás en la mayoría de países de la región el suministro de electricidad había sido concebido como un servicio público, por lo cual en un principio se justificó imponer barreras al ingreso de capitales privados y se constituyeron monopolios estatales con alta o total integración vertical. En los años 1980 en Chile, y en la década de 1990 en otros países de América latina, se instauró un nuevo modelo de subsidiariedad del Estado y de alta participación del sector privado, con el objetivo de buscar más mercado, más competencia y más eficiencia para responder a las exigencias planteadas por la expansión. Estas decisiones tuvieron un fuerte tinte ideológico, que se presentaría como la confrontación entre los adeptos al Consenso de Washington, los llamados neoliberales, y los partidarios del crecimiento económico en un contexto de equidad y redistribución de los ingresos, los social demócratas. El nuevo planteamiento, popularizado precisamente como neoliberal, apoyó y difundió ampliamente la concepción de privatizar servicios esenciales, hasta entonces a cargo del Estado, para que un sector privado competitivo y sujeto a las libres fuerzas del mercado asumiera su prestación. Buena parte de los gobiernos de América latina optó por esta vía, y se tomaron decisiones para reestructurar los mercados, lo que implicó el cambio en las formas de propiedad (véase, entre otros, Sánchez.1995: 130). La polémica sobre la dicotomía entre el enfoque empresarial y el de servicio público no ha concluido, dado que se acepta que el primero es indispensable para garantizar la eficiencia, aun cuando se destacan las contradicciones que surgen desde el punto de vista de la equidad y la sustentabilidad ambiental; y que el segundo reconoce que un enfoque centrado exclusivamente en el servicio público contribuyó a desfinanciar a las empresas, creando problemas fiscales y de endeudamiento externo (Sánchez. 1995: 131). Los gobiernos justificaron y motivaron la ola de privatizaciones por la necesidad de aliviarles la pesada carga de deuda contraída por las empresas estatales. Hacia mediados de la década de 1980 el Banco Mundial asumió el liderazgo de la reforma con la definición de nuevas estructuras de funcionamiento de la industria eléctrica, en un marco de eficiencia económica y de desintegración vertical y horizontal. Los países que siguieron el modelo de reforma básico reestructuraron el sistema eléctrico, para darle cabida a condiciones de competencia en los principales componentes de la cadena (generación, transmisión y distribución), y expidieron marcos legales y reguladores para establecer las reglas de juego, orientadas a velar por la eficiencia operativa y financiera del sistema (Maldonado et al. 2004: 12). Según el nuevo paradigma, la atracción de nuevos inversionistas del sector privado reduciría la carga financiera al Estado con un mínimo de intervención reguladora. Esta reforma

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

tendría el propósito de fomentar la competencia y la eficiencia y proteger al consumidor, estableciendo un marco de incentivos, incluso con nuevas instituciones reguladoras para procurar cumplir estos objetivos (BID. 2001: 186). No obstante, el objetivo principal de las reformas fue subsanar la crisis del sector eléctrico, que se expresaba en los siguientes aspectos: incapacidad para movilizar los capitales requeridos para la expansión; drenaje continuo de las finanzas del Estado; mala calidad del servicio; tarifas inadecuadas y bajo grado de satisfacción del consumidor; alto nivel de pérdidas y baja eficiencia interna de las empresas; y utilización de las empresas con fines políticos y corrupción administrativa (Millán. 2006: 96). Es necesario señalar al respecto que la mayoría de los países de la región liberalizaron los mercados del sector eléctrico, respondiendo más a criterios fiscales que a una visión integral de desarrollo de la industria.

1.3 REFORMAS Las reformas en el sector eléctrico buscaban fomentar la competencia mediante la desintegración vertical de la industria; incorporar al sector privado como propietario, proveedor de tecnología y operador; asignar al Estado un rol subsidiario; establecer un sistema de precios con señales adecuadas al usuario; y contar con un aparato regulador autónomo y con recursos suficientes. Chile fue el primer país de América latina en introducir reformas integrales con el objeto de permitir la participación privada en el sector, seguido por Argentina, a principios de la década de 1990, y poco más tarde por Bolivia y Perú. Después se sumaron otros países de la región, consolidando en los años 1990 la mayor cantidad de proyectos de electricidad privados entre los países en desarrollo. Según el Banco Mundial, de una inversión total de US$193.000 millones en el mundo en desarrollo, US$74.000 millones se invirtieron en América latina. Brasil, Argentina y Colombia estaban entre los diez primeros países en desarrollo con inversión privada en el sector eléctrico en la década de 1990, con US$29.000, US$12.000 y casi US$6.000 millones, respectivamente (BID. 2001: 185). No obstante, es de anotar que buena parte de las inversiones extranjeras correspondió a la adquisición de empresas públicas existentes y no a la generación de capital neto. A finales de esa década sólo pocos países mantenían el control estatal en la coordinación de la industria eléctrica. En el cuadro 2.2 se observa que en la región predominan los dos primeros entre los siguientes tres esquemas: apertura

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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total, comprador único estatal y monopolio. El primero significa la eliminación total de barreras a la entrada, desintegración vertical y libre acceso a las redes; el segundo es apertura parcial, caracterizado por retirar barreras a la entrada en algunos segmentos de la industria; el tercer esquema, en el cual hay menos países, corresponde el antiguo régimen estatal, integrado verticalmente, aun cuando con cierto grado de regulación. Cabe anotar que el sistema de propiedad es un proceso dinámico en el que la transformación institucional no se ha completado. Además, los estudios muestran que es probable que en varios países que ya se encuentran en la situación de comprador único estatal la apertura parcial sea un paso intermedio hacia una mayor participación privada (Cepal. 2001). En muchos que han adoptado el modelo de mercado y han privatizado algunos de sus activos la propiedad parcial o total del segmento de transmisión continúa en manos del Estado por diversas razones, principalmente por motivos estratégicos, dado que hay consenso sobre la conveniencia de que un ente gubernamental sea el responsable del manejo centralizado de la expansión de la transmisión (Millán. 2006: 44). Los marcos reguladores adoptados en América latina incluyen los siguientes aspectos básicos: separación de los tres principales componentes de la cadena (generación, transmisión y distribución); competencia en la generación, pero sujeta a un despacho centralizado; operación de la transmisión y distribución entregada en concesión; libre acceso, no discriminado, para las líneas de transporte de electricidad; sistema de precios de generación y transmisión basado CUADRO 2.2 América latina: coordinación económica en la industria eléctrica TAMAÑO DEL SISTEMA

LIBRE ACCESO

0-500 501-1.000 1.001-2.000 2.001-5.000 5.001-10.000 10.001-20.000 > 20.000 Fuente: Cepal. 2001.

Bolivia El Salvador Guatemala Panamá Perú R. Dominicana Chile Argentina Colombia Brasil Venezuela

COMPRADOR ÚNICO ESTATAL

Guyana Nicaragua Surinam Honduras Jamaica Costa Rica Trinidad y Tobago Ecuador Uruguay

MONOPOLIO

Barbados Granada Haití

Cuba Paraguay

México

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

en los costos marginales; precios para la distribución basados en el costo de una empresa modelo o bajo un sistema de precio tope (Maldonado et al. 2004: 12). La revisión y el examen que se constatan en diversos estudios muestran que los resultados obtenidos en todos estos aspectos aún son precarios. Las propuestas sobre la introducción de sistemas competitivos diferencian los diversos eslabones de la cadena. En la generación se ha considerado que debido a la menor escala óptima de las plantas generadoras (gracias al ciclo combinado con gas natural) era viable reducir la escala mínima eficiente de las nuevas plantas generadoras, por lo cual se considera "potencialmente competitiva" y se asume que se debe separar funcionalmente de segmentos de monopolio natural como la transmisión y la distribución. Los precios del segmento competitivo han sido desregulados, a diferencia de los del monopólico. Así mismo, es obligatorio el acceso no discriminatorio a las instalaciones de la red (BID. 2001: 187). Las reformas hechas en América latina comprendieron también nuevas instituciones destinadas a establecer el marco regulador, la fiscalización de las normas, la coordinación de la operación del sistema y el manejo de los mercados mayoristas y minoristas, a fin de lograr mayor eficiencia económica, asegurar el pleno funcionamiento del mercado y desvincular al Estado de su papel de empresario, transformándolo en ente regulador (Cepal. 2001). La separación de los papeles del Estado como responsable de formular políticas, regulador y empresario, junto con una visión dominante del papel del sector privado, ha sido elemento esencial de las reformas. El modelo regulador escogido es exigente respecto de instituciones complementarias, como el sistema judicial competente para abordar los problemas, los organismos de vigilancia, los organismos competentes en la definición de políticas, así como la autonomía, la credibilidad y la legitimidad de los organismos reguladores y la transparencia y estabilidad de las reglas de juego (Millán. 2006: 52). No obstante, los estudios sobre América latina indican que estas condiciones necesarias son aún insuficientes y deficientes. El objetivo generalizado de los nuevos marcos reguladores es evitar la concentración y el abuso de la posición dominante de mercado por parte del sector privado, así como suprimir prácticas discriminatorias que afectan la competencia (Sánchez. 1995: 130). Los procesos de reforma eléctrica en América latina están lejos de lograr esos cometidos.

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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1.4 RESULTADOS Después de más de una década de reformas en el sector eléctrico, si bien se han alcanzado bastantes logros, quedan numerosos problemas y desafíos por solucionar. La participación del sector privado en el segmento de generación ha aumentado significativamente; entre 1990 y 1999 invirtió US$16.000 millones en nueva capacidad, y al final del periodo las amenazas de corte del suministro eléctrico se habían reducido en casi todos los países. En los años 1990, América latina tenía la mayor cantidad de proyectos eléctricos privados entre todos los países en desarrollo y, como se dijo, según el Banco Mundial, de una inversión total de US$193.000 millones en el mundo en desarrollo, US$74.000 millones se invirtieron en la región (Millán. 2006: 97). No obstante, los mercados de generación siguen muy concentrados en Brasil, Chile y Perú, y moderadamente concentrados en Argentina y Colombia (véase el cuadro 2.3), lo que muestra la insuficiencia del proceso competitivo, uno de los objetivos básicos de las reformas. Aun cuando la separación de los papeles del Estado fue parte crucial del credo reformista, los resultados obtenidos indican que en muchos casos las fronteras entre regulación y trazado de políticas no son claras (Millán. 2006: 41), y el Estado sigue controlando un porcentaje considerable de los segmentos de generación, transmisión y distribución. Desde la posición de los defensores de las reformas, surgen conflictos de intereses debidos a que el gobierno asume diferentes posiciones ante su condición de propietario, regulador y comprador de electricidad, con multiplicidad de funciones y conflictos que debilitan el poder regulador. Al observar las experiencias recientes se concluye que en América latina las empresas estatales siguen siendo importantes (BID. 2001: 189).

CUADRO 2.3 Índice Herfindahl-Hirschman (IHH) Concentración de la propiedad en el sector de generación eléctrico PAÍS

Argentina Brasil Chile Colombia Perú Fuente: Maldonado. 2004.

ÍNDICE HH

1.190 2.044 3.541 1.305 2.319

GRADO DE CONCENTRACIÓN

Moderadamente concentrado Altamente concentrado Altamente concentrado Moderadamente concentrado Altamente concentrado

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En términos de eficiencia se observa su aumento en la mayoría de empresas distribuidoras privatizadas, con la eliminación de las pérdidas técnicas y no técnicas, la reducción de personal y un servicio de mejor calidad (Millán. 2006: 99). Por el contrario, gran parte de las empresas de distribución que siguen bajo el control del Estado tienen elevadas pérdidas, técnicas y por fraude o deficiente medición y facturación (Millán. 2006: 45). No obstante, es preciso anotar que la mayor eficiencia de las nuevas empresas privadas devino del despido elevado de sus anteriores trabajadores, sea directamente o por medio de planes tempranos de jubilación (Cepal. 2001: 267). En la documentación sobre las reformas acometidas se encuentra con frecuencia que uno de sus principios es el de desarrollo sostenible. El desajuste entre el crecimiento económico y la demanda de energía, producido en gran medida por la introducción de políticas de eficiencia energética ante la escasez de recursos y el cuidado del medio ambiente, ha generado la idea de que existe un vínculo entre el crecimiento económico sostenible de una nación y la aplicación de políticas de eficiencia energética. No obstante, a pesar del lento crecimiento registrado en el consumo energético por habitante, la región está lejos de presentar niveles adecuados de eficiencia en la transformación y el uso de la energía (Ocampo y Martín. 2004). Con respecto al sector eléctrico, ninguno de los países latinoamericanos que implantaron reformas mostró mejoras en eficiencia energética. El índice de intensidad energética (IE) para el consumo de electricidad muestra que ninguno de los países que hicieron la reforma había mejorado su eficiencia energética entre 1990 y 2003, lo que significa que durante el periodo analizado por cada aumento del producto por habitante se consumía una cantidad igual o mayor de electricidad (véase la gráfica 2.1). En cuanto a los precios, existen dos aspectos: el primero muestra que el establecimiento de un mercado altamente competitivo tuvo como consecuencia el aumento en su volatilidad, que los gobiernos no pasaron al consumidor por temor a las repercusiones políticas (Millán. 2006: 80); el segundo se relaciona con las tarifas para el usuario final: al parecer, la reforma, a la espera de nuevas tecnologías y de alto rendimiento por medio de la intervención privada, no se reflejó en las tarifas al usuario final, especialmente en los consumidores regulados, como los residenciales, lo que ha afectado la eficiencia de la red y la inversión en redes de transporte, aumentando las pérdidas por congestión e impidiendo el desplazamiento de equipos viejos y obsoletos (Maldonado. 2004)1.

1

En el caso colombiano, dado que las tarifas han estado reguladas, los procesos de compra no han afectado el esquema tarifario como resultado de los procesos de capitalización.

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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GRÁFICA 2.1 Evolución intensidad eléctrica, 1990-2003 (Gwh por hab./PIB per cápita, en dólares de 2000)

Fuente: cálculos de los autores.

El proceso de reforma se inició en un ambiente de crisis financiera, con grandes presiones para acelerarla, lo que se tradujo en marcos reguladores poco desarrollados que generaron incertidumbre en los mercados y no fueron capaces de impedir la concentración, la reintegración vertical ni las indefiniciones que han dado origen a conflictos entre los distintos agentes. Los vacíos reguladores se concentran principalmente en los siguientes aspectos: esquemas de tarifas que admiten discrecionalidad por parte de la autoridad; falta de institucionalidad de los servicios complementarios; normas asociadas al mecanismo de remuneración por el uso de las redes así como con su expansión, lo que ha generado barreras para el desarrollo de proyectos de inversión en interconexión, sistemas de transmisión y centrales generadoras; ausencia de normas claras respecto a los peajes en distribución, lo que limita la competencia en el abastecimiento de los clientes libres (Maldonado. 2004: 78). Además, se observa una especie de renuncia voluntaria del Estado a ejercer su liderazgo en la orientación y el desarrollo del sector, reforzado por la disminución significativa del tamaño del aparato público destinado a fijar políticas, regular y fiscalizar la evolución del sector eléctrico. Con respecto a lo anterior, los entes reguladores y fiscalizadores no han sido dotados de los recursos ni de la autoridad suficiente para ejercer sus funciones adecuadamente (Maldonado. 2004: 79).

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En cuanto a la regulación, es insuficiente y deficiente. Se anotan las siguientes restricciones: en la operación de la competencia en el mercado mayorista hay serias deficiencias en la remuneración del cargo adicional por potencia, que permite a algunas empresas generadoras apropiarse de rentas extraordinarias; existen inconvenientes relacionados con el costo de acceso a las redes de transmisión, caso en el cual los mecanismos para ampliar las redes y distribuir los costos emergentes entre las empresas adolecen de deficiencias; y el regulador tiene un conocimiento muy imperfecto respecto a los costos económicos de las empresas distribuidoras en condiciones de eficiencia productiva, lo que impide el cálculo preciso de su rentabilidad (Cepal. 2001). Estas deficiencias estructurales e institucionales afectan negativamente las reformas llevadas a cabo, aun sin tener en cuenta si eran apropiadas, hechas bajo el fervor privatizador que cubrió a América latina en las décadas pasadas. En la actualidad, los objetivos y los alcances de las reformas son materia de revisión y rectificación, incluso por parte de los organismos internacionales que le apostaron a su realización sin mayor análisis de las condiciones institucionales y políticas de cada país. Las reformas en el sector eléctrico no se han reflejado, en general, en menores tarifas reales para los usuarios finales, sobre todo los sometidos al régimen regulado. Entre los analistas este es, de todas formas, un debate intenso no resuelto todavía, y depende de los periodos de comparación. Hasta el momento, las reformas han dejado muchos vacíos reguladores que se reflejan en dificultades considerables asociadas a la operación de los diferentes eslabones de la cadena del sector eléctrico. Cabe anotar que en la década de 1990 el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), principal institución multilateral que apoyó los procesos anteriores de financiación y refinanciación de los sectores eléctricos en América latina como actividades estatales, se vio obligado a modificar radicalmente sus conceptos y esquemas de financiación, ante los pobres resultados obtenidos hasta entonces, y, después de diversos foros y debates, propugnó entre sus estrategias la apertura del sector eléctrico al mercado y la competencia (BID. 2000). El Banco Mundial, otra de las entidades financieras internacionales propulsoras de las estrategias anteriores, se embarcó también, con condicionalidades aún más estrictas, en los nuevos objetivos (Banco Mundial. 2004). No obstante, a comienzos de la década actual, el BID expresó su desencanto ante lo que había acontecido en los años 1990 con las reformas eléctricas emprendidas en América latina, en los siguientes términos:

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los esfuerzos reformistas parecen haberse basado en consideraciones ideológicas que daban por cierto que se podía confiar al mercado la solución de los problemas. Un enfoque más cauteloso habría tenido en cuenta que, si bien algunos elementos básicos son esenciales, no existe un modelo universal y que el éxito de la reforma depende del marco institucional y del momento en que se implementa. A menos que esos elementos tácitos o implícitos sean reproducidos o reemplazados por versiones locales, y a menos que las reformas sean coherentes en toda la economía, la transferencia de un modelo fuera de contexto implica un considerable riesgo (BID. 2001: 188).

La insatisfacción con las reformas se refirió a las siguientes aspectos: concentración del capital en pocos inversionistas, lo que llevaba a una competencia escasa y a un eventual abuso de la posición dominante; reducción de precios que sólo beneficiaba a los grandes consumidores; escasa expansión de la cobertura, sin resolver los problemas de cobertura limitada del servicio para los estratos de menores ingresos; transferencias de rentas hacia los nuevos sectores privatizados; falta de transparencia, simplicidad, certidumbre y competencia en las decisiones de las instituciones reguladores establecidas (BID. 2001). Esta lista es formidable y muestra que el nuevo sistema de mercado del sector eléctrico sigue sin cumplir sus objetivos fundamentales de hacer más eficiente, universal y equitativa la prestación del servicio público de electricidad.

2. CONTEXTO NACIONAL 2.1 EL MODELO CONSTITUCIONAL, POLÍTICO Y ECONÓMICO2 A diferencia de otros países de América latina, a principios de los años 1990 Colombia no registraba una crisis económica, y, por el contrario, al finalizar la década de 1980 había consolidado su estabilidad económica en el marco de un mayor crecimiento y la reducción continua en las tasas de desempleo y pobreza. En términos macroeconómicos el único factor preocupante era el crecimiento de la inflación más allá de lo que en ese entonces se juzgaba socialmente aceptable (tasas anuales del orden de 26%), pero ese fue el costo que asumió el

2

Este aparte se basa en Flórez Enciso. 2005. "Colombia: economía, política económica y economistas". Bogotá, junio.

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gobierno del presidente Virgilio Barco (1986-1990) para adoptar una política de devaluación real a fin de garantizar la sostenibilidad del proceso de apertura gradual que se puso en marcha a comienzos de 1990. Sin embargo, en el ámbito sectorial, como se muestra más adelante, el sector eléctrico atravesaba por una crisis financiera y de sobreendeudamiento profunda, no obstante los continuos procesos de financiación y refinanciación que se habían adoptado en la segunda mitad de los años 1980, lo que amenazaba no sólo la prestación del servicio, sino también los equilibrios macroeconómicos. A comienzos de 1990, el gobierno del presidente Barco comenzó a modificar el modelo de desarrollo, buscando aumentar la competitividad de la producción nacional, fortalecer el crecimiento exportador y generar estímulos para la reestructuración productiva. El programa asignó a las exportaciones el liderazgo en la dinámica del crecimiento económico, con base en dos acciones estratégicas: la aplicación de una política de apertura gradual y el mantenimiento de una tasa de cambio competitiva. Entre 1990 y 1994, en el gobierno del presidente César Gaviria (19901994), el programa de apertura pasó a constituir el eje del nuevo esquema de desarrollo, se aceleró su ejecución y se adoptaron reformas de amplio alcance, cuyo sello primordial fue la desregulación y la liberación de los mercados, inspiradas en el criterio que el exceso de controles e intervenciones por parte del Estado había ocasionado el funcionamiento ineficiente y poco competitivo del sistema económico. Con esta visión se modificaron en forma sustancial los instrumentos de regulación de los mercados financiero, laboral y cambiario, y se definieron nuevos regímenes en diversas materias: tributaria, inversión extranjera, endeudamiento, comercio exterior y, luego, seguridad social. Las leyes aprobadas en la primera parte de los años 1990 se dirigieron, también, a sustituir instrumentos tradicionales de intervención del Estado, al privilegiar las privatizaciones, las concesiones al sector privado y la adopción de esquemas de subsidios directos a la demanda, en reemplazo de las actividades de inversión, operación y administración directa por parte del Estado. El contenido de esas reformas mostró un nuevo perfil ideológico, diferente a la orientación tradicional y pragmática que había exhibido la intervención del Estado en Colombia, y los cambios adoptados se distanciaron de un prolongado periodo de la historia nacional durante el cual el manejo de la política económica se caracterizó por la aplicación de ajustes graduales y flexibles. A diferencia de otros países de América latina, en Colombia la urgencia de las reformas no surgió de la necesidad de adoptar severos programas de estabilización y ajuste económico, aun cuando desde una perspectiva de largo plazo había que enfrentar el debilitamiento de la economía y adaptarse a las oportu-

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

65

nidades y los retos derivados de la globalización. En Colombia lo urgente era resolver la crisis de gobernabilidad, de falta de legitimidad y representatividad de las instituciones, debilitadas en la preservación del orden público, la aplicación de justicia y el respeto a las garantías ciudadanas, y agobiadas por el poder de las fuerzas ilegales del paramilitarismo, el narcotráfico y la guerrilla. En busca de ese propósito se adoptaron profundas reformas políticas, consagradas en la nueva Constitución política de 1991, la que, con base en un amplio consenso social y político, estableció nuevos derechos, nuevas instituciones y nuevas maneras de participación ciudadana. El nuevo modelo político e institucional se articuló alrededor del concepto de Estado social de derecho. La organización adoptada por la Constitución de 1991 puede visualizarse como un sistema con cuatro ejes de referencia, no necesariamente coherentes entre sí: más economía de mercado como fundamento del crecimiento económico; más democracia participativa como sustento de la convivencia, la solidaridad y la gobernabilidad; Estado social de derecho como requisito para la equidad y la justicia social; y control a la inflación como condición para la estabilidad de la economía3. Así, a comienzos de la década de 1990 Colombia aprobó dos grandes reformas de carácter estructural: una, la económica que, como se dijo, se orientaba hacia la apertura económica y la desregulación de los mercados, y que estaba inspirada conceptualmente, como en otros países de América latina, en el Consenso de Washington; y, la otra, una amplia reforma política e institucional. Cabe destacar que mientras la reforma política se basó en amplios consensos entre las fuerzas políticas tradicionales y los nuevos movimientos políticos –incluidos los grupos guerrilleros que se habían desmovilizado y que participaron en la Asamblea nacional constituyente que le dio vida a la carta constitucional– esos acuerdos no se juzgaron necesarios para definir las orientaciones ni los contenidos de las reformas económicas. En estas condiciones, el consenso alrededor del nuevo modelo político no tuvo un equivalente en las reformas económicas. Por el contrario, estas se aprobaron sin una amplia discusión, mientras la sociedad estaba concentrada en el devenir de los cambios políticos. En las circunstancias del nuevo esquema aprobado, además de las originadas en la mayor vulnerabilidad de una economía más abierta a los capitales y al comercio externo y ante los intensos shocks internacionales de la segunda mitad

3

Véase, Flórez Enciso. 2001. Asocajas, Bogotá.

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de los años 1990, el país atravesó al final de la década por una de las recesiones más críticas del siglo XX.

2.2 EL NUEVO MARCO NORMATIVO E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA Las reformas del sector eléctrico en Colombia se llevaron a cabo, desde la década de 1990, en el marco del nuevo modelo político y económico que se presentó en la sección anterior. Sus objetivos, al igual que en otros sectores, fueron incorporar procesos de mercado en su operación y sus funciones, privatizar lo que se pudiera en lo que hasta entonces había sido un sector de total monopolio del Estado, y buscar que las tarifas reflejaran los costos del servicio, tratando de subsidiar mediante nuevos mecanismos a los estratos más pobres de la población. La urgencia de las reformas en el sector se sustentó, además, en las muy precarias condiciones financieras que exhibía. En efecto, no obstante el programa de ajuste sectorial de los cuatro años anteriores, la generación interna de recursos se había deteriorado aceleradamente, el déficit había crecido continuamente y los niveles de endeudamiento del sector eran muy altos frente a su capacidad de pago, de manera que en 1990 el coeficiente de autofinanciación era negativo en cerca de 80%, cuando la meta era de 20% positivo, y el coeficiente de endeudamiento se acercaba a 65%, frente a una meta de menos de 45%. En la práctica, ante la masiva crisis financiera sectorial, se puso en marcha un nuevo y costoso plan financiero de corto plazo, que le implicó al gobierno nacional asignar el equivalente a más de 2,5 puntos del PIB de 1990, con base en recursos de crédito interno (por medio del Fodex)4 y de créditos externos. A ello hay que sumar que el resto de las empresas del sector optó por financiar sus programas de inversión y sus gastos operativos acudiendo a no pagar sus deudas con ISA, lo que llevó también al deterioro financiero de esta última. La empresa más beneficiada con estos tipos de financiamiento informal fue la EEB5.

4

Fodex: Fondo para el servicio de la deuda externa, cuyo propósito era asegurar el pago puntual de los compromisos derivados de la deuda pública garantizada por el gobierno.

5

Un análisis detallado de las condiciones financieras del sector eléctrico entre 1986 y 1990 se encuentra en Flórez Enciso. 1992. FEN, Bogotá, mayo.

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La Constitución de 1991 estableció en sus artículos 365 a 370 el nuevo régimen de los servicios públicos domiciliarios, sustentado en los siguientes criterios fundamentales: a) prestación a cargo del Estado, comunidades organizadas o los particulares; b) regulación, vigilancia y control por parte del Estado; c) fijación, según lo que dispusiera la ley, de competencias, responsabilidades, cobertura, calidad y financiación para la prestación de los servicios, así como del régimen tarifario "que tendrá en cuenta además de los criterios de costos, los de solidaridad y redistribución de ingresos" (artículo 367). En el artículo 367 se determinó, también, que los servicios públicos domiciliarios podrían ser prestados por los municipios en determinadas circunstancias técnicas, económicas y de conveniencia; y en el 370 se ordenó que, con sujeción a la ley, le correspondería al presidente de la República señalar las políticas generales de administración y control de eficiencia de dichos servicios y, por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, ejercer el control, la inspección y la vigilancia de las entidades prestadoras de los servicios. Así mismo, en el artículo 336 se estipuló que el gobierno enajenaría o liquidaría las empresas monopolísticas del Estado y otorgaría a "terceros el desarrollo de su actividad cuando no cumplan los requisitos de eficiencia, en los términos que determine la ley", respetando los derechos adquiridos por los trabajadores. El desarrollo de estos principios y objetivos tuvo sus expresiones normativas en la ley 142 del 11 de julio de 1994, referida al régimen de los servicios públicos domiciliarios, y 143, del día siguiente, sobre el régimen específico aplicable a todas las actividades del sector eléctrico. Sin embargo, antes de la aprobación de esas leyes la crisis de intenso racionamiento eléctrico que se presentó en 1992, y que prosiguió en 1993, obligó al gobierno a declarar, el 23 de abril de 1992, el estado de emergencia económica y social (decreto 680 de 1992) y, al día siguiente, a tomar medidas para agilizar los trámites de contratación y endeudamiento, asignar nuevos recursos presupuestales y tomar decisiones en materia de reestructuración de las entidades del sector eléctrico (decreto 700, del 24 de abril de 1992). En el primero de los decretos mencionados se adujo que la crisis eléctrica había sido originada por el agudo verano y por las deficiencias operacionales y financieras de las empresas del sector. En el segundo, entre múltiples decisiones, cabe resaltar las referidas al saneamiento de la situación financiera de empresas del sector. Para ese propósito se autorizó a la nación a asumir obligaciones de entidades eléctricas a cambio de activos, acciones o aportes de ellas; adoptar reformas y reestructuraciones en las entidades eléctricas de orden nacional; ordenar a Corelca entregarle a la nación las acciones que tenía en ISA, como pago de las sumas adeudadas; reestructurar y capitalizar por la nación la hidroeléctrica de Betania, previa la reducción a un

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centavo del valor de las acciones de dicha sociedad; reformar el Icel y autorizarlo para entregarle a la nación activos de sus propiedad a cambio de deuda; autorizar a ISA para comprar y vender energía y potencia libremente; ordenarle a la EEB tomar las medidas necesarias para recuperar su parque térmico y agilizar la entrada en operación del proyecto de El Guavio. Como se infiere sin dificultad del resumen previo, el gobierno nacional quedó directamente en propiedad de un vasto porcentaje de los activos del sector eléctrico, a cambio de deudas y obligaciones adquiridas por las empresas. Naturalmente, estas decisiones, dirigidas a conjurar la crisis del apagón, no pretendían la centralización ni tampoco la prestación monopólica del servicio como objetivo de la política pública. Por el contrario, en coherencia con el nuevo modelo económico que se estaba implantando, se orientarían a facilitar la posterior privatización de dichos activos. La ley 142 es un texto denso de 189 artículos, con sus muchos parágrafos, que establece el nuevo marco normativo e institucional de los servicios públicos domiciliarios, en los que se involucra toda la cadena del sector eléctrico y se disponen medidas específicas para este último. Entre las disposiciones adoptadas cabe destacar las siguientes: ‹

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Entre sus principios se destacan la prestación eficiente, la libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante, el estímulo a la intervención de los particulares en la prestación de los servicios públicos y esquemas de subsidios a los usuarios con capacidad insuficiente de pago. Las empresas de servicios públicos mixtos se definieron como aquellas en las cuales el Estado (nación, entidades territoriales o descentralizadas) contara con aportes de 50% o más; y las privadas en las que el capital perteneciera mayoritariamente a los particulares. En relación con la posición dominante, se definió que "es la que tiene una empresa de servicios públicos respecto a sus usuarios; y la que tiene una empresa, respecto al mercado de sus servicios y de los sustitutos próximos de éste, cuando sirva el 25% o más de los usuarios que conforman el mercado" (artículo 14.13). En cuanto al régimen jurídico, el artículo 17 ordenó que podrían ser sociedades por acciones o empresas industriales y comerciales del Estado si esa fuera la decisión de sus propietarios; igualmente, se dio un plazo de dos años para transformar, según alguna de las dos modalidades anteriores, las empresas existentes (artículo 180), y de dieciocho meses para constituir nuevas en las que anteriormente la nación o las entidades territoriales hubieran estado prestando el servicio directamente (artículo 182). Para este

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último objeto se autorizó convertir en acciones los bienes de las propietarias anteriores, así como los pasivos de las empresas con ellas (artículo 183), con el fin de aportar a la capitalización de las que se constituyeran. En consonancia con el nuevo esquema jurídico adoptado para las empresas, se decidió que todos los aportes efectuados por las diversas entidades del Estado se regirían por las normas del derecho privado (artículo 27.7), así como los actos de las empresas, con independencia del porcentaje de participación de las entidades públicas en el capital de las sociedades, excepto disposiciones muy específicas (artículo 32). En el mismo sentido se estableció que en las empresas privadas o mixtas sus trabajadores tendrían el carácter de particulares (artículo 41). En relación con el control fiscal, se ordenó que en las empresas con aportes de la nación, de las entidades territoriales o de las descentralizadas, la Contraloría General de la República o las contralorías territoriales, según sus ámbitos de competencia, ejercerían la vigilancia exclusivamente sobre los bienes, los actos y los contratos referidos a dichos aportes en tanto que las empresas no decidieran contratar mediante concurso público, previa aprobación de la instancia judicial correspondiente al nivel territorial respectivo, empresas privadas colombianas (artículo 27.4). Así mismo, a las empresas se les ordenó la presentación de un plan de gestión y resultados para efectos del control por parte de las auditorías externas y ateniéndose a los criterios y metodologías definidos por las comisiones de regulación (artículo 52). En lo referente a los aspectos institucionales relativos a la definición de políticas, la supervisión y la regulación, se estableció un esquema conformado, en su orden, por el respectivo ministerio sectorial, la correspondiente comisión de regulación y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. A esta última se le asignó, entre muchas otras y dispersas funciones, la de tomar posesión de una empresa ante el hecho que no prestara el servicio con la continuidad y calidad debidas y en otras circunstancias definidas en la ley (artículos 59 y 60). En el caso específico del sector eléctrico, además, se ordenó organizar la Unidad Administrativa Especial de Planeación Minero Energética (Upme) con el mismo régimen jurídico de las comisiones de regulación y con las funciones que venía desarrollando; se organizó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), con la presidencia del ministro de Minas y Energía, la participación del ministro de Hacienda y Crédito Público y el jefe del Departamento Nacional de Planeación (DNP) (o de sus respectivos

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delegados) y tres expertos designados por el presidente de la República para periodos de tres años (artículo 71). Entre las muy amplias funciones de regulación y fijación de tarifas asignadas a la Creg, así como a las otras comisiones reguladoras, se le ordenó la "liquidación de empresas monopolísticas oficiales (…) y otorgar a terceros el desarrollo de su actividad, cuando no cumplan los requisitos de eficiencia a los que se refiere esta ley" (artículo 73.15). La Creg fue autorizada, además, para fijar la metodología para que las empresas presentaran una evaluación de su viabilidad empresarial en el periodo de transición de dos años, que de no ser satisfactorio implicaría la adopción de un plan general de reestructuración financiero y operativo (artículo 181). Se autorizó para reformar y escindir a ISA, dividiéndola en una empresa dedicada exclusivamente al mantenimiento y operación de su red de transmisión e interconexión; y otra a las actividades de generación, que sería de capital mixto. Igualmente se crearon, con ello, las entidades y dependencias especializadas en cada uno de los aspectos, como el centro nacional de despacho y el Consejo Nacional de Operación (artículo 167 y siguientes).

El régimen específico para el sector eléctrico se condensó en la ley 143, expedida el 12 de julio de 1994, y reafirmó, naturalmente, los preceptos y conceptos de esta última, pero especificó también aspectos de mucha importancia para el futuro devenir del sector. Cabe resaltar lo siguiente: ‹

‹

Se consignó, de nuevo, la función del Estado de promover la libre competencia, impedir abusos de posición dominante, regular las situaciones de monopolio natural en las que no se pudiera introducir la competencia, alcanzar mayor cobertura en los estratos de menores recursos y asignar recursos para ese propósito (artículo 3º). Para esos objetivos se autorizó la prestación de servicios por agentes públicos, privados o mixtos, con libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia (artículo 7º), con autonomía administrativa, patrimonial y presupuestal y con el régimen de contratación aplicable al derecho privado (artículo 8º). Se precisaron las definiciones, requeridas y necesarias, para el funcionamiento y la operación de las actividades del sector, tales como: sistema interconectado nacional, red nacional de interconexión y redes regionales y de distribución, mercado mayorista, libertad regulada, usuarios regulados y no regulados, centro nacional de despacho y centro regional, consumo de subsistencia y zonas no interconectadas (artículo 11 y capítulo VII). Igualmente, se concretaron las funciones de la Upme, las que no habían sido

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tratadas en la ley de servicios públicos domiciliarios (artículo 16), y se adoptó el marco para la definición de los sistemas de tarifas (capítulos VIII y IX). Se le otorgó al gobierno nacional la posibilidad de asumir por su cuenta y riesgo la construcción y explotación de proyectos del plan de expansión de referencia del sector eléctrico nacional "que no hayan sido escogidos por otros inversionistas" (artículo 18). Se modificó la composición de la Creg que había ordenado la ley 142, expedida el día anterior, en relación con el nombramiento de cinco expertos por periodos de cuatro años (artículo 21). Además se insistió, entre las funciones de la Creg, la de "determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia" (artículo 23.b), entre las cuales se encuentra la apertura del sistema de tarifas a un mercado competitivo. Se volvió a autorizar al gobierno nacional lo que ya se había dispuesto en la ley 142 expedida el día anterior, para modificar el objeto social de ISA y dividirla en una empresa de interconexión y transmisión y otra de generación de economía mixta (artículo 32). Se determinó, para el futuro del sector, lo que constituiría una norma fundamental para poner en funcionamiento la concepción de las reformas adoptadas (su desintegración monopólica) en los siguientes términos: "Las empresas que se constituyan con posterioridad a la vigencia de esta ley con el objeto de prestar el servicio público de electricidad y que hagan parte del sistema interconectado nacional no podrán tener más de una de las actividades relacionadas con el mismo con excepción de la comercialización que puede realizarse en forma combinada con una de las actividades de generación y distribución" (artículo 74). Se autorizó a la nación y a las entidades descentralizadas para constituir o hacer aportes de capital a entidades vinculadas al sector, con base en los aportes recibidos de los procesos de saneamiento financiero y de enajenación (artículo 79). En el proceso de negociación legislativa, para lograr la aprobación de esta ley, también se autorizó a la nación para capitalizar Urrá y crear una serie de subsidios y cofinanciaciones en ciertas áreas y zonas del país.

En consecuencia, el modelo de reformas del sector eléctrico colombiano en los años 1990 implementó, con particularidades, el mismo que se realizó en la mayoría de países de América latina, con los siguientes rasgos: ‹

Suprimir el monopolio estatal hasta entonces existente en la prestación del servicio, desintegrar en segmentos los diferentes eslabones de la cadena

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

para introducir en lo posible las reglas del mercado y promover la participación del capital privado, tanto nacional como internacional, en coherencia con las concepciones de apertura y liberalización afines al Consenso de Washington y acordes con el proceso de globalización. Crear nuevas instituciones y reglas para propiciar el funcionamiento del sistema del mercado, reservándole al Estado el rol central de supervisión y regulación y sólo un papel secundario en la prestación directa del servicio de energía. Con todo, el nuevo marco institucional y económico del sector eléctrico colombiano no derivó hacia una privatización radical de todos los eslabones de la cadena y mantuvo una configuración mixta en la cual el Estado conservó un alto control directo de las actividades de generación y, no obstante las privatizaciones realizadas a lo largo de los años 1990, aún sigue manteniendo una participación considerable en la propiedad y operación de las empresas distribuidoras a escala regional y local.

El cuadro 2.4 ilustra, en forma general, la ubicación actual de Colombia en el contexto de las reformas eléctricas adoptadas en América latina. Allí se clasifica al país como un sistema de propiedad mixta en sus opciones de propiedad (como Brasil y Nicaragua), aunque con una participación horizontal débil; y como un mercado abierto en relación con sus opciones de funcionamiento. Es importante anotar, según la clasificación de dicho cuadro, que actualmente no existe ningún país latinoamericano con control central ni en sus opciones de propiedad ni de funcionamiento, y que países como Chile, pionero en la adopción de reformas privatizadoras del sector eléctrico desde los años 1980, permite la integración vertical en los procesos de operación. Resulta significativo también que los países más abiertos a la propiedad y a la operación privadas son los de menor tamaño económico, además de Argentina, los que no cuentan realmente con más opciones debido a sus características específicas de ser economías más abiertas y sujetas a los dictámenes de los mercados internacionales.

2.3 CRÍTICAS Y RESPUESTAS A LOS RESULTADOS DE LAS REFORMAS Además de los cuestionamientos generales a las reformas eléctricas adoptadas en América latina, que se presentaron en la sección anterior, la reforma adoptada en Colombia fue criticada por sus resultados limitados y se generaron muchas alarmas por su falta de sostenibilidad. En relación con el segmento de distribución se argumentó que los acuerdos políticos impidieron la privatización de la mayoría de las empresas

Guyana Uruguay Venezuela

Jamaica Trinidad y Tobago Honduras

Paraguay

Haití

Granada

Ecuador

Surinam

Costa Rica*

Barbados

Cuba

Con o sin desintegración vertical estricta (incompatibilidad de funciones). Con participación horizontal débil. Con participación horizontal fuerte.

permitida

Integración vertical

Guatemala**

de funciones

Nicaragua

Brasil

Colombia**

R. Dominicana

Perú**

El Salvador**

Chile**

Panamá**

Bolivia**

con incompatibilidad

MERCADO ABIERTO

Argentina***

INTEGRADA AUTÓNOMA

Segmentación vertical

COMPRADOR ÚNICO

OPCIONES DE FUNCIONAMIENTO CONTROL CENTRAL

Fuente: con base en Olade. 2004. "Competencia en mercados energéticos: una evaluación de la reestructuración de los mercados energéticos en América latina y el Caribe". Diciembre.

* ** ***

PROPIEDAD ESTATAL EXCLUSIVA

PROPIEDAD MIXTA

PROPIEDAD PRIVADA

OPCIONES DE PROPIEDAD

CUADRO 2.4 Posición actual de los sistemas eléctricos CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA 73

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

distribuidoras, por lo que siguieron sujetas a las influencias políticas que habían predominado en las etapas anteriores (BID. 2001: 189). En efecto, la información sistematizada por el BID muestra que a principios de la década actual la participación del sector privado colombiano en la fase de distribución era de 50%, inferior a la de países como Argentina, Perú, Brasil o Chile. Sin embargo, en comparación con el conjunto de países de América latina, se ubicaba en el promedio, lo que responde al "sistema mixto" adoptado en el país, al cual se ha hecho referencia con anterioridad (véase el cuadro 2.5). Las influencias políticas, especialmente las derivadas de los poderes políticos regionales para lograr en su beneficio contratos o nombramientos de personal en el sector y propiciar la corrupción, merecen toda la atención y deben ser enfrentadas con estatutos transparentes de contratación, amplia información ciudadana y el nombramiento de los funcionarios con base en méritos, conocimiento y experiencias. Hay que mencionar también que las empresas privadas no han escapado a la adopción de prácticas corruptas, en casi todos los países, para buscar ser favorecidas por contratos, concesiones y licitaciones. En los primeros años de la década de 2000, la reforma eléctrica adoptada en Colombia fue cuestionada, muy intensamente, en cuanto a su sostenibilidad,

CUADRO 2.5 Participación del sector privado en la industria eléctrica, 2000 (en porcentaje) PAÍS

Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Costa Rica Ecuador El Salvador Guatemala Jamaica México Paraguay Perú República Dominicana Trinidad y Tobago Uruguay Venezuela Fuente:

BID.

2001.

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

60 90 30 90 70 10 20 40 50 20 10 0 60 60 40 0 20

100 90 10 90 10 0 0 0 0 0 0 0 20 0 0 0 10

DISTRIBUCIÓN

70 90 60 90 50 10 30 100 100 0 0 0 80 50 0 0 40

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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no obstante los enormes avances que hasta entonces se habían logrado. Las principales amenazas a la continuidad y profundización de las reformas se plantearon en los siguientes términos (véase Ayala y Millán. 2003): ‹

La crisis financiera de las empresas de distribución, con la excepción de EPM, Epsa y Codensa, podría poner en peligro la solvencia financiera y las

‹

‹ ‹

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propias bases del mercado. El mercado energético mayorista atravesaba por dificultades debido a su alta dependencia del recurso hidroeléctrico, que se manifestaba en un poder dominante y en altas volatilidades de precios. La falta de seguridad en el suministro del servicio. La crisis en los organismos de regulación y de control, ante problemas en la gestión de la Creg y el deterioro de su credibilidad, y el desprestigio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, por su fracaso en asegurar el funcionamiento continuo y normal en las empresas que había intervenido. La alta concentración de los recursos del sector privado y sus escasos montos de inversión adicional, lo que al final conducía a mayores costos y a un menor nivel de competencia.

Ninguna de las amenazas reseñadas debe ser subestimada y es necesario conjurarlas si se pretende consolidar, como parece ser el propósito del gobierno y de los agentes que intervienen en el sistema, el nuevo modelo de mercado adoptado. Lo anterior no significa, sin embargo, que hubiera estado amenazada la sostenibilidad de las reformas sino, como siempre, que era necesario seguir avanzando en su desarrollo. Con independencia de la conformidad con los fundamentos y la trayectoria que han tenido dichas reformas, los asunto aún pendientes en la agenda se refieren a los costos de prestación del servicio, el control oligopólico de algunos segmentos de la cadena ante las deficiencias reguladoras, los incrementos de las tarifas para los usuarios finales, especialmente para los estratos más pobres, y la necesidad de extender la cobertura a las zonas no interconectadas. En poco más un decenio, con todos los problemas anotados, y aún por resolver, se modificó fundamentalmente la estructura del sector eléctrico colombiano y se avanzó en forma sustancial en la instauración de un mercado muy complejo en los diferentes eslabones de la cadena con sus respectivas instituciones. Como parte de ello, se diversificaron las fuentes de oferta con el fin de disminuir la dependencia de los recursos hídricos. Entraron en operación nuevas

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

plantas para satisfacer la demanda, 55% de las cuales provino de los aportes del capital privado. El sector dejó de ser, en gran medida, fuente de dificultades fiscales y de sobreendeudamiento con sus implicaciones negativas sobre la estabilidad macroeconómica del país. Ciertamente, hay aún una concentración muy alta en la capacidad de generación y en el control de la red del sistema de transporte, pero falta por evaluar más objetivamente los impactos que ello tiene sobre los consumidores (en relación con estos aspectos, véase Upme. 2004).

BIBLIOGRAFÍA AYALA, ULPIANO Y JAIME MILLÁN. 2003. La sostenibilidad de las reformas del sector eléctrico en Colombia. Fedesarrollo, Bogotá. BANCO MUNDIAL. 2004. Reforming Infrastructure, www.worldbank.org. BID. 2001. El motor del crecimiento: progreso económico y social en América latina. Banco Interamericano de Desarrollo. Informe 2001. –––––––––. 2000. Estrategia para el sector energía. Washington, marzo. CEPAL. 2001. Una década de luces y sombras: América latina y el Caribe en los años noventa. Naciones Unidas. Alfaomega. –––––––––. 2000. Estudio económico de América latina y el Caribe. Naciones Unidas, Santiago de Chile. EEB. 1966-2007. Síntesis de las Actas de la Junta directiva. FLÓREZ ENCISO, LUIS BERNARDO. 2005. Colombia: economía, política económica y economistas. Bogotá, junio. –––––––––. 2001. Economía y Estado social de derecho. Asocajas, Bogotá. –––––––––. 1992. Informe de terminación del préstamo de ajuste del sector eléctrico. FEN, Bogotá, mayo. MALDONADO, PEDRO Y RODRIGO PALMA. 2004. Seguridad y calidad del abastecimiento eléctrico a más de 10 años de la reforma de la industria eléctrica en países de América del Sur. Cepal, Santiago de Chile. MILLÁN, JAIME. 2006. Entre el mercado y el Estado: tres décadas de reformas en el sector eléctrico de América latina. Banco Interamericano de Desarrollo, Washington. OCAMPO, JOSÉ ANTONIO Y JUAN M. MARTÍN. 2004. América latina y el Caribe en la era global. Naciones Unidas. Alfaomega, Bogotá. OLADE. 2004. Competencia en mercados energéticos: una evaluación de la reestructuración de los mercados energéticos en América latina y el Caribe.

CONTEXTO INTERNACIONAL E INTERNO EN LA TRANSFORMACIÓN DE LA EMPRESA

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CAPÍTULO 3 LA EMPRESA ANTES DE SU TRANSFORMACIÓN Este capítulo presenta los antecedentes más importantes que condujeron a la transformación de la Empresa en 1997. Para ese propósito, en la primera sección se examina el muy crítico desempeño financiero que venía teniendo hasta entonces; y, en la segunda, el desempeño de gestión, referido en particular a los diversos convenios a los que debió comprometerse, así como las decisiones institucionales y normativas que dieron lugar a su nueva organización jurídica y empresarial.

1. EL DESEMPEÑO FINANCIERO Antes de su capitalización y transformación, la Empresa afrontaba muchas dificultades para subsanar su desequilibrio financiero, que venía de años atrás. La causa de los desequilibrios se remitía, en orden de importancia, a las decisiones de construir Chivor I, Mesitas II y El Guavio, donde desde los años 1970 le apostó a aumentar 76% su capacidad instalada, lo que representaba siete veces sus activos (García. 2000: 29). Durante la década de 1980, la EEB afrontó un cambio sustancial en su situación económica, originado en la necesidad de acometer grandes proyectos de inversión. La magnitud de los recursos y las características de la financiación requerida para adelantarlos rebasaron ampliamente no sólo la capacidad de generación de fondos propios, sino las posibilidades del mercado financiero nacional, principalmente con la FEN, lo que llevó a la Empresa a un alto endeudamiento con la banca multilateral. Este endeudamiento se afectó por la devaluación, que en los años 1980 llegó a 51,2% y repercutió considerablemente sobre su monto en pesos colombianos. Ante sus necesidades de refinanciación debió recurrir a financiaciones transitorias mediante la utilización de recursos 79

LA EMPRESA ANTES DE SU TRANSFORMACIÓN

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años y un presupuesto de US$1.350 millones, pero en realidad tardó once años y requirió un presupuesto de US$3.000 millones de dólares, lo que representa un desfase considerable respecto a la planeación inicial. Este sobrecosto se debió, en parte, a los costos financieros antes de que la planta generase su primer kilovatio, además de imprevistos geológicos y múltiples irregularidades administrativas (Mora. 1999). La necesidad de expansión de la Empresa requirió grandes montos de recursos, especialmente de deuda, debido al déficit en la generación de fondos propios. Aspecto importante en las necesidades de inversión en El Guavio es que fueron mayores a las previstas originalmente, lo que sumado al incremento en los costos y las fechas límite para iniciar el pago de los principales créditos que financiaron el proyecto, condujeron a iniciar las amortizaciones durante el mismo periodo de construcción, lo que impidió contar con fondos propios para respaldar el servicio de la deuda. El elevado nivel de endeudamiento, que en 1995 llegaba a US$1.760 millones, fue factor detonante de la crisis financiera. A partir de 1996 se consideraba que en los siguientes cuatro años se presentaría una elevada concentración del servicio de deuda (véase la gráfica 3.1). Además, con base en varios estudios realizados por la Empresa, se estimaba que tendría un flujo de caja libre positivo del orden de US$1.500 millones en el periodo 1996-2015, lo que era insuficiente para pagar un servicio de deuda del orden de los US$1.750 millones, incluyendo una amortización de cerca de US$1.300 millones en los siguientes cuatro años2. La Empresa tenía ingresos insuficientes por venta de energía, a causa de unas tarifas bajas y distorsionadas en comparación con los costos incrementales a largo plazo, que eran la base para la remuneración del servicio. En efecto, las tarifas que cobraba a sus clientes, especialmente los residenciales, y que representaban 48% del mercado en 1996, eran muy inferiores al costo de prestación del servicio, lo que según un estudio financiero del periodo 1990-1995 originaba un déficit cercano a los 500 millones de dólares (EEB. 1998: 14). En 1997 las tarifas representaban únicamente 84% de lo que la Creg definió como el costo de referencia, según el cual para el sector residencial las tarifas para los estratos 1, 2 y 3 se localizaban en el rango denominado de subsistencia. Esto significaba que 23% de toda la energía se vendía aproximadamente a 15% del costo, y que al sector residencial se le otorgaba anualmente un subsidio neto de US$100 millones (EEB. 1997a: 10).

2

Acta Junta directiva 1251, 9 de mayo de 1996.

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GRÁFICA 3.2 Pérdidas de energía de la EEB, 1995-1997

Fuente: EEB. 1997c.

diferente con las demás entidades acreedoras, ya que tanto el BID como el Birf, ante las solicitudes hechas por la Empresa de refinanciar la deuda y obtener nuevos recursos, afirmaron que la reestructuración no era factible. A mediados de la década de 1990, entonces, la banca multilateral cerró sus líneas de apoyo financiero al sector; como resultado de esta situación, la Empresa no disponía de las fuentes de crédito requeridas, a lo que se sumaban las dificultades fiscales del gobierno nacional y del Distrito. El diagnóstico hecho por esa época muestra que ante la ausencia de los esquemas de financiación tradicionales y para cumplir con el plan de expansión previsto para 1995-2000, a diciembre de 1996 se presentaría un déficit del orden de US$1.150 millones (EEB. 1997a: 11). A mediados de la década de 1990 el detrimento financiero era crónico, la Empresa no contaba con los recursos suficientes para cubrir los intereses acumulados de la deuda desde 1993 hasta 1997 ni con recursos adecuados para su operación. Obviamente, en ese contexto financiero había serios problemas para adelantar el programa de funcionamiento y expansión, que requería una inversión muy alta para su ejecución, aun cuando se estimaba que era indispensable para evitar que a corto plazo hubiese restricciones en la prestación del servicio eléctrico (EEB. 1997a: 9). Dados los esfuerzos y recursos financieros dedicados a las inversiones en generación, en particular en El Guavio, en las áreas de distribución y transmisión

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miento de los compromisos adquiridos, la FEN informó sobre un nuevo convenio en el que la EEB debería haber cancelado, antes de noviembre de 2003, sus deudas pendientes, un plazo definitivo para la terminación de El Guavio que no fuera más allá del 30 de noviembre de 2002, así como para la reorganización institucional y de gestión. Pero, además de lo anterior, se estableció lo siguiente: "antes del 15 de noviembre de 1993, la EEB deberá presentar los cronogramas de acciones para estimular la participación privada en la prestación de servicios de la Empresa y en el desarrollo de los negocios de generación, transmisión y/o distribución por parte de empresarios privados" (EEB. 2003a: 298). Es de observar que el cumplimiento de estos compromisos no se hizo en las fechas acordadas. En esas épocas hubo un intenso debate sobre los verdaderos montos de endeudamiento de las empresas del sector eléctrico, cuyos cálculos diferían entre el DNP, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y el Banco de la República. Un detallado y oportuno informe de El Tiempo, elaborado por Silverio Gómez y Hermógenes Ardila, señaló lo siguiente: "cada día las empresas del sector eléctrico están más lejos de pagar su deuda externa e interna con sus propios recursos, o sea, con tarifas, además de tener que cubrir su también cada vez más pesada carga laboral y la inversión para satisfacer las necesidades futuras (EEB. 2003a: 288). El 4 de agosto de 1995, la nación, el Distrito y la Empresa firmaron el convenio que resulta ser el antecedente más significativo para la transformación de esta última. En dicho convenio, después de reconocer y recabar sobre su crítica situación financiera, y sobre su precaria generación de recursos propios, se decide, entre otros aspectos, lo siguiente (EEB. 2003a: 308): a. b. c. d. e.

Transformarla, previa autorización del Concejo Distrital, en una empresa por acciones. Capitalizarla con aportes de la nación y de Isagen. Reestructurar o refinanciar su deuda y apoyarla con la garantía de nuevos préstamos de la nación. Escindirla en una empresa de generación y otra de distribución. Lograr la vinculación de capital privado en las nuevas empresas.

Para el efecto, el 19 de diciembre de 1995 la comisión de presupuesto del Concejo Distrital otorgó su aprobación, con algunas modificaciones, para transformar la Empresa en una sociedad por acciones. Y el 23 de diciembre de ese año expidió el Acuerdo, luego numerado como Acuerdo 1 de 1996, en el cual dispuso, en un contexto general muy libre y amplio:

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Etapa 2. Desarrollo de la nueva estructura corporativa: en esta etapa se define y valida una nueva estructura empresarial teniendo en cuenta los negocios existentes en la EEB actual; así mismo, se proponen las opciones organizativas respectivas y se identifican y recomiendan alternativas de vinculación de capital privado. Etapa 3. Ejecución del esquema de vinculación de capital privado: se elaborará la versión final del documento de capitalización, se identificarán los inversionistas potenciales, nacionales y extranjeros, se harán las visitas de inspección por parte de los inversionistas interesados, se efectuará la convocatoria para la colocación de acciones, se evaluarán las propuestas y se realizarán los contratos correspondientes.

Para llevar a cabo las tres etapas decididas, la Empresa conformó un comité de coordinación del proceso, que trabajaría con el apoyo de un consorcio conformado por un consultor externo y una banca de inversión. En la sesión de la Junta del 9 de mayo de 1996 se recomendó que todo el proceso debería haber culminado antes del cambio de la administración distrital. En la medida en que la ley 142 había establecido un plazo máximo para transformar las empresas de servicios públicos en sociedades por acciones, el 31 de mayo de 1996 se creó la nueva sociedad, con un capital aproximado de US$1.800 millones, y conformada por los siguientes accionistas (en porcentajes de participación): Distrito Capital, 90,6%; nación, 9,3; ETB, 0,05; EAAB, 0,01; FEN y asociaciones, el resto. En desarrollo de las etapas acordadas, en octubre de 1996 se adjudicó al consorcio compuesto por el banco de inversión Rothschild, la empresa de consultoría y auditoría Coopers and Lybrand y la firma de abogados Whyte & Case las asesorías relativas para las propuestas de transformación y capitalización de la Empresa, remunerado con base en un costo fijo a cargo del Ministerio de Minas y Energía y una comisión de éxito que sería pagada por los inversionistas. En su primera iniciativa, el consorcio propuso la separación de la EEB en dos compañías, una encargada de la generación y la otra de la distribución. En noviembre de 1996, después de analizar el Informe presentado por el gerente Paulo Orozco Jaramillo, la Junta consideró que se podía optar por una estructura con las siguientes características: primera, una compañía matriz, la EEB, que actuaría como vehículo financiero para manejar la participación en las nuevas subsidiarias y las otras inversiones; segunda, dos subsidiarias de generación con un inversionista estratégico privado (una para El Guavio y otra para el resto del sistema); tercera, una subsidiaria de distribución y comercialización con participación de un inversionista estratégico privado; y, cuarta, una subsi-

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CUADRO 3.1 La EEB hasta 1997 Hasta 1997, la EEB era una empresa integrada verticalmente, cuyo objetivo era generar, transportar y distribuir energía en la ciudad de Bogotá y en la zona rural de los departamentos de Cundinamarca, Boyacá, Tolima y Meta, con más de 96 municipios. Ese año tenía una capacidad de generación de 2.515 Mw, equivalente a 23% de la capacidad total, siendo la mayor empresa generadora del país, con ocho centrales hidroeléctricas y una central termoeléctrica. De las ocho hidroeléctricas, siete son filo de agua, y la otra es el segundo mayor embalse del país (El Guavio). La capacidad hidráulica instalada estaba compuesta por la Cadena antigua (548,8 Mw), que incluye las centrales de Canoas (50 Mw), Laguneta (72 Mw), Salto I (56,8 Mw), Salto II (70 Mw) y Colegio (300 Mw); la Cadena Nueva (580,5 Mw), compuesta por las centrales de La Guaca (310,5 Mw), Paraíso (270 Mw); y la Central del Guavio (1.150 Mw). Las dos cadenas son alimentadas por el río Bogotá, aguas abajo de la ciudad, lo que les permite contar con un caudal bastante estable. La capacidad térmica estaba dada por la central térmica Martín del Corral (Termozipa, 235,5 Mw) que contaba con cuatro unidades. Las dos cadenas utilizan agua del sistema agregado de embalses que conforman los embalses de El Sisga, Neusa, Tominé, Chuza y El Muña. En transmisión, la EEB tenía en 1997 un total de 692 km de líneas de 230 Kv (aproximadamente 8% del total nacional). En distribución cubría un área de 14.087 km2, de los cuales 1.587 km2 corresponden a zonas urbanas; y tenía un total de 1'536.036 suscriptores, equivalentes a 21,7% del total nacional. Además, brindaba el servicio de comercialización de energía a un grupo de grandes clientes en diferentes partes del país, conectados a redes de distribución de otras empresas. Fuente: Fainboim. 2000: 7.

1) ordenarle presentar un plan de reestructuración para transformar la entidad, con todos sus fundamentos financieros y operativos; 2) asegurar la obtención de los recursos necesarios para la cancelación de las obligaciones laborales, operativas y financieras; 3) en ese contexto, evaluar la incorporación de capital privado y la escisión de sus actividades, con un cronograma de ejecución. Para todo lo anterior, la Creg le concedió un plazo máximo de dos meses. Y concluyó lo siguiente: "En caso de ser improbado el plan de reestructuración, o en caso de incumplimiento del plan de reestructuración que se haya aprobado, la Creg hará uso de la facultad de ordenar la liquidación o la escisión de las actividades que desarrolla

Resultados

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ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

Se convirtió en Empresa mixta de servicios públicos, como sociedad por acciones. Se dio inicio al proceso de transformación, según lo acordado por el Concejo de Bogotá.

Distrito Capital. Departamento Nacional de Planeación. Ministerio de Minas y Energía. Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Banca de inversión. Iniciar el proceso de reestructuración, que contemplaba la escisión en dos empresas, una generadora y otra distribuidora. Transformarla en sociedad por acciones.

EEB

Transformación de la EEB ESP en una sociedad por acciones. Escindirla en una empresa de generación y otra de distribución.

Integrada verticalmente: todos los eslabones del servicio bajo el manejo de una sola empresa. Empresa industrial y comercial del Distrito Capital.

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Se elaboró el cronograma de transformación.

Iniciar el proceso de reestructuración, que contemplaba la capitalización de la Empresa y la vinculación de un inversionista estratégico.

Banco Mundial. Birf. Gobierno nacional. Otros créditos menores.

FEN, línea Cadex.

Ingresos corrientes deprimidos por el alto nivel de subsidios a las tarifas. Altos egresos por servicio de la deuda. Concentración del servicio de la deuda en el periodo 1996-2000. Imposibilidad de acceso a nuevos créditos. Solucionar el problema de los subsidios en las tarifas. Reestructuración y/o refinanciación de la deuda. Vinculación del capital privado.

ESTRUCTURA FINANCIERA

CUADRO 3.2 Matriz de 1996

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Realizar proyectos de mejora administrativa, como un sistema integrado para suministros y un sistema de información financiero. Se continuó con el programa general de reducción de pérdidas, en el marco del plan de desarrollo la Empresa. Se culminaron proyectos para mejorar la gestión administrativa y fortalecer controles. Las pérdidas se redujeron de 25,4% en 1995 a 22,7% en 1996.

Racionalizar el esquema de tarifas, acorde con las políticas de subsidios. Racionalizar la estructura de costos, aumentar la productividad y mejorar la gestión administrativa y comercial. Reducir pérdidas de energía. ISA. Isagén.

Pérdidas de energía del 22,7%. Tarifas por debajo del costo de prestación del servicio, principalmente en el sector residencial. Deficiencias administrativas en manejo de información y control.

ESTRUCTURA DE GESTIÓN

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CAPÍTULO 4 GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA INTRODUCCIÓN Una vez concluida la capitalización en octubre de 1997, la EEB experimentó un cambio radical en su misión y en sus objetivos, como organización y como negocio. En efecto, la reorganización de su estructura corporativa y su capitalización por parte de agentes privados condujeron a que el negocio operativo se concentrara en la transmisión de energía eléctrica. Por otra parte, los servicios de generación, distribución y comercialización quedaron en manos de Emgesa y Codensa, las nuevas empresas. La estructura legal, operativa y financiera adoptada en 1997 llevó a la creación de uno de los consorcios energéticos más importantes de Colombia, en cabeza de la nueva Empresa, que con su modelo de gestión público-privado incorporó los incentivos de productividad del sector privado y las metas de bienestar social del sector público. Este nuevo sistema de gestión se dirige a garantizar inversiones que generan valor para la empresa y se convierte en fuente de ingresos para sus accionistas, el principal de ellos el Distrito Capital. Como sostiene un destacado analista de este asunto, los esquemas mixtos, como el adoptado por la EEB, “tienen la virtud de que pueden combinar las ventajas de los dos modelos extremos de propiedad (pública y privada), sin incorporar sus defectos. La presencia de accionistas privados mayoritarios garantiza una gestión más eficiente de las empresas; y la existencia de accionistas públicos es una garantía de cumplimiento de sus responsabilidades sociales” (Fainboim. 2000: 4). Este cambio en términos de propiedad y marco legal y de gestión se vio reflejado, obviamente, en la estructura de las finanzas de la Empresa: antes de su transformación tenía como principal fuente de ingresos su negocio operativo, 93

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conformado por todos los eslabones del negocio; después, los ingresos empezaron a provenir principalmente del negocio no operativo, que consiste en el manejo de la propiedad accionaria en varias empresas, en un principio resultantes de las decisiones de 1997. No obstante, en los últimos diez años ha habido una importante expansión y diversificación hacia otras actividades, tanto en el ámbito nacional como en el internacional. Este capítulo resume, primero, las decisiones adoptadas en 1997, conducentes al proceso de transformación y capitalización de la Empresa y, en particular, las que determinaron la incorporación de capital privado, con base en los antecedentes relatados en el capítulo anterior. Segundo, expone las condiciones macroeconómicas que registró la economía colombiana a lo largo del último decenio, como marco contextual para analizar el desempeño financiero del nuevo grupo empresarial. En la tercera sección se hace un examen detallado de la evolución financiera de la Empresa durante los últimos diez años y el efecto que sobre ella tuvo el proceso de capitalización ocurrido al inicio de este periodo. Esta sección se basa tanto en los informes de gestión y en los reportes de la Empresa en esos años, como en los Informes de control fiscal de auditoría elaborados por la Contraloría General de Bogotá durante la última década. La cuarta sección analiza los aportes de la Empresa a sus accionistas como efecto de los dividendos obtenidos y de los procesos de reducción de capital que se han presentado, y examina las polémicas alrededor de estos últimos.

1. EL PROCESO DE TRANSFORMACIÓN DE 1997 Las decisiones de 1996, reseñadas en el capítulo anterior, condujeron en septiembre y octubre de 1997 al proceso de transformación y capitalización de la EEB. Como requisito previo a este proceso fue necesario cumplir diversas actividades, de acuerdo con el marco normativo existente y con base en las propuestas de los consultores y asesores contratados por la Empresa. En esta sección se presentan, primero, los diversos aspectos relativos a la capitalización; y, segundo, se examinan los resultados y beneficios que se derivaron de ella.

1.1 LA CAPITALIZACIÓN En 1997 la trayectoria se materializó con las decisiones adoptadas por la Asamblea de accionistas y por la Junta directiva en la primera parte del año. En su

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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reunión del 24 de enero, la Asamblea aprobó la estructura final de organización, con la EEB S.A. ESP como casa matriz y, a su vez, encargada del negocio de transmisión, una nueva empresa de generación (Emgesa) y una nueva empresa de distribución y comercialización (Codensa). Igualmente, definió las bases del esquema de capitalización de acuerdo con los siguientes preceptos: 1.

Destinar los recursos de capitalización para cancelar principalmente las deudas existentes.

2.

Definir una participación de hasta 49% en el capital de las nuevas empresas por parte de los inversionistas privados.

3.

Adelantar un proceso de precalificación de los nuevos inversionistas con base en criterios legales, técnicos y financieros.

4.

Garantizarles a los inversionistas privados el control operativo de las nuevas empresas.

5.

Ofrecerles un porcentaje de acciones a los trabajadores de la EEB y a sus organizaciones.

6.

Posteriormente, en su reunión del 16 de mayo, aprobó la creación de los dos nuevos establecimientos antes referidos y decidió que deberían operar en forma independiente, como establecimientos de comercio de la EEB, hasta producirse la capitalización y la consiguiente creación de las nuevas sociedades. Esta decisión se formalizó en la sesión de la Asamblea del mes de septiembre (EEB. 1997: 40-43).

Por su parte, en la sesión del 10 de enero la Junta directiva indicó que el proceso de transformación y de vinculación del capital privado debería culminar en septiembre y decidió que la deuda de la Empresa sería redistribuida entre las subsidiarias. El 21 de enero acordó recomendar a la Asamblea de accionistas el esquema de reestructuración basado en lo propuesto por las firmas asesoras, que consistía en una empresa matriz y dos filiales: una encargada de la generación (Emgesa) y la otra de la distribución y la comercialización (Codensa). Ello implicaba la reasignación de deuda y la redistribución de los empleados entre las empresas que se organizarían con la nueva estructura. El 20 de febrero, el alcalde Antanas Mockus (1995-1997) indicó que al tiempo que se incentivaba la participación del capital privado, ofreciéndolo el control, era necesario suscribir un acuerdo en algunos aspectos estratégicos entre el Distrito y el inversionista estratégico que se seleccionara; igualmente, se acordó que la oferta incluiría el objetivo de capitalizar la Empresa en un total de 11%. En la reunión del 14 de marzo se informó que la Asamblea de accionistas

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había aprobado el nuevo esquema y había autorizado proseguir con las fases siguientes para lograr la vinculación de inversionistas privados1. En la sesión del 15 de mayo, la Junta directiva adoptó un mecanismo de transición para la constitución de las nuevas empresas, señalando que "en el periodo de transición los dos negocios (se refiere a los de generación y distribución) deben operar de la manera más independiente posible, constituyendo su gestión como una prueba piloto que permita detectar las virtudes y las fallas del diseño estructural de las nuevas empresas que jurídicamente se constituirán en el mes de agosto". Ello, como se ha mencionado, fue aprobado por la Asamblea de accionistas. En virtud de lo dispuesto, se recomendó la constitución, la apertura y la inscripción en el registro mercantil de dos establecimientos de comercio, uno de generación y otro de distribución, ambos a cargo de la EEB. En la siguiente reunión, del 29 de mayo, se acordaron las reglas para la convocatoria de los nuevos inversionistas y se aprobaron las reglas básicas para constituir las nuevas sociedades, transferir los activos y pasivos y todo lo atinente al nuevo régimen corporativo2. Con el fin de garantizar el control operativo de las nuevas compañías por parte de los inversionistas privados pero, al mismo tiempo, preservar el voto decisorio de la EEB en asuntos estratégicos, se adoptaron dos decisiones fundamentales: primera, dividir la participación mayoritaria de la Empresa en las nuevas empresas (51,5%) en dos categorías de acciones, ordinarias y preferenciales (estas últimas sin derecho a voto, pero con mayor dividendo), de tal forma que, al final, los nuevos inversionistas privados tendrían 57% de las acciones con derecho a voto; segunda, comprometer a los favorecidos por la adjudicación con un Acuerdo marco de inversión (MIA. 1997), cuyos principales aspectos fueron los siguientes (EEB. 2007: 75-81): ‹

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1 2

Capitalización de la EEB en un porcentaje de 5,5% por cada uno de los inversionistas de las nuevas empresas, para un total de 11%. Aprobación previa por parte de la Asamblea de accionistas de la EEB de cualquier operación de fusión o escisión de las nuevas empresas, de la emisión de acciones, de la reforma de estatutos y de la participación en nuevos negocios no relacionados con sus objetivos fundamentales. Aprobación previa por parte de la Junta directiva de la EEB de operaciones que excedieran un límite estipulado en el MIA en materias de inversión,

Junta directiva, actas 1265, 1266, 1267 y 1268 de 1997. Actas 1271 y 1272 de 1997 de la Junta directiva.

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endeudamiento, garantías, gravámenes y operación con filiales, así como la venta o el arrendamiento de la mayoría de los bienes de la empresa respectiva o cualquier modificación al Contrato de servicios técnicos. La obligación de pago de la deuda sería asumida por las nuevas empresas, los prepagos se harían según un orden de prioridades acordado, el pago de servicio de la deuda no prepagada sería asumido, en su parte correspondiente, por las nuevas empresas. Igualmente, se fijó un tope a la relación de cobertura de deuda. Se estableció un periodo de cinco años durante el cual los nuevos inversionistas no podrían transferir ninguna acción sin la previa aprobación de la EEB.

Así, con la nueva estructura corporativa y de acuerdo con los compromisos firmados en el MIA, la EEB garantizó que hubiera límites al control de los inversionistas estratégicos; los sistemas de votación en las juntas directivas le dan en la práctica poder de veto cuando se trata de decisiones que impliquen fusiones, divisiones, emisión de acciones, contratación de deuda por encima de ciertos montos y entrega de garantías. La adquisición por parte de los inversionistas estratégicos del 5,5% de la empresa holding, les permite por su parte el acceso directo a las discusiones de la EEB, aunque con una influencia limitada (Fainboim. 2000: 16).

En materia pensional, la Empresa se obligó a asumir el pasivo existente a la fecha, constituir la provisión de 100%, financiarla con recursos propios (incluyendo los provenientes de la capitalización) y garantizar la estructura más adecuada para la cancelación de las obligaciones. Así mismo, se decidió que los pasivos contingentes seguirían a cargo de la EEB. Una vez transcurrida la etapa de información y preclasificación de los oferentes potenciales (que registró el interés por participar de diecisiete compañías, dieciséis internacionales y EPM de Colombia) el 15 de septiembre de 1997 se presentaron cuatro ofertas: dos para la compañía generadora Emgesa y dos para la distribuidora/comercializadora Endesa. Sólo ese día los accionistas de la EEB se reunieron para decidir confidencialmente el precio mínimo aceptable3.

3

En la reunión de la Junta directiva del 15 de septiembre (Acta 1280), se había decidido que la valoración se haría con base en el método de flujo descontado de caja y que la Î

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Las ofertas ganadoras fueron las del consorcio Capital Energía, para Emgesa, por US$810 millones (32,8% superior al precio de reserva), y Luz de Bogotá, para Codensa, por US$1.085 millones (3,7 veces superior al precio de reserva). Además, como parte de lo establecido en los pliegos, cada uno de dichos consorcios aportó US$141 millones adicionales para participar en 5,5% en el capital de la empresa matriz EEB (11% en total). En suma, el valor total que se capitalizó fue de US$2.177 millones, monto considerablemente superior a las cifras y expectativas de la Junta directiva y de los accionistas de la Empresa, especialmente en el área de distribución y comercialización. El consorcio de Capital Energía estaba constituido por Endesa de España y Endesa de Chile; Luz de Bogotá, por su parte, por Endesa de España y Enersis y Chilectra de Chile, de las que era accionista Endesa de España. Esta última era la sexta compañía energética más importante del mundo. A su vez, Enersis era el primer holding eléctrico privado en América latina (véase, sobre estos aspectos, Cavaliere. 2006; Fainboim. 2000). En estas circunstancias, de hacer parte las casas matrices de las grandes ligas de multinacionales en el sector, las elevadas ofertas que hicieron para acceder a uno de los más importantes mercados de generación y distribución de energía eléctrica en Colombia estuvieron ligadas a sus estrategias de diversificación internacional4. Como efecto de estos montos de capitalización, no sólo se podría cumplir con el pago y el prepago de las obligaciones de deuda existentes, según lo estipulado, sino, además, contar con importantes recursos excedentes para los planes de inversión, mantenimiento y modernización que se necesitaban con urgencia y que no habían podido adelantarse debido a la crítica situación financiera que registraba la Empresa. El gráfico 4.1 presenta la nueva estructura conformada, a lo que habría que sumar las participaciones que la EEB tenía a la fecha en las empresas Gas Natural (26%) y Electrificadora del Meta S. A. (Emsa) (16%), además de otras menores en Isagén, Isa y la FEN.

Î Asamblea de accionistas determinaría la tasa de descuento que se utilizaría. Para Codensa se fijó un precio mínimo o de reserva de US$290 millones y para Emgesa de US$610

4

millones, ambos con base en una tasa de descuento de 9,5% (véase, Fainboim. 2000: 15). El ex alcalde Jaime Castro (1992-1994) mantuvo una posición diferente al considerar, con ocasión de las reducciones de capital realizadas desde 1998, que eran un mecanismo financiero para devolverles de nuevo a los inversionistas privados parte importante del capital que habían invertido, con lo que se incumplían los acuerdos firmados. Ello contribuiría a explicar el porqué de los altos recursos aportados inicialmente por dichos inversionistas. La polémica suscitada se trata más adelante en este capítulo.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

GRÁFICA 4.1 La nueva estructura del grupo después de la capitalización

Fuente: elaboración de los autores con base en EEB. 2002.

99

100

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

1.2 RESULTADOS Y BENEFICIOS El esquema de capitalización, que se protocolizó el 23 de octubre de 1997, implicó que se constituyera uno de los grupos empresariales más importantes de Colombia, el cual, en ese entonces, tenía las siguientes principales características: ‹

‹

‹ ‹

‹

El 21% del total nacional de la capacidad instalada de generación, con Emgesa como la primera empresa generadora del país. El 24% de la distribución y comercialización nacional de energía, con Codensa como la primera empresa del país en estas actividades. El 8% de los ingresos nacionales en la actividad de transmisión de energía. La cobertura de más de 550 mil clientes, en su mayoría usuarios residenciales en Bogotá y los municipios de Soacha y Sibaté, por parte de la empresa Gas Natural, de la cual la EEB era accionista en 26%. La cobertura de alrededor de 110 mil clientes por parte de Emsa del Meta, principalmente residenciales de la ciudad de Villavicencio, de la cual la EEB poseía 16% de sus acciones.

Casi todos los analistas han catalogado el proceso de capitalización como uno de los más positivos y exitosos, tanto por su transparencia como por sus logros en vista de las enormes e insalvables dificultades financieras, técnicas y operativas que hasta entonces afrontaba la Empresa y que no se hubieran resuelto bajo su esquema anterior. Entre los resultados más importantes, que se analizan en otra sección posterior de este capítulo, se destacan los siguientes: ‹

‹

‹

‹

Desde el punto de vista financiero, la cancelación de la considerable deuda existente, gracias a los recursos aportados por los nuevos inversionistas privados, y, por tanto, la existencia de un nuevo horizonte de estabilidad y solidez financiera con nuevas oportunidades de inversión en modernización y diversificación. En relación con la calidad del servicio, la disminución sistemática en las pérdidas de energía con nuevas inversiones en equipos y redes, y el aumento significativo de la cobertura, especialmente en las áreas rurales. Mayor productividad y eficiencia en cada uno de los eslabones de la cadena energética. La generación de importantes y continuos recursos por parte del nuevo grupo a sus socios y, principalmente, al Distrito Capital. Así, todo el esquema

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

101

de capitalización también se vio fortalecido y apoyado en forma amplia, aun cuando no unánime, por la asignación y utilización que hizo la administración de Bogotá de dichos recursos5. Con respecto a los resultados sobre los empleados activos y los pensionados, merecen destacarse tres elementos: 1) la vinculación de la Cooperativa de Empleados, del Fondo de Empleados, de la Asociación de Pensionados, de la Asociación de Ingenieros y de trabajadores y ex trabajadores como accionistas de la EEB, lo que implicaba no sólo su acompañamiento en el nuevo proceso, sino, también, la posibilidad de ejercer una vigilancia más efectiva y directa sobre las decisiones que se adoptaran en adelante; 2) la redistribución de los empleados entre la casa matriz y las dos nuevas compañías, de tal forma que de un personal de planta de 4.193 empleados a comienzos de 1997, la EEB pasó a tener 304 en octubre y, después del plan de retiro voluntario con importantes beneficios e indemnizaciones, a una planta de 166 empleados a finales de dicho año; 3) la asunción del pasivo de los 1.950 pensionados existentes a la fecha de capitalización y la posterior constitución y financiación del fondo de pensiones por el total del valor pensional existente a diciembre de cada año (véase, entre otros, EEB. 1997). Más adelante, en 1998, la administración le informó a la Junta la suscripción de una nueva convención colectiva con el sindicato Sintraelecol, con un ajuste de salarios de 18,5% para dicho año, retroactivo a 1 de enero, y del IPC más 0,5% en 1999. Igualmente, la Junta aprobó una nueva reducción de la planta de personal de los trabajadores convencionados, mediante la adopción de planes de jubilación anticipada y de retiro voluntario6. Con el propósito de cuantificar el conjunto de efectos directos e indirectos de la capitalización sobre el bienestar de todos los grupos afectados, en 2000 se hizo un ejercicio pionero para comparar los impactos de bienestar social derivados de dicha capitalización con los de un escenario contrafactual que suponía que la Empresa hubiera mantenido su organización previa, aun cuando

5 6

Véase, por ejemplo, sobre estos aspectos: Cavaliere, Christianne, Erik R. Larsen, Isaac Dyner. 2006. “The privatization of EEB: From cash drain to mayor contributor”. Energy Policy. Acta Junta directiva 1288, 21 de mayo de 1988. Debe mencionarse que en diversas áreas de la EEB y de Codensa y Emgesa se implementaron programas de outsourcing, para apoyar la creación de negocios por parte de antiguos empleados que serían contratados por dichas empresas y compensarían la menor necesidad de personal directo de planta, al tiempo que les ofrecería nuevas oportunidades de empleo (véase Cavaliere. 2006: 9).

102

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

con algunas hipótesis de mejora en varios de sus índices en los llamados escenarios contrafactuales moderado y optimista (Fainboim. 2000). Para hacer su análisis, el autor acudió a proyectar diversas variables básicas a fin de contar con un horizonte adecuado de comparación y expresarlo en valor presente. No obstante las conocidas limitaciones de un ejercicio de esta naturaleza, algunas de ellas reconocidas por su autor, el ejercicio es de mucha utilidad y muestra un importante beneficio global en términos de bienestar social neto, aun cuando con efectos diferentes sobre cada uno de sus componentes7. En el cuadro 4.1 se presenta la síntesis de dichos resultados, al comparar en valor presente el escenario después de capitalización con el contrafactual optimista (expresados en pesos de constantes de 1997). Los principales impactos, resaltados por el autor, son los siguientes: El aumento considerable en los dividendos distribuidos por el grupo a sus accionistas nacionales (no se consideran los pagados a los inversionistas extranjeros), ante los prepagos acordados de deuda y los mejores índices de gestión operativa.

‹

CUADRO 4.1 Beneficio social neto de la capitalización (en millones de pesos de 1997)* IMPACTOS

Dividendos Pago de impuestos Efectos sobre los trabajadores** Efectos sobre los usuarios

ESCENARIOS

(1) POS-CAPITALIZACION

(2) CONTRAFACTUAL

(1) – (2)

500.704 505.316 659.047 -646.201

-179.909 82.311 660.864 -489.912

680.613 423.006 -1.817 -156.289

Š

Calidad del servicio

-370.619

-479.432

108.813

Š

Legalización

-266.849

-

-266.849

-8.733 88.299 1.107.165 740.972 1.848.137

-10.479 79.469 152.822 152.822

1.747 8.830 954.343 740.972 1.695.315

Accidentalidad usuarios Contribuciones ambientales Beneficio neto subtotal Reducción de capital Beneficio neto total Š

* Se utiliza una tasa de descuento del 20%. * * Incluye bonificaciones por retiro y jubilación anticipada, gastos en capacitación, costos de la accidentalidad laboral y cambios en la subcontratación de personal. Fuente: Fainboim. 2000: 49.

7

Para examinar la discusión teórica y metodológica que hace el propio autor del estudio, así como los supuestos que adopta, véanse especialmente los capítulos 3, 6, 7 y 8. Fainboim. 2000.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

‹

‹

‹

‹

‹

103

El incremento sustancial de los tributos a la nación y al Distrito, ante las utilidades generadas. El efecto negativo sobre los usuarios o clientes, debido a que los efectos netos de la legalización de clientes, en cuanto a consumo de energía y pago de tarifas, superan las mejoras en la calidad del servicio. El efecto neutro sobre el bienestar de los trabajadores, al comparar los impactos negativos de la reducción de las plantas de personal con los positivos derivados de los beneficios de los planes de retiro, los programas de outsourcing y las inversiones en capacitación. Un beneficio neto, aun cuando pequeño, en materia ambiental, que se mide por el gasto respectivo, ante las mayores contribuciones ambientales generadas como consecuencia de la mejor gestión comercial. Un importante efecto neto sobre el bienestar social resultante de la reducción de capital adoptada, equivalente a los recursos transferidos al Distrito y a la nación. La suma, no ponderada, del conjunto de estos beneficios sociales netos es de $1,69 billones de 1997 (US$1.485 millones).

Sin duda, los ciclos económicos del país en la última década afectaron la evolución del nuevo grupo empresarial nacido en 1997. En particular, la coyuntura crítica del periodo 1997-2002 tuvo impactos desfavorables sobre los resultados de la gestión financiera y sobre los planes de inversión y expansión programados inicialmente, varios de los cuales debieron ser pospuestos o reconsiderados, en espera del nuevo ciclo de recuperación y crecimiento presentado desde 2003. La siguiente sección se concentra en el examen de estas coyunturas de orden macroeconómico.

2. CONDICIONES MACROECONÓMICAS DE LA DÉCADA En la última década, la economía colombiana ha registrado dos ciclos diferentes, con implicaciones distintas sobre cada uno de sus sectores y, en particular para el asunto que se analiza, sobre la evolución del nuevo grupo empresarial de la EEB. Entre 1997 y 2002 se presentó una coyuntura de muy bajo crecimiento económico, que incluyó, en 1998, una de las recesiones más profundas del siglo pasado. Tras su lenta y progresiva recuperación, entre 2003 y 2006 la economía ha retomado un sendero de alto crecimiento, hasta llegar en 2005 y 2006 a tasas superiores a la tendencia de largo plazo del siglo XX.

104

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

2.1 EL CICLO 1997-20028 Desde la primera parte de los años 1990, al tiempo que la economía lograba altas tasas de crecimiento, se acumularon crecientes desequilibrios originados en el incremento excesivo del gasto público y privado. En el ambiente de una economía más abierta, tras los procesos de apertura, liberación cambiaria y liberación financiera, ello desembocó, en la segunda mitad de la década, en el colapso del ahorro interno, amplios déficit en la balanza de pagos con elevados índices de revaluación de la tasa de cambio real, un fuerte endeudamiento público y privado y necesidades cada vez mayores de recursos externos para financiar ese exceso de gasto. Desde 1995 empezó un ciclo de debilitamiento en el crecimiento económico y de destorcida crediticia en el marco de una política monetaria más restrictiva. Tras una corta fase de recuperación en 1997, y sin lograr corregir los desequilibrios en el área externa y en la fiscal, desde la segunda mitad de dicho año y en 1998 la economía recibió los impactos de los choques externos resultantes, primero, de la crisis asiática y, más adelante, de las crisis rusa y brasileña. Por efecto de estos choques se deterioraron los términos de intercambio, se restringió e hizo más costoso el financiamiento externo y se generaron salidas de capitales y presiones cambiarias. Los choques externos afectaron a todas las economías latinoamericanas, pero su intensidad fue mayor en Colombia debido, precisamente, a sus altos desequilibrios internos. La combinación de desequilibrios internos y choques externos llevó finalmente a la crisis económica y de desempleo, con la histórica contracción del producto en más de 4% en 1999 y la elevación de la tasa de desempleo a registros sin precedentes de 20% a comienzos de 2000. Como resultado de las restricciones externas y de la contracción en la oferta crediticia interna, ante la crisis financiera, desde el segundo semestre de 1998 se inició un intenso ajuste en el gasto privado y en la balanza de pagos. Dicho proceso, sin embargo, no estuvo acompañado por la corrección de los desequilibrios fiscales; por el contrario, se mantuvo un déficit muy alto del gobierno nacional central, que en 2002 equivalía a 6,5% del producto nacional, generando con ello una expansión acelerada en el endeudamiento público interno y externo.

8

Esta sección se basa en Flórez Enciso, Luis Bernardo, Ricardo Bonilla y Álvaro Moreno. 2002. "Colombia: economía, política económica y sostenibilidad de la deuda pública". BID, Bogotá, mayo.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

105

En el segundo semestre de 1999, en el marco de un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), se adoptó un programa económico orientado a recuperar el crecimiento, fortalecer la posición externa y consolidar la estabilidad de precios, con base en políticas dirigidas a corregir los desajustes fiscales, reestructurar el sistema financiero y aplicar un sistema de tasa de cambio flexible. En el año 2000 la economía registró una modesta recuperación, con un crecimiento de 2,9% en el PIB, que no logró sostenerse en 2001, cuando se obtuvo una tasa de apenas 1,5%; en 2002 el crecimiento económico fue del 1,9% (véase el cuadro 4.2). Por tanto, los rasgos sobresalientes de la economía colombiana en los noventa fueron la alta inestabilidad, la desestabilización macroeconómica creciente, la intensa dependencia de los flujos externos de capitales, con la vulnerabilidad consecuente frente a los choques externos, y un patrón no sostenible de expansión del gasto. Estos factores, en un contexto de agudización de los conflictos violentos como producto del narcotráfico, el paramilitarismo y la confrontación con la guerrilla, condujeron a un desempeño económico y social mediocre y deficiente en comparación con las tendencias de largo plazo (véase el cuadro 4.3). En el área económica los resultados llevaron a una pérdida acumulada en el curso del desarrollo nacional. En efecto, cuando se comparan índices básicos de la década de 1990 con la llamada “época de oro” de las dos décadas posteriores a la segunda guerra mundial se demuestra ese deterioro: la tasa promedio anual de crecimiento económico cayó de 5,1% a 2,7%; el crecimiento del producto per cápita de 2,3% a 0,7%; el crecimiento de la productividad fue notablemente inferior; la tasa de ahorro nacional del 18% del PIB a 13% en la segunda mitad de los años 1990, con un registro tan bajo como 10% en 2000; y la tasa de inversión de 20% del PIB a 14% en la segunda parte de esa década, llegando a un nivel mínimo de 10% en 2000. Sólo hubo resultados favorables en la tasa de inflación en los últimos años de la década, cuando se ubicó a niveles de un dígito. En el área social los resultados no fueron menos decepcionantes, aun cuando no existen registros históricos completos para hacer una comparación detallada. La tasa de desempleo abierta, que históricamente era de 10% a 12%, aumentó progresivamente en la segunda parte de los años 1990 hasta niveles de 19%; el coeficiente Gini, que en las décadas de 1950 y 1960 fue de 41,5% se trepó a 56% en promedio en la de 1990 y a 59% en sus últimos años. Así mismo, al final del decenio la población nacional por debajo de la línea de pobreza era 60% del total, y en el sector rural de casi 80%. Sin duda, la adopción de objetivos conflictivos y políticas no coordinadas en un entorno de ingresos masivos de capitales externos y de restricción a la utilización más flexible de los diversos instrumentos de política contribuyó a la

3,4 -0,6 -0,9 17,7 11,8 -5,4 36,6 -4,0 11,3

-4,8 31,1 -4,3 10,2

1997

2,1 -12,0 0,9 21,6 -15,4

1996

14,1

-4,9 40,3 -5,3

0,6 -6,3 -0,8 16,7 4,3

1998

18,0

0,8 45,4 -6,7

-4,2 -38,6 -2,7 9,2 10,3

1999

18,7

0,9 46,1 -7,2

2,9 12,3 -3,8 8,8 9,3

2000

18,3

-1,3 47,5 -5,8

1,5 1,9 0,3 7,6 -0,1

2001

17,7

-1,7 52,6 -6,5

1,9 9,9 -0,4 7,0 12,1

2002

16,5

-1,2 47,8 -5,7

3,9 14,7 -0,3 6,5 -0,9

2003

Fuentes: con base en Banco de la República. 2007; Banco de la República. 2006; Dane; estimativos de los autores.

Inversión Productividad de factores Inflación Tasa cambio real PARTICIPACIÓN PORCENTUAL EN EL PIB Déficit balanza pagos Deuda externa Déficit gobierno nacional TASAS Desempleo (7 ciudades) en porcentaje

PIB

CRECIMIENTO PORCENTUAL ANUAL

CUADRO 4.2 Principales indicadores macroeconómicos, 1996-2006

15,2

-1,0 40,2 -5,2

4,9 14,8 1,6 5,5 -13,3

2004

13,6

-1,6 39,3 -4,8

4,7 18,8 1,3 4,9 -8,0

2005

13,0

-2,1 41,0 -4,1

6,8 19,3 1,1 4,5 0,5

2006

106 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

107

CUADRO 4.3 Colombia: los noventa y el largo plazo PERIODO BASE

(1950-1973) Crecimiento PIB Crecimiento PIB per cápita Productividad del trabajo (crecimiento) Productividad del capital (crecimiento) Productividad total de factores (crecimiento) Ahorro nacional / PIB (%) Inversión / PIB (%) Inflación (IPC) Tasa de desempleo Coeficiente Gini Ahorro privado / PIB (%) Inversión privada / PIB (%)

5,1 2,3 2,8 0,9 2,4 18,0 20,0 10,8 10,0 41,5 13,0 14,5

LOS NOVENTA

2,7 0,7 1,6 -0,2 1,1 15,8 17,6 19,0 13,1 55,6 9,0 9,5

Fuente: con base en información de DNP, DANE y CEPAL.

crisis de la segunda mitad de esa década. En un contexto de crecimiento excesivo de la demanda pública y privada no era posible lograr a la vez el crecimiento económico sostenido, una política monetaria autónoma dirigida a bajar la inflación, mantener un flujo libre de capitales, garantizar una balanza de pagos en equilibrio y preservar una tasa de cambio estable.

2.2 EL CICLO 2003-2006 Tal como se mostró en el cuadro 4.2, a partir de 2003 empezó una dinámica de recuperación progresiva y creciente de la economía, hasta alcanzar en 2006 una tasa de crecimiento de 6,8% en el PIB, uno de los registros más altos obtenidos en el país en términos históricos. Este ciclo de expansión estuvo basado en el alto y simultáneo incremento de casi todos los componentes de la demanda agregada, fue favorecido por niveles extraordinarios de inversión extranjera y facilitado por políticas monetarias y fiscales expansivas. Como se infiere del cuadro 4.4, la demanda interna en los últimos tres años creció a tasas promedio anuales de más de 8%, ante incrementos cercanos a 18% en la formación bruta de capital y aumentos promedios de 5,7% en el consumo privado. Las exportaciones, por su parte, mostraron una tasa de crecimiento promedio de 8% anual, debido al dinamismo de los mercados internacionales y al mayor intercambio con los principales socios comerciales del país. No obstante, las importaciones crecieron aún más rápido (a una tasa promedio

108

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CUADRO 4.4 Resultados macroeconómicos, 2004-2006 (crecimiento %) Consumo final Š Privado Š Gobierno Formación bruta de capital fijo Demanda interna Exportaciones totales Importaciones totales PIB*

2004

2005

2006

4,8 6,0 1,1 15,0 6,6 10,0 19,8 4,9

4,8 4,7 4,8 18,8 8,5 5,6 21,7 5,3

5,0 6,0 1,9 19,3 9,9 8,0 21,1 6,8

* No incluye corrección hecha por el Dane a la cifra de 2005. Fuente: Banco de la República. 2007.

anual de 21%), con sus efectos previsibles sobre el deterioro de la balanza de pagos. El crecimiento de las exportaciones en dólares, además de los impactos derivados del aumento de la demanda internacional, estuvo asociado con el repunte externo de los precios de productos básicos, de tal forma que entre 2002 y 2005 hubo un ciclo de mejora en los términos de intercambio del país, en particular ante el incremento de los precios del petróleo, el carbón y el níquel. No obstante, como se anotó, las importaciones crecieron aún más rápido, debido a los requerimientos para la más alta formación bruta de capital interno y a las condiciones derivadas de la revaluación del peso, especialmente intensa, en términos reales, en 2004 y 2005. Las circunstancias externas de la economía resaltan, además, la participación sustancial de la inversión extranjera directa neta durante 2005 y 2006. En efecto, frente al promedio anual de US$1.900 millones entre 2001 y 2004, la inversión extranjera directa neta superó los guarismos de US$5.000 millones en 1995 y 1996, con lo cual en ese último año representó cerca de 4% del producto interno bruto. Este impresionante repunte fue resultado de las privatizaciones acometidas por el gobierno nacional y otras entidades públicas, de los cambios de propiedad en entidades privadas y de nuevas inversiones en el sector de petróleo, entre otras. La política monetaria y la fiscal fueron canales básicos para los resultados de los últimos años. La autoridad monetaria facilitó el incremento significativo en los agregados monetarios, lo que, por ejemplo, implicó un crecimiento real de la base monetaria de 18% en 2006, destinado en buena parte al gobierno, como su contribución al incremento de la demanda y del producto. Por su parte, los desequilibrios financieros del gobierno nacional se mantuvieron por encima de 5% del PIB entre 2002 y 2004, y cedieron en 2005 y 2006, aun

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

109

cuando ese último año el déficit fue superior a 4% del PIB, no obstante los importantes recursos que ha percibido por mayores ingresos tributarios (ante la más alta tasa de crecimiento económico) y por los excedentes aportados por Ecopetrol y las privatizaciones. Los resultados obtenidos no afectaron, hasta 2006, el cumplimiento de las metas de inflación establecidas por la Junta directiva del Banco de la República. Las tasas decrecientes de inflación, en un entorno de alto crecimiento económico y de políticas expansivas en materia monetaria y fiscal, fueron posibles debido a la capacidad subutilizada de producción de la economía, después de la crisis, a la mayor tasa de acumulación de capital y al proceso de revaluación de la tasa de cambio. Sin embargo, este esquema evidencia síntomas de debilitamiento en los primeros cuatro meses de 2007, debido a los siguientes hechos básicos: ‹

‹

‹

‹

9

La elevación de la tasa de inflación, lo cual hace prever que este año no se cumplirá la meta establecida por la autoridad monetaria, con efectos negativos sobre su credibilidad y sobre las expectativas hacia el futuro. La intensificación de la revaluación del peso, lo que perjudica las actividades productivas que compiten con las importaciones y los sectores exportadores, con sus repercusiones sobre el desempleo. La ausencia de decisiones oportunas en materia de regulación para controlar el crecimiento excesivo de la cartera financiera, especialmente la comercial y la de consumo, lo que podría conducir al deterioro del sistema financiero, que se había fortalecido después de la situación crítica que vivió a fines de la década anterior. El mantenimiento de altos desequilibrios en las finanzas del gobierno nacional, a pesar del crecimiento significativo de los recursos tributarios y no tributarios9.

Para afrontar algunos de estos problemas, la autoridad monetaria adoptó, a principios de mayo de 2007, decisiones “heterodoxas”, al establecer un alto encaje marginal sobre los depósitos en las entidades financieras para reducir el crecimiento de la cartera, imponer un depósito al endeudamiento externo en 40% del valor de desembolso a seis meses para contener la revaluación y establecer un tope de patrimonio técnico a las operaciones de derivadas de los intermediarios del mercado cambiario. Con ello se aleja, así sea en forma transitoria, de la utilización de instrumentos de política a los que se había comprometido desde finales de la década anterior en el contexto del esquema de “inflación objetivo”, y se reconoce la insuficiencia de dichos instrumentos.

110

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En este ciclo, las cifras sobre indicadores sociales arrojan resultados contradictorios. En efecto, aun cuando la tasa de desempleo se redujo en comparación con el alto promedio de 18% del ciclo anterior, todavía mantiene niveles elevados no obstante el alto crecimiento económico observado. Algunos analistas han argumentado que ello demuestra la existencia de un periodo de “crecimiento sin generación de más empleo”, y otros sobre los efectos de los cambios metodológicos en las encuestas del Dane, lo que no haría comparable la información. Esta polémica no está zanjada aún. Por otra parte, también con una amplia polémica metodológica sin resolver, la Misión encargada de diseñar estrategias para la reducción de la pobreza muestra una importante reducción en el porcentaje de pobreza, de 57% en 2002 a 49% en 2005, así como en el índice Gini, relativo a la concentración de ingresos, de 0,60 en 1999 a 0,55 en 2005 (MERPD. 2006). Los ciclos reseñados han influido e impactado al sector eléctrico nacional en varios aspectos: primero, como se mencionó en capítulos anteriores, exhibía un índice de endeudamiento interno y externo muy alto, con repercusiones negativas en las finanzas del gobierno nacional. Los procesos de capitalización y reestructuración del sector que se dieron, ante todo, desde la segunda mitad de los años 1990, modificaron este esquema, pero mantuvieron en cabeza del gobierno importantes obligaciones financieras, especialmente por el deficiente desempeño de varias empresas distribuidoras regionales. Segundo, como se aprecia en el cuadro 4.5, los ciclos económicos afectaron el crecimiento de la demanda de energía, que tuvo una evolución muy lenta entre 1998 y 2001 (incluyendo la muy fuerte caída de 5,1% en 1999) y luego una recuperación importante en 2005 y 2006. Ello obligó a reprogramar los planes de inversión en los diferentes eslabones de la cadena del sector, con sus consecuencias financieras sobre las empresas eléctricas. Es de resaltar que desde 1997, precisamente, se dio inicio al nuevo esquema empresarial y financiero de la EEB. Tercero, las circunstancias de revaluación del peso colombiano tuvieron efectos positivos sobre la situación financiera del sector, ante sus niveles de endeudamiento externo, sus coeficientes de importación de equipos y materiales y sus escasas exportaciones. Sin embargo, en la medida en que empresas como Isa y la propia EEB, con su grupo, han buscado nuevas opciones de inversión y diversificación hacia los mercados externos, y tomando en cuenta la composición del portafolio financiero, la evolución de la tasa de cambio y la adopción de mecanismos efectivos de cobertura pasan a constituir elemento importante de sus decisiones.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

111

CUADRO 4.5 Crecimiento de la demanda de energía, 1996-2006 1996 1,3

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

3,2

0,2

-5,1

1,8

2,3

3,0

2,8

2,7

3,8

4,1

Fuente: con base en Upme. 2004-2006.

3. EVOLUCIÓN FINANCIERA 3.1 EL BALANCE GENERAL Los agregados financieros de la Empresa tuvieron resultados muy positivos en los últimos diez años, aun cuando, ciertamente, como se ha mencionado, estuvieron afectados por los impactos negativos derivados de la crisis de la economía colombiana en los últimos años de la década del siglo anterior y sus efectos sobre todos los sectores productivos10. El activo, después de la capitalización, tuvo un crecimiento de 3,6% en 1998, como consecuencia del aumento en la cuenta de inversiones temporales, dado el mayor número de acciones en poder de la Empresa después de la capitalización. Este repunte fue seguido por una caída de 18,6% al año siguiente, ante la disminución importante en la cuenta de activo corriente, explicada, a su vez, por menores inversiones temporales y cuentas y documentos por cobrar. Esto último se produjo por la cuenta por cobrar por deuda cedida, que corresponde a cuentas para el recaudo de los fondos que se debían usar para el pago de los préstamos de la EEB asignados a Emgesa y Codensa en virtud del Acuerdo marco de inversión (EEB, 1999: 97). En el año 2000 el activo registra un repunte importante, de 25,9%, que se explica por el aumento en la cuenta de inversiones permanentes, cuyo monto se vio beneficiado por la valorización de las acciones. En adelante tuvo un crecimiento promedio de 2,8% hasta 2006, explicado mayormente por el cambio en las inversiones permanentes, sobre todo por la cuenta de valorizaciones; y, así mismo, una caída del activo corriente, marcada por menores inversiones temporales y cuentas y documentos por cobrar, con lo que se observa la recomposición de los activos, que se analizará más adelante. El promedio anual de crecimiento del activo en el periodo fue de 3,1% (véase la gráfica 4.2).

10 A lo cual se sumaron, en el sector eléctrico, las secuelas del fenómeno de El Niño.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 4.2 Evolución del activo frente al pasivo de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

La cuenta de pasivos tuvo una caída de 38,3% en 1998, justo después de la capitalización, como consecuencia en general de la menor deuda de largo plazo, dado que la mayoría de los préstamos que tenía la EEB garantizados por la nación fueron asumidos como préstamos secundarios por Emgesa y Codensa en virtud de los Acuerdos marco de inversión suscritos en el proceso de capitalización. La reducción del pasivo continuó en 1999, debida sobre todo a la caída del pasivo corriente a consecuencia de la disminución de la porción corriente de la deuda de largo plazo, que corresponde a préstamos primarios de la EEB los cuales, como se vio, fueron asumidos como préstamos secundarios por las nuevas empresas de generación y distribución. En 2000 y 2001 se presentó una nueva caída, ante el decrecimiento de la deuda de largo plazo y de los pasivos de corto plazo. Entre 2002 y 2006 los pasivos exhibieron un comportamiento fluctuante, por los siguientes hechos: ‹

En 2002 se observa el aumento de 19,3% en los pasivos, que se explica por las inversiones de la EEB (la compra de 40% de REP de Perú) que se financiaron con préstamos de banca local y aportes de los socios, lo que afectó el monto de la deuda de largo plazo (EEB. 2003: 93).

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En 2003 se registra una caída de 18,6%, a causa de una disminución del pasivo corriente y en razón del pago de dividendos, una menor provisión del impuesto de renta y una menor provisión para contingencias (EEB. 2004: 30). En 2004 hubo un aumento de 34,6%, en el que a pesar del decrecimiento de la deuda de largo plazo el aumento de la cuenta corriente fue mucho mayor, como consecuencia de dividendos decretados por la Empresa, los cuales a 31 de diciembre quedaron por cancelar. En 2005 se observa la disminución de 16,4%, no obstante el aumento de los pasivos del endeudamiento a largo plazo, como consecuencia de la compra de 72% de Transcogas, ante la acentuada disminución del pasivo corriente por concepto de varias obligaciones como cuentas por pagar, entre otros. Finalmente, en 2006 hubo un aumento de 21,3%, explicado sobre todo por un aumento en el pasivo corriente, debido principalmente a la adquisición de créditos destinados a la compra de 40% del Consorcio Transmantaro en Perú (EEB, 2007: 12). En promedio anual para todo el periodo, la cuenta de pasivos tuvo una caída de 3,3% (véase la gráfica 4.2).

La cuenta patrimonial para 1998, después de la capitalización, tuvo un aumento de 17,4%, resultante de la revalorización del patrimonio. El año siguiente tuvo una caída de 20%, por efecto de la reducción de capital realizada en junio de 1999. Se recuperó en el año 2000, con un crecimiento de 33,7%, debido a la valorización de la participación accionaria de la Empresa en compañías de su portafolio de inversiones. En adelante, el patrimonio creció de manera estable con una tasa promedio de 4,3% entre 2001 y 2004, explicado en su mayor parte por el superávit por valorizaciones. En 2005 se redujo en 2% como resultado neto de una reducción de capital y una readquisición de acciones realizada ese año, y en 2006 aumenta en 1,39% por el superávit por valorizaciones y la revalorización del patrimonio, no obstante haberse efectuado una reducción de capital en septiembre. En el transcurso de los diez años el patrimonio de la Empresa (a precios corrientes) tuvo un crecimiento promedio anual de 5,3% (véase la gráfica 4.3).

3.1.1 ACTIVOS El activo corriente durante el periodo tuvo una caída de 6,5%, y su participación promedio en el activo total fue de 10,3%, llegando a 7,7% en 2006. El activo no corriente, por el contrario, ha tenido un crecimiento promedio de 5,5%, y su participación promedio en todo el periodo es de 89,6%, llegando a

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

representar el 91,8% en 2006. En la gráfica 4.4 se observa la evolución del activo por componentes y se muestra que el activo no corriente es el principal factor que determina la evolución del activo total de la Empresa.

GRÁFICA 4.3 Patrimonio de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

GRÁFICA 4.4 Evolución del activo de la EEB y sus componentes, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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En la gráfica 4.5 se observa la evolución del activo no corriente entre 1997 y 2006. El principal determinante de su evolución es el rubro de inversiones permanentes (incluye valorizaciones), que tiene como principales componentes el portafolio accionario y los bonos de la Empresa por inversiones realizadas durante el periodo. Las inversiones permanentes han registrado un aumento promedio de 7,9%. Entre estos aumentos se destaca el de 1998, de 28,6%, como consecuencia de la cuenta de valorizaciones, relacionada con la ganancia en el mercado del portafolio accionario que posee la Empresa. También, la de 2000, cuyo crecimiento de 39,7% se explica de nuevo por el aumento en las valorizaciones; entre 2001 y 2004 registró un crecimiento promedio anual de 4,5%, debido en especial a la cuenta de valorizaciones. En 2005 se observa una caída de 6,9%, por la reducción en la cuenta de acciones y bonos en el capital de las empresas participadas (Emgesa, Codensa y Gas Natural). En 2006 la cuenta de inversiones permanentes aumentó 2,9%, explicado por el aumento en las valorizaciones del portafolio accionario.

3.1.2 PASIVOS Los pasivos de largo plazo después de la capitalización disminuyeron 53,6% en 1998, y corresponden a préstamos primarios de la EEB, que en su mayoría fueron

GRÁFICA 4.5 Evolución del activo no corriente de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

asumidos como préstamos secundarios por Emgesa y Codensa, en cumplimiento del Acuerdo marco de inversión (MIA). En 1999 esta cuenta aumentó en 40,9%, particularmente por ítems relacionados con las pensiones de jubilación11; ese año los préstamos bancarios en moneda extranjera se redujeron considerablemente, lo que disminuyó la deuda de largo plazo. En el año 2000 la disminución de 28,5% se explica por la caída en los préstamos bancarios en moneda nacional, así como por el pago de pensiones a jubilados. En 2001 la cuenta aumentó 16,9%, ante la reducción en las cuentas de pensiones de jubilación y los pasivos estimados y las provisiones. Estas obligaciones de largo plazo crecieron de nuevo en 2002, en 37%, básicamente como consecuencia de la inversión en la compañía Red de Energía del Perú S.A. (REP), financiada con préstamos de banca local y con aportes de los socios. En 2003 hubo una caída de 10,1%, ante la disminución en los pasivos estimados y las provisiones. En 2004 se registró una nueva disminución, de 20,4%, resultado de una menor deuda a largo plazo, cuyo componente corriente aumentó como contrapartida. En 2005 el aumento de 12,5% fue resultado de la deuda de largo plazo para la adquisición de 72% de Transcogas. Por último, la disminución de 11,3% de los pasivos de largo plazo en 2006 se debe a la menor deuda de largo plazo y su reclasificación como corto plazo; así mismo, las contingencias fiscales y los estimativos de los estudios actuariales de pensiones fueron menores (EEB. 2007: 13). La evolución anual de los pasivos corrientes es variable y guarda estrecha relación con la cuenta de pasivos de largo plazo. Las principales consideraciones que se deben tener en cuenta son las siguientes: ‹

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En 1998 hubo una disminución de 20,7%, que se explica por la reducción de la porción corriente de la deuda de largo plazo, dado que la mayoría de los préstamos fueron asumidos por Emgesa y Codensa. Es importante señalar que Emgesa y Codensa pagaron toda su deuda con los recursos de su capitalización. La disminución de 45,1% en 1999 se explica, en especial, por la reducción de la porción corriente de la deuda de largo plazo.

11 En el Acta de la Junta directiva 1291 del 20 de agosto de 1998, la Empresa autorizó la constitución contable del Fondo de pensiones mediante la reclasificación de inversiones temporales de la Empresa a una cuenta denominada Fondo de pensiones, con el fin de mantener disponibles los fondos para el pago de las pensiones de los jubilados a cargo de la Empresa y sus trabajadores activos. Este era un fondo de uso restringido y exclusivo para el pago de las pensiones, equivalente a 10% del pasivo pensional determinado cada año mediante el cálculo actuarial correspondiente.

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Para el año 2000 se observa el aumento de 10,6%, explicado sobre todo por el crecimiento de los pasivos estimado y provisiones, que contrarrestan la nueva disminución de la porción corriente de largo plazo. En 2001 hubo una reducción de 34,5%, debido a la disminución en los pasivos estimados y las provisiones, principalmente las relacionadas con contingencias y garantías contractuales de Chingaza. En 2002 y 2003, que registran una disminución promedio de 32,4%, el factor preponderante es la reducción de los pasivos estimados y las provisiones, así como en las cuentas y documentos por pagar. En 2004 se muestra un aumento considerable, de 348,1%, en las obligaciones de corto plazo, explicado, por un lado, por el incremento en las cuentas y documentos por pagar derivado de los dividendos aprobados por la Empresa; y, por otro, por la mayor porción corriente de la deuda de largo plazo y su reclasificación como corto plazo. En 2005 hubo una corrección parcial a lo sucedido el año anterior, con una disminución de 45%, originada en la caída en las cuentas por pagar después de cancelar los recursos adeudados por dividendos aprobados el año anterior. En 2006 se registró un aumento de 89,5%, que se debe principalmente a créditos destinados a la adquisición de 40% del Consorcio Transmantaro en Perú y a la reclasificación de deuda comercial de largo a corto plazo; así mismo, aumentaron las cuentas por pagar como consecuencia del saldo de dividendos pendientes de pago correspondientes al periodo enero-septiembre de 2006 (EEB. 2007: 12).

3.2 ESTADOS DE RESULTADOS Las utilidades históricas de la Empresa desde su capitalización han sido variables. En 1998 la utilidad neta se redujo 92,5%, dado que el principal negocio de la Empresa y su principal fuente de ingresos era la operación integrada verticalmente, que se escindió como consecuencia de la capitalización. En 1999 hubo un repunte extraordinario, de 849%, por la reducción de capital de Codensa, aun cuando sin ello la Empresa habría obtenido una utilidad negativa (véase la gráfica 4.6). En 2000 y 2001 hubo una reducción promedio de 25,1% en la utilidad, explicable por lo acontecido en 1999, y en 2002 un aumento en la utilidad neta de 233,5%, debida a una nueva disminución de capital de Codensa. Tras las reducciones de 2003 y 2004, en 2005 se observa un incremento de 250%, atribuible, en especial, a la reducción de capital de Codensa y a los mayores ingresos

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 4.6 Evolución del pasivo de la EEB y sus componentes, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

financieros percibidos. Por último, en 2006 las utilidades disminuyeron 27,5% frente a 2005. Aparte de las fluctuaciones y variaciones anuales reseñadas, es importante destacar tres hechos de la mayor trascendencia: primero, un significativo crecimiento acumulado de las utilidades de la Empresa en el último decenio, tras su capitalización de 1997; segundo, resultados importantes en materia del manejo de su portafolio financiero, frente a las condiciones de revaluación de la tasa de cambio en los últimos años y sus impactos sobre el diferencial en cambio; tercero, una muy importante contribución de las empresas asociadas al grupo, especial pero no exclusivamente de Codensa, para fortalecer las utilidades de la Empresa y la distribución de dividendos a sus accionistas (véase la gráfica 4.7). Los resultados netos observados (véase la gráfica 4.8) son, obviamente, consecuencia de la nueva estructura organizativa, empresarial y financiera de una Empresa que pasó de depender de sus ingresos operativos, antes de su capitalización, a obtener sus más altos porcentajes de ingresos de sus actividades como holding de inversión, además de los ingresos por concepto de transmisión de energía y distribución de gas. Así mismo, las inversiones en Emgesa y Codensa le han aportado a la Empresa montos considerables por concepto de reducciones de capital y dividendos, a lo que se suman las reducciones de capital y los dividendos de la misma Empresa, todo lo cual ha beneficiado a los accionistas de la EEB y, en particular, al Distrito Capital.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

GRÁFICA 4.7 Evolución de la utilidad neta de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

GRÁFICA 4.8 Evolución de los ingresos y gastos de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

3.2.1 INGRESOS Después de la capitalización, las fuentes de ingresos de la EEB cambiaron sustancialmente: mientras que en 1998 los ingresos operativos cayeron 95,6%, los no operativos aumentaron 107,6%, como efecto de la constitución del nuevo grupo empresarial. Al respecto, los ingresos no operacionales durante el periodo 1998-2006 crecieron a una tasa promedio de 46%, mientras que los ingresos operacionales decrecieron a una tasa promedio de 3,2% (véase la gráfica 4.9). Por tanto, para analizar la naturaleza del ingreso total es necesario entender los determinantes del ingreso no operativo. En efecto, los ingresos no operacionales pasaron a ser la fuente más importante para la Empresa, dado que durante el periodo 1998-2006, después de la capitalización, representan una participación promedio de 91,5% sobre el ingreso total. Los ingresos financieros son el principal componente de los ingresos no operativos, y están constituidos por dividendos e intereses del portafolio de inversiones que posee la Empresa en varias compañías del sector energético, con una participación promedio de 56,8% en el ingreso no operativo en el periodo 1998-2006, con los siguientes comportamientos anuales:

GRÁFICA 4.9 Evolución de la composición de los ingresos de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

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En 1998 la cuenta de ingresos financieros, después de la capitalización, tuvo un aumento de 52,2%, que correspondió, principalmente, al pago de Codensa de las cuotas correspondientes a 1998 de la cartera de consumidores que la EEB le vendió. Se incluyen también los dividendos de Isa, así como los efectos de la coyuntura de altas tasas de interés en el mercado financiero durante el segundo semestre de 1998 (EEB. 1999: 25). En 1999 registró un aumento de 4,8%, cuando las tasas de interés de largo plazo cayeron en forma significativa debido al impacto de las políticas macroeconómicas y las crisis externas (EEB. 2000: 13). El año 2000 el rubro de ingresos financieros tuvo un repunte de 70%, gracias a los dividendos recibidos por Codensa y Emgesa del año anterior y al rendimiento de inversiones financieras (EEB. 2001: 77). En 2001 hubo una caída de 46,3% en los ingresos financieros, por la baja rentabilidad del portafolio en moneda nacional, a pesar de los ingresos (dividendos de Codensa, Emgesa, Gas Natural, Convenio EEB , Chingaza y rendimientos del portafolio, entre otros), frente a los egresos por pago de dividendos e impuestos (EEB. 2002: 43). En 2002 aumentaron 55%, no obstante el bajo crecimiento de la demanda de energía y los cambios en la regulación, dado que las empresas del grupo registraron un buen desempeño financiero. En contraste, 2003 presentó un crecimiento de sólo 1,2%, aun cuando se destaca que las empresas del portafolio accionario tuvieron un resultado superior al presupuestado (EEB. 2004: 6). El año 2004 tuvieron un aumento de 21,1%, debido al desempeño de las empresas del grupo, y sus consiguientes dividendos, así como al mejor comportamiento de los mercados financieros. Dicho resultado fue seguido por uno, aún más alto, en 2005, de 50,2%, ante condiciones internas de las empresas y condiciones externas del sistema financiero. Finalmente, 2006 muestra una disminución de 4,52% debida a los menores intereses generados por el portafolio de inversiones temporales, porque dicho portafolio disminuyo más de 40% respecto a 2005. De otra parte, este año no presenta utilidad en la negociación de inversiones permanentes, en comparación con 2005, cuando la Empresa obtuvo utilidades por la venta de parte de las acciones que poseía en Gas Natural (EEB. 2007: 4).

Es importante subrayar, por su participación en el ingreso no operacional, las reducciones de capital de Codensa en cuatro oportunidades. Tras el proceso de capitalización de la Empresa, y una vez realizados los pagos y prepagos de la deuda asignada, Emgesa y Codensa dispusieron de altos excedentes de liquidez que le dieron viabilidad a sus decisiones de reducción de capital. En 1998 las

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

dos compañías acordaron reducciones de capital que, sorteadas diversas dificultades y trámites, fueron reembolsadas en 51,5% a la EEB en 1999. No obstante, la EEB sólo contabilizó como ingreso extraordinario parte de los recursos provenientes de Codensa, que correspondían a la recuperación del valor en libros de activos que habían sido provisionados en años anteriores12. La primera vez que se recibió un flujo de recursos por este concepto fue en 1999, con una participación de 54,3% sobre el ingreso no operativo total. El segundo flujo de recursos fue en 2002 y representó 30% sobre el ingreso no operativo total y 38% sobre la utilidad neta total de ese año. El tercer flujo fue en 2005, equivalente a 42,8% del ingreso no operativo y a 49% de la utilidad neta. Finalmente, en 2006 se recibieron recursos que representaron 23,9% del ingreso no operativo y 28% de la utilidad neta. Este flujo de recursos llevó a cifras históricas a la utilidad de la EEB , cuyos montos se reflejan en la evolución de su rentabilidad. La gráfica 4.10 muestra la elevada importancia de los ingresos financieros en comparación con el resto de ingresos no operativos, y el aumento de esta participación durante todo el periodo. Así mismo, se destaca la importancia que para la EEB han tenido los ingresos extraordinarios provenientes de las reducciones de capital de Codensa13.

3.2.2 GASTOS En 1997 los gastos de administración de la EEB tenían una participación de 37% en los gastos totales, antes del proceso de capitalización, y de 95% al año siguiente de dicho proceso. Después de la capitalización, en 1998 los gastos por administración disminuyen en 50,3%, como consecuencia natural de la nueva estructura de la Empresa, lo que se explica por la caída en las provisiones, depreciaciones y amortizaciones, así como de las pensiones de jubilación,

12 Equivalen al importe de reversión de la parte proporcional de las valorizaciones previamente registradas, que se registran como ingreso extraordinario debido a la devolución de aportes en efectivo por un mayor valor de mercado que el costo de la inversión registrada en libros. Para mayor detalle, véase EEB. 2000: 125. 13 A pesar de registrarse dos reducciones de capital, las de Emgesa y Codensa, sólo esta última está registrada como ingreso, ya que la EEB ha registrado una ganancia correspondiente a la realización efectiva del ingreso respectivo a su valor de mercado, con respecto al valor de la inversión en libros a costos históricos.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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GRÁFICA 4.10 Evolución de los ingresos no operativos de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

entre otros. En 1999 aumentaron 65% por las provisiones para cubrir la deuda de procesos litigiosos y por el cálculo actuarial realizado para pagar la cuenta de pensiones. Para 2000 disminuyeron 38,1%, por efecto de la disminución en las provisiones mencionada. En 2001 la reducción fue de 40,4%, a raíz de una nueva disminución en las provisiones14. En 2001 se implantó un sistema de costos basado en actividades, cuyo principal componente es el de los gastos administrativos en actividades no asociadas al negocio de transmisión. En 2002 se redujeron 6%, tanto por la parte de provisiones como por las actividades administrativas asociadas o no al negocio de transmisión. En 2003 aumentaron 12%, principalmente por el incremento de las actividades de administración no asociadas al negocio de transmisión. En 2004, 2005 y 2006 dichos gastos tuvieron una evolución de 4,6%, -1,5% y -4,9%, respectivamente, explicada por movimientos en las actividades administrativas no asociadas al negocio de transmisión. En 2006 la participación de los gastos por administración sobre los gastos totales fue de 80,6%, lo cual muestra que,

14 Cabe resaltar que entre 1997 y 1999 la planta de personal de la Empresa se redujo de 363 a 150 trabajadores, 126 de estos últimos a término indefinido (véase, Contraloría de Bogotá. 2000: 9).

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

a pesar de su alta participación, ha cedido espacio frente a otros gastos como los financieros. Los gastos financieros antes de la capitalización tenían una participación de 25,3% en los gastos totales, como consecuencia de los altos montos de endeudamiento de la Empresa. En 1998 disminuyeron en 96,2% y al año siguiente en 60,2%, como consecuencia de la reestructuración. En 2000 y 2001 su participación sobre el gasto total fue del orden de 1,3%. En 2002 la participación aumentó a 4,9%, debido al endeudamiento para desarrollar nuevos proyectos de inversión, y en 2003 subió a 9,5% del gasto total, por el aumento en la deuda de largo plazo. En los años 2004 y 2005 su participación se mantuvo en 9% en promedio. En esos periodos se hicieron diversos proyectos de inversión, como la compra de 72% de Transcogas en 2005. En 2006 los gastos financieros aumentan en forma considerable su participación en el gasto total, a 19,4%, lo que se originó, en particular, por la deuda que la Empresa venía manejando desde 2005 y la adquisición de créditos destinados a la adquisición de 40% del Consorcio Transmantaro, entre otros. Otro rubro de importancia de los gastos se relaciona con las diferencias en cambio, que algunos años han generado ingresos o gastos para la Empresa, dependiendo de la evolución de la tasa de cambio. Entre 2001 y 2005 se produjo, por este concepto, un ajuste negativo que impactó en forma considerable el gasto total, con su mayor efecto en 2004. Este fenómeno no impactó de forma exclusiva a la EEB, sino a todas las inversiones temporales en moneda extranjera de la época15. No obstante, como se dijo, el análisis de los efectos de la tasa de cambio debe considerarse en forma más total, para elaborar una balanza de pagos integral para el grupo empresarial, que tenga en cuenta sus cuentas corrientes (importaciones, servicios y exportaciones), así como las cuentas de capital. En la gráfica 4.11 se muestra el comportamiento del gasto descrito; allí se aprecia el cambio de todos los componentes, que disminuyeron de manera importante después del proceso de capitalización de la Empresa. Así mismo, se destaca que los gastos por administración se convirtieron en el factor más im-

15 Actas de Junta directiva 1408, del 15 de junio de 2006. Por la apreciación del peso frente al dólar, las tres empresas presentaron de 2002 a 2005 pérdidas superiores a $138.000 millones por diferencia de cambio, “observándose según la Contraloría profundas debilidades en la administración del portafolio de inversiones de corto plazo”. Al respecto la Empresa asume la defensa de su posición, arguyendo que el escenario de revaluación no se esperaba en ninguno de los estudios, que proyectaban uno de devaluación.

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GRÁFICA 4.11 Evolución del gasto de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

portante del gasto total, seguidos por los gastos financieros y por la diferencia en cambio.

3.3 ANÁLISIS FINANCIERO Con base en el análisis efectuado, es importante describir la evolución del estado financiero de la Empresa en relación con tres indicadores que fueron objeto de discusión en el momento de capitalizarla, en 1997: liquidez, rentabilidad y endeudamiento.

3.3.1 LIQUIDEZ Durante los últimos diez años, el capital de trabajo (activo corriente – pasivo corriente) ha sido positivo, lo que demuestra la capacidad de la Empresa para cubrir sus obligaciones de corto plazo. Este índice sólo fue deficitario en 2004, cuando el pasivo corriente registró un alza considerable, ocasionada por los dividendos aprobados en octubre, que habían quedado pendientes por cancelar a diciembre de ese año; ello fue, también, efecto del aumento de la porción corriente de la

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

deuda de largo plazo, explicado principalmente por la disminución de la deuda de largo plazo y su reclasificación como corto plazo. En todo caso, durante el periodo se registra liquidez suficiente, lo que a su vez se corrobora con la razón corriente (activo corriente / pasivo corriente), la cual muestra que por cada peso adeudado a corto plazo, la Empresa contó con el suficiente activo corriente para respaldarlo. En 2003 se obtuvo un récord de liquidez, de $4,49, debido a la reducción en las cuentas por pagar y en los pasivos estimados y las provisiones (véase la gráfica 4.12).

3.3.2 RENTABILIDAD El margen neto de rentabilidad (utilidad neta / ingresos operacionales) ilustra el profundo cambio de la Empresa tras su capitalización. En 1997, cuando su principal fuente de ingresos eran los derivados de su actividad operacional, fue de 0,39. El panorama empezó a cambiar en 1998, con un índice de 0,67, y se modificó por completo en 1999, con un margen neto de 7,04, esto es, la utilidad neta fue siete veces superior a los ingresos operativos. Sin embargo, 1999 puede ser un año no representativo para efectos de comparación, dado que se

GRÁFICA 4.12 Razones de liquidez de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

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presentó la primera reducción de capital de Codensa, lo que se tradujo en ingresos extraordinarios para la Empresa. En el año 2000 el margen neto fue de 4,03, y en 2001 de 2,43. En 2002, 2005 y 2006 los altos márgenes de rentabilidad se debieron, de nuevo, a las reducciones de capital de Codensa y a los consiguientes aportes a la Empresa. En comparación con este índice, los resultados no se modifican sustancialmente cuando se acude al margen de rentabilidad antes de impuestos. La gráfica 4.13 presenta ambos índices y su evolución: se destacan los “picos” de rentabilidad en los años que se recibieron flujos de recursos provenientes, en especial, de ingresos extraordinarios por reducciones de capital de Codensa. Una ilustración alternativa puede hacerse a partir de los indicadores de rentabilidad del activo. El primero de ellos es la rotación del activo (ingresos operacionales / activo), que muestra, después del alto valor de 1997, una considerable reducción inicial en 1998 y luego una estabilización en el resto del periodo. Ello refleja que los ingresos operacionales no sólo han disminuido su proporción en la rentabilidad de la Empresa, sino también frente a los activos. El segundo indicador hace referencia a la rentabilidad neta del activo (utilidad neta / activo) o retorno a la inversión. Debe resaltarse, sin embargo, que no hay plena comparabilidad entre antes y después de la capitalización; más bien, es importante recalcar que como consecuencia de los aumentos considerables de la utilidad, a partir de 1998 se ha mantenido en índices cercanos a los encontra-

GRÁFICA 4.13 Margen neto de rentabilidad de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

dos antes de su transformación. El tercero corresponde a la rentabilidad del activo antes de impuestos (utilidad antes de impuestos / activo), que tiene un comportamiento similar al índice anterior. Finalmente, el índice de rentabilidad operativa del activo (utilidad bruta / activo) muestra el cambio en la proporción que representa la rentabilidad operativa respecto al activo total. Entre 1998 y 2001 aumentó y a partir de allí se ha mantenido relativamente estable. Estos diversos índices se aprecian en la gráfica 4.14, en la que se destacan los altos coeficientes en los años en los que hubo reducciones de capital. Desde 1998 la rentabilidad del patrimonio (utilidad neta / patrimonio), o retorno al capital accionario, ha mostrado altos índices, muy cercanos a los registrados antes de la capitalización. Este resultado es de suma importancia dado que la Empresa, en estos últimos diez años, ha estado a cargo de una sola de las partes operativas del negocio, y se ha constituido primordialmente como cabeza del holding empresarial. Un resultado similar se obtiene con el índice referente a la utilidad neta antes de impuestos en comparación con el patrimonio. En la gráfica 4.15 se aprecia la evolución de estos dos indicadores entre 1998 y 2006, impactados positivamente en los años en que hubo ingresos de recursos debidos a las reducciones de capital de Codensa y otras empresas del grupo.

GRÁFICA 4.14 Evolución de la rentabilidad del activo de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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GRÁFICA 4.15 Evolución de la rentabilidad del patrimonio de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

Otro indicador importante de la evolución de la rentabilidad del negocio empresarial y para efectos de valoración es el margen Ebitda, muy utilizado en los últimos años16. En la Empresa este índice fue superior a 70% durante el periodo 2001-2005, y llegó a 76% en 2006, resultado bastante superior al del resto de las empresas del grupo (véase la gráfica 4.16). Por su parte, el margen operativo (utilidad bruta / ingresos operacionales) durante los últimos diez años ha tenido un comportamiento estable y positivo: de 50% en 1997 ha sido superior, en promedio, a 60% entre 2000 y 2006 (véase la gráfica 4.17).

16 La sigla proviene del inglés y significa Earnings before Interests, Tax, Depreciation, and Amortization. Esto es, el resultado bruto de explotación sin tomar en cuenta las cargas financieras, los pagos por amortización de deuda, las depreciaciones y los impuestos que afectan a la Empresa. Hay que anotar que la utilización de este índice ha sido materia de amplia polémica metodológica en los últimos años.

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GRÁFICA 4.16 Margen Ebidta de transmisión, 2001-2006

Fuente: EEB. 2007.

GRÁFICA 4.17 Evolución del margen operacional de la EEB, 1997-2006

Fuente: EEB. 2007.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

131

3.3.3 ENDEUDAMIENTO La evolución del endeudamiento en la EEB se analiza mediante índices que muestran dos aspectos relevantes: el comportamiento de la deuda y la capacidad real de endeudamiento. Con respecto al comportamiento de la deuda, el primer coeficiente es el índice de deuda total (pasivo total / activo total), que se redujo sustancialmente, de 0,25 en 1997 a 0,15 en 1998, y a 0,16 en 1999, y, posteriormente, a un promedio de 0,10 en los años siguientes del periodo. Este fue de los resultados más significativos del proceso de capitalización adelantado en 1997. El segundo índice es el de deuda de largo plazo (pasivo no corriente / activo), que disminuyó de 0,13 en 1997 a 0,05 en 1998, aumentó a 0,10 en 1999 y luego se restringió en los años siguientes. El promedio de todo el periodo fue de 0,06. Por su parte, el coeficiente de endeudamiento de corto plazo (pasivo corriente / activo total), pasó de 0,11 en 1997 a 0,08 en 1998 y a 0,05 en 1999. Esta tendencia se mantuvo en niveles comparables en el resto del periodo, mostrando un resultado promedio de 0,03 durante los diez años. En consecuencia, después de la capitalización todos los índices de deuda han disminuido. Por un lado, este comportamiento es efecto del proceso de capitalización y de la redistribución de la deuda entre las nuevas empresas que conformaron el grupo, y su repago posterior, en cumplimiento de los compromisos adquiridos en el MIA. Por otro, muestra que la Empresa exhibe un nivel de endeudamiento muy bajo, que le permite diversificarse hacia nuevas actividades internas y externas y, con sus compañías asociadas, realizar descapitalizaciones sin afectar su solidez financiera ni deteriorar la prestación de sus servicios. El comportamiento de los índices en el periodo se aprecia en la gráfica 4.18. En relación con la capacidad de endeudamiento se analizan tres indicadores: el margen de endeudamiento, la concentración de la deuda y la palanca financiera. El margen de endeudamiento (patrimonio / activo total), fue de 0,75 en 1997 y aumentó a 0,85 en 1998 y a 0,83 en 1999, lo que era de esperarse dado que los índices de deuda disminuyeron. El promedio entre 2000 y 2006 estuvo en 0,89; estos resultados muestran que después de la capitalización la capacidad de deuda de la EEB ha aumentado, y que su estructura financiera le permite afrontar niveles de inversión más altos. El índice de la palanca financiera (pasivo / patrimonio) ha caído desde 1997 (0,32), obteniéndose un promedio de 0,11 entre 2000 y 2006, así que actualmente la Empresa tiene un considerable grado de apalancamiento financiero. Por último, el índice de la concentración de la deuda (pasivo corriente / pasivo total), que en 1997 fue de 0,46, aumentó a 0,59 en 1998 y se redujo a 0,36 en 1999, como consecuencia de la disminución de los pasivos de corto plazo. En

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GRÁFICA 4.18 Evolución de las razones de endeudamiento de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

el año 2000 el índice fue de 0,47, y luego tuvo comportamientos variables como resultado de los movimientos en los pasivos estimados, las provisiones y las cuentas por pagar. En 2006 se situó en 0,50, en gran parte debido a la reclasificación de pasivos de largo plazo en porción de corto plazo. En la gráfica 4.19 se observa la evolución de los índices descritos.

4. APORTES DE LA EMPRESA Y DESCAPITALIZACIONES 4.1 APORTES DE LA EEB A SUS ACCIONISTAS La EEB ha generado importantes recursos para sus accionistas, que durante los últimos ocho años significaron un monto total de cerca de 2,4 billones de pesos, en precios de 1997, y que se han distribuido de varias formas: dividendos, reducciones de capital y readquisición de acciones. Por concepto de dividendos han sido entregados casi $1,1 billones, 45,6% del total; por reducciones de capital $1,1 billones, equivalentes a 48,1% del total; y por readquisición de acciones $150 mil millones, el 6,3%. Cabe destacar que la periodicidad de los pagos ha sido diferente para cada uno de estos rubros. Los dividendos han sido entregados en forma ininterrumpida

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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desde 2000 hasta 2006; las reducciones de capital han ocurrido en 1999, 2005 y 2006; y la readquisición de acciones solamente en 2005. En el cuadro 4.6 se presentan los montos estipulados por cada uno de estos conceptos durante el periodo 1999-2006. Como principal accionista de la Empresa, el Distrito Capital ha recibido un flujo constante de ingresos durante los últimos ocho años. A precios de 1997 se han totalizado aproximadamente dos billones de pesos, distribuidos

GRÁFICA 4.19 Evolución de la capacidad de endeudamiento de la EEB, 1998-2006

Fuente: EEB. 2007.

CUADRO 4.6 Aportes de la EEB a sus accionistas, 1999-2006 (miles de millones de $ de 1997) AÑO

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Total

DIVIDENDOS

0 215.1 112.6 222.6 119.1 107.4 160.1 144.3 1.081.2

REDUCCIONES DE CAPITAL

933.2 0 0 0 0 0 127.6 80.3 1.141.1

Nota: dividendos con base en causación. Fuente: cálculos de los autores con base en EEB. 2007a.

READQUISICIÓN DE ACCIONES

0 0 0 0 0 0 150.2 0 150.2

TOTAL

933.2 215.1 112.6 222.6 119.1 107.4 437.9 224.6 2.372.5

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

así: por concepto de dividendos decretados, $931 mil millones, 46,6% del total; por reducciones de capital, $946 mil millones, 47,3% del total; y por readquisición de acciones cerca de $123 mil millones, 6,1% del total de recursos. Como se puede apreciar, las dos principales fuentes de ingresos para el Distrito Capital derivadas del desempeño de la EEB y su grupo han sido los dividendos y las reducciones de capital en proporciones prácticamente iguales. Como se anotó, estas últimas se han originado exclusivamente en 1999, 2005 y 2006, como resultado de las grandes sumas recibidas a su vez por la EEB, especialmente ante las reducciones de capital de Codensa. Las cifras respectivas se observan en el cuadro 4.7, en el que se aprecia la distribución de estos pagos a lo largo del periodo y se resalta la elevada suma percibida en 1999, cuando se presentó la primera reducción de capital del grupo. Los aportes de la EEB al Distrito Capital, como su principal accionista, han significado una contribución muy importante al presupuesto de la ciudad (véase el cuadro 4.8). La distribución de los pagos muestra participaciones importantes en 1999, con 14,3%, y en 2005, con 8,7%. En suma, la totalidad de recursos aportados por la EEB a la ciudad ha representado 5,4% del presupuesto de la ciudad en estos ocho años.

CUADRO 4.7 Aportes de la EEB al Distrito Capital, 1999-2006 (miles de millones de $ de 1997) AÑO

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Total

DIVIDENDOS DECRETADOS

REDUCCIONES DE CAPITAL

0 175.5 91.9 197.1 82.5 175.6 96.7 111.6 930.9

761.4 0 0 0 0 0 104.0 80.3 945.7

READQUISICIÓN DE ACCIONES

0 0 0 0 0 0 122.5 0 122.5

Fuente: cálculos de los autores con base en datos proporcionados por la EEB.

TOTAL

761.4 175.5 91.9 197.1 82.5 175.6 323.2 191.9 1.999.1

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CUADRO 4.8 Porcentaje de participación de los recursos entregados por la EEB al Distrito, 1999-2006 (en miles de millones de pesos de 1997) AÑO

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Total

PRESUPUESTO DISTRITO

5.338 4.938 4.577 3.890 4.353 4.222 4.084 4.644 36.046

RECURSOS ENTREGADOS POR LA EEB

761 175 92 182 97 88 357 183 1.935

EORCENTAJE

14,3 3,5 2,0 4,7 2,2 2,1 8,7 3,9 5,4

Fuente: con base en EEB. 2007a y cálculos de los autores.

4.2 LAS REDUCCIONES DE CAPITAL La primera reducción de capital fue aprobada en 1998, por una cuantía de más de $1,9 billones, que representó, en pesos corrientes, alrededor de 70% de los $2,7 billones obtenidos el año anterior en el proceso de capitalización. Las devoluciones de aportes se hicieron efectivas a lo largo de 1999, una vez surtidos los trámites y requisitos contemplados en las leyes (conceptos previos favorables de la Superintendencia de Servicios Públicos, la Superintendencia de Sociedades y el Ministerio de la Protección Social). El cuadro 4.9 muestra que del total de reducción por $1,9 billones, la participación de la EEB alcanzaba la suma de $1,19 billones, que fue reembolsada a sus socios, según cronograma aprobado por la Junta directiva, en el segundo semestre de 199917. Se destaca, naturalmente, lo recibido por el Distrito Capital, en una suma de $970 mil millones, al ser el accionista mayoritario de la EEB (81,5%). Para autorizar la reducción del capital de la Empresa, el Ministerio de la Protección Social la condicionó a establecer en 1999 un contrato de "Prenda abierta rotatoria sin tenencia", destinado a garantizar el pago oportuno de las obligaciones pensionales, y a instaurar un patrimonio autónomo equivalente al valor actuarial del pasivo pensional, administrado por entidades especializadas (Contraloría de Bogotá, 2000: 7 y 10). Finalmente, en julio de 2002 la Empresa suscribió con Fiducolombia y con el consorcio conformado por Fiduciaria La

17 Actas Junta directiva 1306, 15 de julio de 1999, y 1309, 30 de septiembre de 1999.

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CUADRO 4.9 La reducción de capital de 1999 I. APROBACIONES Y FUENTES

ASAMBLEAS ACCIONISTAS Emgesa, 24 de marzo de 1998 Codensa, 25 de febrero de 1998 Subtotal* EEB, 20 de septiembre de 1998 Total

TOTAL

PARTICIPACIÓN EEB

(MILLONES DE $)

(MILLONES DE $)

566.440 937.895 1.504.335 414.288 1.918.623

291.802 483.158 774.960 414.288 1.189.248

II. DEVOLUCIONES APORTES A ACCIONISTAS DE EEB (MILLONES DE $)

Distrito Capital Nación Luz de Bogotá Capital Energía Resto Total *

970.354 87.454 65.409 65.409 622 1.189.248

A la EEB le corresponde 51,5%. Del subtotal correspondiente a su participación, la EEB registró $488 mil millones como menor valor del costo de las inversiones y $287 mil millones como ingreso extraordinario.

Fuentes: con base en Contraloría de Bogotá. 2000. Bogotá, octubre; y EEB. Acta Junta directiva 1306, 15 de julio de 1999.

Previsora y Fiduciaria Bogotá, en proporciones de 60% y 40%, el contrato para administrar el respectivo patrimonio autónomo destinado a atender todas sus obligaciones pensionales (EEB. 2005: 78). Como puede observarse, no obstante haberse iniciado el primer proceso de reducción de capital en 1998, ante los inconvenientes y trámites tardó un año más para ser efectuado, por lo que el gobierno distrital del alcalde Enrique Peñalosa (1998-2000) debió esperar ese lapso para acceder los recursos. Este fue el inicio de las reducciones de capital realizadas por la Empresa y su grupo, que se repitieron nuevamente a lo largo del decenio. En efecto, Codensa, incluyendo la reducción de capital reseñada, programó hasta el momento cuatro en total, como se aprecia en el cuadro 4.10. Emgesa, a su vez, además de la primera reducción de capital efectuada en 1999 (por cerca de $566 mil millones), aprobó una nueva en 2003 por un monto de $400 mil millones, de los cuales a la EEB le correspondían $206 mil millones18. Esta propuesta recibió la aprobación de las instancias del gobierno nacional en 2005.

18 Véase, EEB, Actas Junta directiva 1368 y 1369, noviembre 2004.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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La EEB, por su parte, después de su reducción inicial de capital por un monto de $414 mil millones en 1999, decidió nuevas reducciones de capital en los años siguientes. Así, por ejemplo, en agosto de 2005 el gobierno nacional la autorizó a reducir su capital en $240 mil millones, que había sido propuesta desde el mes de julio de 200419. En el cuadro 4.11 se muestran las respectivas devoluciones de aportes. De la misma forma, en septiembre de 2006 se le autorizó una nueva disminución de capital por $193,7 miles de millones, con el fin de optimizar su estructura de capital y pasivos, que había sido aprobada y solicitada por la Junta de la Empresa desde un año antes. Finalmente, en noviembre de 2006 la administración le solicitó a la Junta directiva la autorización de los trámites requeridos para una nueva disminución de capital por cuantía de $80.207 millones, de los cuales le corresponderían $65.404 millones al Distrito Capital, con base en el flujo de caja existente en la Empresa (proveniente, en parte de la disminución de capital de Codensa) y de sus requerimientos futuros de caja (EEB. Acta Junta directiva 1414, 16 de noviembre de 2006)20.

CUADRO 4.10 Reducciones de capital de Codensa AÑO

Julio 1999 Septiembre 2002 Julio 2005 Octubre 2006

VALOR (MILLONES DE $)

APORTE A EEB (MILLONES DE $)

938.895 551.000 924.653 383.070

483.531 283.765 476.257 197.306

Fuente: con base en EEB 2007a: 17; y EEB. Actas Junta directiva 1407 y 1413 de 2006.

19

EEB, Actas Junta directiva 1380, del 7 de julio de 2004, y 1396, del 11 de agosto de 2005. En noviembre de 2005, para que los accionistas de la EEB recibieran el flujo de recursos provenientes de la descapitalización de Codensa, la Junta adoptó un mecanismo de readquisición de acciones que se traducía al final en la reducción de capital de la Empresa sin reembolso efectivo de aportes a los accionistas. Véase EEB. Acta Junta directiva 1400, del 10 de noviembre de 2005. 20 Otros eventos relacionados con capitalizaciones y descapitalizaciones tuvieron que ver con las participaciones accionarias de la EEB en la empresa Gas Natural, que se realizaron en algunos años del periodo 1998-2005. Primero, para contribuir a sus procesos de expansión y cobertura; y, más adelante, para reducir la participación de la EEB, con el objetivo de ajustarse a las normas reguladoras, ante la perspectiva de entrar a participar en la adquisición de Ecogas-TGI. Finalmente, después de dichos procesos, la participación accionaria de la EEB en Gas Natural era de 24,99% a 31 de diciembre de 2006.

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CUADRO 4.11 Reembolsos a las accionistas por reducción de capital de la EEB, 2005 ACCIONISTA

Distrito Capital Ecopetrol Capital Energía S.A. Endesa Internacional S.A. Enersis S.A. (Agencia Islas Caimán) Chilectra S.A. (Agencia Islas Caimán) Empresa de Telecomunicaciones de Bogotá Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá Asociación de Ingenieros de la EEB Financiera Energética Nacional S.A. Fondo de Empleados EEB Sociedad de Pensionados EEB Trabajadores Total *

COMPOSICIÓN

DISTRIBUCIÓN DEL

ACCIONARIA

REEMBOLSO

(PORCENTAJE)

POR ACCIONISTA*

81’54123 7’34899 5’49646 3’02305 1’41337 1’06003 0,04245 0,00849 0,00042 0,00042 0,00005 0,00005 0,06499 100

195’716.370 17’639.150 13’192.670 7’255.970 3’392.400 2’544.300 101.880 20.380 1.020 1.020 110 110 155.980 240’021.360

Miles de pesos.

Fuente: EEB. Acta Junta directiva 1396, 11 de agosto de 2005.

Sin duda, en la mesa de discusión y polémica quedaba abierto el debate sobre las continuas y cuantiosas reducciones de capital realizadas a lo largo de la década, tras las significativas capitalizaciones que se habían efectuado en 1997. Las justificaciones para estas descapitalizaciones, tanto en Codensa como en Emgesa y en la EEB han sido, fundamentalmente, las siguientes: 1. 2. 3.

4.

5.

Sobrecapitalización de las empresas, lo que lleva a una estructura no óptima de relación entre deuda y aportes de los accionistas y afecta la rentabilidad. No se viola ninguno de los compromisos acordados por las partes en el Acuerdo general de inversiones. Así mismo, se ha considerado que nuevas expansiones y diversificaciones de las empresas deben apoyarse en la emisión de bonos y la adquisición de deuda, lo que mejora la rentabilidad y la composición de los pasivos sin efectos negativos sobre los servicios públicos que se prestan. Limitaciones de la regulación que impiden la expansión de su participación en el mercado más allá de un porcentaje de 25%, lo que se manifiesta en que sus excedentes tengan que dedicarse a inversiones financieras, que no constituyen objeto de su misión empresarial. Las reducciones de capital no afectan los programas de inversión destinados a lograr cobertura plena y alta calidad del servicio ni tienen impacto sobre las tarifas a los usuarios.

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

6.

139

Altos retornos y aportes de recursos para los accionistas y, en particular para el caso de EEB, al Distrito Capital.

El debate dio inicio con la tutela instaurada por el ex alcalde Jaime Castro, para evitar la reducción de capital de Codensa autorizada por su Asamblea de accionistas el 25 de febrero de 1998, en la que se tomó la decisión de reducir el capital de la sociedad en cerca de US$700 millones. El ex alcalde Castro argumentó que la reducción de capital de la Empresa era una operación por medio de la cual se les devolvía a los socios capitalistas el dinero que utilizaron para adquirirla, y que no se ajustaba al MIA, por lo que era necesario detener dicho programa de descapitalización. Los defensores del proceso describieron esto como un proceso común en los negocios privados, consistente en reembolsar a sus socios dinero que se encontraba inmóvil, con un alto costo de oportunidad para poder ser invertido en otras actividades rentables. Además, desde el punto de vista jurídico se argumentó que la Empresa, después de su transformación, se desenvolvía en el ámbito del derecho privado, razón por la cual las decisiones de las asambleas de accionistas, en relación con la reestructuración de capital de la sociedad, se hacían en desarrollo de las actividades propias permitidas por el Código de comercio21. El Consejo de Estado zanjó, legalmente y en términos de jurisprudencia, a favor de la EEB, estas sustentaciones y afirmó que no se violó ninguna norma dada su naturaleza de empresa privada. Al respecto, en marzo de 1999 la Superintendencia de Sociedades le había dado el visto bueno para la reducción de capital de Emgesa y Codensa, a pesar del recurso de reposición instaurado por el contralor Distrital. Después de este paso, fue necesaria su aprobación por el Ministerio del Trabajo y Seguridad Social, la cual tras sortear nuevas apelaciones y recursos de reposición fue aprobada, finalmente, en junio de 1999. Con este último paso, el 15 de julio de 1999 la EEB aprobó el cronograma y los mecanismos para reembolsar los aportes provenientes de la reducción del capital suscrito y pagado. Una vez producidas las autorizaciones legales, y con base en el reglamento aprobado por la Junta, el 25 de julio se efectuó el primer desembolso de aportes de los accionistas en cuantía de $615.849 millones, cuya fuente fue la reducción de capital de Codensa (total) y Emgesa (parcial)22, con otros dos desembolsos adicionales en agosto y octubre. Los siguientes procesos

21 Acta Junta directiva 1293, 29 de septiembre de 1998. 22 Acta Junta directiva 1308, 2 de septiembre de 1999.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

de reducción de capital de la década, ya reseñados, se acogieron a las decisiones judiciales y al resto de trámites establecidos por las leyes colombianas. Un hecho importante, destacado por los defensores de la reducción de capital, consistió en resaltar que el Distrito recibiría sumas importantes que no representarían deuda ni pago de intereses, con el fin de llevar a cabo importantes planes para la ciudad (EEB. 2003: 341). Estos recursos se han destinado a la ejecución de múltiples proyectos, especialmente en las áreas de infraestructura y de desarrollo social. En el cuadro 4.12 se muestra, por ejemplo, la programación de inversiones por parte del Distrito Capital, con cargo a los recursos obtenidos por la reducción de capital de la EEB en 1999.

CUADRO 4.12 Programación de inversiones en el Distrito con base en reducción de capital de la EEB, 1999 SECTOR

Educación Salud y bienestar social Gobierno Medio ambiente Cultura, recreación, deporte y comunicación Transporte, tránsito y obras viales Otros sectores Total

MILLONES DE PESOS

PORCENTAJE

129.859 68.098 69.525 4.000 107.973 471.673 119.223 970.351

13,4 7,0 7,2 0,4 11,1 48,6 12,3 100,0

Fuente: con base en Fainboim. 2000. Cuadro 25.

El siguiente capítulo, complementario de éste, presenta los principales negocios de diversificación y expansión acometidos por la Empresa en los últimos diez años, tras el proceso de transformación iniciado en 1997.

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GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA

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CONTRALORÍA DE BOGOTÁ, D.C., 2006. Informe de auditoría gubernamental con enfoque integral –Modalidad regular– Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Periodo auditado 2005. Bogotá, abril. –––––––––. 2005. Informe de auditoría gubernamental con enfoque integral –Modalidad regular– Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Periodo auditado 2004. Bogotá, julio. –––––––––. 2004. Informe de auditoria gubernamental con enfoque integral –Modalidad regular– Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Periodo auditado 2003. Bogotá, diciembre. –––––––––. 2003. Informe de auditoría gubernamental con enfoque integral –Modalidad regular– Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Periodo auditado 2002. Bogotá, julio. –––––––––. 2003. Informe de auditoría gubernamental con enfoque integral –Modalidad regular– Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Vigencia auditada 2001. Bogotá, marzo. –––––––––. 2001. Informe de evaluación a la gestión fiscal. Empresa de Energía de Bogotá. S. A. ESP. Bogotá, agosto. –––––––––. 2000. Informe de evaluación a la gestión fiscal. Empresa de Energía de Bogotá. S. A. ESP. Enero-diciembre de 1999. Bogotá, octubre 2000. –––––––––. 2000a. Informe de control fiscal. Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Octubre de 1997-diciembre de 1998. Bogotá, diciembre 1999. EEB. 1997-2007. Actas Junta directiva. –––––––––. 2007. La Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP, un modelo admirable de gestión público-privado en la prestación de los servicios de energía en Bogotá D. C. Bogotá, marzo. –––––––––. 2007a. Informe de gestión 2006. Bogotá –––––––––. 2006. Informe de gestión 2005. Bogotá. –––––––––. 2006a. Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. “Descripción general”. Bogotá, noviembre. –––––––––. 2003a. Historia de la Empresa de Energía de Bogotá. Volumen III, 19592000. Universidad Externado de Colombia. Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Bogotá, julio –––––––––. 2001 a 2005. Informes de gestión. Bogotá. –––––––––. 2002. “Proceso de reestructuración”. Bogotá. –––––––––. 2000, 1999 y 1998. Informes anuales. Bogotá. –––––––––. 1997. “Descripción de su situación pasada, presente y visión futura”. Bogotá, diciembre.

142

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

FAINBOIM YAKER, ISRAEL. 2000. “Efectos sobre el bienestar social de la reestructuración y capitalización de la Empresa de Energía de Bogotá”. Fedesarrollo, Bogotá, junio. FLÓREZ ENCISO, LUIS BERNARDO, RICARDO BONILLA Y ÁLVARO MORENO. 2002. “Colombia: economía, política económica y sostenibilidad de la deuda pública”. BID, Bogotá, mayo. MERPD (Misión para el diseño de una estrategia para la reducción de la pobreza y la desigualdad). 2006. “Pobreza y desigualdad en Colombia. Diagnóstico y estrategias. Resumen”. Bogotá, octubre. MIA. 1997. Acuerdo marco de Inversión. Bogotá, octubre (con similares condiciones, uno suscrito con Emgesa y otro con Codensa). UPME. 2004-2006. Boletines estadísticos de minas y energía. Bogotá.

1.205.651 3.793.635 1.521 706.667 421.200

531.328 423.203

PASIVO CORRIENTE

Porción cte. deuda a largo plazo 28.480

176.400

Pens. de jub. menos porc. cte.

4.638.684

PASIVO + PATRIMONIO

4.806.101

397 4.099.434

537 3.492.525

207.131

PATRIMONIO

Otros pasivos

437.894

Deuda largo plazo

77.939

285.467

-

53.866

614.831

Pasivos estimados y provis.

13.230

PASIVO A LARGO PLAZO

25.909 43.310

Obligaciones laborales

Pens. de jub. + benefic. compl.

38.906

Ctas. y dtos. por pagar

PASIVO

OTROS ACTIVOS

ACTIVO NO CORRIENTE

Acciones y bonos Fondo de pensiones Patrim. autónomo para pens. Otras invers. permanentes Provis. para protec. de invers. Valorizaciones DEP. ENTREG. EN ADMÓN. (PENS.)

INVERSIONES PERMANENTES

PROPIEDAD PLANTA Y EQUIPO

Efectivo Inversiones temporales Ctas. y dtos. por cobrar Inventarios Gastos pag. por anticip. CTAS. POR COBR. LARGO PLAZO

ACTIVO CORRIENTE

325.624

1998 4.806.101 1.010.945 3.287 616.610 385.804 4.790 454 51.832 276.587 3.465.216 2.052.434 207.131 -

1997

ACTIVO

BALANCE GENERAL

4.638.684 1.190.996 17.198 527.429 641.725 4.341 303 415.752 335.098 2.694.400 1.754.599 939.801 3.445.250 2.438 1.146.159

3.911.534

3.277.974

100.004

219.216

83.017

402.237

-

133.509

35.643

45.253

16.918

231.323

3.911.534 449.346 1.176 353.172 89.284 4.814 897 79.367 285.491 3.096.102 1.783.450 219.216 1.093.436 3.460.960 1.231 633.560

1999

4.924.993

4.381.398

43.071

220.895

23.712

287.678

-

211.741

31.179

8.866

4.131

255.917

2.182.577 4.590.402 645 543.595

4.924.993 333.946 793 245.927 80.3339 4.874 2.013 16.502 248.287 4.325.613 1.930.299 212.737 -

2000

5.149.726

4.645.759

101.739

212.411

22.239

336.389

-

112.883

31.198

21.083

2.414

167.578

2.300.051 4.878.54 3.648 503.967

5.149.726 267.538 1.596 216.415 43.753 4.106 1.668 6.782 277.225 4.594.533 2.080.435 214.047 -

2001

5.154.570

4.553.391

147.212

209.132

106.805

463.149

-

52.429

33.074

46.149

6.381

138.030

5.154.570 320.603 1.118 229.747 82.087 4.981 2.670 69.021 152.940 4.599.189 2.089.428 246.263 2.263.498 4.821.150 12.817 601.179

2002

5.465.482

4.975.939

103.096

206.455

106.958

416.509

-

21.804

32.957

11.547

6.726

73.034

5.465.482 328.424 1.286 226.008 94.141 5.061 1.928 11.663 144.026 4.745.977 2.087.990 62 2.657.925 225.173 5.126.839 10.219 489.543

2003

ANEXO 1 Balance general, 1997-2006 (millones de pesos) 2004

5.824.104

5.164.401

109.351

197.252

24.818

331.421

-

4.646

35.278

204.053

83.265

327.282

5.823.104 311.633 1.073 262.059 41.397 5.286 1.818 10.226 145.330 5.140.864 2.074.322 3.066.542 208.655 5.505.075 6.396 658.703

2005

5.614.495

5.063.601

96.677

200.660

75.488

372.824

-

5.153

31.659

129.570

11.687

178.069

5.614.495 395.308 336 328.966 59.285 5.151 1.570 32.600 161.726 4.783.949 1.656.037 -520 3.128.432 218.401 5.196.676 22.511 550.894

2006

5.802.031

5.133.925

87.894

197.774

45.023

330.691

34.261

1.318

558

153.290

147.988

337.415

5.802.031 448.559 51.344 144.264 245.837 5.276 1.838 5.043 196.001 4.922.061 1.688.026 -5.400 3.239.435 205.865 5.328.970 24.502 668.106

GESTIÓN EN LA ÚLTIMA DÉCADA 143

1998 230.034 39.933

1997 523.410

(UN)

UN sin reducciones de cap.

UTILIDAD NETA

Ajuste de periodos ant. 334.596

334.596

-19.005

-

353.601

Utilidades de imp. (renta)

Impuesto de renta

-272.095 574.440

Diferencia en cambio Corrección monetaria

-2.639

-188.643

Gastos financieros

Gastos varios

-280.872

Gastos administración

25.103

25.013

27.255

-14.649

12.407

-70.539

-186

-7.172

-139.730

210.981 -147.088

101.621 -744.249

GASTOS

INGRESOS NO OPERATIVOS

125.286

82.319

Ingr. fcieros.(divid.e intereses)

-

19.059

-

19.302

-

Utilidad método de ppación.

Ingresos varios

-

Ingr. extraord. (RK Codensa)

66.636

19.053

UTILIDAD BRUTA

-

421.789

Costos de ventas

Diferencia en cambio

-17.880

837.670 -415.881

INGRESOS OPERATIVOS

ESTADO DE RESULTADOS

INGRESOS

-49.029

237.599

-

-37.973

275.572

-36.670

-518

-2.851

-230.530

527.712 -233.899

131.289

-

13.430

286.628

96.365

18.429

-15.311

33.740

546.741

1999

185.328

185.328

-

-18.509

203.837

1.485

-

-2.814

-142.657

320.928 -145.471

223.197

-

54.332

-

43.399

26.895

-19.050

45.945

347.823

2000

133.053

133.053

-

-24.618

157.671

-3.793 4.807

-

-972

-84.986

205.939 -89.751

119.900

-

73.743

-

12.296

36.677

-17.878

54.555

246.616

2001

275.397

443.759

-

-51.885

495.644

-14.976 -

-

-4.870

-79.869

561.179 -99.715

185.826

-

73.749

168.362

96.122

34.179

-21.977

56.156

595.358

2002

200.175

200.175

-

-16.650

216.825

-10.278 -

-

-10.444

-89.773

290.460 -110.495

188.092

-

102.368

-

-

36.860

-21.480

58.340

327.230

2003

ANEXO 2 Estado de resultados, 1997-2006 (millones de pesos) 2004

166.104

166.104

-

-

166.104

-30.893 -

-

-13.686

-93.878

268.217 -138.457

227.827

-

40.390

-

-

36.344

-21.818

58.162

304.561

2005

299.958

582.492

-

-5.752

588.244

-8.411 -

-

-8.549

-92.463

660.282 -109.423

342.203

1.425

34.120

282.534

-

37.386

-27.048

64.434

697.668

2006

305.429

422.479

-

-659

423.138

-

-

-21.212

-87.954

489.855 -109.166

329.089

3.608

40.108

117.050

-

42.450

-24.096

66.546

532.305

144 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CAPÍTULO 5 EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

INTRODUCCIÓN Después de su transformación en 1997, la gestión de negocios corporativos de la EEB se ha caracterizado por una gran dinámica. La Empresa centra ahora sus negocios en aspectos relacionados con el manejo del portafolio de inversiones, cuyo manejo le significa su mayor fuente de ingresos. Este portafolio ha venido creciendo desde 1998, tras la capitalización de 1997, cuando la Empresa quedó con la mayoría de acciones de Codensa y Emgesa. No obstante que, en ese momento, la EEB ya participaba en la propiedad de otras empresas (Gas Natural, Emsa, Isagén, Isa, Banco Popular, FEN), la entrada al portafolio de inversiones de estas nuevas empresas fue definitiva para sus resultados y sus nuevas perspectivas. Con el propósito de crear valor a sus accionistas, la EEB empezó a desarrollar, cada vez con más fuerza, una estrategia de diversificación de su portafolio de inversiones, sobre todo las relacionadas con la participación en la propiedad de empresas del sector energético. En principio el énfasis se concentró en acceder a compañías afines al sector que manejaba; no obstante, con la experticia de los años en esta clase de negocios, decidió incursionar en los relacionados con el transporte de gas natural1. Este último y decisivo paso se dio teniendo en

1

En 2003, la Junta directiva, como parte de la estrategia de ser "una empresa holding de servicios públicos multiservicio", aprobada tres años antes, también autorizó a la administración para considerar inversiones en las áreas de telecomunicaciones, acueducto y alcantarillado, pero sin operación directa por parte de la Empresa (véase, EEB. Acta Î 145

146

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

cuenta los sucesos y la realidad del sector, que tenía y tiene un futuro promisorio en términos de demanda, por lo que era necesario ubicarse como actor principal en esta actividad. En la primera sección, este capítulo presenta una breve síntesis sobre las concepciones que subyacen en la actualidad, tras las reformas que se hicieron en las últimas décadas del siglo pasado de las actividades energéticas en América latina. En las secciones segunda y tercera se trata el modelo mixto adoptado por la EEB, que sustenta las gestiones de expansión y diversificación nacional y externa que emprendió a lo largo del último decenio. Finalmente, la última resalta los principales logros de la Empresa y su grupo en la última década, en asuntos relacionados con los aspectos financieros, operativos y comerciales. Se muestra que, sin duda, el esquema emprendido y los resultados obtenidos han sido de enorme beneficio para los ciudadanos, los accionistas y, claro está, para las propias empresas del grupo.

1. EL MODELO PÚBLICO-PRIVADO El proceso de expansión y diversificación se ha basado en un "modelo mixto", que ya tenía muchos años de funcionamiento en América latina en el siglo pasado y había mostrado muchas fortalezas, aun cuando también algunas debilidades en su implementación. En capítulos anteriores se ha mostrado, en efecto, que este marco de participación y cooperación entre los sectores público y privado, con la regulación y vigilancia adecuada y transparente por parte de los organismos del Estado, produce notables beneficios netos en términos de operación, calidad, cobertura, eficiencia y equidad. Es posible que ante el predominio de concepciones como la del Consenso de Washington, que en las dos últimas décadas del siglo pasado le atribuyeron todos los éxitos al mercado y todos los fracasos a la intervención del Estado, no hubiera muchos defensores, académicos ni empresariales, para confrontar esas tesis, o que sus argumentos no recibieran la consideración suficiente. En la actualidad, por fortuna, en todos los países se renuevan los preceptos de contar con más mercado

Î 1361 del 3 de junio de 2003. Esta estrategia buscaba orientar a la Empresa prioritariamente

hacia la gestión de inversiones y activos, más que al negocio de transmisión y a la administración de la deuda entonces existente.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

147

pero también con mejor Estado, actuando como socios y no como contradictores. Una apretada síntesis de la posición actual de los principales agentes sociales y económicos vinculados al sector puede dar cuenta de lo sucedido en los últimos años: ‹

‹

‹

‹

Los inversionistas internacionales se han comprometido con empresas del Estado en planes conjuntos de expansión y capitalización, reclamando, naturalmente, más estabilidad y transparencia en las reglas del juego. Diversos defensores anteriores de la libertad plena y sin restricciones originada en la "competencia perfecta", han entendido también la necesidad de contar con un marco de instituciones y políticas, ajustado a las condiciones específicas nacionales, que construya sistemas de mercado para garantizar no sólo la rentabilidad de las inversiones sino, también, el desarrollo económico y social de las sociedades en las cuales las empresas privadas participan con sus aportes de capital. Aun cuando, sin duda, subsisten dinosaurios ideológicos, que al defender sus tesis de siempre no ven salvación más allá de las prácticas de mercados sin restricciones. Los organismos multilaterales han empezado a modificar sus esquemas de política para dejar atrás las concepciones de privatización extrema que los inspiraron en décadas pasadas, le han puesto mayor atención a las estructuras institucionales de cada país a los que dirigen su préstamos y hacen, actualmente, más énfasis en el balance entre las actividades de los sectores público y privado. Al efecto, para tener en cuenta la nueva posición asumida por un organismo multilateral como el Banco Interamericano de Desarrollo, basta retomar sus siguientes argumentos, expuestos con anterioridad en el capítulo 2. En efecto, a comienzos de la década actual, el BID expresó su desencanto ante lo que había acontecido en los años 1990 con las reformas eléctricas emprendidas en América latina, en los siguientes términos: "los esfuerzos reformistas parecen haberse basado en consideraciones ideológicas que daban por cierto que se podía confiar al mercado la solución de los problemas. Un enfoque más cauteloso habría tenido en cuenta que, si bien algunos elementos básicos son esenciales, no existe un modelo universal y que el éxito de la reforma depende del marco institucional y del momento en que se implementa. A menos que esos elementos tácitos o implícitos sean reproducidos o reemplazados por versiones locales, y a menos que las reformas sean coherentes en toda la economía, la transferencia de un modelo fuera de contexto implica un considerable riesgo" (BID. 2001: 188).

148

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

‹

Los usuarios de los servicios son más conscientes también de la importancia de recibir servicios públicos de mejor calidad, de buscar su plena cobertura a precios reales razonables y de pagar las tarifas correspondientes a sus niveles de ingresos. Ello ha sido resultado, en parte, de diversos programas promocionales y de "educación colectiva" adelantados por las propias compañías de los sectores de energía eléctrica y gas. En fin, los gobiernos de América latina, al aprender de los fracasos y de los éxitos parciales de las lecciones de finales del siglo pasado, han reasumido, ciertamente en ritmos desiguales y con condiciones disímiles, sus capacidades de promoción, intervención, regulación y supervisión en mercados tan importantes como el energético.

‹

La EEB, que adoptó el modelo de gestión mixta desde 1997, ha expresado varios de los anteriores principios básicos en sus planes corporativos y en sus códigos o prácticas de buen gobierno, al privilegiar los siguientes objetivos estratégicos2: 1.

2.

3.

Generarle el mayor valor agregado en términos de dividendos y retornos a sus accionistas, mediante los negocios en los que participa, lo que implica un alto flujo de recursos al Distrito Capital, accionista mayoritario. Desarrollar una política de "responsabilidad social empresarial", como ha sido denominada por la propia Empresa, que contribuya al bienestar de los ciudadanos en sus áreas de influencia y en especial a los de menores ingresos3. Mejorar continuamente los procesos de calidad, control interno y productividad, para hacer de la EEB una empresa cada vez más eficiente, como ha reconocido el organismo distrital de control en sus informes de los últimos años.

Como se muestra en el siguiente capítulo, al examinar el Plan estratégico

2 3

Las empresas que hacen parte del holding de la EEB han adoptado prácticas similares y han desarrollado diversos programas de inversiones a fin de materializarlas. Esta política y sus estrategias, como se menciona más adelante, han recibido su mayor impulso bajo la administración del alcalde Luis Eduardo Garzón (2004-2007) y tiene dos componentes: 1) involucrar a la EEB en el plan de desarrollo Bogotá sin indiferencia, que se ha ejecutado en los últimos años; 2) simultáneamente, lograr y preservar los objetivos corporativos de eficiencia y competitividad de la Empresa.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

149

corporativo (PEC), la política de calidad fue reconocida a la Empresa en 2001 con la certificación ISO 9002:1994, vigente hasta diciembre de 2003 y cuyo alcance hacía referencia a la "Actividad de transmisión de energía en el sector eléctrico colombiano". Así mismo, en diciembre de 2004 obtuvo la certificación ISO 9001:2000, con vigencia hasta julio de 2006, cuyo alcance era el de la "Identificación, evaluación, consolidación y seguimiento de inversiones en el sector energético". Además, la certificación ISO 9001:2000 de los negocios de la Empresa está vigente hasta 2009. Estos reconocimientos dan cuenta de la calidad de los procesos llevados a cabo en todos sus negocios, tanto en el negocio operativo como en el relacionado con su portafolio accionario (EEB, 2007a). Así entonces, el modelo de gestión público-privado adoptado le ha permitido a la Empresa consolidar su solidez financiera, merecer un importante reconocimiento nacional e internacional y lograr la mejora continua en su desempeño operativo y financiero, todo ello con base en un equipo de trabajo de alto nivel y experiencia. La gráfica 5.1 destaca, precisamente, las fortalezas consideradas por la misma Empresa para emprender y gestionar nuevos proyectos a escala internacional.

GRÁFICA 5.1

Fortalezas de la Empresa para su diversificación

150

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Fuente: acta 1379, 23 de junio de 2004.

La siguiente cita y el esquema posterior resumen apropiadamente las características del nuevo modelo adoptado por la Empresa: La transformación de la EEB en un holding conformado por sociedades de economía mixta, tiene la virtud de combinar las ventajas de dos formas de propiedad –privada y pública– sin incluir sus desventajas. La propiedad privada viene generalmente acompañada de capital de riesgo fresco y nuevas tecnologías y técnicas modernas de gestión, que resultan en aumentos en la eficiencia de la empresa y en la calidad de los servicios, mayores inversiones en mantenimiento y mejoras en los sistemas de información. El aumento en la eficiencia se traduce a su vez en mayores utilidades y como consecuencia, mayores dividendos y pagos de impuestos. La participación privada pone además límites a la interferencia política en la empresa. La existencia de accionistas públicos, por su parte, constituye la garantía de que la empresa va a responder por los objetivos sociales establecidos para el sector, como son la cobertura universal y el otorgamiento de subsidios a los estratos bajos (Fainboim. 2000: 50)4.

ESQUEMA

Fuente: con base en EEB. 2007a.

4

Argumentos adicionales a este respecto se encuentran en Betancur. 2007. Este experto, al resaltar los beneficios de la participación de una entidad pública local en un esquema de modelo mixto, expone sus desventajas frente a empresas eléctricas con participación accionaria del gobierno nacional, por cuanto lo último puede alterar las reglas de neutralidad para promover la competencia y genera problemas en el campo de la regulación, que le compete también a entidades del orden nacional.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

151

2. EL DESEMPEÑO NEGOCIADOR Una manera novedosa de medir el desempeño de la gestión en negocios es la implementada por la propia EEB en 2005, denominada "Efectividad propuestas de inversión". Con ella se mide la eficacia de las ofertas que presenta la Empresa en proyectos de inversión, evaluando los que le son adjudicados en comparación con los que presenta como oferta. Este es, además, un indicador de largo plazo, por lo que tiene carácter acumulativo. Al respecto, el índice señala que, desde 2005 hasta mediados de 2007, la EEB ha presentado sus ofertas a diez grandes proyectos de inversión, de los cuales le han sido adjudicados seis; por tanto, en este periodo el índice arrojaría un porcentaje de efectividad de 60%5. Como complemento a los resultados anteriores se elaboró una Matriz de desempeño negociador (de las principales actividades y gestiones) en los últimos diez años, con el fin de presentar las decisiones que en cada momento aprobó la Junta directiva y sus resultados finales (véase el cuadro 5.1). La Matriz muestra las características de los negocios hacia los que se ha orientado la gestión de la Empresa, los objetivos propuestos, los actores nacionales e internacionales involucrados y lo que se alcanzó o no se logró durante este periodo. A finales de 2003, la Junta consideró diversas opciones de inversión en proyectos nacionales e internacionales6, como los siguientes: 1) vincularse como accionista en Ecogas; 2) adquirir 49% de la propiedad de Transcogas; 3) adquirir Termocandelaria de Cartagena; 4) lograr la adjudicación de la convocatoria Upme para la línea de transmisión hacia Ecuador; 5) construir una planta de generación térmica en Ecuador; 6) participar en el negocio de transmisión en Bolivia. Conviene anotar que, como se verá, parte importante de estas propuestas se materializó en los años siguientes. Ciertamente, hubo y hay diversos condicionantes a este desempeño negociador. Primero, factores de orden externo relacionados con las entidades convocantes, y por ello ajenos a los propósitos de la Empresa, en los que no se concluyeron los procesos de adjudicación; por ejemplo, en la participación en negocios de transmisión en Brasil o en Bolivia o en propuestas para la adquisición de electrificadoras en Colombia. Segundo, factores de competencia y de mercado debido a los cuales la Empresa no logró la adjudicación de proyectos

5 6

Información proporcionada por la Gerencia de negocios corporativos de la EEB. Véase, EEB. Acta Junta directiva 1372, 18 de diciembre de 2003.

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Compra de los activos de la térmica Termocandelaria, ubicada en la ciudad de Cartagena, conformada por dos unidades de 150 Mw, cada una.

Convocatoria Upme sobre el plan de expansión del STN, a nivel de 500 Kv. Se espera adquirir el 68,5% de Transcogas, propiedad de Iberdrola.

Compra de activos de transmisión de la central hidroeléctrica de Betania.

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Estrategias de expansión y consolidación de la Empresa, en el STN.

Importancia estratégica de la entrada de EEB en el negocio operativo de transporte de gas. Asegurar una adecuada prestación del servicio público de gas natural en el Distrito.

Estrategias de expansión y consolidación de la Empresa, en el STN.

Responde al PEC en su objetivo de "aumentar la participación en la actividad de transmisión a nivel internacional". Cuenta con exención tributaria hasta el 2006, ante la aplicación de la ley Páez.

Participar en la expansión internacional de transmisión de energía. Parte de la estrategia de diversificación del portafolio de inversiones y de afianzamiento en una integración regional.

MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS

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Upme Isa Termocandelaria

Iberdrola Gas Natural

Upme Isa

Betania Emgesa Corficolombiana

EEB

Isa Etecén Etesur

ACTORES

DECISIONES

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Se autoriza al gerente para presentar oferta para las convocatorias públicas de la Upme. Se acuerda continuar con el proceso. Gas Natural anuncia que hay un 3,5% adicional a la venta y se autoriza la negociación del 71,99% (feb. 24, 2005). La Junta autoriza a la administración para iniciar negociaciones.

Se autoriza a la EEB para llevar a cabo la compra en los términos presentados.

La Junta autoriza suscribir un acuerdo con ISA, con el objeto de participar en la licitación. La EEB acordó participar en un 40% (20 de junio 2002).

DE LA JUNTA DIRECTIVA

* Se toman en cuenta las principales actividades y gestiones desarrolladas. ** Acta de la junta directiva.

5. Acta nº 1378 20 de mayo de 2004

4. Acta nº 1376 16 de marzo de 2004

3. Acta nº 1370 28 de noviembre de 2003

2. Acta nº 1366 24 de septiembre de 2003

Entrega en concesión de los sistemas de transmisión de Etecén y Etesur en Perú.

1. Acta nº 1345 8 de abril de 2002 Š

DEL NEGOCIO

CARACTERÍSTICAS

AUTORIZACION

ACTA** Y FECHA

CUADRO 5.1 Matriz de desempeño negociador*, 1998-2006

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RESULTADOS

Adquirido en 2005.

EEB logró negociar las acciones en venta por un monto total de USD$12.5 millones (junio 2005).

Se declara a ISA ganadora, por una mejor oferta (diciembre 2003).

En stand by, los arreglos. Se reinician conversaciones conducentes a una eventual adquisición (mayo, 2006) "En trámite".

La concesión Perú fue adjudicada a ISA (30%), Transelca (30%) y EEB (40%): 25 de julio 2002. La nueva firma conformada para la operación se llama REP: sept. 2002.

-FECHA FINALIZACIÓN-

152 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

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Ofertar por el proyecto Shell, sobre estaciones de gas natural vehicular. Se estableció un contacto con Petrobras para ir juntos detrás del proyecto.

Convocatoria Upme 012005, "Selección de un inversionista para la construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión 230 Kv circuito doble Betania-Altam i r a - M o c o a - Pa s t o (Jamondino) y otras asociadas".

Compra de una participación de hasta el 49% de la sociedad TDE en Bolivia, empresa que controla actualmente el 100% del sistema de transmisión.

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Cumplir con el PEC: desarrollar proyectos de estaciones de servicio de gas natural. Conveniencia del negocio, por el alto crecimiento de la demanda.

Efecto importante en la evolución futura de la actividad de transmisión. Incremento en la participación en el STN (2,5% adicional). Estrategia de diversificación del portafolio y afianzamiento en una integración regional.

Responde al PEC en su objetivo de "aumentar la participación en la actividad de transmisión a nivel internacional"

Responde al PEC en su objetivo de "aumentar la participación en la actividad de transmisión a nivel internacional".

MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS

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Shell. Petrobras.

Upme . Isa.

Red eléctrica de España.

TDE.

Abengoa. S.A.

ACTORES

DECISIONES

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Se autorizó a la administración para ofertar por el proyecto Shell en las condiciones previstas de alianza con Petrobras.

La Junta autoriza la participación de la EEB en la convocatoria pública.

La Junta recomienda continuar con este proceso. La Junta autoriza a la administración para realizar el negocio del 49% de participación de TDE Bolivia (dic. 2004).

La Junta autoriza continuar los procesos tendientes a las adquisiciones accionarias en Abengoa. Se recomienda ofertar por Abengoa Chile (oct 2004).

DE LA JUNTA DIRECTIVA

* Se toman en cuenta las principales actividades y gestiones desarrolladas. ** Acta de la Junta directiva.

9. Acta nº 1396 11 de agosto de 2005

8. Acta nº 1393 12 de mayo de 2005

7. Acta nº 1382 19 de agosto de 2004

Adquisición de los activos de transmisión de propiedad de Abengoa, en Brasil y en Chile.

6. Acta nº 1382 19 de agosto de 2004 Š

DEL NEGOCIO

CARACTERÍSTICAS

AUTORIZACIÓN

ACTA** Y FECHA

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RESULTADOS

No se concretó.

Continúa

Fue seleccionada la oferta presentada por la EEB en la convocatoria Upme 01-2005. Con este resultado la EEB consolida su posición como transportador de energía del país (jun. 2005).

No se concretó.

La Junta decide no autorizar la presencia de ofertas por parte de la administración en las empresas de Abengoa Brasil y Chile (nov 18 2004)–: RAZÓN: condiciones de la competencia; en ambos países hay la necesidad de un aliado estratégico.

-FECHA FINALIZACIÓN-

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN 153

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Presentar oferta de suscripción de acciones en la enajenación de la participación en los activos, derechos y contratos de Ecogas, mediante la suscripción sucesiva de acciones de TGI, S.A. ESP.

Compra % accionario con control de la empresa, de transmisión de energía eléctrica Transmantaro, Perú (Propiedad de HydroQuébec). Comprar la participación de Hydro-Québec International (HQI) en Transelec Chile (92%), a la cual puede adherirse el 8% propiedad del IFC, en asocio con Isa.

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Por su ubicación estratégica y el mercado que atiende (zona andina), constituye el activo de transporte de gas más importante del país. Cumplir lo estipulado en el PEC: aumentar la participación en la actividad de transporte de energía en Latinoamérica.

Responde al PEC en su objetivo de "aumentar la participación en la actividad de transmisión a nivel internacional".

Activo estratégico en el sistema de transmisión peruano y que permitiría la integración de los dos subsistemas interconectados que posee REP.

Crecimiento a nivel internacional, y generación de valor. Conveniencia de participar con aliados inversionistas locales. Permite conocer el mercado y no rezagarse de Isa.

MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS

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Min Hacienda. Ashomre

DNP DAPD.

Ecogas

Transelec Chile S.A. Isa

HQI .

Hydro-Québec. Isa

REP.

Ibama Isa

BNDES

Luminar Lumitrans Aneel

ACTORES

DECISIONES

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La Junta aprobó presentar oferta de suscripción de acciones en el programa de enajenación.

Se autoriza a la admón. a participar con Isa en la presentación de una oferta firme. Se autoriza presentar una oferta en conjunto con Isa (mayo 2006).

La Junta decidió autorizar participar en el negocio de Transmantaro en los términos presentados.

Se autoriza a la administración para adelantar el proyecto en las condiciones propuestas y suscribir el memorando de entendimiento con Luminar. La Junta aprueba las negociaciones presentadas por la administración (enero 2006).

DE LA JUNTA DIRECTIVA

* Se toman en cuenta las principales actividades y gestiones desarrolladas. ** Acta de la Junta directiva. Fuente. Con base en EEB. Actas Junta directiva 1996-2007.

13. Acta nº 1413 27 de septiembre de 2006

12. Acta nº 1405 27 de abril de 2006

11. Acta nº 1404 23 de marzo de 2006

Adquisición de la participación accionaria que permita el control de la compañía Lumitrans (80%).

10. Acta nº 1398 15 de septiembre de 2005 Š

DEL NEGOCIO

CARACTERÍSTICAS

AUTORIZACIÓN

ACTA** Y FECHA

Continuación cuadro 5.1. Matriz de desempeño negociador* , 1998-2006

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RESULTADOS

La EEB resultó ganadora en la convocatoria de enajenación de los activos, contratos y derechos de la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas) (diciembre 2006).

Al fondo canadiense de inversión Brookfield se le adjudicó el 92% de Transelec; la diferencia de valor entre la oferta ganadora y la de EEB/ISA fue grande, por lo que se considera que la oferta ganadora fue muy agresiva.

Compra del 100% del Consorcio Transmantaro en Perú, en asocio con Isa, del cual la EEB posee el 40% (abril, 2006).

No se concretó.

-FECHA FINALIZACIÓN-

154 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

155

en los que participó7. Tercero, las propias decisiones finales adoptadas por la Junta directiva, al considerar que la rentabilidad del proyecto o la falta de un socio estratégico para llevarlo a cabo no garantizarían un desempeño exitoso, como en los casos de Abengoa en Brasil y Chile. Cabe destacar dos hechos en la nueva perspectiva decidida por la Empresa para su expansión: primero, como se dijo, una cantidad de propuestas de participación en negocios nacionales e internacionales, como se muestra en el cuadro 5.1. Segundo, un esquema, expreso o tácito, con Isa, para competir en el mercado interno pero para ser socios y aliados en proyectos de orden externo. Los resultados de este esquema son materia de análisis en la siguiente sección de este capítulo.

3. LOS PRINCIPALES NEGOCIOS El crecimiento del portafolio de inversiones ha sido un hecho central en los estados financieros de la EEB. Por este concepto, los ingresos no operacionales, y por tanto su utilidad, han venido dando importantes réditos a sus accionistas. Este crecimiento ha sido el resultado de la gestión negociadora implementada por la Empresa, que participa en convocatorias que contribuyen a la generación de valor y están dentro de su ámbito de experiencia, como son los de electricidad y gas natural. Después de su capitalización, la EEB ha tratado de participar en numerosos negocios. No obstante, cabe destacar los principales, que se aprecian en la gráfica 5.2. La gráfica muestra los años en que se hizo cada uno de estos negocios en comparación con el crecimiento de la cuenta de inversiones permanentes, los principales de ellos en 2005 y 2006. Se excluyen los realizados con anterioridad (como el capital accionario que poseía en compañías como Gas Natural, Emsa, Isa, Isagén, Banco Popular y FEN) y aquellos producto de la

7

Por ejemplo, en el caso de la convocatoria de la Upme para reforzar el sistema nacional de transmisión a 500 Kv, que fue adjudicado a ISA, la Empresa argumentó que la oferta ganadora había estado por debajo de las condiciones del mercado y que ello podría repercutir negativamente sobre las tarifas de transmisión (véase EEB. Acta Junta directiva 1372. 18 de diciembre de 2003. Anexo 1). Esta adjudicación fue motivo de controversia financiera y jurídica, y de debate ante los organismos de control fiscal. La propuesta ganadora de ISA fue por US$295 millones, mientras que la de la EBB había sido por US$501 millones (Contraloría de Bogotá. 2005).

156

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

reestructuración de la Empresa (Emgesa y Codensa), a los cuales ya se hizo referencia en un capítulo anterior, y presenta los de mayor importancia luego de la reforma. Esta sección presenta las características y los objetivos de cada uno de esos negocios, como efecto del proceso de expansión y diversificación acometido por la Empresa durante la última década.

3.1 REP DEL PERÚ La constitución de REP del Perú (Red de Energía del Perú S. A.) surgió como consecuencia de una convocatoria pública del gobierno de ese país a principios de 2002, para entregar en concesión durante treinta años los sistemas de transmisión eléctrica Etecen (Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S. A.) y Etesur (Empresa de Transmisión Eléctrica del Sur S. A.), para la explotación, operación y mantenimiento de aproximadamente 75% del sistema existente de transmisión en el Perú, con una remuneración anual de 53,6 millones de dólares8.

GRÁFICA 5.2 Negocios más relevantes en la última década, 1998-2006

Fuente: elaboración de los autores.

8

EEB.

Acta Junta directiva 1345, 8 de abril 8 de 2002.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

157

Esta convocatoria era muy importante para la EEB por dos razones principales: primera, hacía parte del Plan corporativo orientado a participar en la expansión internacional de transmisión de energía, con base en las recomendaciones del estudio de Booz Allen-Inverlink; segunda, estrechamente relacionada con la anterior, sería la primera vez que la EEB incursionase en un negocio internacional. Para participar en dicho proyecto era natural que buscara asociarse con otro actor que tuviese experiencia y recursos para llevarlo a cabo: Isa, el socio operador del proyecto, no sólo había participado exitosamente en el sector eléctrico peruano, sino que conocía la legislación y regulación de ese país. La incursión de la EEB en el negocio de transmisión del Perú se sustentaba en varios argumentos: 1) consolidar su posición de holding en el área de servicios públicos, con participaciones importantes para desarrollar inversiones con moderado nivel de riesgo; 2) hacer un manejo eficiente del portafolio accionario de la Empresa, diversificándolo con criterios de seguridad y economía; y 3) el proyecto era atractivo puesto que sus ingresos eran fijos y conocidos, dado que la concesión los regulaba, y, a la vez, se aprovechaba el conocimiento de EEB y de Isa en sus negocios operativos de transmisión para determinar los costos y, por ende, obtener la rentabilidad deseada9. Por esta razón, el 8 de abril de 2002 la Junta directiva autorizó al gerente para suscribir un acuerdo con Isa , con el objeto de participar en la licitación pública. El 20 de junio de 2002, teniendo en cuenta las conclusiones del informe presentado por la administración, se dispuso participar con 40% en la nueva sociedad que se constituiría para operar la concesión del sistema de transmisión. Finalmente, el 25 de julio de 2002, después de un acuerdo con Transelca (filial de Isa) para que participase como socia en la nueva compañía, se informó sobre la adjudicación del gobierno peruano a Isa , Transelca y EEB, por un total de US$262 millones (US$241,6 millones por la concesión y US$20,4 millones por los inventarios). La participación accionaria establecida para la sociedad concesionaria quedó de la siguiente manera: EEB, 40%; Isa, 30%; y Transelca, 30%. Después de concedida la adjudicación al consorcio se deben destacar otras características de este arreglo. Primero, la inversión tenía una rentabilidad en línea con los requisitos de la EEB, por ser una inversión financiada completamente con deuda y remunerada al costo del capital. Segundo, la ubicación estratégica de la concesión, de acuerdo con el eventual escenario, a mediano plazo, de la integración energética regional.

9

EEB.

Acta Junta directiva 1349, 25 de julio de 2002.

158

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

El 2 de septiembre de 2002 se firmó el contrato de concesión con el gobierno de Perú, mediante el cual se conformó la nueva compañía que asumiría la operación de las compañías Etecen y Etesur. Este nuevo consorcio recibió el nombre de Red de Energía del Perú S.A. (REP), conformada en propiedad por Isa y EEB en los porcentajes mencionados10.

3.2 INTERCONEXIÓN HACIA ECUADOR La convocatoria Upme 01-2005, para la construcción y operación durante veinticinco años de la línea de transmisión de doble circuito hasta la frontera con Ecuador (a 230 Kv, en el trayecto Betania-Altamira-Mocoa-Jamondino (Pasto), con una longitud de 376,8 km y sus equipos de subestación asociados), empezó a principios de 2005. Este proyecto de interconexión era de importancia estratégica para la EEB, dado su efecto en la evolución futura de la actividad de transmisión, de acuerdo con el escenario de una interconexión internacional que posibilitaba la integración de mercados y el crecimiento de la actividad de transmisión de electricidad. Más aún, con este proyecto se garantizaba la participación en actividades de este tipo, ante la ausencia de nuevos proyectos internos a mediano plazo. Un aspecto importante para la EEB fue superar el hecho de haber perdido con Isa la convocatoria Upme de expansión del sistema de transmisión nacional (STN) (en 500 Kv) en 2003, por lo cual fue objeto de diversas críticas, que se reseñaron antes. Finalmente, con este proyecto se pretendía cumplir los objetivos del Plan estratégico de la Empresa, diversificando el portafolio y aumentado su participación en el sistema de transmisión nacional, lo que representaba 2,5% adicional. Así pues, frente a estas expectativas, el 12 de mayo de 2005 la Junta directiva autorizó la participación de la EEB en la convocatoria pública, con lo que se dio inicio al proceso. El 10 de junio de 2005 la oferta de la Empresa fue seleccionada, resultado que contribuyó a mejorar su posición como transportador de energía en el país y a abrir nuevas oportunidades internacionales de interconexión. Al finalizar 2006, el avance del proyecto era de 61%, frente al 82% programado, debido a retrasos en la aprobación de solicitudes ambientales y sectoriales (EEB. 2007b: 35).

10

EEB.

Acta Junta directiva 1351, 26 de septiembre de 2002.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

159

3.3 TRANSCOGAS La adquisición de la propiedad accionaria en la Transportadora Colombiana de Gas S. A. ESP (Transcogas) tuvo sus orígenes a finales de 2003, cuando la EEB supo de una oferta, en la cual se ofrecía 49% de la propiedad, calculado por la EEB en $8.200 millones11. En marzo de 2004, la Empresa evaluó la participación en el negocio, con base en la posibilidad de una alianza estratégica con el grupo Gas Natural, en los negocios de Transcogas y Ecogas, vitales en el objetivo de iniciar su operación en una nueva línea de negocio: el transporte de gas natural. En el cuadro 5.2 se presentan los accionistas de la empresa en ese momento. El acuerdo preliminar establecido con Gas Natural consistía, en ese entonces, en que la EEB adquiriría las acciones de Iberdrola mediante la opción de compra que tenía Gas Natural SDG, que representaban 68,5% del total, avaluado en un principio por US$6,2 millones, convirtiéndose así en el accionista mayoritario. El 30 de septiembre de 2004, después de los análisis financieros respectivos, la Junta directiva autorizó continuar con el proyecto. Finalmente, el 24 de febrero de 2005, Gas Natural anunció que, aparte del 68,49%, estaba en venta otro 3,5% adicional, por lo que el paquete de venta final correspondería a 71,99% de la compañía. La EEB analizó el escenario inicial que se le presentó a la Junta el 30 de septiembre de 2004, en comparación con el nuevo, y encontró elementos importantes respecto a variables como la demanda proyectada, las capacidades contratadas en los contratos de transporte y la influencia de escenarios de tasa

CUADRO 5.2 Composición accionaria de Transcogas, antes de la venta de acciones ACCIONISTA

Iberdrola Energía Gas Natural S.A. ESP Héctor Castro Murcia Famicaro S.A. Gas Natural Internacional SDG Total

ACCIONES

3’424.999 1’250.000 275.000 50.000 1 5’000.000

Fuente: EEB. Acta Junta directiva 1376, 16 de marzo de 2004.

11

EEB.

Acta Junta directiva 1372, 18 de diciembre de 2003.

PORCENTAJE

68,5 25,0 5,5 1,0 0,0 100,0

160

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

de cambio. Con base en el análisis anterior, la Junta decidió aprobar la negociación del 71,99% de las acciones de Transcogas y autorizó a la administración para cerrar la operación hasta por US$12,75 millones12. La decisión de la EEB de invertir en las acciones de Transcogas se motivó en cinco argumentos principales (véase, por ejemplo, EEB. 2006). 1. 2. 3. 4.

5.

Consolidarse como transportador para atender las necesidades de la ciudad en un sector estratégico, el del gas. Iniciar su operación en una nueva línea de negocio, el transporte de gas natural. La adquisición de esta empresa le podría servir de escalón a un negocio más ambicioso, como el de Ecogas. La adquisición de esta propiedad haría más integral el manejo del gas en la región de Bogotá: transportaría 100% del gas natural requerido para atender los municipios de la sabana y cerca de 75% del gas consumido por la ciudad, lo que se sumaba a la participación accionaria de la EEB en la empresa distribuidora de gas (Gas Natural). A su vez, Transcogas era la tercera empresa más importante de transporte de gas en el país. Los ingresos del negocio del transporte de gas, al ser una actividad monopólica, están regulados por la Creg, por lo cual son fijos y de bajo riesgo.

El 16 de junio de 2005 la EEB logró negociar las acciones en venta de Transcogas por un monto total de USD$12,50 millones; en consecuencia, la nueva composición accionaria de esta empresa quedó así13: EEB, 71,99%; Gas Natural, 25%; y otros, 3,01%.

3.4 TRANSMANTARO El proyecto Transmantaro tuvo sus inicios en marzo de 2006, cuando surgió como una posibilidad de expansión en el sistema de transmisión peruano, posibilitando la potencial integración de los dos subsistemas interconectados que posee REP (sistema interconectado Centro Norte y sistema interconectado Sur).

12

EEB.

Acta Junta directiva 1390, 24 de febrero de 2005.

13

EEB.

Acta Junta directiva 1394, 23 de junio de 2005.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

161

En el cuadro 5.3 se presenta la composición de la propiedad de los activos de Transmantaro. Para acceder a estos activos, la EEB en asocio con Isa, dados los intereses mutuos que existían en REP de Perú, acordaron participar en el negocio, por las siguientes razones: 1.

2.

3.

4.

Transmantaro, con una línea de transmisión de 620 km, era un activo estratégico para la REP al permitir su crecimiento y la integración de los sistemas del Norte y Sur que opera. En relación con el punto anterior, aprovecha economías de escala, así como la operación, la coordinación y el mantenimiento de la REP al integrar todos sus activos. Con base en la adquisición de estos activos, aumentaba la participación de la REP en el sistema de transmisión y se consolidaba como líder en este sub sector. Era una inversión que creaba valor para REP, dado que mejoraría su estructura de capital y su rentabilidad14.

De acuerdo con estas expectativas, la Junta de la EEB autorizó a la administración a hacer el negocio, por lo que para entrar a ofertar sólo restaba el acuerdo con Isa. El 16 de mayo de 2006 Isa y la EEB llegaron a un acuerdo con Hydro-Québec para la adquisición del 57% que la empresa canadiense poseía en el Consorcio Transmantaro (por US$67 millones). Posteriormente, el 14 de septiembre, el gobierno peruano le adjudicó a Isa y a la EEB el 15% de su participación estatal en Transmantaro (por US$18 millones). Por último, el 27 de ese mes, Isa y la EEB llegaron a un acuerdo con el Fondo de Trabajadores de Québec,

CUADRO 5.3 Composición accionaria de Transmantaro, antes de la venta de acciones ACCIONISTA

Hydro Québec Inter. ( HQI) Fondo de Trabajadores de Québec Etecen (gobierno peruano)

14

EEB.

Acta Junta directiva 1405, 27 de abril de 2006.

PORCENTAJE

56,67 28,33 15,00

162

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

para la compra de su participación de 28% en el Consorcio Transmantaro (por US$33 millones). Con estas sucesivas negociaciones se adquirió el 100% de Transmantaro, cuya participación quedó conformada por 60% de Isa y 40% de la EEB. Para el negocio, esta última debió desembolsar $114.000 millones, que obtuvo mediante un crédito con la banca nacional (EEB, 2007b: 29).

3.5 ECOGAS-TRANSPORTADORA DE GAS DEL INTERIOR-TGI Con base en un acuerdo logrado en 2004 entre el gobierno nacional y el Fondo Monetario Internacional se acordó vender cinco electrificadoras públicas regionales y Ecogas. La razón de la venta de Ecogas radicaba en los problemas financieros que traía consigo, al tener que cancelar una deuda contraída con Ecopetrol desde su fundación, por concepto del pago de la construcción de gasoductos mediante contratos BOMT (Built, Operate, Maintain, and Transfer), lo que ocasionaba un flujo de caja negativo después de contemplar este esquema de pagos (para mayor detalle, véase Contraloría General de la República. 2001). La inviabilidad financiera de Ecogas provenía esencialmente de esta deuda adquirida con Ecopetrol. No obstante, en los años precedentes a su venta fue rentable operativamente y sus resultados tuvieron una mejora considerable. La gráfica 5.3 muestra que los ingresos operativos de Ecogas crecieron considerablemente desde 1998, un año después de su fundación, hasta 2006, año de su enajenación, con una participación creciente de las utilidades de la Empresa como proporción de los ingresos por operación. En la propuesta de venta que presentó el gobierno se ofreció la venta de la Empresa bajo un vehículo de inversión denominado Transportadora de Gas del Interior-TGI, que manejaría el sistema operativo de la antigua Ecogas y estaría libre de deudas, sobre todo las relacionadas con el pago a Ecopetrol de los contratos BOMT. Así pues, el gobierno ofrecía una empresa con buenos réditos financieros y otras ventajas estratégicas, que hacían de Ecogas un negocio bueno y atractivo. La EEB tenía la intención de invertir en la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas-Empresa Industrial y Comercial del Estado) desde hacía algunos años, como se mencionó; sin embargo, no podía hacerlo, por las restricciones que establecía la regulación, dado que en 2003 poseía 28,63% de la empresa distribuidora Gas Natural, lo cual le impedía participar en proyectos de transporte

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

163

GRÁFICA 5.3 Ingresos operacionales y utilidad neta de Ecogas, 1998-2006

Fuente: Ecogas, 2007.

de gas15. En consecuencia, si deseaba pujar en esta clase de inversiones, la Empresa necesitaba reevaluar su participación en la empresa Gas Natural16. Los principales hitos del proceso que llevó, al final, a la adquisición de Ecogas-TGI por la EEB fueron los siguientes: 1.

Antes de iniciar los procesos de adquisición de las compañías transportadoras (Transcogas y TGI), fue necesario que la EEB, el 23 de marzo de 2005, vendiera 1’340.000 acciones de Gas Natural, por un valor de $27.738 millones, cantidad que correspondió a una participación de 3,63%. Esta venta de acciones dejó a la EEB con 25% de la propiedad accionaria de Gas Natural, con lo que superaba la restricción que le impedía invertir en empresas transportadoras de gas17.

15 El transportador de gas natural no puede tener interés económico en empresas que tengan por objeto la distribución de gas natural. Se entiende por interés económico cuando la transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de una distribuidora en un porcentaje superior a 25%. 16 17

EEB.

Acta Junta directiva 1372, 18 de diciembre de 2003. EEB. Acta Junta directiva 1392, 14 de abril de 2005.

164

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

2.

El mismo día de la venta de las acciones de Gas Natural se inició el proceso formal de enajenación de los activos, derechos y contratos de Ecogas, cuyo vehículo de inversión era la formación de una nueva empresa llamada Transportadora de Gas del Interior TGI18. En cumplimiento de lo dispuesto por la ley 226 de 1995, dicho proceso estaría dirigido en un principio exclusivamente al sector solidario. De acuerdo con esta perspectiva, la EEB consideró que el sector solidario (conformado mayoritariamente por los fondos de pensiones) iba a tomar 100% de la compañía en la primera fase. Por ello, se optó por la estrategia de ofrecerle al sector solidario sus servicios como operador, con base en su experiencia en el manejo de empresas relacionadas con el transporte de energía. El 28 de agosto de 2006 se cerró la etapa para suscribir acciones por parte del sector solidario. Además, se conoció que la EEB había sido preseleccionada, junto con las empresas Promigas y Enbridge, para participar en la selección del operador idóneo de TGI. Sin embargo, por esas fechas se supo también que los términos del contrato de los fondos de pensiones excluían la posibilidad de que el operador, eventualmente la EEB, pudiera tener vinculación accionaria en la nueva empresa, por lo cual su Junta directiva decidió no presentar oferta vinculante como operador. El 14 de septiembre se dio por confirmado que la EEB no presentó oferta vinculante y fue seleccionada la empresa canadiense Enbridge. El 29 de septiembre del 2006, cuando se llevó a cabo la audiencia de adjudicación para el grupo controlador del sector solidario, el gobierno no aceptó la oferta, debido a que el margen de precio mínimo que estableció fue superior al precio que ofreció dicho sector ($1.968 billones). El 2 de octubre el gobierno nacional publicó un aviso de prensa para dar comienzo al proceso de enajenación de los activos, derechos y contratos, en su segunda fase, dirigido a inversionistas estratégicos. Ante este suceso, la EEB inició el proceso para presentar su oferta de suscripción de acciones, en la etapa de la enajenación que empezaba el 9 noviembre, con la apertura de los sobres.

3.

4.

5.

6.

18

se formaría mediante la suscripción sucesiva de acciones en dos etapas, que contemplaba en la primera ofrecer el negocio al sector solidario (ley 226 de 1995). Si en esa etapa no se suscribía el total de acciones se ofrecería en la segunda, por medio de una oferta pública, a personas nacionales, extranjeras, naturales, jurídicas o patrimonios autónomos.

TGI

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

7.

165

Además, para lograr su participación, la EEB debió gestionar ante el sistema financiero nacional e internacional los créditos para financiar el proyecto, y adelantar los trámites necesarios relacionados con la gestión y suscripción de los créditos ante el DNP, el DAPD, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público y, en general, ante cualquier entidad o autoridad nacional o internacional19.

Los objetivos estratégicos que tenía la EEB para participar en la adquisición de TGI eran20: 1.

2.

Por su ubicación estratégica y por el mercado que atiende (zona andina), se constituye en el principal activo de transporte de gas del país, complementa los objetivos de la EEB de crecer y diversificarse en el sector de transporte de energía y crea nuevas oportunidades de expansión, internas e internacionales. En relación con las perspectivas y proyecciones financieras, se hicieron las siguientes consideraciones: a. b.

c. d.

e.

Se estiman altas tasas de retorno, superiores a las actuales tasas de referencia, y aportes considerables al Distrito Capital. Bajo riesgo: desde la perspectiva crediticia tiene una fuente de pago vía un margen operacional demostrado, una garantía real al ser un activo nacional estratégico e ingresos con mínima varianza por ser un monopolio natural con ingresos regulados. En cuanto a control decisorio: control sobre decisiones de venta, reducciones de capital y repartición de dividendos. En materia de amplitud del mercado, el mercado de recursos financieros incluye personas naturales, grandes inversionistas estratégicos e inversionistas institucionales. En relación con el valor patrimonial, baja volatilidad frente a otros instrumentos como TES o papeles de renta fija, por no requerir marcación a mercado para su valoración y por tener flujos distribuidos homogéneamente durante su vida útil.

19 EEB. Acta Junta directiva 1413, 27 de septiembre de 2006. 20 Al respecto, véase, por ejemplo, ABN-AMRO. 2006; y EEB. Acta Junta directiva 1414, 16 de noviembre de 2006.

166

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

f.

3.

4.

5.

En los riesgos de refinanciación, los excedentes de caja de TGI son reinvertibles en su expansión en adquisiciones, lo que minimiza el arbitraje asociado a excedentes de caja atrapados en una compañía apalancada.

Tiene la red de transporte más extensa del país (3.609 km) y una capacidad promedio de transporte de 330 mpc/d, lo que sumado a los activos de Transcogas le permitirían a la EEB ser el principal transportador del país, atendiéndolo en 60%. La ubicación geográfica de la infraestructura refleja su importancia para el país, puesto que lo atraviesa de norte a sur y de oriente a occidente, conectando las dos fuentes de suministro nacional de gas natural, como son las de la zona norte (Ballenas, Chuchupa) y las de la zona oriental (Cusiana), con los centro de consumo; es decir, las principales ciudades y regiones de Colombia, excepto la costa atlántica, atendida por Promigas. Disfruta de una posición geográfica privilegiada, en un escenario posible de interconexión gasífera con los demás países de la zona andina y Centroamérica y, a partir de allí, con el resto del continente.

Después de la valoración de los activos de TGI (Ecogas), sus ingresos, gastos y utilidades proyectada, así como el requerimiento de inversiones para su plan de expansión, la Junta directiva de la EEB recomendó que, dado el valor estratégico que tenía el proyecto para la Empresa, la ciudad y el país, se presentara una oferta final muy competitiva que tuviera en cuenta la calidad e interés de los competidores interesados en el proyecto y una rentabilidad razonable para la Empresa21. Las bases de la oferta de la EEB se ajustaron a los siguientes criterios: primero, la valoración base del negocio; segundo, la estimación de la posible oferta de la competencia; y, tercero, los recursos disponibles vía crédito (US$1.460 millones), descontando los gastos iniciales requeridos por TGI y asociados al capital de trabajo, así como las comisiones de financiación, entre otros. Con base en todos los supuestos, la Empresa concluyó que su oferta máxima factible, en el rango de valoración previsto y el valor estimado de la competencia, sería de US$1.438 millones, que no debía dar cabida a un margen de desempate dado que en ese posible escenario la EEB retiraría su oferta de compra. Finalmente, el 6 de diciembre de 2006 se adjudicó TGI. El cuadro 5.4 muestra las ofertas que se presentaron.

21

EEB.

Acta Junta directiva 1414, 16 de noviembre de 2006.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

167

CUADRO 5.4 Ofertas para la adquisición de Ecogas-TGI VALOR ($MILLONES)

OFERTA

EEB

Ashmore Mínimo Rango empate

3.250’000 2.855’465 2.200’000 162’500

Fuente: EEB. Acta Junta directiva 1415, 12 de diciembre de 2006.

La oferta de la EEB fue la más alta de todas y estuvo 6% por encima del valor límite que determinaba el caso de empate con Ashmore (Consorcio Prisma EnergyPromigas)22. Este precio refleja las expectativas que la EEB tiene en este negocio, ya mencionadas, y el deseo de no entrar a rango de desempate con su inmediato competidor, lo cual podría haber afectado el precio de adquisición. Como se aprecia en el cuadro 5.4, la EEB ofreció por TGI la suma de $3,25 billones, y estimó un valor de financiación de US$1.460 millones con la posibilidad de llegar a US$1.500 millones. El DNP y el Ministerio de Hacienda dieron el visto bueno a esta solicitud de endeudamiento23. Una vez constituida formalmente la nueva empresa TGI en Bucaramanga y aprobados sus estatutos básicos y su organización inicial, el 16 de febrero de 2007, se procedió a redistribuir el monto de la deuda adquirida para su financiación. En efecto, se le informó a la Junta directiva de la EEB que US$900 millones estarían en cabeza de la TGI y los restantes US$560 millones a cargo de la EEB, actuando de todas formas la TGI como codeudor, contando con las autorizaciones previas del DNP y el Ministerio de Hacienda. Igualmente, como componente esencial de las operaciones de manejo de la deuda, la Junta autorizó a la administración para hacer las gestiones requeridas a fin de sustituir las obligaciones de corto plazo por obligaciones de largo plazo, con base en créditos sindicados y emisiones de bonos en el exterior24. De acuerdo con lo expuesto, el proceso de adquisición de TGI le permitió a la EEB aprovechar una muy buena oportunidad de negocio, para consolidarse en el negocio del transporte del gas, lo que obviamente repercute de manera positiva en los accionistas de la EEB, entre los que está el Distrito Capital (81,5)%.

22

EEB.

23 24

EEB.

Acta Junta directiva 1415, 12 de diciembre de 2006.

Acta Junta directiva 1416, 30 de enero de 2007. EEB. Acta Junta directiva 1419, 19 de abril de 2007.

168

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Sin embargo, esta adquisición ha generado polémica en dos aspectos que es importante mencionar25: primero, los críticos han argumentado que la EEB cumple un "mejor papel" invirtiendo en compañías operadas por otros agentes, dado que esa ha sido la característica de sus inversiones anteriores, tal vez con la excepción de Transcogas, que opera también la actividad de transporte de gas, y fue adquirida, como se vio, con el fin de ser un peldaño para hacer el negocio de TGI. Segundo, y tal vez es el argumento más fuerte, proveniente de personajes de importancia en el ámbito nacional, como el ex ministro de Hacienda Rudolf Hommes, quien considera que el negocio realizado en TGI, "fue un error estratégico para la Empresa y para Bogotá". Según Hommes, el sector público no debe invertir en asuntos que puede hacer el sector privado, dado que es más importante dirigir los recursos a sectores estratégicos como educación, nutrición infantil, salud o "cualquier inversión social que generaría rentabilidades superiores para el bienestar de la ciudad" (Dinero. 2007: 37). El ex alcalde Enrique Peñalosa, siguiendo una línea parecida a la de Hommes, ha dicho que la función del gobierno no es hacer negocios como el de Ecogas, sino "usar sus recursos para mejorar la ciudad, su calidad de vida, su competitividad, de manera estructural, con inversiones que la hagan mejor no sólo ahora sino en el largo plazo" (Dinero. 2007: 37). La EEB ha respondido a estas críticas por intermedio de su gerente general, Astrid Martínez, quien ha afirmado que esta operación, antes que deteriorar la inversión social del Distrito la fortalece, en la medida en que la consolida como líder en el transporte de energía. "Es un legado de solidez para las finanzas distritales, porque es un acto de responsabilidad fiscal de largo plazo. EEB será el soporte de inversión social que va a tener Bogotá en las próximas administraciones" (Dinero. 2007: 37). El alto nivel de endeudamiento en el que incurrió la EEB para hacer el negocio ha generado críticas sobre el "costo de oportunidad" que ello le representó a la ciudad en términos de pérdida social en materia de proyectos en educación, nutrición, salud y acueducto, como sostiene Hommes, para concluir que "los niños que no alimentaste hoy no se recuperarán, por lo que significan una generación perdida. Eso, traído a cualquier tasa de descuento daría un valor presente negativo" (Dinero. 2007: 38).

25 La polémica se ha sostenido, con sus réplicas y contrarréplicas, en diversos medios de comunicación, pero sus argumentos centrales están resumidos adecuadamente en Dinero. 2007.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

169

Con lo importante que parece ser esta crítica, se basa en hechos no comprobados por las siguientes razones: primero, al sostener que la adquisición de TGI le impide a la ciudad destinar esos recursos a otros propósitos sociales prioritarios. Ello no es cierto, puesto que los programas del plan de desarrollo Bogotá sin indiferencia están financiados y, por tanto, no se afectan en el cumplimiento de sus altas metas de calidad, cobertura y énfasis en los grupos más pobres de la población. Segundo, los críticos asumen inválidamente que la compra de TGI implica redistribuir un monto dado e inalterable de recursos para disminuir inversiones sociales a cambio de aumentar inversiones empresariales. Esa concepción estática, inspirada en textos básicos de la economía neoclásica, no se compadece con la realidad de los hechos. Por el contrario, la nueva inversión amplía las fronteras de producción y consumo y genera, en consecuencia, nuevas fuentes de ingreso y empleo para la ciudad, por medio de dividendos e impuestos, para incrementar la capacidad de financiamiento de los mismos programas sociales y, claro está, mejorar su competitividad a largo plazo. Es obvio que ello estará sujeto a los resultados financieros y al manejo operativo de la nueva empresa, que pasa a aumentar el patrimonio de la capital y que cuenta con buenas oportunidades de expansión. Tercero, en términos financieros, la deuda asumida para la compra de TGI será cancelada en sus dos terceras partes por el propio flujo de caja que genere la nueva empresa, y la tercera parte restante por la EEB, que ha contemplado planes de participación en la bolsa de valores y de emisión de bonos para obtener nuevos recursos en los mercados de capitales. En todo caso, el nivel de deuda en el que se incurrió es completamente manejable, dada su estructura actual de capital, y no compromete los recursos que le aporta al Distrito ni los planes de endeudamiento y financiamiento previstos por este último. El debate tiene, también, un sustrato conceptual e ideológico, derivado de las antiguas tesis predominantes a finales del siglo XX, hoy desuetas, que consideraban que todo lo que hacía el Estado era ineficiente e improductivo y todo lo que hacía la empresa privada era eficiente y competitivo. Por el contrario, como lo expresó claramente la gerente de la EEB, "creemos que las compañías públicas pueden ser eficientes y socialmente responsables. No suscribimos falsas ecuaciones que igualan eficiencia y propiedad privada, e ineficiencia y clientelismo y propiedad pública" (Dinero. 2007: 38).

4. SÍNTESIS DE RESULTADOS El desempeño de las empresas que hacen parte del portafolio de inversiones de la EEB ha sido de suma importancia para esta última. El objetivo de esta sección

170

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

es una breve descripción de algunos índices de gestión de las principales empresas del grupo, referidos a aspectos del desempeño financiero, operacional y comercial. Este recorrido, obviamente, ha estado sujeto a la información disponible, a la fecha, para cada una de ellas. El propósito central de esta síntesis es resaltar la mejora continua ocurrida en el último decenio con impactos considerables sobre el holding y sus accionistas.

4.1 LOS ASPECTOS FINANCIEROS Diez años después, el desempeño financiero de Emgesa, Codensa y Gas Natural ha sido muy positivo en términos de rentabilidad, no obstante las difíciles situaciones de la economía a finales del siglo pasado y la coyuntura de bajos crecimientos en la demanda de energía, de los que se hizo mención en el capítulo 4. Emgesa, después de una fuerte caída en su utilidad en el año 2000, como consecuencia de menores ingresos por ventas de energía, se recuperó y presentó una utilidad creciente desde 2002 hasta 2006. Codensa, también, presentó una caída en la utilidad en 2001, explicada por la evolución de las tarifas y el menor volumen de ventas al cliente final; después de ese año, su utilidad ha aumentado de manera ininterrumpida hasta 2006, lo cual es, en parte, consecuencia de la gran expansión de la demanda, que resulta del número creciente de subscriptores en los últimos años y una cobertura casi total en su área de influencia. La empresa Gas Natural ha tenido un cambio notable en sus cifras de utilidad, que en 1998 eran negativas, ante las pérdidas en las actividades no operativas ocasionadas por los gastos financieros; de 1999 en adelante la utilidad ha tenido un comportamiento positivo y creciente, explicado por el comportamiento de la demanda. En el cuadro 5.5 se presenta la síntesis de varios de los principales indicadores financieros del grupo empresarial durante el periodo 1998-2006. Se pueden destacar, al respecto, los siguientes hechos: ‹

‹

El flujo continuo de recursos aportados a los accionistas como consecuencia de las utilidades obtenidas y de las reducciones de capital efectuadas, que suman cuantiosas transferencias en la última década. La reducción notable de los índices de endeudamiento total de la mayoría de empresas del grupo de las cuales se dispone de información. En particular, al respecto, se destaca el bajo índice de la propia EEB.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

171

CUADRO 5.5 Indicadores financieros grupo empresarial, 1998-2006 EEB

1998

Utilid. miles de mill. de $ de 1997

1999 2000 186,8

133,4

Ebitda (%) Margen operacional (%)

2001

2002

2003

2004

2005

2006

89,1

278,1

117,6

92,6

309,3

214,6

74,9

71,6

72,0

70,4

70,3

76,0

51,6

54,5

53,9

61,7

56,3

57,7

56,5

58,5

63,9

15

16

11

10

12

9

11

10

12

Endeudamiento total (%)

UTILIDAD DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS DEL GRUPO (MILES DE MILLONES DE

$ DE 1997)

Emgesa

131,4

102,0

64,9

73,2

80,1

114,1

135,8

133,5

144,3

Codensa

56,0

98,0

85,5

66,0

86,4

87,0

129,7

146,0

191,3

- 15,9

4,3

15,3

16,2

21,8

23,7

51,0

65,2

78,1

8,0

- 0,9

1,8

1,5

- 1,4

0,3

1,9

4,9

4,8

9,3

19,1

24,5

13,9

12,4

Gas Natural Emsa (Meta) REP Perú

INVERSIONES (MILES DE MILLONES DE

$ DE 1997)

Emgesa

25,1

23,6

7,8

8,6

6,2

9,5

8,4

10,2

N.d.

Codensa

37,8

99,3

93,8

95,6

72,7

48,8

53,2

61,4

93,6

Emgesa

33

20

19

21

22

23

22

23

Codensa

14

12

11

23

28

31

39

58

Gas Natural

66

43

56

57

51

50

54

50

Índice de endeudamiento total (%)

PRINCIPALES TRANSFERENCIAS A EEB (MILES DE MILLONES DE $ DE

1997)

Emgesa

233,8

23,8

48,9

75,2

37,1

51,9

171,1

60,5

Codensa

384,5

67,8

16,1

208,6

39,4

39,6

311,5

166,3

2,0

2,3

3,8

6,0

25,9

17,1

Gas Natural REP Perú

11,1

EBITDA (%)

Emgesa

60,3

49,1

52,7

53,8

56,8

56,4

56,7

Codensa

26,2

28,5

28,4

29,7

35,7

37,8

40,1

Gas Natural

29,6

24,8

25,1

26,8

32,4

36,4

36,1

56,0

66,0

67,2

66,8

63,0

REP

Transcogas

51,2

Notas 1. Para obtener las cifras en precios constantes de 1997 se utilizó el índice de precios al consumidor de final de cada año. 2. Las transferencias a la EEB incluyen los dividendos y lo resultante de las reducciones de capital, en los años en que estas últimas fueron hechas. En 2006 se sumaron los dividendos aún no cancelados al final del año por Emgesa y Codensa, lo que en términos del flujo de caja afecta positivamente la situación financiera de la EEB en 2007. 3. Las utilidades de REP Perú se convirtieron a pesos colombianos a la tasa de cambio de fin de cada año, sin considerar las diferencias de cambio, que están incluidas en el balance de la Empresa. 4. Las utilidades de la EEB se consolidan con la de su filial Transcogas. Fuente: elaboración de los autores con base en Informes de la EEB.

172

‹

‹

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

La mejora sustancial en el coeficiente de Ebitda, especialmente favorable en términos comparativos para la misma EEB respecto a las demás empresas del grupo. El considerable nivel de inversiones en Emgesa, Codensa y Gas Natural durante el decenio. Otros indicadores adicionales, que refuerzan estos resultados, se presentan a continuación en esta sección.

La descripción de la utilidad obtenida hasta el momento en estas tres empresas se puede apreciar además en el índice de rentabilidad del patrimonio (ROE), que compara el total de la utilidad neta como proporción del patrimonio. Este índice tiene un comportamiento similar al reflejado por la utilidad neta. Emgesa tiene un ROE creciente, que pasó de 1,7% en 1999 a 5,8% en 2006, como resultado del comportamiento de los ingresos por ventas de energía, aun cuando es necesario resaltar que en 2006 aún no es alto. Codensa registra un ROE que cae en 2001 y aumenta a tasas cada vez mayores hasta 2006, hasta llegar a niveles de 11%. Gas Natural, por su parte, inicia en 1999 con un margen de 2,1% y logra uno de 25,7% en 2006, que se explica sobre todo por el aumento de sus ingresos operativos, como consecuencia de la demanda creciente por gas. El cuadro 5.6 permite observar la evolución de este indicador para las tres empresas. Parte de ese desempeño positivo es el resultado de la gestión operativa y comercial, como producto de importantes proyectos de inversión destinados, en su mayor parte, a la expansión y consolidación de su infraestructura. Emgesa, al principio del periodo, registró montos considerables de inversión, aun cuando luego no tan altos ante las circunstancias del mercado. La inversión de Codensa ha sido un poco más homogénea a través del tiempo (véase la gráfica 5.4). Es necesario relacionar la inversión de las empresas estudiadas con los índices que muestran la capacidad de deuda, los cuales muestran el respaldo que les permite endeudarse e invertir. El índice de endeudamiento total de Emgesa muestra un descenso hasta 2001 (véase el cuadro 5.7), como consecuencia del descenso en la inversión; de ese año en adelante se mantiene entre 21% y 23%, lo cual refleja la considerable capacidad de apalancamiento para realizar otros proyectos de expansión y mantenimiento. Codensa en un principio tenía un índice de endeudamiento total bajo, entre 10 y 15%, cuya proporción se modificó considerablemente en 2002, como resultado de la disminución de los activos a partir de la reducción de capital. Se destaca un nuevo aumento en 2005 y 2006, a 39% y 58%, respectivamente, debido a nuevas reducciones de capital. Finalmente, el índice de deuda total para Gas Natural es considerable durante todo el periodo, para llevar a cabo su plan de expansión y mantenimiento en infraestructura.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

173

CUADRO 5.6 Rentabilidad del patrimonio. Utilidad neta / patrimonio total, 1999-2006 Codensa Emgesa Gas Natural

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

4,4 1,7 2,1

3,7 2,3 5,7

2,7 2,7 5,8

3,7 3,3 7,5

4,1 4,5 7,8

6,1 5,4 15,3

8,2 5,3 21,9

11,8 5,8 25,7

Fuente: EEB, 2007a.

GRÁFICA 5.4 Inversiones realizadas por Emgesa y Codensa, 1998-2005 (millones de $ corrientes)

Fuente: EEB. 2007a.

CUADRO 5.7 Indicadores financieros: endeudamiento total, 1999-2006 Codensa Emgesa Gas Natural

1999

2000

2001

2002

2003

2004

14 33 66

12 20 43

11 19 56

23 21 57

28 22 51

31 23 50

2005 39 22 54

2006 58 23 50

Fuente: EEB, 2007a.

Los resultados de rentabilidad para Emsa durante el periodo 2000-2006 han sido bastante bajos (véase el cuadro 5.8). En efecto, el índice de rentabilidad del patrimonio, después de ser negativo o muy bajo, sólo empezó a elevarse

174

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

en 2005 y 2006. Se observa que ello estuvo correlacionado con los altos niveles de pérdidas de energía, sumados a sus coeficientes de endeudamiento. El proceso de reorganización de la gestión, a partir de 2003, ha permitido mejorar los resultados. En el caso de REP del Perú, después de la adquisición de 40% en septiembre de 2002 el plan de negocios no preveía una utilidad neta antes de 2006; sin embargo, por aspectos tributarios, desde el principio la empresa ha sido rentable. La rentabilidad del patrimonio tuvo en 2004 su mayor índice (12,6%), explicado por la utilidad operativa y sus resultados a raíz de la revaluación del sol frente al dólar. En los años posteriores el índice ha disminuido hasta llegar a 6,9% en 2006, debido a una menor utilidad de la empresa, dado que el impacto de la tasa de cambio fue menor (véase el cuadro 5.9).

4.2 LOS ASPECTOS OPERATIVOS En los últimos diez años, el desempeño de Emgesa y Codensa ha estado enmarcado por el progreso continuo en los índices de gestión operativa y técnica, como resultado de la gestión y las inversiones hechas. En el caso de Emgesa, el margen de disponibilidad de máquinas ha estado por encima de 94% desde el año 2000, destacándose picos de 96,2% en 2003 y 2004, como consecuencia del cumplimiento de los programas de mantenimiento efectuados a sus unidades de generación (EEB. 2005: 29). Estos resultados con-

CUADRO 5.8 Emsa, rentabilidad del patrimonio. Utilidad neta / patrimonio total, 2000-2006 ROE

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2,27

0,67

-0,78

0,69

2,63

6,36

6,59

Fuente: EEB, 2007b.

CUADRO 5.9 Rentabilidad del patrimonio REP. Utilidad neta / patrimonio total, 2002-2006 2002* ROE

*

4,65

2003

2004

2005

2006

9,24

12,60

7,80

6,90

Periodo septiembre a diciembre de 2002.

Fuente: EEB, 2007b.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

175

trastan ampliamente con los registrados en 1998 y 1999, cuando se obtuvieron márgenes de disponibilidad de maquinas inferiores a 93%. Este índice se aprecia en la gráfica 5.5, donde se muestra la evolución histórica del margen desde 1998. Es necesario señalar además la certificación ambiental e industrial obtenida por Emgesa en varias de sus instalaciones desde 2003 en adelante, lo cual le mereció la certificación ISO 14001 de gestión ambiental en varias de sus centrales a partir de ese año; así mismo, la certificación OHSAS 18001, por su sistema de gestión en seguridad y salud ocupacional. Estos reconocimientos se han mantenido y abarcan cada vez mayores componentes de la Empresa, hasta tener en 2006 toda la compañía certificada según estas normas. El programa de inversión comprende también metas ambiciosas de expansión y consolidación del área de producción, dirigidas a mejorar la producción y a consolidar el plan de mantenimiento27. Codensa ha mejorado sustancialmente su desempeño operativo y técnico, lo que se evidencia en la reducción considerable de las pérdidas de energía, tanto las técnicas como las derivadas del robo, y en otros aspectos. Antes de la capita-

GRÁFICA 5.5 Disponibilidad de máquinas Emgesa, 1998-2006

Fuente: EEB, 2007a.

27 Para mayor detalle, véase EEB. 2003-2007, gestión operativa Emgesa.

176

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

lización, en 1997, la Empresa original tenía un índice de pérdidas de 22,5%; tres años más tarde, en 2000, era de 12,28%, como fruto de su plan de inversión y planeación, constituyéndose en la Empresa con uno de los menores índices de pérdidas en el país. Este y otros resultados le merecieron ser reconocida en el año 2000 como la mejor empresa del sector eléctrico, por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (EEB. 2001: 58). El plan de mejoramiento adoptado llevó a un índice de pérdidas de 8,9% en 2006, más favorable en comparación con la meta de 9,42%. Así entonces, diez años después de la capitalización se registra una caída de más de 13 puntos porcentuales en las pérdidas de energía de Codensa, lo cual la sitúa como una de las empresas comercializadoras y distribuidoras del país con menores índices al respecto (véase la gráfica 5.6). Además, Codensa ha mantenido altos indicadores de cobertura del servicio de energía eléctrica en Bogotá. Una manera de apreciar este hecho es por medio de los índices TAM FES y TAM DES, elaborados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), para medir el número de veces en que el servicio se interrumpe, en términos de interrupciones clientes / año, y el tiempo que ha demorado este fallo, medido en número de horas año. Estos índices muestran una reducción considerable durante los últimos dos años, consolidando una mejora sustancial del servicio para el usuario final. Esto se registra en la gráfica 5.7, que muestra el comportamiento de los índices entre 2004 y 2006, con una periodicidad trimestral. Al comparar históricamente los resultados se observa que después de la capitalización la frecuencia de las interrupciones y el tiempo que demora esta interrupción cayeron radicalmente, en relación con la frecuencia promedio. En efecto, desde enero de 1998 hasta mayo de 2002 la reducción del número de veces que se interrumpe a un cliente por año fue de 58%, y de enero de 2001 a octubre de 2006 de 54%. Con respecto al tiempo de estas interrupciones, entre enero de 1998 y mayo de 2002 se redujo 70%, y 48% desde enero de 2001 hasta octubre de 2006 (EEB. 2007a: 58-61). La empresa Gas Natural también ha logrado muy buenos resultados en materia técnica y de prestación de servicio. Los índices de calidad han mejorado en relación con la atención al usuario. A pesar del aumento de reclamaciones por factura, como consecuencia natural del aumento de la cobertura, la respuesta a estas es mayor, medida como el número de días en que se responden. Estos índices son el resultado de planes de inversión enfocados a mejorar la calidad del servicio al usuario final, lo que también ha redundado en cobertura de 100% en inspecciones internas y márgenes de continuidad en el servicio de 100% de 2004 en adelante (véase el cuadro 5.10).

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

177

GRÁFICA 5.6 Índice de pérdidas Codensa, 1997-2006

Fuente: EEB, 2007a.

GRÁFICA 5.7 Índices de interrupción en el servicio, enero 2004-2006

Fuente: EEB, 2007a.

En relación con REP S. A. del Perú, operativa y técnicamente ha presentado una evolución favorable en la disponibilidad de sus líneas de transmisión, trans-

178

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

formadores y equipos de compensación reactiva, al lograr colocar todos sus componentes en un margen de disponibilidad superior a 99,5% en 2006. El único componente que no estaba cumpliendo el margen de disponibilidad era el de las líneas de transmisión de 220 Kv, que cumplieron la meta en 2006, gracias a una serie de inversiones encaminadas a la modernización y consolidación del sistema (véase el cuadro 5.11) La Electrificadora del Meta S. A. ESP (Emsa) ha venido presentando índices bastante altos en materia de reducción de pérdidas en relación con los de 2001 (32,3%), resultado de su difícil situación financiera, que le impidió llevar a cabo programas de mantenimiento y expansión. Esta deficiencia de capital redundó en un estado deficiente de su gestión y de sus recursos, que se ha saneado lentamente con el programa instaurado desde 2003, encaminado a mitigar las deficiencias en la calidad del servicio. Esta dinámica se ha mantenido hasta 2006, reduciendo sus pérdidas a 20,3%. La evolución de este índice se observa en la gráfica 5.8, que describe la situación de altas pérdidas de la empresa en 2001 y su recuperación progresiva hasta la actualidad.

CUADRO 5.10 Indicadores de calidad del servicio: Gas Natural, 2001-2006 Nº

CONCEPTO

1 2 3 4

Respuesta a reclamaciones (días) Inspecciones internas (porcentaje) Reclamos en facturación (por cada 10.000) Continuidad del servicio (porcentaje)

2001

2002

2003

2004

2005

2006

15 100 1,9 99,9

11 100 1,59 99,9

10 100 5,5 99,9

9.7 100 3,1 100

11 100 4,2 100

9 100 4,0 100

Fuente: EEB, 2007a.

CUADRO 5.11 Índices de disponibilidad, sistema operativo REP, 2003-2006 EQUIPO

Líneas

NIVEL DE TENSIÓN

220 220 138 Transformadores 220 220 138 Comp. reactiva Fuente: EEB, 2007a.

Kv Kv sin mant. Kv Kv Kv sin mant. Kv

2003

2004

2005

2006

PORCENTAJE

PORCENTAJE

PORCENTAJE

PORCENTAJE

98,90 99,97 99,60 99,31 99,99 99,57 99,45

98,33 99,98 99,57 99,60 99,98 99,89 99,19

98,62 99,98 99,71 99,31 99,95 88,81 99,38

99,81 99,90 99,65 99,70 99,99 99,90 99,60

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

179

GRÁFICA 5.8 Evolución pérdidas de energía de Emsa, 1997-2006

Fuente: EEB, 2007a.

4.3 LOS ASPECTOS COMERCIALES Aspecto comercial esencial de Emgesa es el relativo a sus ventas de energía, que han tenido un comportamiento relativamente alto desde 2002, en comparación con las registradas en 1999 (10.955 Gwh) (véase el cuadro 5.12), como resultado de los incrementos en la demanda y en los precios del mercado spot. Esta tendencia al alza se mantiene hasta 2004, cuando obtuvo sus mayores ventas de energía, así como en términos de participación porcentual de generación en el país. En 2005 y 2006 hubo un retroceso al respecto, como consecuencia de menores precios de venta en contratos.

CUADRO 5.12 Emgesa, ventas de energía y participación nacional, 2002-2006 AÑO

2002 2003 2004 2005 2006

VENTAS (GWH)

12.002 12.302 12.614 12.358 12.273

GENERACIÓN PAÍS (%)

19,6 19,6 20,7 19,4 19,9

Fuente: elaboración propia, con base en los informes de gestión de la EEB.

VENTAS MDO. NACIONAL

17,3 18,2 18,1 17,3 16,8

(%)

180

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En el caso de Codensa, un índice importante para medir su desempeño comercial se relaciona con la evolución en el número de sus clientes, que ha aumentado de manera significativa en los últimos diez años, hasta consolidar un número cercano a los 2,1 millones de usuarios, provenientes de todos los sectores, pero especialmente del residencial (véase el cuadro 5.13). Dicho aumento va de la mano con la mejora en sus índices de calidad del servicio, en lo que tiene que ver con el porcentaje de atención a reclamos con respecto a los registrados en el año 2000, llegando a niveles muy bajos en 2004 y 2005. Sin embargo, el índice de reclamos recibidos aumentó de nuevo en 2006, como resultado del nuevo servicio de Codensa Hogar (véase el cuadro 5.14). La mejora en la calidad ha redundado en una buena percepción de los ciudadanos sobre el servicio prestado por la Empresa. Al respecto, la encuesta "Bogotá como vamos", que muestra la calificación de la ciudadanía sobre la calidad del servicio prestado por Codensa y Gas Natural, le asigna un puntaje por encima de cuatro durante el periodo 2003-2006, lo que refleja una alta aceptación respecto a la prestación de los servicios de electricidad y gas (EEB. 2007a). Gas Natural ha venido creciendo notablemente en relación con la cantidad de clientes, con un incremento promedio de 11,1% durante el periodo 1999-2006 (véase el cuadro 5.15). Este crecimiento va de la mano con el aumento no menos importante en la calidad del servicio, en materia de índices de mejora en atención al cliente, junto con los que muestran la consolidación técnica y operativa de la Empresa. Emsa ha venido incrementando de manera considerable su cobertura, lo cual es muestra de la creciente demanda que existe por el servicio en el departamento del Meta (véase la gráfica 5.9). Se destaca la creación de un nuevo sistema comercial en 2003, que le ha permitido superar varios problemas relacionados con el control y la auditoría del servicio, la recuperación en ventas de energía, sobre todo por el crecimiento de la demanda y la venta del servicio a Ecopetrol en 2004, así como la recuperación en el cobro de cartera en los últimos años. En cuanto a sus programas de expansión recientes, el principal, sin duda, ha sido el de la ampliación de la subestación Reforma, que le permite duplicar el suministro de 150 MVA a 300 MVA. Este proyecto, concluido recientemente, fue financiado con Ecopetrol, el gobierno nacional, la gobernación del Meta y la alcaldía de Villavicencio.

1998

Fuente: EEB, 2007a.

Residencial Comercial Industrial Total clientes Tasa de crecimiento

Fuente: EEB, 2007a.

1998 589.829 3.325 160 593.314

1999

2000

2000 1’587.170 174.678 33.691 6.281 229 1’802.049 2,6%

2001 1’636.748 175.003 32.736 6.002 1’850.489 2,7%

2002 1’693.520 178.339 32.608 6.186 1’910.653 3,3%

2003

2001

2002 84,0% 71.309

2003 84,0% 31.428

81,0% 15.935

1999 694.175 4.492 252 698.919 17,8%

2000 794.202 6.823 371 801.396 14,7%

2001 899.301 9.124 570 908.995 13,4%

2002 1’004.625 11.960 848 1.017.433 11,9%

2005 73,0% 23.498

2004

2005

2005

2006

1’345.773 25.385 878 1.372.036 5,6%

86,0% 86.970

2006

1’894.799 204.438 35.432 3.737 91 2’138.497 3,2%

2006

1’840.082 192.680 33.919 6.093 90 2’072.864 2,9%

1’102.866 1’194.386 1’276.133 14.489 17.465 22.905 636 691 758 1.117.991 1.212.542 1.299.796 9,9% 8,5% 7,2%

2003

2004 1’788.243 187.034 33.328 5.977 90 2’014.672 2,2%

CUADRO 5.15 Gas Natural, evolución del número de clientes, 1998-2006

75,0% 89.164

2004

1’751.397 181.624 32.281 6.090 84 1’971.476 3,2%

CUADRO 5.14 Codensa, índices de calidad, 2000-2006

1’544.581 170.835 34.370 5.890 167 1’755.843 7,8%

70,0% 121.151

1’425.956 162.387 34.186 5.369 213 1’628.111

* Incluye información Codensa Hogar.

Concepto Total reclamos recibidos

Fuente: EEB, 2007a.

Residencial Comercial Industrial Oficial No regulados Público Total clientes Tasas de crecimiento

CUADRO 5.13 Codensa, evolución del número de clientes, 1998-2006

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN 181

182

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 5.9 Usuarios de Emsa, 1998-2006

Fuente: EEB, 2007b.

BIBLIOGRAFÍA ABN-AMRO.2006. "Proyecto TGI-Ecogas". Bogotá, diciembre.

BETANCUR, LUIS IGNACIO. 2007. "Modelo público-privado en la prestación de servicios públicos. El caso de la energía eléctrica de Bogotá". Bogotá, 30 de mayo. BID. 2001. El motor del crecimiento: progreso económico y social en América latina. Banco Interamericano de Desarrollo. Informe. CONTRALORÍA DE BOGOTÁ, D. C. 2006. Informe de auditoría gubernamental. Periodo auditado 2005. Abril. –––––––––. 2004. Informe de auditoría gubernamental. Periodo auditado 2003. Marzo. CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA. 2001. El impacto de los contratos BOMT. Informes de coyuntura, Bogotá. DINERO. 2007. "La estrategia de la EEB", pp. 36 a 40. Bogotá, 30 de marzo, nº 274. ECOGAS. 2007. Informe de gestión 2006. Empresa Colombiana de Gas. Bucaramanga. EEB . Actas Junta directiva 1996-2007. –––––––––. 2007a. "La Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP un modelo admirable de gestión público-privado en la prestación de los servicios de energía en Bogotá D. C.". Bogotá, marzo. –––––––––. 2007b.Informe de gestión 2006. Bogotá.

EXPANSIÓN Y DIVERSIFICACIÓN

183

–––––––––. 2001-2006. Informes de gestión. Bogotá. –––––––––. 2000. Informe anual 1999.Bogotá. FAINBOIM YAKER, ISRAEL. 2000. "Efectos sobre el bienestar social de la reestructuración y capitalización de la Empresa de Energía de Bogotá". Fedesarrollo, Bogotá, junio.

CAPÍTULO 6 LA EMPRESA HOY INTRODUCCIÓN Diez años después de su transformación, la Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP (EEB) se ha consolidado como un grupo empresarial líder en el sector energético, que funciona como un holding de inversiones en el sector eléctrico y de gas natural, con un área de influencia en el mercado más importante del país, y que proyecta su estrategia de crecimiento en el mercado nacional e internacional. Este capítulo es un resumen analítico de la situación actual de la Empresa, basado en sus informes, referenciados en la bibliografía que se encuentra al final del mismo. Su propósito es dar a conocer los principales aspectos de la Empresa, con corte a 2006, tras su evolución en la última década, examinada en los dos capítulos anteriores. Lo que se destaca es cómo, tras la crítica situación financiera y operativa de hace diez años, el nuevo grupo empresarial en cabeza de la EEB se ha convertido en uno de los principales de Colombia, no sólo por su participación en la economía nacional sino, además, por su dinámica de expansión y diversificación en los mercados internacionales de energía. Sin duda, este logro ha sido impresionante, impensable en 1997. La primera sección del capítulo describe brevemente la estructura de la Empresa en términos de su naturaleza jurídica, su composición accionaria y su organización empresarial. La segunda expone los objetivos, las estrategias y los proyectos del Plan estratégico corporativo (PEC) vigente, que representa la carta de navegación adoptada por las directivas en coherencia con el plan de desarrollo 2004-2007, Bogotá sin indiferencia. La tercera sección sintetiza la gestión y los resultados en materia operativa y comercial, así como lo relacionado con las políticas ambientales y de responsabilidad social. La cuarta examina los principales indicadores de desempeño financiero a la fecha. Finalmente, en la 185

186

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

última se expone, a manera de recapitulación, la situación presente del portafolio de inversiones de la Empresa en los sectores de energía eléctrica y gas natural. El capítulo concluye con una matriz que resume el estado de la EEB en términos de sus estructuras financiera, institucional y de gestión, en correlación con los diagnósticos, los objetivos, los actores y las decisiones planteados. Esta matriz es de la mayor importancia en comparación con la situación que se presentaba diez años atrás, tal como se mostró en el capítulo 3, para apreciar cuánto y cómo se ha transformado la EEB. Así mismo, al final se incluye un Anexo sobre el marco general existente en materia de regulación.

1. DESCRIPCIÓN DE LA SOCIEDAD La Empresa de Energía de Bogotá es una sociedad por acciones, sujeta a las normas aplicables a las sociedades anónimas y a las empresas de servicios públicos domiciliarios. Está regida, principalmente, por las leyes 142 de 1994 (Estatuto de los servicios públicos) y 143 de 1994 (Ley eléctrica), sus estatutos, los acuerdos marco de inversión (MIA) y las disposiciones contenidas en el Código de comercio. Está constituida como una empresa de servicios públicos mixta, con autonomía administrativa, patrimonial y presupuestal, que ejerce sus actividades dentro del ámbito del derecho privado como empresa mercantil de carácter sui generis, dada su función de prestación de servicios públicos domiciliarios (EEB, 2006b: 3). En materia de aspectos reguladores y de tarifas aplicables al servicio de transmisión de energía, la EEB se sujeta a las disposiciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), organismo técnico adscrito al Ministerio de Minas y Energía1. No obstante, el marco jurídico para sus actividades abarca otras disposiciones fundamentales, como las siguientes: Constitución política de Colombia, Código civil, leyes 689 de 2001, 99 de 1993, 50 de 1991 y 100 de 1994, normas de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, disposiciones de la Junta directiva y demás normas internas de la Empresa (KPMG. 2004: 17). La Junta directiva y la gerencia de la Empresa velan por el cumplimiento de las leyes y normas vigentes. Además, la EEB ha establecido procedimientos de seguimiento a la regulación, con el fin de interactuar con las entidades

1

Véase el Anexo al final de este capítulo.

LA EMPRESA HOY

187

reguladoras y las demás empresas del sector energético, y de hacer seguimiento a los aspectos técnicos, administrativos y financieros del negocio de transmisión (KPMG. 2004: 17). La estructura organizativa de la Empresa está compuesta por un esquema de gobierno corporativo, regido por su Asamblea de accionistas, la Junta directiva y la gerencia general, cuyas atribuciones y responsabilidades están debidamente definidas en los estatutos. La Asamblea de accionistas está compuesta por el Distrito Capital, que tiene 81,5% del capital accionario; Endesa de España, con 7,2%; Ecopetrol, con 7,4%; Corficolombiana, con 3,8%; y otros, con 0,1% (véase la gráfica 6.1 y el cuadro 6.1)2.

GRÁFICA 6.1 Composición accionaria de la Empresa de Energía de Bogotá

*

El resto de accionistas que compone el paquete accionario de la EEB, con 0,1%, son los 2.344 empleados y ex empleados, la Financiera Energética Nacional (FEN), la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá y la Empresa de Telecomunicaciones de Bogotá.

Fuente: EEB. 2006a.

2

En las notas a los Estados financieros de la EEB de 31 de diciembre de 2006 se describen los cambios en las empresas internacionales propietarias de las acciones, con respecto a 1997, tras la liquidación de Luz de Bogotá, la escisión de Capital Energía y de la Central Hidroeléctrica de Betania. Faltan por concluir los trámites legales para la fusión entre Emgesa y Central Hidroeléctrica de Betania, autorizados por la EEB a fines de 2006.

188

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CUADRO 6.1 Composición de acciones de la Empresa de Energía de Bogotá ACCIONISTA

PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN

Bogotá, D.C. Empresa Colombiana de Petróleos Corficolombiana Endesa Internacional S.A. Enersis S.A (Agencia Islas Caimán) Chilectra S.A. (Agencia Islas Caimán) Empresa de Telecomunicaciones de Bogotá Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá Asociacion de Ingenieros de la Empresa de Energía de Bogotá Financiera Energética Nacional S.A (FEN ) Fondo Empleados de la Empresa de Energía Sociedad de Pensionados de la EEB Trabajadores –Otros–

81,550.329.698 7,349.809.932 3,810.015.862 4,710.435.405 1,413.531.658 1,060.147.393 0,042.447.324 0,008.489.896 0,000.424.440 0,000.424.440 0,000.042.120 0,000.042.120 0,053.859.707

La Asamblea de accionistas de la EEB nombra y remueve, libremente, a los miembros de la Junta directiva. En la actualidad estos son: PRINCIPALES

SUPLENTES

Luis Eduardo Garzón Pedro Arturo Rodríguez Tobo Martha Yaneth Veleño Luis Alberdi Sánchez Obregoso Gabriel Misas Arango Antonio José Urdinola Uribe Rubén Darío Velásquez Corredor Andrés Regué Godall Pedro Nel Ospina Santamaría

Margarita Cardona Uribe Martha Hernández Arango María Fernanda Sánchez Lisandro Vega Castillo Mario García Molina Patricia González Ávila Alejandro Pinzón Pinzón José Alejandro Inostroza López Lucio Rubio Díaz

La administración y representación legal de la Empresa está a cargo del (o de la) gerente general, designado(a) por la Junta directiva, quien se encarga de administrar la sociedad; ejecutar las directrices de la Junta; representar a la Empresa judicial y extrajudicialmente; y de cumplir y hacer cumplir todas las operaciones, los actos, los contratos y los negocios jurídicos, económicos y sociales en que se vea comprometida la misma (EEB, 2006b: 18). Tiene tres suplentes para reemplazarlo(a) en el orden de designación en sus faltas temporales o absolutas. En la actualidad los representantes legales de la EEB son. Gerente general Primer suplente Segundo suplente Tercer suplente

Astrid Martínez Ortiz Henry Navarro Sánchez Jorge Pinzón Barragán Mario Trujillo Hernández

LA EMPRESA HOY

189

La arquitectura organizativa de la EEB quedó definida en una estructura funcional basada en tres gerencias –transmisión, de negocios corporativos y financiera administrativa– y cuatro áreas de apoyo –oficina de imagen corporativa, secretaría general, oficina de planeación y oficina de control interno–. Esta estructura de gobierno corporativo se muestra en la gráfica 6.2. Existe un revisor fiscal externo, que en la actualidad es la firma Deloitte Colombia Ltda.

2. EL PLAN ESTRATÉGICO CORPORATIVO El marco de la planeación, la dirección y la gestión integral de la Empresa se condensa en su Plan estratégico corporativo (PEC), de mediano plazo (EEB, 2006b: 5), actualizado periódicamente con base en las experiencias y los nuevos retos de la compañía. El PEC es una herramienta esencial que permite medir el cumplimiento de los objetivos corporativos y posibilita la adaptación, la innovación y

GRÁFICA 6.2 Estructura organizativa

GRÁFICA 6.2 Fuente: EEB. 2007a.

190

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

el ajuste a nuevas realidades, cuyos objetivos son medibles y alcanzables y con acciones específicas (Contraloría Distrital. 2006: 31). En consecuencia, el PEC es la carta de navegación de la Empresa para el desarrollo de sus actividades, encaminadas a lograr las metas de corto, mediano y largo plazo. El último Plan, que hasta cuando se escribió este libro no había sido aprobado por la Junta directiva, define como principios orientadores la misión, la visión y los objetivos estratégicos de la EEB en los siguientes términos: ‹

Misión Ser una fuente creciente de valor para el Distrito Capital, mediante la participación activa en el sector energético nacional e internacional y una gestión de excelencia con responsabilidad social.

‹

Visión Llegar a ser en 2019 un grupo empresarial energético líder en Latinoamérica.

‹

Objetivos estratégicos 1. 2. 3. 4. 5.

Desarrollar nuevos negocios y proyectos que generen valor y permitan retribuir adecuadamente recursos a los accionistas. Consolidar el modelo de gestión público-privado del servicio público de energía en la ciudad. Optimizar los procesos de la EEB. Articular los ejes de responsabilidad social empresarial con los objetivos corporativos. Posicionar estratégicamente la imagen de la Empresa.

En la actualidad, el PEC se adelanta teniendo como marco de referencia el plan de desarrollo Bogotá sin indiferencia, el Plan maestro de energía3 y el Plan maestro de gas natural, expedidos en agosto de 2006, así como los logros alcanzados en el periodo anterior y los nuevos desafíos internos y externos de la

3

Para la formulación del Plan maestro de energía se contó con la participación de la EEB, Codensa y Emgesa S. A. ESP, con las que se concertaron sus aspectos fundamentales, excluyéndose del proceso de concertación las competencias, jurisdicciones y trámites que por ley le son propias a las autoridades de Bogotá (Distrito Capital. 2006).

LA EMPRESA HOY

191

Empresa4. Los cinco objetivos estratégicos se especifican en dieciocho estrategias y en cuarenta y ocho grandes proyectos (véase el cuadro 6.2). Varios de ellos ya han sido examinados previamente y otros se estudiarán más adelante. Como se dijo, la Empresa recibió el reconocimiento a la política de calidad en 2001 con la certificación ISO 9002:1994, vigente hasta diciembre de 2003, y cuyo alcance hacía referencia a la "Actividad de transmisión de energía en el sector eléctrico colombiano". Así mismo, en diciembre de 2004 se logró la certificación ISO 9001:2000, con vigencia hasta julio de 2006, cuyo alcance es el de "Identificación, evaluación, consolidación y seguimiento de inversiones en el sector energético". Además, la certificación ISO 9001-2000 de los negocios de la Empresa está vigente hasta 2009. Estos reconocimientos dan cuenta de la calidad de los procesos llevados a cabo por las empresas en todos sus negocios, tanto en el sector operativo como en el portafolio accionario (EEB, 2007a).

3. GESTIÓN Y RESULTADOS La Empresa tiene como común denominador prácticas basadas en una política de calidad en todas sus áreas, con el objetivo principal de asegurar la plena satisfacción de sus clientes y atender las necesidades de expansión en el sector energético. Esta sección presenta los principales aspectos relativos a la gestión técnica y comercial, y a la política de responsabilidad social corporativa.

3.1 GESTIÓN TÉCNICA En este aspecto la EEB ha progresado sostenidamente durante el último decenio. Tomando en cuenta los indicadores de calidad para la actividad de transmisión definidos en la resolución Creg 061 de 2000, en la que se estableció el indicador de disponibilidad de infraestructura en el sistema de transmisión5, la

4

5

Los Informes de la Contraloría Distrital correspondientes a las vigencias 2004 y 2005 evalúan críticamente los resultados del PEC aprobado para el periodo 2004-2008, en relación con el cumplimiento de sus metas anuales. El factor de ponderación es el ingreso de los activos, y la disponibilidad se calcula semanalmente como el porcentaje del tiempo en que estuvo disponible el activo en las 52 semanas anteriores.

OBJETIVO

*

PROYECTOS

bia.

y operación de las obras que conforman el plan de expansión de transmisión.

1.1.3 Participar en las convocatorias públicas para la construcción

Ecuador.

1.1.2 Construcción proyecto Upme 01-2005 interconexión con

ración de proyectos de transporte de energía en Latinoamérica.

Coadyuvar con Gas Natural en la identificación de acciones que contribuyan a mejorar la seguridadde las instalaciones internas del servicio al usuario.

Continúa

2.2 Promover la participación de las empresas de servicios 2.2.1 Construir la variante "relleno sanitario Doña Juana". 2.2.2 Estudio de áreas futuras requeridas para la expansión de públicos de energía en la gestión de la ciudad. infraestructura eléctrica en el D.C.

la calidad del servicio público de energía en la ciudadregión.

proyectos de inversión.

1.4.1 Participar en el proceso Emgesa-Betania 1.4.2 Apoyar a las participadas en la consolidación de nuevos

2.1 Fortalecer los procesos de seguimiento para optimizar 2.1.1

del portafolio accionario.

1.4 Coadyuvar a la generación de valor en las empresas

1.3 Consolidar la participación en transporte de gas na- 1.3.1 Toma de control de TGI. tural en Colombia. 1.3.2 Cierre financiero de EEB-TGI. 1.3.3 Realizar fusión TGI- Transcogas.

porte de energía en Latinoamérica.

1.2 Aumentar la participación en la actividad de trans- 1.2.1 Monitorear las convocatorias para la construcción y/o ope-

eléctrica en Colombia.

1.1 Aumentar la participación de transmisión de energía 1.1.1 Comprar activos de transmisión en operación en Colom-

ESTRATEGIAS

Actualización del Plan estratégico corporativo, no aprobado por la Junta directiva, a mayo de 2007.

2. Consolidar el modelo de gestión público-privado del servicio público de energía en Bogotá

1. Desarrollar nuevos negocios y proyectos que generen valor y permitan retribuir adecuadamente recursos a los accionistas.

CUADRO 6.2 Plan estratégico corporativo* 192 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

OBJETIVO

3. Optimizar los procesos de la Empresa de Energía de Bogotá 3.3.1 Reducir y controlar el monto de los contingentes legales. 3.3.2 Gestionar el reconocimiento de compartibilidades pensionales 3.3.3 Nueva sede corporativa. 3.4.1 Reponer los interruptores de bajo volumen de aceite HLR

3.3 Optimizar costos y gastos.

3.4 Modernizar la infraestructura de transmisión.

ocupacional y seguridad industrial. 3.5.2 Implementar metodología de las 5’S.

3.8.1 Consolidar concepto y práctica de grupo empresarial. 3.8.2 Definir la estructura de grupo empresarial. 3.9.1 Desarrollar el plan de acción para la innovación tecnológica.

3.8 Desarrollar cultura del grupo empresarial. 3.9 Fomentar la innovación tecnológica.

Continúa

3.7.1 Implementar el Plan maestro de capacitación. 3.7.2 Consolidar el proceso de gestión de desempeño.

3.7 Fortalecer el desarrollo del talento humano.

presa.

3.6.4 Actualizar el sistema de información de transmisión. 3.6.5 Implementar el sistema de archivo de gestión de la Em-

(Meci).

3.6 Consolidar los sistemas de información empresarial. 3.6.1 Actualizar el sistema R/3 de SAP. Empresa de clase mundial. 3.6.2 Desarrollar el Plan estratégico de tecnología de información. 3.6.3 Implementar el modelo estándar de control interno

una empresa de clase mundial.

3.5 Direccionar la organización para ser reconocida como 3.5.1 Certificar la EEB en la norma internacional OHSAS- salud

3.4.6 Reconfigurar el sistema de comunicaciones del CCT. 3.4.7 Ampliar el CCT.

corredor sur.

3.4.4 Optimizar los inventarios de transmisión. 3.4.5 Mejorar las distancias de seguridad vano T186 a T187 del

de los corredores de las líneas.

3.4.3 Diagnosticar riesgos de inestabilidad geotécnica a lo largo

suladas (El Guavio y Circo).

3.4.2 Realizar overhaul y diagnóstico de subestaciones encap-

245 en las subestaciones Balsillas, San Mateo y La Mesa.

3.2.1 Vender, arrendar o donar los activos no requeridos.

3.2 Aumentar ingresos.

PROYECTOS

3.1.1 Implantar el sistema de costos ABC.

ESTRATEGIAS

3.1 Generar valor en los procesos de la Empresa.

LA EMPRESA HOY 193

ESTRATEGIAS

PROYECTOS

tiva. Muña.

4.2.1 Implementar el Plan de acción ambiental en el embalse del

5.1 Estructurar el plan de imagen corporativa y comuni- 5.1.1 Formular el plan de comunicaciones. 5.1.2 Formular el plan de imagen corporativa. caciones de la empresa.

del entorno donde opera la empresa como ciudadano corporativo responsable.

4.3.4 Cooperar con el desarrollo humano territorial sostenible

la línea.

4.3 Fortalecer el programa de participación social y co- 4.3.1 Ampliar la cobertura de electrificación rural. 4.3.2 Ejecutar el plan de recuperación de servidumbres. munitaria en las áreas de influencia de la EEB. 4.3.3 Fortalecer relaciones de vecindad en el área de influencia de

4.2 Desarrollar el programa de gestión ambiental de la 4.2.2 Ejecutar el Plan director del embalse de Tominé. empresa. 4.2.3 Estructurar el proyecto de mecanismos de desarrollo limpio (MDL) en la interconexión con Ecuador. 4.2.4 Manejar los residuos y desechos sólidos. 4.2.5 Estructurar el sistema de gestión ambiental bajo la norma ISO: 14000.

rial.

4.1 Generar cultura de responsabilidad social y empresa- 4.1.1 Formular y desarrollar la política de responsabilidad corpora-

Fuente: EEB. Oficina de planeación.

5. Posicionar estratégicamente la imagen de la empresa.

4. Articular los ejes de responsabilidad social empresarial con los objetivos corporativos.

OBJETIVO

Continuación cuadro 6.2. Plan estratégico corporativo. 194 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

LA EMPRESA HOY

195

gráfica 6.3 muestra una confiabilidad alta en el sistema durante todo el periodo, pero especialmente desde 2002, desde cuando el margen ha sido superior a 99,9%. En 2006 el resultado fue superior a la meta fijada por la Creg. Otro índice del desempeño operativo de la EEB se relaciona con el indicador del cumplimiento del programa, a partir de la resolución Creg 065 de 2001, que especifica la presentación al Centro nacional de despacho (CND) del programa semestral de mantenimiento de la infraestructura de transmisión; el indicador de cumplimiento del programa de mantenimiento se calcula como el porcentaje de los mantenimientos ejecutados sobre los programados (EEB. 2007b: 4). Desde 2002, y durante cada mes, este índice se ha mantenido en el 100%. Con el fin de medir la consecución de las metas de calidad fijadas, la resolución Creg 061 de 2000 establece la llamada compensación mensual de los ingresos (CMI), cuyo incumplimiento supone la reducción de los ingresos de transmisión. El valor por disminuir se llama compensación, y el indicador se ha definido como el valor porcentual de la compensación con respecto a los ingresos del negocio. De 2002 en adelante la Empresa cumplió satisfactoriamente con las metas de calidad; por tanto, no fue objeto de la CMI originada en indisponibilidad de su red; la única excepción al respecto fue el evento ocurrido el 29 de noviembre de 2006 en la bahía de condensadores nº 1 de la subestación El Tunal (EEB. 2007b: 4).

GRÁFICA 6.3 Disponibilidad de la infraestructura de transmisión EEB, 1999-2006

Fuente: EEB, 2007b.

196

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Por otra parte, la gestión del Centro de control de transmisión (CCT) se mide por medio de la disponibilidad de las señales con las que recibe la información para desempeñar sus labores, razón por la cual se definió el indicador que mide el porcentaje promedio de las señales en servicio, y se considera que cuando una señal no esta disponible más de 15% del tiempo su disponibilidad es de 0%. En el caso de la EEB, el índice de disponibilidad de señales ha mejorado considerablemente desde 2003, desde cuando ha sido superior a la meta propuesta, de 97% (véase la gráfica 6.4).

3.2 GESTIÓN COMERCIAL La gestión comercial de la EEB se relaciona con los ingresos que recibe por concepto de la remuneración de los activos del sistema de transmisión nacional, cuya remuneración está regulada también por la Creg, así como los costos asociados a esta operación. Estos rubros provienen del cálculo realizado sobre el ingreso por percibir por los activos de las subestaciones, líneas de transmisión a 220 Kv, revisión de las facturas e informes mensuales presentados por Isa, el cálculo y revisión de los cargos por los servicios prestados por el liquidador y administrador de cuentas del sistema de transmisión nacional (LAC) del STN y

GRÁFICA 6.4 Indicador de señales de CCT, 2000-2006

Fuente: elaboración de los autores.

LA EMPRESA HOY

197

los trámites de aprobación y autorización de cobro por parte de la tesorería de la Empresa (EEB. 2005: 10). Los ingresos y costos del sistema operativo de la EEB dependen, por supuesto, del desempeño técnico de la infraestructura, los resultados en mantenimiento y de aquellos asociados a la construcción y expansión del sistema. Los resultados de la gestión comercial de la EEB se observan en especial en dos indicadores: su margen operacional y el coeficiente Ebidta de transmisión. El primero ha sido de 58% en promedio desde 1999, llegando a 64% en 2006. En cuanto al margen Ebidta, ha sido superior a 70% desde 2001, y de 76% en 2006. Estos índices muestran una remuneración importante de la gestión comercial de la Empresa, relacionada con su gestión de transmisión (véase el cuadro 6.3).

3.3 POLÍTICA DE RESPONSABILIDAD SOCIAL La política corporativa de responsabilidad social tiene que ver con uno de los principios rectores adoptados en el PEC de la Empresa, referido a "articular los ejes de responsabilidad social empresarial con los objetivos corporativos". Esta guía tiene tres pilares fundamentales: 1) la cultura de la responsabilidad social empresarial; 2) el programa de participación social y comunitario (PPSC); y 3) el programa de gestión ambiental. La cultura de la responsabilidad social empresarial (RSE) es un concepto relativamente nuevo dentro de la visión de la Empresa. Desde la perspectiva de su inserción en el mercado internacional, busca consolidar una imagen positiva, implementando una política de desarrollo integral de acuerdo con estándares internacionales y con las políticas promulgadas por las Naciones Unidas en materia de desarrollo sostenible6. En este sentido, se pretende mejorar las prácticas en todas las actividades como organización, relacionadas con los diferentes actores de la comunidad y con su propio negocio. Esta cultura de la RSE tuvo sus inicios en la Empresa en 2004, cuando adhirió al "Pacto global" y suscribió un

6

Esta iniciativa, liderada por las Naciones Unidas para cumplir las metas del milenio en términos de desarrollo, busca que las empresas se comprometan en el cumplimiento del "Pacto mundial" (Global Compact). Se busca integrar a empresas, asociaciones internacionales de trabajadores y organizaciones no gubernamentales para que adopten, apoyen y promulguen diez principios básicos universales relacionados con el respeto de los derechos humanos, las normas laborales y el medio ambiente.

198

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

CUADRO 6.3 EEB, margen operacional e índice Ebitda,

1998-2006 Margen operacional Ebitda

1998

1999

51,6

54,5

2000 2001 2002 2003 53,9

61,7 74,9

56,3 71,6

57,7 72,0

2004 2005 2006 56,5 70,4

58,5 70,3

63,9 76,0

Fuente: con base en el cuadro 5.5.

convenio de cooperación con la Universidad Externado de Colombia, con el objetivo de estructurar la Corporación Internacional para la Promoción de la Responsabilidad Social (Cipres), "como instrumento de promoción de las mejores prácticas administrativas públicas y privadas e incorporar la responsabilidad social empresarial en los currículos académicos" (EEB. 2005: 34). En 2006, con base en una serie de actividades de capacitación sobre la pertinencia y los alcances de esta política, se tomó la decisión de incluir un nuevo proyecto en el PEC para planear, formular y ejecutar políticas empresariales al respecto. En la gráfica 6.5 se aprecia la política de responsabilidad social adoptada por la compañía; a partir del marco contextual sobre el que actúa la Empresa (circunscrita al sector energético, los servicios públicos y como inversionista) esta debe generar las mejores prácticas empresariales para incidir positivamente sobre todos los actores afectados por sus decisiones: accionistas, clientes, proveedores, usuarios y medio ambiente. El programa de participación social y comunitaria surgió como resultado de una propuesta inicial en el Plan estratégico corporativo de la Empresa, para consolidar las relaciones con la comunidad en las áreas de influencia de las líneas de transmisión. Esta propuesta, planteada en 2001, tenía cuatro aspectos importantes: 1) incrementar la cobertura de electrificación rural; 2) desarrollar programas de productividad en los municipios de la línea; 3) adelantar programas educativos, científicos y culturales; 4) fortalecer institucionalmente a los municipios del área de influencia (EEB. 2002: 75). Cada una de estas estrategias se ha desarrollado por medio de planes específicos con las comunidades, mediante el Proyecto de participación social y comunitaria (PPSC), llamado "En la línea". El programa ha brindado importantes recursos a la población, en diversos ámbitos relacionados con los siguientes aspectos:

LA EMPRESA HOY

199

GRÁFICA 6.5 Política corporativa de responsabilidad social

Fuente: EEB. 2007a.

‹ ‹

‹

‹

Electrificación rural. Apoyo educativo, mediante becas universitarias a los mejores estudiantes, materiales para los claustros estudiantiles, soporte para semilleros de ciencia y tecnología, así como equipos de cómputo. Salud y empleo, con el apoyo a proyectos asociativos productivos bajo diversas formas empresariales, entre otras. Programas de cultura, deporte y recreación.

200

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En el marco de la ejecución de estas políticas se han hecho múltiples convenios con diversas organizaciones para llevar a cabo cada una de las actividades. Varias instituciones, de común acuerdo con la EEB, han brindado su aporte técnico o sus recursos en actividades que requieren de conocimiento específico. En la actualidad, las estrategias de PPSC se centran en la ampliación de la cobertura de electrificación rural; programas de educación, cultura, deporte y recreación; formulación de la política de interacción con la comunidad; y ejecución del plan de acción de servidumbres (véase EEB. Informe de gestión 2006; y EEB. Acta Junta directiva 1405, 27 de abril de 2006). La política de gestión ambiental de la EEB se planteó de manera específica en el PEC desde 2004, a partir de un fallo del Tribunal Superior del Distrito Judicial de Bogotá, que le ordenó iniciar un plan de mitigación del deterioro ambiental del embalse del Muña. En la actualidad, este y otros planes están estipulados en el Plan estratégico vigente, con los siguientes proyectos: ‹ ‹ ‹ ‹

Implementar el plan de acción ambiental en el embalse del Muña. Ejecutar el plan director del embalse de Tominé. Formular el Plan institucional de gestión ambiental (Piga). Estructurar el proyecto de mecanismos de desarrollo limpio (MDL) en la interconexión con Ecuador.

Con respecto al plan de recuperación ambiental del Muña, la Empresa ha cumplido a cabalidad con el plan de acción, encaminado a mitigar los impactos ambientales sobre la población de Sibaté7. En cuanto al embalse de Tominé, en la actualidad se implementan medidas para mejorar la calidad ambiental y las condiciones de su cuenca, vigiladas de acuerdo con un plan de seguimiento mensual. El Piga, por su parte, trata de abarcar el universo de posibles afectados, por su desempeño en el manejo ambiental; universo que se plantea de manera específica como ambiente externo e interno, que buscan mejorar las prácticas internas para optimizar el manejo de residuos y el uso eficiente de recursos, y continuar los planes de saneamiento y mitigación de afectación ambiental en los embalses y la infraestructura de la Empresa. Por último, como adjudicataria de la convocatoria para la interconexión con Ecuador, la EEB firmó, en asocio con la Compañía

7

El Plan de acción está radicado en el juzgado 4 civil del circuito de Bogotá. En su sesión del 25 de enero de 2007, el Comité de vigilancia instalado por la juez cuarta concluyó que la Empresa cumplió el Plan de acción propuesto para reducir los impactos ambientales del embalse del Muña sobre su zona de influencia (EEB. 2007b: 47).

LA EMPRESA HOY

201

Nacional de Transmisión Eléctrica del Ecuador (Transelectric), un acuerdo para registrar el proyecto de mecanismos de desarrollo limpio (MDL) (EEB. 2007b: 49). Es necesario señalar la gran capacidad de gestión que subyace en cada uno de los procesos que lleva a cabo la EEB en las tareas mencionadas. En efecto, en materia de transmisión el hecho de competir localmente con Isa en la adquisición de las convocatorias para la expansión del STN requiere de un importante desarrollo de planeación y dirección en todas sus instancias, recortando las diferencias existentes en estos terrenos por tamaño y experiencia, mediante la buena gestión y los índices de productividad. Este hecho se destaca en los buenos resultados en materia técnica obtenidos estos últimos diez años, que representan dos logros importantes: el aprendizaje veloz y eficaz por parte de la organización para lograr conocimiento y experticia en la materia, lo que brinda más posibilidades de acceder a negocios similares; y, además, se obtiene una posición importante en materia de transmisión en el ámbito nacional. En materia administrativa se han cumplido algunas metas, como las relacionadas con el desarrollo del talento humano, elaborando un modelo de competencias y herramientas de evaluación para su desarrollo. En este sentido se instauró un código de ética y un sistema de gestión de seguridad y salud ocupacional de acuerdo con la norma OHSAS 18000 (EEB, 2006), la cual hace parte de la estrategia que busca "dirigir la organización para ser reconocida como una empresa de clase mundial", establecida en el PEC. Se han consolidado también los sistemas de información empresarial y la optimización de costos y gastos, como por ejemplo el aumento en el número de sentencias jurídicas favorables a la EEB (que representan un ahorro significativo, que en 2005 fue de $38.000 millones), la compatibilidad de pensiones, y otros procesos de índole menor que exceden el alcance de esta publicación.

4. SITUACIÓN FINANCIERA ACTUAL En la actualidad, el desempeño de la Empresa de Energía de Bogotá bajo su modelo de gestión corporativo obtiene buenos resultados financieros para sus accionistas. En relación con el balance general de 2006, la disponibilidad de recursos de la Empresa refleja una situación buena de liquidez, que se observa en el indicador de capital de trabajo y en el índice de liquidez. En contraste con la situación financiera diez años atrás, el escenario actual es de solvencia a corto plazo; así mismo, el índice de solvencia total es alto y el coeficiente de

202

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

endeudamiento total es muy bajo, lo cual indica un gran potencial de financiamiento, externo a los aportes de sus accionistas (véase el cuadro 6.4). En cuanto al estado de pérdidas y ganancias, se alcanzaron los resultados esperados en el cumplimiento de sus metas corporativas y en el balance de su gestión financiera, finalizando 2006 con una utilidad neta de $422.479 millones (EEB. 2007a: 29). Ese mismo año los ingresos totales de la Empresa totalizaron la suma de $556.401 millones. Los ingresos operacionales proceden de la remuneración por la participación en el sistema de transmisión nacional, que a diciembre de 2006 eran $66.546 millones y representan 12% de los ingresos totales de la Empresa; los ingresos no operacionales totalizaron $489.855 millones, con una participación de 88% en los ingresos totales, y están divididos, a su vez, en ingresos financieros y extraordinarios. Los ingresos financieros provienen, ante todo, de los dividendos del portafolio accionario, entre los cuales se destacan los que se reciben por la participación en el capital accionario de varias empresas ($332.697 millones), con una participación de 59,8% en los ingresos totales. Los ingresos extraordinarios están compuestos principalmente por la cuenta de recuperaciones, y a diciembre de 2006 correspondieron en su mayor proporción a la reducción de capital de Codensa. La gráfica 6.6 muestra la composición de los ingresos de la compañía en ese año. De acuerdo con el análisis realizado, la situación financiera de la Empresa es sólida, cumple adecuada y oportunamente sus compromisos, lo cual le permite llevar a cabo proyectos nacionales e internacionales de expansión, tal como está consignado en su Plan estratégico. Así mismo, se observa que gran

CUADRO 6.4 Razones financieras balance general, 2006 DICIEMBRE 2006

Activo corriente Pasivo corriente Capital trabajo (Act. corriente - Pas. corriente) Índice de liquidez (Act. corriente / Pas. corriente) Activo total Pasivo total Solvencia total (Activo total / Pasivo total) Total pasivo largo plazo (LP) Endeudamiento LP (Pasivo LP x 100 /Activo total) Fuente: con base en EEB. 2007a.

$ MILLONES 448.558 337.415 111.143 1,3 5.802.031 668.107 8,7 330.692 5,70%

LA EMPRESA HOY

203

GRÁFICA 6.6 Composición ingresos EEB, 2006

Fuente: con base en datos EEB. 2007a.

parte de sus activos se encuentran representados en acciones de compañías que hacen parte del portafolio de inversiones. La EEB es una de las empresas de servicios públicos colombianas con mayores utilidades. En 2005 obtuvo la segunda utilidad neta en magnitud para este sector, después de las Empresas Públicas de Medellín, que tenía casi tres veces más que los de la EEB. Varias de las empresas presentes en ese listado (Codensa, Emgesa, Gas Natural, Isa e Isagén) están en el portafolio de inversiones de la EEB (véase el cuadro 6.5). Además, dentro del espectro total de empresas en el país, en 2006 la EEB obtuvo la octava mayor utilidad neta, a pesar de haber registrado una disminución de 27,5% con respecto a 2005 (véase el cuadro 6.6). Este escenario muestra a la EEB como una de las empresas más rentables del país, al lado de las compañías más importantes del sector energético y de conglomerados del sector financiero, entre otros.

5. PORTAFOLIO DE INVERSIONES La Empresa de Energía de Bogotá se ha consolidado como una organización empresarial que participa en el sector energético en dos sectores: electricidad y

204

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

gas natural, nacional e internacionalmente, y abarca cada uno de los eslabones del servicio para cada sector, excepto el de generación de gas natural. A continuación se describe el portafolio actual de las principales inversiones, resultado de los procesos de diversificación expuestos en capítulos previos8.

CUADRO 6.5 Sector servicios públicos, diez primeras empresas en utilidad neta (millones de $) EMPRESAS**

UTILIDAD NETA

EEPPM EEB

Codensa S.A.ESP. Emgesa S.S. ESP. Isa EAAB

Epsa Gas Natural ESP. Isagén Hidroeléctrica Betania *

ACTIVOS

848.051

14.178.784

582.492 274.733 251.149 187.179 154.566 149.356 122.700 117.760 99.625

5.614.494 4.669.948 5.783.523 4.529.457 6.090.555 2.899.405 863.167 3.717.070 3.057.707

Consolidado diciembre 2005.

Fuente: elaborado con base en cifras de la revista Dinero. 2006.

CUADRO 6.6 Doce primeras empresas en utilidad neta, 2006 (millones de $) EMPRESAS

2006

Ecopetrol

3.390.414 986.161 936.137 629.889 555.241 532.531 494.245 422.479 411.557 369.374 376.117 348.456

EPM

Comcel Cerromatoso Amov Colombia S.A. Grupo Aval Bp Exploration EEB

Oxycol Oxyandina Codensa Cerrejón Norte

VAR (%)

4,2 16,3 818,5 147,1 N.d. 19,1 -8,4 -27,5 23,8 0,4 36,9 15,2

2005 3.253.756 848.051 101.916 254.895 N.d. 446.999 539.663 582.492 332.474 367.780 274.733 302.601

Fuente: revista Cambio. 2007.

8

La EEB participa, además, en la propiedad de Isa, con 1,83% de las acciones, que en 2006 le generaron recursos por $2.043 millones por concepto de dividendos ordinarios.

LA EMPRESA HOY

205

5.1 SECTOR DE ELECTRICIDAD, NACIONAL E INTERNACIONAL La EEB opera servicios de transporte por redes de alta tensión, de conexión al sistema de transmisión nacional y de coordinación, control y supervisión de la operación de los activos de transmisión, para lo cual dispone de: 1. 2. 3.

344,3 km de líneas doble circuito a 230 Kv y 3,2 km de tramos de línea a 230 Kv circuito sencillo. Activos en diez subestaciones a 230 Kv (cuarenta bahías de líneas, siete de acople, cinco de seccionamiento y ocho módulos comunes). Cinco bancos de compensación capacitiva conectados a 115 Kv, incluyendo las nuevas bahías que entraron en operación en junio de 2006 (EEB. 2007a: 1).

La infraestructura principal está localizada en Cundinamarca y Meta, que es el mercado más importante del país (véase el mapa 6.1), pero tiene activos en Cartagena y Cúcuta. Por concepto de su actividad operativa en el sector de electricidad nacional, en 2006 generó ingresos por US$30 millones (6,9% del total nacional), con altos estándares técnicos y operativos. En 2005, la Empresa obtuvo la adjudicación de las dos convocatorias públicas que abrió la Upme para llevar a cabo los proyectos identificados en los Planes de expansión de 2003 y 2004. El primero (Upme-01-2004) se refiere a la ejecución del proyecto de instalación, operación y mantenimiento de dos bahías de compensación capacitiva en la subestación de El Tunal, con el fin de aumentar la calidad, hacer más flexible el servicio e incrementar el límite de intercambio de energía. Este proyecto empezó a operar comercialmente desde mediados de 2006 (EEB. 2007b: 34). El segundo, mucho más importante, fue el de interconexión con Ecuador (Upme-01-2005) descrito en el capítulo anterior, y cuyo objetivo es incrementar la confiabilidad y la cobertura del servicio del área sur occidental de Colombia (véase el mapa 6.2). La línea tendrá una extensión de 370 km, a 230 Kv, dos subestaciones a 230 Kv y la ampliación de dos subestaciones de 230 Kv (diez bahías, 75 MVAR compensación inductiva). Después de culminadas estas labores la capacidad de intercambios se incrementará de 250 a 500 Mw (EEB. 2007a). En el plano internacional se destaca la participación en Red de Energía del Perú (REP), la empresa de transmisión de energía eléctrica más importante de ese país, que controla 62% del mercado de transmisión. La EEB posee 40% de su propiedad accionaria, y el otro 60% es de Isa (véase el mapa 6.3). En 2006 esa empresa no le generó recursos a la EEB, dado que se estaba optimizando su estructura financiera, prepagando deuda y cancelando préstamos.

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Fuente: EEB. 2007a.

MAPA 6.1 Transporte interno de electricidad

206

Fuente: EEB, 2007a.

MAPA 6.2 Construcción del tramo colombiano de la segunda interconexión entre Colombia y Ecuador

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

MAPA 6.3 La EEB en el sector de transmisión eléctrica de Perú

Fuente: EEB. 2007a.

LA EMPRESA HOY

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La otra empresa internacional es el consorcio peruano Transmantaro S. A., una línea de 610 km que une el sistema Central con el sistema Sur; en este caso, la EEB tiene una participación de 40% de su propiedad accionaria y, al igual que en REP, Isa posee el otro 60%. Este consorcio fue adquirido en 2006, como estrategia para consolidar el liderazgo en transmisión de energía en el Perú. En suma, la proporción del mercado de transmisión que tiene REP y Transmantaro en el Perú es de 64%. En el sector de generación la EEB participa en dos empresas: Emgesa (véase el mapa 6.4), en la cual posee 51,5% de las acciones, de las que 15% son preferenciales (no tienen voto, pero tienen un mayor dividendo), por lo que no cuenta con el control operativo. Emgesa tiene una capacidad instalada de 2.266 Mw, siendo la segunda generadora del país9. En 2006, adquirió a Termo Cartagena, planta térmica a gas con 186 Mw de capacidad instalada; y ese mismo año generó 10.357 Gwh, 19,8% del total nacional. En 2006 le reportó a la EEB un flujo de recursos, por concepto de dividendos y reducciones de capital, $48.490 millones. La segunda empresa es Isagén, en la cual la EEB posee 2,5% de las acciones, y que en 2006 le generó recursos por $1.581 millones, por concepto de dividendos ordinarios. En el sector de distribución la EEB participa en la propiedad de dos empresas: la primera de ellas es Codensa, en la que tiene 51,5% de las acciones, de las cuales 15% son preferenciales. Esta compañía atiende 23% del mercado de distribución y comercialización en Colombia, por lo que en estos eslabones del servicio es la más grande del país. A diciembre de 2006 Codensa atendía 2’138.497 clientes, ubicados en Bogotá y noventa y cinco municipios aledaños; así mismo, facturó 6.565 Gwh y su nivel de pérdidas de energía fue de 8,9%. En 2006 le generó recursos a la EEB por $233.324 millones, por concepto de dividendos y reducciones de capital (véase el mapa 6.5). La otra es la Electrificadora del Meta S. A. ESP. (Emsa), en la cual la EEB tiene 16,2% de las acciones. En 2006 Emsa aportó recursos por $1.343 millones, por concepto de dividendos ordinarios.

5.2 SECTOR DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL En el sector de transporte de gas natural la EEB participa en la propiedad de dos empresas: la Sociedad Transportadora de Gas del Interior S. A. ESP. (TGI), que

9

Aun cuando se espera que gracias a su fusión con la hidroeléctrica de Betania en 2007 se convierta en la mayor generadora del país, superando a EPM.

Fuente: EEB. 2007a.

MAPA 6.4 La Empresa de Energía de Bogotá y su participación en generación: Emgesa 210 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

Fuente: EEB. 2007a.

MAPA 6.5 La Empresa de Energía de Bogotá y su participación en distribución y comercialización: Codensa

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

posee los activos, los contratos y los derechos de la antigua Ecogas. Como se dijo, con la red de transporte más extensa del país (3.702 km), tiene una capacidad promedio de transporte de 330 millones de pies cúbicos por día (mpcd) y atiende las áreas con mayor población y desarrollo industrial en Colombia. En diciembre de 2006 la EEB fue adjudicataria de los activos, los derechos y los contratos de TGI (Ecogas). La segunda empresa es la Transportadora Colombiana de Gas (Transcogas), que transporta 75% de la demanda de Bogotá y 100% de la demanda de los municipios de la sabana de Bogotá; además, es la tercera compañía de transporte de gas del país, después de Promigas y TGI, y la mayor parte de su infraestructura corresponde a red troncal, con capacidad de 100 mpcd. La EEB es propietaria de 72% de las acciones, lo cual en 2006 le generó recursos por $3.600 millones, por concepto de dividendos ordinarios. En conjunto, las dos empresas de la EEB constituyen el principal transportador de gas del país, y atienden 60% de la demanda interna. Esta actividad tiene buenas oportunidades nacionales e internacionales de crecimiento, tanto en los proyectos esperados de expansión nacional como en los de integración regional que buscan la interconexión gasífera de América latina. Es necesario señalar que la actividad de transporte es regulada, dado que se considera monopolio natural, por lo cual es un negocio con un flujo de ingresos constante y de bajo riesgo. En el mapa 6.6 se detalla el tramo de la tubería de TGI, que abastece el interior del país con el gas natural extraído en La Guajira y el Casanare, y el servicio que presta Transcogas en Cundinamarca. En el sector de distribución y comercialización, la EEB posee 25% de las acciones de la empresa Gas Natural (límite regulador), que a la fecha cuenta con cerca de 1’400.000 clientes en Bogotá, Soacha y Sibaté, y con una longitud de más de 11.000 km en su red de distribución. Al respecto, en 2006 se estimaba una cobertura de 89% del mercado potencial residencial y un incremento importante en el consumo de gas natural vehicular. Además, Gas Natural tiene otros mercados por medio de sus empresas filiales Gas Natural de Oriente (con una participación accionaria de 54,5%) y su subsidiaria Gases de Barrancabermeja, que abastecen municipios del departamento de Santander, con más de 200 mil clientes, una red de distribución de 2.257 km y cubrimiento del mercado superior a 92%; y Gas Natural Cundiboyacense (participación de 77,5%) en veintiséis municipios del departamento de Cundinamarca y veintiocho en el de Boyacá, con cerca de 115 mil clientes, 2.000 km de red de distribución y una cobertura del mercado del orden de 57%. Por otra parte, Gas Natural cuenta también con inversiones importantes en Transcogas (25%) y en empresas productoras de medidores y tubería y, vía

Fuente:

EEB.

2007a

MAPA 6.6 La Empresa de Energía de Bogotá como transportadora de gas natural: Transcogas y TGI

LA EMPRESA HOY 213

214

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

sus filiales, en otras compañías de transporte y distribución de gas natural (véase el mapa 6.7)10. En 2006, Gas Natural entregó recursos a la EEB por $33.715 millones, por concepto de dividendos y reducciones de capital. Esta descripción de las principales inversiones del portafolio accionario de la EEB permite concluir sobre su importancia significativa en el sector energético colombiano, con muy buenas perspectivas nacionales e internacionales de crecimiento futuro. En los sectores eléctricos y de gas natural, la EEB tiene participación destacada en los eslabones de la cadena, mediante empresas con altos estándares operativos, solidez financiera y conocimiento y experticia en cada uno de los sectores en los que se desempeñan. Además, hay que mencionar que las actividades de transporte, tanto de gas como de electricidad, son negocios con ingresos de bajo riesgo. En este contexto, la EEB ha consolidado un portafolio estratégico de inversiones, mediante la inversión y la diversificación en empresas líderes en el país, y la participación en empresas con buenas oportunidades de expansión y rentabilidad. En la gráfica 6.7 se resume la estructura de la participación de la EEB y de sus socios en las inversiones en el sector energético.

GRÁFICA 6.7 Portafolio de inversiones

Fuente: EEB. 2007a.

10 Véase Gas Natural. 2005.

Fuente: EEB. 2007a.

MAPA 6.7 La Empresa de Energía de Bogotá y su participación en la distribución de gas natural

LA EMPRESA HOY 215

DIAGNÓSTICO

OBJETIVOS

ACTORES

DECISIONES

RESULTADOS

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ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

En Perú, realizaron la compra del 100% de las acciones del Consorcio Transmantaro. Adquisición del 98% de TGI. Todas las demás no se concretaron.

Análisis compra de las acciones ordinarias de la Transmisora Paulista–CTEEP, y otros negocios en Brasil. Análisis compra acciones consorcio Transmantaro en Perú. Oferta por la mayor transportadora de electricidad de Chile de propiedad de HQI. Se inició proceso de adquisición de TGI (Ecogas).

Codensa, Emgesa, Emsa, Gas Natural, Rep, Transcogas, Tgi, Transmantaro

Ser en el año 2019 un grupo empresarial financiero y energético líder en Latinoamérica. Un ambicioso y estratégico plan de expansión.

Sociedad por acciones, regida por las leyes 142 y 143 de 1994, constituida como una empresa de servicios públicos mixta, que ejerce sus actividades dentro del ámbito del derecho privado. Holding de inversión en empresas del sector eléctrico y de gas natural.

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La Empresa obtuvo concepto favorable del DNP y del Ministerio de Hacienda, sobre un endeudamiento por USD1.500 millones, para adquirir TGI. La Empresa obtuvo recursos de crédito para la adquisición de Transmantaro en Perú.

Se gestiono un crédito por COP 114.000 millones para la adquisiciónde Transmantaro en Perú. La Empresa gestionó un endeudamiento por monto hasta de USD1.500 millones, para adquirir TGI.

Ministerio de Hacienda. Upme

DNP

Desarrollar negocios que generen valor y permitan retribuir adecuadamente recursos a los accionistas.

Situación financiera de la Empresa sólida: cumple adecuadamente todos sus compromisos. Una enorme capacidad de endeudamiento para acometer proyectos de inversión. Un sólido portafolio de activos e inversiones (calificación AAA)c

ESTRUCTURA FINANCIERA

CUADRO 6.7 Matriz de 2006

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ESTRUCTURA DE GESTIÓN

La EEB desarrolló mecanismos específicos para cada una de las medidas descri tas.

Desarrollar una serie de medidas para: mejorar la estructura de capital, modernizar la infraestructura de transmisión, dirigir la organización para ser reconocida como una empresa de clase mundial, consolidar los sistemas de información empresarial, fortalecer el desarrollo del talento humano, desarrollar cultura de grupo empresarial y fomentar la innovación tecnológica.

BVQI

Consolidar el modelo de gestión públicoprivado del servicio público de energía en Bogotá. Optimizar los procesos de la EEB. Posicionar estratégicamente la imagen de la empresa. Articular los ejes de responsabilidad social empresarial con los objetivos corporativos.

La EEB tiene certificados bajo la norma ISO. 9001:2000 sus dos negocios operativos de transmisión de energía y portafolio accionario Amplio conocimiento y experiencia en transmisión de energía. Una estructura eficiente.

216 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

LA EMPRESA HOY

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BIBLIOGRAFÍA CAMBIO. 2007. "1.001 Compañías del año en Colombia". No 722. Bogotá, 30 de abril al 6 de mayo. CONTRALORÍA DE BOGOTÁ, D. C. 2006. Informe de auditoría gubernamental. Periodo auditado 2005. Abril. –––––––––. 2005. Informe de auditoría gubernamental. Periodo auditado 2004. Julio. DINERO. 2006. "5.000 empresas". Bogotá, 9 de junio. DISTRITO CAPITAL, 2006. Decreto 309 de 2006: Plan maestro de energía. 18 de agosto. EEB. 1997-2007. Actas Junta directiva. –––––––––. 2007a. La Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP un modelo admirable de gestión público-privado en la prestación de los servicios de energía en Bogotá D. C. Marzo. –––––––––. 2007b.Informe de gestión 2006. Aprobado en la Junta directiva de 30 de marzo de 2007. –––––––––. 2006a. Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Descripción general. Bogotá. Diciembre. –––––––––. 2006b. Código de buen gobierno. Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP Mayo. –––––––––. 1997. Descripción de su situación pasada, presente y visión futura. Bogotá. Octubre. GAS NATURAL. 2005. Informe de responsabilidad corporativa. Bogotá. KPMG. 2004. Auditoría externa de gestión y resultados. Año terminado el 31 de diciembre de 2003. Informe final. Bogotá, 16 de abril.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

ANEXO MARCO REGULADOR PARA LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ Y SU GRUPO

Los negocios en energía tienen un alto grado de regulación, dado que en algunos segmentos las firmas tienen poder de mercado (competencia imperfecta derivada de la existencia de economías de escala y demandas cautivas), sobre todo donde se incurre en altos costos hundidos. Esto sucede, especialmente, en los segmentos de distribución y transmisión, que por sus características particulares (es difícil imaginar dos o más líneas de transmisión o distribución compitiendo) no están sujetos a la competencia. En el área de generación la situación es más flexible, puesto que existe la posibilidad de introducir algún grado de competencia con la instauración de incentivos para la entrada de más agentes generadores; en el caso de Colombia, ello se refiere a plantas térmicas que compitan con las hidráulicas (y las complementen en épocas de sequía), aun cuando de todas maneras es un negocio per se con pocos jugadores. En este sentido, la regulación en Colombia y en el mundo busca introducir criterios legales que escenifiquen las condiciones de competencia, allí donde no exista, por las condiciones estructurales del mercado, como es el caso de la existencia de monopolios naturales en la prestación de servicios públicos. Para ese objeto se crea un marco regulador que tenga algunas consideraciones esenciales: protección contra los efectos nocivos del monopolio; promoción de la eficiencia; minimización del costo administrativo de la regulación; e impulso a la competencia (Eslava. 1999). La Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) es el organismo encargado de regular los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas1. En este sentido, la ley de servicios públicos (142 de 1994) le asignó como función la regulación de los monopolios en la prestación de dichos servicios, a fin de evitar el abuso de la posición dominante y procurando la producción de servicios con calidad y eficientes. Para el logro de este objetivo se le han conferido facultades para expedir reglas orientadas a "promover, crear y preservar la

1

“De manera técnica, independiente y transparente, promoviendo el desarrollo sostenido de estos sectores, regulando los monopolios, incentivando la competencia donde sea posible y atendiendo oportunamente las necesidades de los usuarios y las empresas de acuerdo con los criterios establecidos en la ley”. Véase www.creg.gov.co

LA EMPRESA HOY

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competencia en la generación, a regular el uso de las redes de transporte, para garantizar el libre acceso de los agentes, y la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible" (Upme. 2004). En Colombia un aspecto importante es la separación entre la regulación y la vigilancia. Esta última la ejerce la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), que controla el cumplimiento de la regulación en los sectores de gas y electricidad y en otros servicios públicos domiciliarios. Para desarrollar estas facultades, la Superintendencia se concibe como un ente independiente del organismo regulador y, de manera natural, de sus fiscalizados. En esta estructura institucional existen unos lineamientos de crecimiento y expansión para todos los agentes del sector, elaborados por la Unidad de Planeación Minero Energética2 (Upme), que tiene entre sus funciones producir y actualizar el plan de expansión de referencia del sector eléctrico y el del gas, para la planeación y la ejecución de proyectos, que garantice estándares técnico-ambientales de alta calidad y procure ajustarse a las necesidades del sector en materia de cobertura, en concordancia con el plan nacional de desarrollo. Con este esquema institucional se regula, vigila, coordina y planifica el funcionamiento de los sectores eléctricos y de gas mediante una serie de reglas para cada eslabón del sector, dependiendo de sus particularidades. En los sectores de electricidad y gas, buscando una mayor especificidad en las características de la regulación, se separó cada una de sus actividades (Generación, Transporte, Distribución y Comercialización), para responder a los objetivos de promover la competencia y establecer la manera de introducir eficiencia mediante la regulación en tarifas. Además, se establecieron límites a la integración vertical para propiciar la presencia de múltiples agentes y limitar la concentración de propiedad. En general, la regulación de los sectores eléctrico y de gas es bastante amplia en términos de las normas y disposiciones expedidas, especialmente en los primeros años de construcción y consolidación de los nuevos mercados que antes eran monopolio de empresas públicas. A continuación se describen brevemente los principales rasgos de la regulación en cada uno de los sectores, electricidad y gas, sobre cuya base se remuneran los ingresos de la Empresa de Energía de Bogotá y de sus empresas participadas.

2

Unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía.

220

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

SECTOR ELÉCTRICO3 La regulación en el sector eléctrico está separada, como se vio, por sectores, para establecer un sistema de señales óptimas que beneficien al usuario (mayor bienestar) y a las empresas (mayor beneficio). Las leyes 142 y 143 adoptaron condiciones de mercado a fin de lograr un funcionamiento óptimo, de eficiencia y calidad en la calidad de la prestación del servicio, el cual fue denominado mercado eléctrico mayorista (MEM), donde participan los agentes que desarrollan cada una de la actividades del sector (G, T, D, C). La veeduría y administración de cada una de las transacciones realizadas en el MEM están a cargo de diferentes instituciones: el Centro nacional de despacho, el administrador del sistema de intercambios comerciales (Asic) y el liquidador y administrador de cuentas del sistema de transmisión nacional (LAC); así mismo, existen órganos consultores y de asesoría como el Consejo nacional de operación (CON), el Comité asesor de comercialización y el Comité asesor de planeamiento de la transmisión. Como se dijo, el sector está supeditado a las disposiciones de la Creg, los lineamientos de desarrollo establecidos por la Upme (adscritas ambas al Ministerio de Minas y Energía) y la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (cuadro 6.8). La estructura del mercado eléctrico mayorista está clasificada en dos categorías: activos y pasivos. Los llamados activos son los generadores y comercializadores; los que actúan de manera pasiva, a su vez, son los transportadores, que se dividen en transmisores y distribuidores (Upme. 2004). Son agentes del MEM los generadores y los comercializadores. El generador o productor de energía4 está conectado al sistema de transmisión nacional, obligado a participar en el MEM con sus plantas y unidades de generación mayor a 20 Mw, que deben ser despachadas centralmente por el CND. Este generador hace transacciones con el comercializador, que compra y vende (a los usuarios regulados o no regulados, y por esta razón está obligado a participar en el MEM) la energía en el mercado mayorista, por medio de tres modalidades: 1) el establecimiento de contratos financieros bilaterales, con tarifas de mutuo acuerdo; 2) transacciones directas en la bolsa de energía, en la cual los precios

3 4

Este apartado se basa, sobre todo, en la página web de la Creg: www.creg.gov.co La Creg establece una definición clara para los agentes que generan electricidad en diferentes voltajes: plantas menores, autogeneradores; y modalidades: cogeneradores: producción combinada energía eléctrica y térmica.

LA EMPRESA HOY

221

CUADRO 6.8 Estructura institucional del MEM

Fuente: www.creg.gov.co

se determinan por una subasta entre el pool de generadores, de manera tal que los precios se generan como en un mercado spot con resolución horaria; y, 3) subastas para la asignación de obligaciones en firme y del cargo por confiabilidad que sustituyó el cargo por capacidad que rigió en épocas anteriores5. Las transacciones en la bolsa se rigen por reglas precisas de funcionamiento. Los generadores deben presentar ofertas de precio en la bolsa de energía, haciendo una oferta de precio para cada día y una declaración de disponibilidad de generación en cada hora, que deben reflejar los costos variables de generación y los costos de oportunidad. Estas declaraciones de precio y disponibilidad de generación se hacen sin tener en cuenta el estado de la red de

5

"Desde su regulación inicial en 1996, para el anterior cargo por capacidad se definió un periodo de vigencia de 10 años que culminó el 30 de noviembre de 2006. Una vez vencido este periodo, y después de un proceso de aproximadamente dos años de estudios, propuestas y discusión con la industria y demás interesados, se sustituyó dicho cargo por el actual cargo por confiabilidad aplicable desde el 1 de diciembre de 2006" (véase la página web de la Creg).

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

transmisión (neutral), lo que hace presumir un estado de despacho ideal sin restricciones técnicas ni físicas impuestas por la red. Después de atender la demanda de energía en cada hora, se toma el precio del último recurso y se fija el precio al que serán remunerados los recursos con un costo marginal menor; este precio utilizado como base se denomina precio de bolsa. Los contratos bilaterales para la venta de energía tienen algunos aspectos por destacar: son concebidos para reducir la volatilidad del mercado a corto plazo, tanto para el generador como para el usuario; las condiciones de compra de los comercializadores dependen de si su destino es para usuarios no regulados (pactados libremente entre las partes), que no afectan las disposiciones vigentes, o para regulados (se rigen por reglas que garantizan la competencia entre generadores), con el efecto contrario. En esta clase de contratos no hay restricciones sobre el horizonte de tiempo ni sobre la capacidad comprometida. La regulación estipula la necesidad de hacer una asignación de las obligaciones de energía en firme (OEF), sobre todo de la asociada a la prestación a largo plazo. Este mecanismo busca mitigar los riesgos en el abastecimiento de energía, sobre todo en sistemas que dependen en alta proporción del recurso hídrico y como efecto, por ejemplo, del fenómeno de El Niño y sus consecuencias sobre la capacidad de los embalses. Esta estacionalidad climática no permite que el sistema de precios diseñado para el MEM proporcione la señal económica de largo plazo para la expansión de la capacidad instalada ni el nivel de confiabilidad del suministro. Por las razones mencionadas, desde fines de 2006 para la remuneración se adoptó la metodología del cargo por confiabilidad, en reemplazo del cargo por capacidad que existía antes6. Componente esencial del mismo es garantizar energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento, como en el caso de sequías extremas. Así, se diseñó un dispositivo de compromiso de los generadores, respaldado por sus activos de generación, en la capacidad de producir energía en condiciones extremas, el llamado oferta de energía en firme. La oferta de energía requerida para cubrir la demanda del sistema se subasta entre los generadores, mediante un mecanismo que acuerda la máxima cantidad de abastecimiento que debe suministrar cada generador con su portafolio de activos en situaciones extremas, así como la remuneración que recibirá por cada kilovatio-hora comprometido a través de las OEF. De esta manera el generador recibe una "remuneración conocida y estable durante un plazo determinado, y se

6

Creg, resoluciones 071 y 079 de 2006.

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compromete a entregar determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supera un umbral previamente establecido por la Creg y denominado precio de escasez" (véase la página www.creg.gov.co). Con esta disposición, las OEF del nuevo cargo por confiabilidad establecen un vínculo jurídico entre la demanda del MEM y los generadores, que permite tener beneficios derivados de un mecanismo estable a largo plazo y produce señales e incentivos para la inversión en nuevos recursos de generación, con el propósito de garantizar un suministro de energía confiable y continuo. El nuevo mecanismo de cargo por confiabilidad tiene un primer periodo de transición de tres años (hasta 2009), durante el cual se establece un compromiso de energía firme a los agentes generadores en forma proporcional. A partir de la conclusión de dicho periodo, la asignación se hará con base en el esquema de subastas antes reseñado7. Un aspecto importante del esquema regulador se relaciona con los límites a la integración vertical dentro del mercado eléctrico. Sus reglas, de manera general, establecen que las empresas de servicios públicos8 pueden desarrollar simultáneamente actividades complementarias de generación-comercialización o de distribución-comercialización. Además, cuando la actividad es la transmisión de energía eléctrica, si la empresa fue constituida con posterioridad a la vigencia de las leyes no puede desarrollar actividades diferentes a ésta. En este sentido, se fijan unos máximos que restringen la porción total de mercado que puede tener una empresa tanto en integración vertical como horizontal9, para propiciar la presencia de múltiples agentes y limitar la concentración de propiedad. Estos límites son los siguientes: primero, ninguna empresa podrá tener más de 25% de la capacidad instalada efectiva de generación de electricidad en el sistema interconectado nacional. Al respecto, no podrá incrementar, directa o indirectamente, su participación en el mercado de generación si el total de los Mw de la capacidad efectiva neta supera la franja de potencia (diferencia entre la demanda máxima promedio anual y la disponibilidad promedio anual) en el

7

Este esquema le implica a Emgesa aumentar sus ingresos por cuantía de US$42 millones anuales durante el periodo de transición, frente a los que percibía con la metodología reguladora anterior a 2006. Sobre estos aspectos, véase EEB. 2007: 12.

8 9

Establecidas luego de la vigencia de las leyes de 1994. Resoluciones Creg 128 de 1996, 065 de 1998 y 004 y 042 de 1999.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

SIN, fijada anualmente por la Creg. Segundo, ninguna empresa podrá tener más de 25% de las actividades de comercialización10. Tercero, en el área de la transmisión, y con el fin de promover la competencia y evitar el abuso de posición dominante, la resolución 001 de 2006 "restringe el aumento de la participación en el mercado de Isa sólo a través de convocatorias en las que sea adjudicatario, fija un límite del 15% de participación de generadoras y distribuidoras en empresas de transmisión y limita la participación en las convocatorias de obras de expansión a las que, en el sector eléctrico, desarrollen de manera exclusiva la actividad de transmisión nacional" (EEB. 2007: 10). Los generadores, distribuidores y comercializadores o las empresas integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades no podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más de 15% del capital social de una empresa de transmisión nacional, ni podrán, con respecto a esa empresa, tener posición de controlada o controlante (para mayor detalle, véase www.creg.gov.co).

SECTOR DE GAS NATURAL11 Al igual que en la estructura del sector eléctrico, el de gas natural está separado por actividades (G, T, D, C)12, que están reguladas de manera independiente y contienen disposiciones sobre la integración vertical y horizontal. La estructura de propiedad de estas actividades corresponde a entes privados y públicos; la producción-comercialización y el transporte la manejan, mayoritariamente, entes públicos; mientras que los privados son los encargados de las actividades de distribución y comercialización. El funcionamiento de este sistema se supedita a un marco institucional que dispone la regulación, la vigilancia y los lineamientos de expansión, cuyo esquema es bastante similar al de electricidad (véase el cuadro 6.9).

10 La resolución Creg 001 de 2006 suprimió el tope de participación de 25% en las actividades de distribución. 11 Esta sección se basa, principalmente, en www.creg.gov.co 12 Para efectos prácticos se omitirán detalles del sector de generación en gas natural, dado que la EEB no tiene negocios en este eslabón.

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CUADRO 6.9 Estructura institucional del sector gas natural

El transporte de gas natural se define como "el conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, que excluyen aquellas conexiones y gasoductos que vinculan los centros de producción del país, con las puertas de la ciudad, sistemas de distribución, usuarios no regulados, interconexiones internacionales y sistemas de almacenamiento"13. En la actualidad el régimen regulador del transporte se rige por la resolución Creg 001 de 2000. La metodología de remuneración trata de facilitar la competencia entre los productores y la penetración del gas y asignar eficientemente los costos. Esta remuneración se basa en cargos por distancia, que reflejan los costos medios a largo plazo en todo el sistema, y tiene en cuenta los costos de inversión, los gastos de administración y los volú-

13 Resolución Creg, 001 de 2000.

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LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

menes de gas efectivamente transportados14. La remuneración se basa también en un sistema de cargos de paso, siendo estos determinados por la suma de los cargos ya descritos en cada tramo del gasoducto. Según la Creg, el principal objetivo del sistema de regulación es permitir flexibilidad a transportistas y remitentes, por medio de tarifas con alternativa fijadas ex ante. La actividad de distribución está especificada mediante dos medidas de carácter regulador: la primera se basa en las fórmulas tarifarias, precios máximos y metodologías establecidas por la Creg; la segunda, en precios máximos obtenidos en procesos licitatorios con derechos de exclusividad en áreas geográficas específicas. El marco actual se calcula con base en un cargo promedio máximo unitario (CPUM) por uso de la red de distribución, con base en la metodología del costo medio de largo plazo. La regulación en distribución / comercialización está reglamentada en la resolución Creg 057 de 1996, que determina la fórmula tarifaria general que establece el CPUM aplicable a usuarios finales15. El distribuidor-comercializador debe garantizar que en cualquier año la tarifa promedio por unidad de gas natural suministrada al usuario sea igual al CPUM. El comercializador respectivo debe estructurar las tarifas a los consumidores residenciales con base en dos cargos, uno fijo, que refleje los costos económicos que garanticen la disponibilidad del servicio, y otro variable, que responda a unas unidades de consumo, estructuradas sobre un consumo básico o de subsistencia. Otro aspecto importante en la regulación del gas natural se relaciona con la separación de actividades, especialmente por las resoluciones Creg 057 de 1996 y 071 de 1998, que se describen a continuación (Yepes. 2004). El transportador no podrá desarrollar directamente actividades de producción,

14 Ingresos para el transportador = Σ (CFi*Cap. + CVi*Vol. + CFAO&M*Cap + ingresos corto plazo) It = ingresos del transportador CFi = cargo fijo que remunera costos de inversión (US$/kpcd) CVi = cargo variable que remunera costos de inversión (US$/kpc) CFAO&M = cargo fijo que remunera gastos de AO&M ($/kpcd) Cap. = capacidad contratada Vol. = volumen transportado Ingresos de corto plazo = servicio de transporte que excede la capacidad contratada 15 Esta fórmula tarifaria tiene modificaciones de ajuste de diseños aplicables únicamente a empresas que atienden el servicio en áreas de servicio no exclusivas. Para lo cual se expidió una fórmula tarifaria opcional (resoluciones Creg 007, 018 y 027 de 2000, y 024 de 2001).

LA EMPRESA HOY

227

comercialización o distribución, ni tener interés económico16 en empresas que tengan por objeto esas actividades; así mismo, las compañías cuyo objeto sea vender, comercializar o distribuir gas natural no podrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto; tampoco podrán tenerlo en empresas de generación eléctrica; las que desarrollen actividades de producción, venta o distribución pueden ser comercializadoras; los productores de gas natural no podrán contar con una participación mayor a 25% en proyectos de generación eléctrica, entre otras. En estos sentidos, la separación de actividades permite una estructura de mercado más desarrollada, con más actores, mejor control de las actividades anticompetitivas y la verificación del cumplimiento de los principios de neutralidad y eficiencia por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos (Upme. 2006)17.

BIBLIOGRAFÍA EEB . 2007. Informe de gestión 2006. Bogotá.

ESLAVA, MARCELA. 1999. Una revisión de la literatura teórica y la experiencia internacional en regulación. Archivos de Macroeconomía. Departamento Nacional de Planeación. Documento 104. 5 de abril de 1999. UPME. 2006b. Plan energético nacional: contextos y estrategias, 2006-2025. Bogotá. Abril 2007. En http://www.upme.gov.co/Index1.htm –––––––––. 2004. Una visión del mercado eléctrico colombiano. Unidad de Planeación Minero Energética. Bogotá, julio. YEPES, LUIS AUGUSTO. 2004. "Colombia: desarrollo económico reciente en infraestructura. Balanceando las necesidades sociales y productivas de infraestructura. Informes de base. Sector gas natural". Documento Banco Mundial. 1 de septiembre. www.creg.gov.co www.minminas.gov.co

16 Interés económico se define como una participación mayor a 25% del capital accionario. 17 Debe anotarse que, en la práctica, la industria del gas natural en Colombia está muy concentrada y tiene una estructura oligopolista. En 2003, las principales siete compañías productoras de gas vendieron 99,6% del gas comercializado en el país, mientras que las siete principales distribuidoras nacionales concentran aproximadamente 84% de las ventas de gas en el país con destino a usuarios finales (Yepes. 2004).

CAPÍTULO 7 LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN INTRODUCCIÓN Durante el transcurso de estos diez años (1997-2007), la Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP ha tenido transformaciones sustanciales, que le han permitido consolidarse nacional e internacionalmente como un importante grupo empresarial energético en los sectores de electricidad y gas natural. Sus perspectivas futuras son promisorias en cuanto a las posibilidades de expansión, en particular las referentes al ámbito internacional, y a la participación en nuevos proyectos de interconexión energética. Y en el escenario nacional mediante la consolidación de la participación en las actividades de transporte de gas natural y electricidad, aprovechando los planes que gestiona el gobierno nacional, elaborados con base en estrategias de expansión y diversificación de la oferta energética, para garantizar el suministro a corto, mediano y largo plazo. Para desarrollar estas actividades la Empresa evalúa los escenarios y las tendencias económicas y políticas en los que gestionará sus proyectos, con el fin de diversificar su portafolio de inversiones, minimizar el riesgo y expandir su infraestructura operativa. El Grupo de Energía de Bogotá se ve en 2019 como un "holding empresarial líder en el sector energético" y expone como fecha hito dicho año, que concuerda con el establecido por el gobierno nacional para realizar proyectos de desarrollo del país a largo plazo en materia de construcción de infraestructura, educación e inclusión social, y con el Plan maestro de energía aprobado en 2006 por el Concejo de Bogotá, D. C. Hacia el futuro se encuentran proyectados también los planes de incursión en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), que permitirán disponer de instrumentos de refinanciación de la deuda, mejorar el apalancamiento financiero e incursionar en un medio que exige información constante y transparente a los 229

SIGLAS Andi Asic BID BIRF BOMT CAR CCT CEEB

Cier Cipres CMI CND

Corelca

Asociación Nacional de Industriales administrador del sistema de intercambios comerciales Banco Interamericano de Desarrollo Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento Built, Operate, Maintain, and Transfer Corporación Autónoma Regional Centro de control de transmisión Compañía de Energía Eléctrica de Bogota Comisión de Integración Energética Regional Corporación Internacional para la Promoción de la Responsabilidad Social compensación mensual de los ingresos Centro nacional de despacho

FMI

Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica S. A. ESP cargo promedio máximo unitario Comisión de Regulación de Energía y Gas Departamento Nacional de Planeación Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá Earnings before Interests, Tax, Depreciation, and Amortization Empresa de Energía de Bogotá Electrificadora del Meta S. A. Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S. A. (Perú) Empresa de Transmisión Eléctrica del Sur S. A. (Perú) Financiera Energética Nacional Fondo Monetario Internacional

Fodex

Fondo para el servicio de la deuda externa

CPUM

Creg DNP EAAB

Ebitda EEB

Emsa Etecen Etesur FEN

271

272

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADA

GNV

Icel IE

Inderena ISA LAC MEM MIA

mpcd OEF PEC

Piga PME PMGN PPSC REP ROE RSE

Siepac

gas natural vehicular Instituto de Energía Eléctrica índice de intensidad energética Instituto de Desarrollo de los Recursos Naturales Renovables Interconexión Eléctrica S. A. liquidador y administrador de cuentas del sistema de transmisión nacional mercado eléctrico mayorista Acuerdos marco de inversión millones de pies cúbicos por día obligaciones de energía en firme Plan estratégico corporativo plan institucional de gestión ambiental Plan maestro de energía Plan maestro de gas natural Proyecto de participación social y comunitaria Red de Energía del Perú S. A. índice de rentabilidad del patrimonio responsabilidad social empresarial Sistema de Interconexión de los Países de América Central

sistema de transmisión nacional Sociedad Transportadora de Gas del Interior S. A. ESP. TPC tera pies cúbicos Transcogas Transportadora Colombiana de Gas S.A. ESP Upme Unidad de Planeación Minero Energética STN TGI

230

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

accionistas. La EEB ha adelantado contactos con la BVC para estar inscrita en el plan respectivo, y con el Banco Interamericano de Desarrollo en el plan Colombia capital, con el que se pretende que las empresas colombianas conozcan las ventajas de obtener recursos de la Bolsa de Valores, para motivarlas a ser emisores y brindarles el apoyo requerido (BVC. 2005). Dividido en cuatro secciones, este capítulo presenta diversas proyecciones: en consecuencia, la primera trata brevemente las del escenario macroeconómico de los próximos años, en relación con sus principales indicadores. En la segunda se hace referencia a las perspectivas nacionales, estableciendo las posibilidades de negocios de la EEB y de sus empresas participadas, de acuerdo con los planes de referencia establecidos por el gobierno y por las autoridades de la ciudad. La tercera sección analiza el escenario financiero futuro de la Empresa, con base en proyecciones preliminares elaboradas por la gerencia de negocios corporativos. La cuarta se refiere, por último, a las perspectivas internacionales, sobre todo a las relacionadas con las propuestas y los proyectos de interconexión energética en la región.

1. ESCENARIO MACROECONÓMICO El escenario base proyectado por el Banco de la República a finales de 2006 (véase el cuadro 7.1) estima buenas perspectivas de crecimiento económico y de reducción de las tasas de inflación internacionales para los próximos años. En este escenario el déficit promedio en la cuenta corriente de la balanza de pagos sería de 2,2% entre 2007 y 2011, que se financiaría sobre todo con recursos de inversión extranjera neta en Colombia. Dicho escenario implicaría una devaluación real de 3,9% entre 2006 y 2011, con un crecimiento promedio de 14,9% en las exportaciones no tradicionales y de 9,3% en las importaciones, ante la ausencia de "choques negativos significativos sobre la cuenta corriente y en la evolución de las fuentes de financiamiento externas". Por su parte, el descenso en los ingresos por exportaciones de petróleo se compensaría con mayores ventas externas de productos refinados, gas y carbón (Banco de la República. 2006: 53). Las finanzas del gobierno nacional mantendrían un déficit total superior a 5% del producto nacional y no se obtendría superávit primario. Esta evolución dependerá de si el gobierno nacional acoge las recomendaciones formuladas por la Comisión sobre gasto público en el primer semestre de 2007 (que llaman la atención sobre la importancia de restringir el ritmo de crecimiento del gasto del gobierno nacional y de utilizar recursos del Fondo de exploración petrolera y de

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

231

CUADRO 7.1 Proyección principales indicadores macroeconómicos, 2007-2011 INDICADORES Crecimiento anual del PIB Inflación Déficit total del gobierno nacional (% del PIB) Déficit primario del gobierno nacional (% del PIB)* *

2007

2008

2009

2010

2011

4.5 4.0 -5.3 -1.0

4.0 3.5 -5.2 -0.8

4.0 3.0 -5.4 -0.9

4.0 3.0 -5.3 -0.9

4.0 3.0 -5.1 -0.7

Excluye intereses de pago de la deuda

Fuente: con base en Banco de la República. 2006.

nuevas privatizaciones para el prepago de deuda), del trámite final de la reforma sobre transferencias y de una estructura tributaria más neutral y progresiva que elimine la múltiple cantidad de exenciones aprobadas en los últimos años. Frente a estos estimativos de mediano plazo hay que anotar que en la actualidad la economía registra una tasa de crecimiento del PIB por encima de la prevista, hay un escenario intenso de revaluación de la tasa de cambio, déficit creciente en la cuenta corriente de la balanza de pagos y la inflación es superior a las metas fijadas por el Banco de la República para 2007.

2. ESCENARIO

NACIONAL

Como se dijo, a largo plazo la Empresa contempla 2019 como el año hito de desarrollo empresarial, y espera convertirse en empresa líder en el sector energético latinoamericano. La fijación de ese año para alcanzar las metas no es fortuita; por el contrario, es coherente con las metas establecidas por el gobierno nacional en el documento "Visión Colombia II centenario" (Visión Colombia en adelante), elaborado por el Departamento Nacional de Planeación y puesto a discusión a finales de 2005. En el aspecto minero-energético el documento Visión Colombia plantea "aumentar la cobertura del servicio de energía eléctrica", para lo cual le otorga papel protagónico a la regulación, brindando incentivos para el desarrollo de la infraestructura, y a las convocatorias del gobierno en los diversos eslabones de la cadena, coordinadas por la Upme. En el sector de gas natural el objetivo es "adicionar nuevas reservas de gas natural y desarrollarlas"; para esto último se contemplan, entre otras estrategias, la consolidación y la expansión de las coberturas, y se preveía "la privatización de Ecogas". De estos lineamientos se debe resaltar la eliminación de los subsidios a los combustibles sustitutos del gas natural, como la gasolina, y la promoción de la competencia y el acceso de los

232

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

colombianos al gas natural, que se ha dificultado por la existencia de los subsidios mencionados. Esta visión se ha manifestado en los planes de desarrollo de otros niveles de la administración, como el Plan maestro de energía (PME) de Bogotá, del 15 de agosto de 2006 (decreto 309), que estipula "las políticas y sus objetivos, programas y proyectos, que orientarán los programas de inversión relacionados con la prestación del servicio de energía" para Bogotá, y también tiene como fecha hito de culminación 2019. Entre los objetivos del PME está "satisfacer los requerimientos de demanda y cobertura de la ciudad", en el marco de la regulación existente y del plan de ordenamiento territorial. Las estrategias contempladas para la EEB tienen los siguientes objetivos principales: 1.

2. 3. 4.

Promover el control por invasión en el área de influencia en la infraestructura eléctrica, lo que requiere la coordinación con Bogotá y la Empresa distribuidora (Codensa). Continuar los planes de mitigación del impacto ambiental al embalse de El Muña. Fomentar la investigación y el desarrollo entre Bogotá, Codensa y Emgesa. Identificar la problemática de la invasión de las franjas de servidumbre en las líneas de alta tensión, en colaboración con entidades de Bogotá y con Codensa.

Así mismo, se mencionan dos planes de transmisión de energía que debe culminar la EEB: el de compensación capacitiva en la subestación El Tunal de Bogotá (concluido ya) y la modernización del sistema de transmisión, que involucra en su sistema de calidad "el proceso de planeación y mejoramiento del negocio de transmisión". El programa de responsabilidad social incluye aspectos sobre participación social y comunitaria, planes de electrificación rural e inversión en educación para las comunidades en el área de influencia de las líneas de transmisión, contemplados en el Plan estratégico corporativo (PEC). En las disposiciones finales del PME se establece que las empresas prestadoras del servicio eléctrico, incluida la EEB, deben trabajar con la comunidad para "realizar programas de socialización y participación sobre las disposiciones" del plan. Por otra parte, el Plan maestro de gas natural (PMGN), expedido mediante el decreto 310 del 2006, contiene las "políticas, objetivos, estrategias, programas y proyectos, que sirven como guía a los programas de inversión relacionados con la prestación del servicio de gas natural", teniendo como horizonte de ejecución 2015. En el PMGN se plantea la necesidad de "promocionar e impulsar"

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

233

el suministro de gas a la población, en sectores tradicionales (industrial, residencial y comercial) y en el gas natural vehicular (GNV). Para lograrlo se plantean tres objetivos: 1) alcanzar la cobertura total en el sector residencial; 2) incorporar nuevos usuarios comerciales e industriales; y 3) desarrollar la infraestructura de GNV. Con base en los planes de desarrollo nacionales y distritales mencionados, el Plan estratégico corporativo plantea entre sus objetivos a largo plazo "desarrollar negocios que generen valor". Una de las estrategias en este campo es "aumentar la participación de transmisión de energía eléctrica y gas natural en Colombia". En el caso del transporte de gas natural, en diciembre de 2006 se hizo la inversión más significativa con la compra de Ecogas-TGI, examinada en el capítulo 5. En el área de transmisión el Plan estratégico contempla "participar en las convocatorias públicas para la construcción y operación de las obras que conforman el plan de expansión de transmisión", por lo que se toman en cuenta los planes de referencia del gobierno para la construcción de infraestructura, donde la EEB tiene buenas posibilidades, por su experiencia en este campo. En el contexto de los factores anteriores es importante señalar las condiciones que inciden sobre la transmisión de energía y el transporte de gas, así como las relativas al desempeño de sus empresas participadas. En particular, los proyectos nacionales de expansión afectan las empresas de las cuales la EEB es accionista y las oportunidades de participación en las convocatorias que se hagan1.

2.1 ENERGÍA ELÉCTRICA En el sector de electricidad el gobierno ha planteado diferentes estrategias para cada eslabón de la cadena del servicio (generación, transporte, distribución y comercialización). La EEB tiene participación en cada una de ellas, de manera directa (como dueño u operador) o indirecta (empresas participadas). Este plan de referencia está consignado en el Plan energético nacional de la Unidad de Planeación Minero-Energética (Upme. 2006b).

1

Las empresas del Grupo Energía de Bogotá, con inversiones cercanas a US$1.000 millones en el periodo 1998-2006, invertirían un valor similar durante los próximos diez años (Dinero. 2006).

234

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En generación, el Plan energético nacional 2006-2025 de la Upme señala que, desde el punto de vista de la "potencia instalada", la situación de la generación de energía eléctrica aún cuenta con un margen de oferta para satisfacer la demanda, pero en términos de "generación de energía" se depende del comportamiento hidrológico asociado al nivel de los embalses. Este margen irá disminuyendo a medida que se incremente la demanda, que tiene un comportamiento creciente para todo el periodo de pronóstico, con incrementos promedios de 2,9% en el escenario bajo, de 3,5% en el medio y de 3,8% en el alto (véase la gráfica 7.1). En relación con la oferta, en el Plan de expansión de referencia 2006-2020 se indica que fuera de los proyectos Porce III, con 660 Mw, y río Amoyá, con 80 Mw (ambos hidroeléctricos) para los próximos años no está definida la construcción de nuevos proyectos de importancia en materia de generación. El sistema de generación actual se basa, principalmente, en hidroeléctricas, cuya oferta es volátil por causa de sucesos climáticos como el fenómeno de El Niño; por tanto, se propone aumentar y diversificar la capacidad de generación del país, mediante el desarrollo de proyectos de generación alternativa como gas natural y carbón, por ejemplo, por medio "del desarrollo de proyectos de pequeña y mediana capacidad, localizada cerca o en el punto de consumo". Los proyectos de generación incluyen algunas pocas fuentes de poder y sus dimensiones son pequeñas, a excepción, como se dijo, del proyecto Porce III (véase el cuadro 7.2). GRÁFICA 7.1 Túnel de proyección de demanda doméstica de energía eléctrica, 2005-2020

Fuente: Upme, 2006a.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

235

CUADRO 7.2 Proyectos considerados en la expansión de generación en Colombia PROYECTO

El Morro Trasvase Guarinó Río Amoyá Argos Río Manso Porce III Total Mw

TIPO

Gas C.A. Hidro Hidro Carbón Hidro Hidro

CAPACIDAD MW

54 80 50 27 660 871

FECHA

Febrero 07 Octubre 09 Julio 09 Enero 10 Agosto 10 Septiembre 10

Fuente: Upme, 2006a.

No obstante, según el estudio realizado por la Upme (2006a)2, para cumplir con un escenario "expansionista" de la oferta de generación3 el sistema de interconexión nacional debe adicionar a la capacidad instalada 2.294 Mw (véase el cuadro 7.3), y diversificar la matriz energética, lo que implica "expansiones adicionales en plantas hidráulicas, en gas natural consistente en cierres de ciclo abiertos y en plantas a carbón mineral" (Upme, 2006a). A mediano y largo plazo (2011-2020) no está definida la expansión del sistema, pero se espera que el nuevo método de remuneración para los generadores, después de la introducción del cargo por confiabilidad, sirva como señal para la expansión de la infraestructura, como sería el caso de Emgesa, que prevé la construcción de capacidad en gas e hidroelectricidad por 800 Mw para 2012. El Plan de expansión de la Upme plantea para el año 2020 la necesidad de incorporar 3.510 Mw, de los cuales 2.000 serían con potencial hídrico, 900 con gas natural y 600 con base en plantas de carbón mineral4. No obstante, para establecer un escenario adecuado para el desarrollo del sector de generación no basta con mejorar los incentivos a la remuneración; es

2

"Se condiciona la expansión del sector eléctrico a la ocurrencia del plan Visión Colombia 2019, es decir, en éste se plasman las condiciones que debieran suceder en el país a nivel de generación con el fin de poder atender la demanda de energía que considera un 6% de crecimiento en el PIB, para lo cual se hace necesario contar con una disponibilidad ilimitada de gas, precio de gas medio e interconexiones internacionales de Colombia con Ecuador, Perú y el sistema Siepac".

3

Se contemplan también escenarios “optimistas”, “continuistas”, “limitados” y “no interconectados”.

4

Según la Upme, el logro de esta meta está sujeto a varios sucesos: “disponibilidad limitada de gas, precio de gas medio, demanda de energía y potencia media y Colombia interconectado con Ecuador, Perú y Centro América” (Upme, 2006a).

236

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

importante introducir otros aspectos críticos, entre ellos la disponibilidad de gas para el desarrollo de proyectos alternativos de generación térmica, lo que está atado a los escenarios de producción y precios; tener en cuenta el comportamiento de la demanda de energía, que depende de la trayectoria futura del crecimiento del producto nacional, puesto que las proyecciones existentes registran grandes disparidades entre el escenario de la Upme, el del Banco de la República y la propuesta de Visión Colombia. Por último, se deben contemplar las perspectivas de interconexión internacional de Colombia con los países vecinos, a partir del sistema centroamericano Siepac (Sistema de Interconexión de los Países de América Central) y de la ejecución de los programas con Ecuador y Perú (véase el cuadro 7.4).

CUADRO 7.3 Escenario expansionista de generación en Colombia, 2007-2015 AÑOS

HIDRO

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Subtotal Mw Total Mw

GAS

CARBÓN

54 80 192 495

163 50 150 400 160

400 1.167

150 767 2.294

360

Fuente: Upme, 2006a.

CUADRO 7.4 Variables críticas en la expansión de generación POSIBLES ESTADOS

A B C

VARIABLES CRÍTICAS DISPONIBILIDAD

PRECIOS

DEMANDA

INTERCONEXIONES

DE GAS

DEL GAS

DE ENERGÍA

INTERNACIONALES

Ilimitada Limitada: expansión en plantas térmicas de 300 Mw -

Alto Medio

Alto Medio

Siepac; Ecuador-Perú Ecuador-Perú

Bajo

Bajo

Colombia autónomo

Fuente: Upme 2006b.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

237

En transporte de electricidad se prevé el apoyo a los procesos de planeación, por medio del Comité asesor del planeamiento de la expansión en transmisión, encargado, como su nombre lo indica, de asesorar a la Upme en esta labor. En el Plan energético nacional se señala que el sistema implementado hasta el momento, en remuneración y en la manera como se han hecho las convocatorias para la construcción de las líneas de transmisión, ha sido adecuado para garantizar su expansión. A pesar de los atentados terroristas, el sistema ha respondido con buenos índices de calidad y confiabilidad. Con base en lo anterior, dicho Plan concluye que la estrategia debe ser proseguir el plan de expansión implementado hasta ahora. Entre los principales proyectos previstos en el Plan de expansión de referencia en materia de transmisión se destaca la interconexión necesaria de Porce III al STN, mediante la reconfiguración del circuito San Carlos-Cerromatoso (500 Kv) y la construcción de la subestación Porce 500 Kv, previstas para 2010. Así mismo, adelantar las "acciones necesarias" en materia de regulación para la interconexión Colombia-Panamá. En este aspecto, la meta principal del negocio operativo de la EEB es la consolidación de su infraestructura en el STN, con ISA como el competidor más fuerte en las convocatorias hechas por el gobierno por medio de la Upme. Es necesario señalar que las expectativas de expansión del STN son cada vez menores, por cuanto a ISA le faltan pocas líneas por construir para abastecer la demanda (BNAMERICAS. 2007: 8). La perspectiva en el sistema está sujeta a esas convocatorias, en las que cada vez son más importantes las de interconexión energética con los países vecinos5. En distribución y comercialización la disponibilidad de la cobertura en ciudades con "baja densidad poblacional", en contraste con las de alta densidad, presenta una "gestión empresarial limitada". Al respecto se plantean mecanismos de fortalecimiento para mejorar la cobertura y la calidad de servicio, vincular inversionistas estratégicos como parte del paquete de soluciones requerido, sin olvidar los impactos derivados de la regulación a fin de mejorar la gestión del servicio y la cobertura. Cada una de las estrategias mencionadas responde a metas a largo plazo en cuanto a necesidades de cobertura y alternativas de fuentes en la prestación del servicio eléctrico. Muestra de ello son los lineamientos del plan Visión Colombia

5

Véase Policy Paper. 2006. “La integración física de Colombia con sus vecinos”. Número 13. Bogotá.

238

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

2019, que propone metas para el desarrollo del sector6 de mediano (2010) y largo plazo (2019) en las siguientes materias: aumento en la diversidad de energías alternativas (sobre todo para las zonas no interconectadas); cobertura eléctrica en zonas conectadas y no interconectadas; y consolidación de un mercado eléctrico con los países vecinos en la zona andina y en Centroamérica (para aumentar la capacidad de generación). Además, ilustra sobre los montos que requieren el sector público y el privado para la consecución de estos objetivos. Estas metas se resumen en el cuadro 7.5.

2.2 GAS En el sector de gas natural, al igual que en el de electricidad, la Upme ha especificado diferentes estrategias para cada uno de los eslabones del servicio. En generación se plantea la necesidad de encontrar y comercializar reservas suficientes para evitar la importación, dado que, en la actualidad, las proyecciones de producción de gas natural tienen una tendencia decreciente, lo que limita la producción alrededor de 2010 y ocasionaría desabastecimiento interno si no se explotan las reservas con las que cuenta el país (véase la gráfica 7.2). A 31 de diciembre de 2005, el país contaba con 6.711 giga pies cúbicos (6,8 tera pies cúbicos (TPC), aproximadamente), de los cuales 3.994,9 corresponden a reservas "probadas", 1.778,9 a "no probadas" y 937,2 a consumo de operación petrolera. De este total, 63,8% están desarrolladas y 36,2% no. Según el plan Visión Colombia, para cumplir las metas de expansión en el sector de gas natural se necesita la inclusión de 17 TPC para 2019, de los que 10 deben encontrarse a mediano plazo (2010) y los restantes 7 a largo plazo (2019), con una inversión cercana a $19 billones de pesos de 2005, costeados sobre todo por inversión privada (véase, más adelante, el cuadro 7.6). No obstante, el Plan de expansión de generación de la Upme prevé altas expectativas para el descubrimiento de nuevos yacimientos, dado que existe gran actividad exploratoria en los sitios donde actualmente se produce7, y hay

6 7

La Upme señala que estas cifras son preliminares. El yacimiento de Chuchupa, en La Guajira, que mantenía una producción decreciente, aumentó su capacidad con la perforación de tres pozos, alcanzando los 610 mpcd (millones de pies cúbicos por día). Este aumento en la capacidad sirvió para tener la posibilidad de exportar gas a Venezuela y, por tanto, hacer viable la construcción del gasoducto binacional que se construye en la actualidad.

Fuente: Upme. 2006c.

1. Elevar la participación de las energías alternativas: en las zonas no interconectadas ( ZNI) de cobertura ZNI 2. Aumentar cobertura del servicio de energía eléctrica en las ZNI 2. Aumentar cobertura del servicio de energía eléctrica en ZNI 3. Consolidar un mercado eléctrico andino y centro americano. Aumentar capacidad de generación

META

21% (223 Mw) 94,93% 45,55% 14,282 Mw

91,85% 34,9% 13,367 Mw

SITUACIÓN 2010

4% (136 Mw)

SITUACIÓN ACTUAL

20,227 Mw

75,49%

99,37%

34% (329Mw)

SITUACIÓN 2019

CUADRO 7.5 Metas año 2019 para el sector eléctrico

2005

Privado: 12’259.996

Público: 440.110 Privado: 3’434.192 Público: 339.376 Privado: 21.000 Público: 3’716.688

Está incluido en la meta

DE

MILLONES DE PESOS

INVERSIÓN ESTIMADA EN

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN 239

240

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 7.2 Proyecciones de producción de gas natural, 2006-2015

Fuente: Upme. 2006b.

buenas prospectivas sobre la posibilidad de nuevos hallazgos, sobre todo en las zonas de costa afuera (offshore). En caso de no encontrarse suficientes recursos nuevos, se propone diseñar mecanismos reguladores con el fin de garantizar la confiabilidad y la solidez del sistema. Esta situación se enfrenta a un escenario de demanda creciente, en especial la que proviene de las centrales térmicas y los requerimientos de transporte, con tasas promedio anuales que pueden fluctuar entre 3,8% en el escenario base y 6,2% en el alto para el periodo 2006-2015, los cuales dependen de la tasa de crecimiento de la economía, los esquemas de precios, la hidrología y la competitividad de la generación térmica (Upme. 2007). La estrecha relación entre la demanda de gas natural y la generación de electricidad es tan considerable que se ha convertido en un importante complemento a la infraestructura de generación hidroeléctrica (tanto para cubrir picos de demanda como estaciones de sequía extrema), lo cual lleva a que en la actualidad los principales demandantes de gas sean las generadoras de electricidad

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

241

térmicas que, como se mencionó, están dentro de los planes del gobierno y son claves en la expansión del sistema generador8 (véase la gráfica 7.3). En transporte de gas natural se plantea la necesidad de modificar el mecanismo regulador, para garantizar la expansión de la infraestructura, porque los mecanismos existentes son susceptibles de mejorar, con el fin de brindar señales e incentivos a los inversionistas. En la actualidad el transporte de gas natural se basa en un sistema de contratos, remunerado con una tarifa tipo estampilla (independiente de la distancia); el sistema sólo se expande cuando esos contratos garantizan al transportador "una masa crítica de volumen, que justifique las ampliaciones". Según la Upme, este esquema lleva a que la "expansión del sistema no esté estrictamente a tiempo, cuando la demanda lo requiera", lo que supone, al igual que en el caso de la electricidad (cargo por confiabilidad), la necesidad de instaurar un mecanismo que brinde señales para el suministro confiable y la expansión de la infraestructura.

GRÁFICA 7.3 Proyecciones de demanda de gas natural, 2006-2020

Fuente: Upme. 2006b.

8

“Las proyecciones de demanda incluyen exportaciones de gas a Venezuela y Panamá a partir del 2008, los valores para estas exportaciones son de 150 mpcd y 27 mpcd respectivamente”.

242

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

La EEB cuenta con importantes activos en este sector (TGI y Transcogas), de los cuales es operador, y se beneficiaría con una nueva estructura reguladora de remuneración9. En consecuencia, un aspecto importante de las perspectivas se relaciona con el esquema de políticas y regulaciones para incentivar el desarrollo de la infraestructura de transporte, cumpliendo con los lineamientos del plan de masificación de gas instaurado desde el principio de los años 1990 y con las expectativas de nuevos proyectos internacionales. En distribución y comercialización se plantea la necesidad de fomentar una amplia competencia en la prestación del servicio a los usuarios finales regulados y no regulados, puesto que hay dificultades por la falta de señales de información para las decisiones de inversión y para que los mercados funcionen eficientemente. Con miras a lo anterior se define la necesidad de "revisar los modelos tarifarios" en estas actividades, para instaurar un sistema de señales que redunde en mayor eficiencia del sistema y permita que todos los agentes (inversionistas y usuarios) tengan los elementos de juicio necesarios en su proceso de toma de decisiones, en comparación con otros sustitutos como la gasolina y la energía eléctrica. Actividades como la relativa al gas natural vehicular también serán estratégicas para los comercializadores: en 2019 se espera aumentar el número de vehículos que utilizan este combustible en 385 mil unidades, con una inversión cercana a $431.098 millones de 2005 a cargo del sector privado (véase el cuadro 7.6). Este fenómeno se presenta aparte del consumo de los demás sectores (residencial, industrial y térmico), dadas las condiciones competitivas en los precios del gas natural en comparación con los demás sustitutos, lo que ha estado distorsionado por los subsidios del Estado a combustibles como la gasolina (para mayor detalle sobre precios del gas y sustitutos, véase Upme. 2006a). En todo caso, el desarrollo de estas perspectivas de expansión en los próximos diez años enfrenta riesgos y vulnerabilidades: primero, las contingencias de racionamiento en el volumen transportado en caso de que la explotación y la utilización comercial de los yacimientos no se ajuste a los escenarios de expansión de la demanda. Segundo, los incipientes factores de respaldo en Bogotá y el Magdalena medio en el sistema radial hoy existente, ante la baja capacidad excedente que existe en los principales tramos de transporte. Tercero, la elevada concentración del suministro (64% originado en Ballena y 23%

9

El monto de inversiones de TGI en los próximos siete años sería de US$156 millones, para ampliar la infraestructura de transporte y los sistemas de almacenamiento (Dinero. 2007).

INVERSIÓN ESTIMADA

2005

Privada: 431.098

Privado(1): 19.832.593

DE

EN MILLONES DE PESOS

Fuente: Upme. 2006c.

Información consolidada a diciembre de 2005. Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

Encontrar: 7 TPC nuevas Llegar a 385.000 vehículos

SITUACIÓN 2019

(2)

Encontrar: 10 TPC nuevas Llegar a 311.000 vehículos

SITUACIÓN 2010

Las inversiones corresponden al desarrollo de proyectos de gas natural como gasoductos internacionales, plantas de LNG, plantas de GTL e inversiones en redes de distribución.

95.917 vehículos(2)

6,8 TPC

SITUACIÓN ACTUAL

(1)

1. Desarrollo de gas natural: adicionar nuevas reservas de natural y desarrollarlas. 17 TPC 2. Aumentar número de vehículos a gas natural

META

CUADRO 7.6 Metas para el sector gas natural, 2019

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN 243

244

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

en Cusiana). Por ello, se propone adoptar cuatro estrategias principales para la próxima década (estos aspectos de vulnerabilidades y estrategias se basan en Martínez, Astrid. 2007)10: 1. 2. 3. 4.

Ampliar la capacidad de transporte. Desarrollar proyectos que aumenten la confiabilidad. Garantizar el suministro externo en caso de no contar con nuevas reservas suficientes en el país. Reducir los efectos derivados de las zonas de riesgo geológico, mediante sistemas de respaldo y mantenimiento.

Por último, entre las estrategias que debe implementar la EEB para generar valor se resalta el plan de incursión en el mercado de capitales, por medio de su inscripción y la de TGI en la Bolsa de Valores de Colombia. Ello se plantea con base en dos consideraciones: una financiera y otra de imagen corporativa. En el aspecto financiero la Empresa dispondrá de un mecanismo alternativo de financiación, no sólo para sus funciones de inversión y administración, sino para solventar deudas adquiridas con la banca internacional por la compra de los activos de TGI en diciembre de 2006. En cuanto a TGI, se tienen planeados cuantiosos proyectos de expansión en infraestructura y sistemas de almacenamiento, lo que significa un manejo óptimo del flujo de caja y, sobre todo, de los recursos de largo plazo, lo cual se puede lograr en el escenario de cotización en bolsa11.

10 La TGI ha previsto diversas acciones en su campo de competencia para enfrentar varias de las vulnerabilidades indicadas. Entre ellas, la construcción de infraestructura para ampliar la capacidad de transporte en los tramos Ballena-Barrancabermeja y CusianaVasconia; inversiones en estabilización geotécnica; reparación preventiva de líneas y revestimiento y otras, con una inversión de US$40 millones a corto plazo. Aún así, las perspectivas futuras del sistema de transporte están condicionadas también a la eliminación de las restricciones derivadas del actual marco regulador en cuanto a la ampliación del transporte, el almacenamiento y los factores de utilización (véase Martínez, Astrid. 2007). 11 La Junta directiva de la Empresa determinó que la distribución óptima de financiamiento para la compra de Ecogas era de US$560 millones en cabeza de EEB y US$900 millones en cabeza de TGI. Luego de la cesión de la deuda era necesario que la EEB y TGI hicieran operaciones de manejo de deuda, con el fin de convertir la que actualmente se encuentra a corto plazo en deuda a largo plazo, por medio de instrumentos como estructuras de crédito sindicado y la emisión de bonos en el exterior. Acta 1419 de la Junta directiva, del 19 de abril de 2007.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

245

En relación con la imagen corporativa, al ser mayor la transparencia en resultados y gestión se gana una buena reputación, que redundará en nuevas oportunidades de inversión y endeudamiento. Esta posibilidad está siendo gestionada por la EEB al estar inscrita en el plan de la BVC y el Banco Interamericano de Desarrollo, denominado Colombia capital. Por medio de este programa se busca que las empresas conozcan las ventajas de utilizar un mecanismo alternativo de financiación e inversión de largo plazo, brindándoles apoyo para solucionar las dificultades que puedan presentarse. Sus objetivos son: profundizar el mercado de capitales; desarrollar mecanismos alternativos de financiación e inversión de largo plazo para empresas e inversionistas; e incrementar el número de actores del mercado de capitales colombiano "incluyendo emisores, inversionistas institucionales y administradores de fondos de capital privado (FCP)" (BVC. 2005).

3. ESCENARIO FINANCIERO Esta sección presenta las proyecciones financieras preliminares elaboradas por la Empresa para el periodo 2007-2017, en un escenario base que no incluye la ejecución de nuevos grandes proyectos de inversión pero sí contempla las decisiones y las operaciones financieras relativas a la reciente adquisición de TGI12. El propósito de dicho escenario es mostrar la solidez y la viabilidad futura de la EEB, como condición y prerrequisito para emprender nuevas actividades de expansión y diversificación en el mercado nacional e internacional, según lo contemplado en su Plan estratégico corporativo y en las perspectivas de largo plazo planteadas por el gobierno, como se expuso. Las proyecciones resaltan la alta capacidad financiera y de endeudamiento que tendría la EEB y la generación de cuantiosos recursos en los próximos diez años, para su operación y sus accionistas. En su orden, se examinan brevemente las principales cuentas y los resultados del balance general, el estado de resultados y el flujo de caja. En la última parte de esta sección se concluye con una síntesis de los principales indicadores. Es importante indicar que en estas proyecciones, a diferencia de las cifras históricas que se analizaron antes, dentro de la cuenta de ingresos operacionales

12 La información que se analiza en esta sección fue suministrada por Henry Navarro, gerente de negocios corporativos de la EEB (EEB-GNC. 2007).

246

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

se incluye el rubro de dividendos y participaciones, lo que explica su buen comportamiento. Es decir, una cuenta antes considerada como no operacional hace parte ahora del negocio principal de la Empresa.

3.1 BALANCE GENERAL 3.1.1 ACTIVOS Las proyecciones del activo muestran un comportamiento que si bien no aumenta de manera considerable durante el periodo, mantiene la solidez característica de la EEB. Al cabo de 2017, la Empresa prevé contar con un activo cercano a US$3.600 millones, cuyo componente más importante es el activo no corriente o de largo plazo, con una participación mayor a 90% en el activo total (véase la gráfica 7.4). El activo no corriente tiene varios componentes básicos: el comportamiento de la cuenta propiedad planta y equipos, y el de patrimonio autónomo de pensiones y vinculados económicos, que integran la cuenta de otros activos, aun cuando el que más lo afecta es el de inversiones permanentes.

GRÁFICA 7.4 Activo total, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

247

La cuenta de inversiones permanentes incluye los componentes de acciones ordinarias y preferenciales y la valorización por inversiones. Se infiere que el principal negocio de la Empresa de Energía de Bogotá es su participación accionaria en otras compañías del sector, así como su intervención en otras ramas del portafolio de inversiones, como el mercado financiero. Se espera que las inversiones permanentes sigan creciendo aún más de lo proyectado, dado el objetivo de continuar haciendo inversiones estratégicas en América latina en el sector energético, así como el de maximizar la rentabilidad de su portafolio financiero con la incursión en nuevas oportunidades de inversión y en la bolsa de valores (véase la gráfica 7.5).

3.1.2 PASIVOS La proyección del pasivo muestra un comportamiento constante durante el periodo de pronóstico. En relación con su composición, las deudas de la Empresa tienen bastante similitud con el activo y su mayor parte se explica por las deudas de largo plazo. En efecto, los pasivos no tienen grandes cambios, con un monto que oscila entre US$810 y 850 millones. En relación con esta deuda

GRÁFICA 7.5 Activo no corriente, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

248

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

total, el pasivo no corriente o de largo plazo tiene una participación casi constante de 97% (véase la gráfica 7.6). En el pasivo no corriente es importante mencionar el estimativo de las pensiones de jubilación y la deuda de largo plazo, aun cuando su porcentaje en la estructura de deuda es relativamente menor. El rubro más importante es el de bonos, con una participación cercana a 68% durante el periodo de proyección (véase la gráfica 7.7). Esta distribución de la deuda optimiza el flujo de caja y permite que el endeudamiento, como el adquirido recientemente con la compra de TGI, se difiera a largo plazo, lo que no afecta de manera sustancial las utilidades ni los dividendos por repartir. Este rubro de la deuda, sobre todo la de largo plazo, será susceptible de ser modificado durante el periodo de proyección, dado que las nuevas inversiones de la Empresa requerirán de apalancamiento y de nuevos créditos.

3.1.3 PATRIMONIO Las proyecciones realizadas sobre el patrimonio muestran su crecimiento constante durante el periodo, como resultado de la solidez observada en las otras cuentas del balance general. En relación con los componentes del patrimonio, GRÁFICA 7.6 Pasivo total, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

249

GRÁFICA 7.7 Pasivo no corriente, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

es necesario señalar la importancia de la cuenta de superávit por valorizaciones, ya sea por participación accionaria en otras compañías o por el manejo de otra clase de rendimientos financieros. Este rubro aumenta en su participación en patrimonio total, hasta llegar a representar 76% en 2017. Otros rubros, aun cuando de menor de importancia, son los relativos a la revalorización del patrimonio y al capital suscrito y pagado, que permanecen relativamente constantes durante el periodo de proyección en este escenario base (véase la gráfica 7.8).

3.2 ESTADO DE RESULTADOS Las utilidades de la Empresa muestran un crecimiento importante durante todo el periodo de análisis. El único año en que disminuyen de manera considerable es 2008, como efecto del aumento en la cuenta de gastos financieros y extraordinarios. El rubro que más influye en la proyección de utilidades son los ingresos operacionales, que mantienen una proporción promedio de 87% sobre el total de ingresos (operacionales y no operacionales), y afectan directamente la utilidad operacional. Dichos ingresos tienen un comportamiento creciente durante

250

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 7.8 Patrimonio, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

el periodo y están compuestos por los derivados de los servicios de transmisión de energía (STN-CRD), el Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas rurales interconectadas (Faer) y las comisiones provenientes de dividendos y participaciones. Este último es el más importante y de él se deriva más de 80% de los recursos de la cuenta. Los costos de operación y los gastos de administración representan menos de 30% de los ingresos operacionales, lo que explica la cuantiosa utilidad operativa. A raíz de estas utilidades operativas, durante el horizonte de proyección el Ebitda tiene un comportamiento creciente de cara a 2017 (véase la gráfica 7.9).

3.3 EL FLUJO DE CAJA13 En el flujo de caja proyectado por la Empresa se prevé el pago del servicio financiero, compuesto principalmente por los siguientes rubros: pago de dividendos,

13 Las cifras no hacen referencia a las proyecciones financieras consolidadas del grupo empresarial EEB S. A. ESP., incluidas TGI y Transcogas: sólo a las stand alone de la EEB.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

251

GRÁFICA 7.9 Estado de resultados, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

intereses, inversiones temporales, amortización deudas y amortización de créditos complementarios. Se asumió que durante todo el periodo no se presentaban reducciones de capital, amortización de bonos, ni comisiones de bancos y otros gastos (véase Anexo Flujo de caja). En el monto que se debe cancelar por el pago del servicio financiero se destacan tres rubros: pago de dividendos, intereses e inversiones temporales, que explican 98%, en promedio, del total del servicio financiero durante el periodo de proyección. El pago de dividendos disminuirá en 2008 y 2009, ante la caída en la utilidad en el primer año, y se recuperará con un crecimiento sostenido hasta 2017. El pago de intereses se comportará de manera constante y el rubro de inversiones temporales tendrá un crecimiento firme durante el periodo. Se podría decir que debido al crecimiento sostenido de este último la cuenta de servicios financieros tendría un comportamiento creciente durante el horizonte de proyección (véase la gráfica 7.10). La proyección del flujo de caja contempla, además, el total de financiación de la Empresa, con los siguientes componentes: rendimientos financieros, desembolsos y la redención de inversiones temporales. En esta proyección se asume que durante el periodo no se contratarán créditos adicionales. Se destaca la cuenta de desembolsos, que comprende la parte del pago correspondiente a la EEB (US$560

252

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 7.10 Servicio financiero, 2007-2017 (millones US$)

Fuente: EEB. 2007.

millones) por la compra de TGI en diciembre del 200614. La cuenta de compra de inversiones temporales aumenta durante el periodo, dado que, como su nombre lo dice, es la redención de la cuenta de inversiones temporales. Por último, la financiación proveniente de los rendimientos financieros es relativamente constante (12% en promedio) a excepción de 2007 y 2008 (2% y 48%, respectivamente), cuando se presenta el desembolso por concepto de TGI y una redención de inversiones temporales menor (véase la gráfica 7.11). Como se dijo, esta proyección base del total de financiación no incluye la contratación de créditos adicionales, en cuanto no incorpora nuevos negocios de expansión y diversificación identificados previamente en el plan de negocios de la EEB. Con base en este flujo de caja proyectado se obtiene un consolidado que corresponde a la diferencia entre el total de financiación y los servicios financieros realizados. El flujo financiero remanente se respalda adicionalmente con los ingresos operativos de la Empresa.

14 Como ya se ha dicho, la compra de TGI se constituyó con US$1.460 millones, de los cuales 900 quedaron en cabeza de la propia TGI y los restantes 560 en la EEB, de los cuales TGI es codeudor. Acta 1419 de la Junta directiva, del 19 de abril de 2006.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

253

GRÁFICA 7.11 Total financiación, 2007-2017 (US$ millones)

Fuente: EEB. 2007.

3.4 INDICADORES FINANCIEROS Para concluir esta sección es pertinente, a manera de conclusión, evaluar algunas de las principales razones financieras de la Empresa en los próximos diez años. Se consideran coeficientes referidos a la liquidez, la rentabilidad y el endeudamiento (véase el cuadro 7.7). En relación con la liquidez, el índice de liquidez total muestra que durante el periodo de pronóstico existe un respaldo suficiente a las obligaciones existentes. Al respecto se aprecia que por cada peso de deuda total hay en promedio cuatro de respaldo. La rentabilidad operativa del activo registraría un comportamiento constante durante el periodo de proyección, con coeficientes promedio cercanos a 6%, lo que contrasta con los bajos porcentajes de los diez años anteriores. Este resultado se refleja en el índice de rentabilidad neta del activo, que tiene resultados similares al anterior índice de rentabilidad, con valores cercanos a 6%, y un comportamiento relativamente constante. El margen neto, a su vez, presenta valores promedio de 70%. En relación con el endeudamiento, el índice de deuda de corto plazo durante el periodo es de 1%. Por su parte, el índice de deuda de largo plazo se

Fuente: con base en EEB-GNC. 2007.

Deuda corto plazo Deuda largo plazo Concentración deuda Margen endeudamiento Ebitda / Gastos financieros Deuda (total financiación) / Ebitda

RAZONES DE ENDEUDAMIENTO

Rentabilidad operativa del activo Rentabilidad neta del activo Margen neto

RAZONES DE RENTABILIDAD

Liquidez total

RAZONES DE LIQUIDEZ

0,01 0,25 0,04 0,74 6,88 3,53

0,05 0,05 0,73

3,88

2007

0,01 0,26 0,03 0,73 1,89 3,63

0,04 0,03 0,40

3,77

2008

0,01 0,25 0,03 0,74 3,38 3,07

0,05 0,05 0,64

3,84

2009

0,01 0,25 0,03 0,74 3,82 2,71

0,06 0,05 0,68

3,89

2010

0,01 0,25 0,03 0,75 4,15 2,54

0,06 0,06 0,69

3,94

2011

RAZONES FINANCIERAS

0,01 0,24 0,03 0,75 4,33 2,43

0,06 0,06 0,70

3,99

2012

CUADRO 7.7 Razones financieras, 2007-2017

0,01 0,24 0,03 0,75 4,69 2,28

0,07 0,06 0,72

4,04

2013

0,01 0,24 0,03 0,76 4,88 2,19

0,07 0,06 0,72

4,08

2014

0,01 0,23 0,03 0,76 5,07 2,11

0,07 0,06 0,73

4,14

2015

0,01 0,23 0,03 0,76 5,25 2,04

0,07 0,06 0,74

4,19

2016

0,01 0,23 0,03 0,77 7,00 1,96

0,07 0,07 0,78

4,26

2017

254 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

255

proyecta en 24% en promedio. El índice de margen de endeudamiento muestra que la Empresa conserva una buena capacidad de adquisición de nueva deuda, con valores cercanos a 75%, evidenciando una sólida capacidad de apalancamiento para nuevos planes de inversión. Por último, en relación con la emisión de bonos se puede apreciar que los ingresos operacionales (Ebitda) cubren adecuadamente los gastos financieros, y que la relación de endeudamiento (total financiación) frente al Ebitda disminuye proporcionalmente durante todo el horizonte de pronóstico.

4. ESCENARIO INTERNACIONAL El Plan estratégico de la EEB tiene como uno de sus objetivos "desarrollar negocios que generen valor para la compañía", lo cual plantea estrategias específicas que contemplan "aumentar la participación de la EEB en actividades de transporte de energía, así como en actividades de generación, distribución y comercialización", ambas en Latinoamérica. Para cumplir con lo anterior la Empresa proyecta participar en las convocatorias que se hagan en esas actividades, siendo imprescindible entonces aprender y conocer continuamente acerca del sector en los países y las regiones donde se quiera incursionar. El desarrollo de estos proyectos de pesquisa debe tener en cuentas los planes de cada país, cuyos aspectos relacionados con el sector energético de cara al futuro plantean la interconexión energética para proveer cierta estabilidad energética a la región. Lo anterior se hace por medio de un balance distributivo de recursos, proveyendo a países deficitarios en ciertos recursos energéticos la posibilidad de tener abastecimiento; y aprovechando en los superavitarios los excedentes, mediante su venta a los países en déficit. El propósito de esta integración hacia el futuro es lograr cierta estabilidad en la canasta de bienes energéticos, ya que el componente hidroeléctrico en la capacidad instalada para generación en Latinoamérica es bastante alto en algunos países, lo que genera incertidumbre, ligada al comportamiento periódico del clima, con sucesos como el fenómeno de El Niño, que trae consigo sequías y disminuye el caudal de las fuentes hídricas (véase la gráfica 7.12). El mejoramiento de los balances de generación hidroeléctrica y termoeléctrica, por ejemplo, disminuye los riesgos de sequía, aprovecha la diferencia de consumo estacional, optimiza los costos de producción y reduce la volatilidad en los precios (BNAMÉRICAS. 2006).

256

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 7.12 Generación eléctrica por tipo de planta, 2004

Fuente: Arthur D. Little. 2006.

Los proyectos de integración energética que se desarrollan en la actualidad están circunscritos, como se vio, a ventajas de optimización en el uso de recursos en Latinoamericana, con disparidades en la oferta de recursos. Pero, además, en el caso del gas responden a una coyuntura de creciente demanda, como respuesta del mercado a los récords históricos de crecimiento en los precios de sus sustitutos. Otras razones adicionales para el aumento en la demanda de gas son las siguientes: ‹

‹

‹

‹

La preocupación creciente por los efectos del calentamiento global, donde el gas se convierte en una alternativa a los derivados del petróleo. La mejora considerable en la tecnología de gas natural licuado (GNL) y gas natural convertido en líquido (GTL), que facilita su transabilidad, evitando incurrir en la construcción de costosas tuberías para su exportación. La baja posibilidad de encontrar grandes yacimientos petrolíferos, que prevé la posibilidad de desabastecimiento y genera incertidumbres con respecto a la evolución futura de sus precios y los de sus derivados. El desarrollo de nuevas oportunidades para grandes proyectos integrados. Al respecto, se prevé que la demanda de gas natural en el mundo crecerá 2,3% interanual en el periodo 2004-2025; esta tasa de crecimiento es superior a las de sus sustitutos (véase la gráfica 7.13).

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

257

GRÁFICA 7.13 Tasa mundial de demanda de gas natural: crecimiento interanual, 2004-2025

Fuente: Arthur D. Little. 2006.

Latinoamérica no escapa a esta realidad, y se prevé que en los próximos quince años la demanda de gas en la región se duplicará. La Energy Information Administration (EIA) proyecta que el crecimiento de la demanda por gas será de 6,5% entre 2005 y 2010, de 4,5% entre 2010 y 2015 y de 3,5% de 2015 a 2020. Estas tasas calculan el crecimiento bastante fuerte de la demanda hasta 2010 y un aumento con tendencia decreciente hasta 2020 (véase la gráfica 7.14). En América latina los principales protagonistas de este aumento son Argentina, Brasil y Venezuela, mayores demandantes en la proyección realizada. La interconexión energética en América latina es un reto en diferentes aspectos, legales y técnicos. El legal involucra la necesidad de coordinar las regulaciones de cada país, para lo cual es necesario establecer una política energética común, con reglas de juego supranacionales que unifiquen los mercados y garanticen la igualdad en la competencia. En el aspecto técnico los retos se refieren a la coordinación y la planeación conjunta de los centros de despacho, homogeneizando los procesos y los procedimientos, para que brinden soluciones adecuadas a la oferta y demanda de los energéticos (Martínez. 2005). En la región se han establecido marcos de acuerdo para coordinar la interconexión física entre los países. Las iniciativas de integración se materializan en acuerdos bilaterales o tratados de integración subregional (Mercado Común Centroamericano, Comunidad Andina de Naciones (CAN), Comunidad del Caribe (Caricom), Mercado Común del Sur, Mercosur). Los bilaterales son de carácter

258

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

GRÁFICA 7.14 Demanda de gas en Sudamérica: proyección de crecimiento, 2005-2020

Fuente: Arthur D. Little. 2006.

menos profundo que los subregionales y se concentran en ampliar el universo de productos sujetos a desgravación y a algunos compromisos sectoriales; los acuerdos subregionales tienen un alcance más amplio, dado que tratan de establecer mayores compromisos de liberalización comercial, así como la intención de establecer progresivamente la unión aduanera entre los firmantes. Este último caso tiene, algunas veces, el objetivo de crear mercados comunes, que enfrentan diversas dificultades debido a los acuerdos entre subgrupos de países que difieren de los principios del tratado común para toda la región (Olade. 2003). Estos esfuerzos de integración están enfocados por el potencial de interconexión existente en América latina. La Comisión de Integración Energética Regional (Cier) muestra que las interconexiones eléctricas vigentes sólo llegan a cubrir 5% de la demanda de la región. Según la Cier, en el Mercosur cubren 5%, en la Comunidad Andina 3% de la demanda y en Centroamérica aproximadamente 9%. La Comisión estima que las reservas existentes podrían cubrir 45%. Existe, por tanto, gran potencial de integración, por lo menos en el sector eléctrico. En gas natural la proyección de la demanda, en comparación con las reservas existentes en cada país, arroja un potencial importante de complementariedad entre los stocks de recursos energéticos en los países de América latina, siendo Bolivia y Venezuela las naciones con los excedentes más significativos de reservas (véase el cuadro 7.8).

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

259

CUADRO 7.8 Mercado sudamericano de gas: demanda proyectada y reservas (trillones de pies cúbicos) PAÍS

DEMANDA PROYECTADA

RESERVAS*

37 2 28 7 6 1 4 19

27 49 33 1 4 3 17 192

Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Perú Venezuela *

DÉFICIT

/ SUPERÁVIT -10 47 5 -6 -2 2 13 173

Reservas probadas a 2004.

Fuente: Reyes. 2006.

Con base estas perspectivas de balance de distribución de los recursos energéticos en la región, actualmente se planean importantes proyectos de interconexión originados en diferentes acuerdos bilaterales y subregionales, que en un futuro cercano buscan un mercado común. En materia de gas natural se han proyectado diversos planes de construcción de infraestructura de gasoductos, en distinto grado de desarrollo, que tratan de crear mayor interconexión física. Varios de los gasoductos existentes en América latina se concentran en la zona del Mercosur, donde se propone la construcción de otros que ayuden a consolidar el sistema (véase el mapa 7.1). Un aspecto importante en los planes de interconexión se refiere a los llamados "mega-gasoductos", que proponen la interconexión y construcción de cuantiosos kilómetros de tubería que prácticamente atravesarían toda la región. Los dos grandes gasoductos son el suramericano, propuesto por el presidente Hugo Chávez (1998-), que plantea la construcción de una tubería de 8.000 km de largo con un plazo de ejecución entre cinco y siete años, planeando transportar alrededor de 5.000 mm pcd (500 mil millones de pies cúbicos diarios), con una inversión que oscila entre US$20 y 25 billones, para exportar gas desde Venezuela hasta Argentina. El otro es el gasoducto panamericano, que uniría varios tramos de tubería con una extensión de 3.755 km, desde México hasta Venezuela, pasando por Colombia y algunos países de Centroamérica. En materia de energía eléctrica también se contemplan proyectos de construcción de infraestructura, que consolidarían los enlaces de interconexión física en Latinoamérica. Para lo anterior se requeriría una inversión cercana a los 1,06 billones de dólares, en proyectos que se concentran en la zona andina y en Centroamérica (véase el mapa 7.2).

260

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

MAPA 7.1 Anillos de integración de gas natural

Fuente: BNAMÉRICAS. 2006.

Sin embargo, estos proyectos de interconexión implican la coordinación de las leyes nacionales y la planificación de los centros de despacho, para regular la oferta y la demanda, aun cuando no implican, necesariamente, la integración, que tiene que ver con una política energética común, con reglas supranacionales que unifiquen el comercio y creen condiciones de competencia y libre acceso a las redes. En efecto, la integración sólo puede darse en un escenario de leyes comunes, con la adopción de un marco de reglas de juego claras, que genere espacios para la resolución de las diferencias y condiciones que permitan la construcción y la administración de la red. Este escenario sólo se ha presentado, hasta ahora, mediante el establecimiento de ciertos acuerdos bilaterales y algunos subregionales.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

261

MAPA 7.2 Enlaces de energía eléctrica en América latina

Fuente: BNAMÉRICAS. 2006. Con base en presentación del Ministerio de Minas y Energía.

Los acuerdos subregionales de integración energética en América latina son los siguientes (Cepal. 2006): ‹ ‹

Tratado marco del mercado eléctrico de América Central (1996). Mercado eléctrico subregional andino (decisión 536 de la CAN, cuatro países, 2002).

262

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

‹

Programa de integración energética mesoamericana (Declaración de Cancún, 2005). Acuerdo marco de complementación energética: Mercosur y estados asociados (2005, ocho países).

‹

El Tratado de integración eléctrica en Centroamérica data de 1960, con la realización de estudios de factibilidad para posibilitar la interconexión de algunos países. Después de varios acuerdos bilaterales y subregionales, en 1987 se iniciaron los estudios de un nuevo tratado, llamado Sistema de Interconexión de los Países de América Central (Siepac), con el auspicio de España y el BID. En 1996, como resultado de ese proyecto, se aprobó el Tratado marco del mercado eléctrico de América Central (TMEAC), cuya conformación institucional tiene el fin de conformar el mercado eléctrico regional (1997-2006), que trae consigo "estudios de factibilidad técnica, económica, financiera y ambiental; estudios complementarios de factibilidad institucional, financiera y legal; estudios eléctricos detallados, diseño de la línea y subestaciones" (Cepal, 2006). Entre los proyectos del tratado en los que podría haber posibilidades futuras de negocio para la EEB están: el proyecto de interconexión Belice-Guatemala (incluido en el Plan Puebla-Panamá, segunda ruta hacia México); el Anillo de la amistad (Costa Rica-Panamá, tercera ruta entre ambos países) y Colombia-Panamá. Entre los planes que se gestionan en Centroamérica está también el Programa de integración mesoamericana, suscrito en diciembre de 2005 (Declaración de Cancún). Este acuerdo está integrado por Belice, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, y busca sumar esfuerzos para avanzar en la interconexión energética y fortalecer mercados integrados de productos petrolíferos, gas natural y electricidad. Para tal fin se propone desarrollar la integración gasífera, otra fuente potencial de negocio en el transporte de gas. El acuerdo sobre el Mercado eléctrico subregional andino, firmado en 2002, tiene como uno de sus principales resultados la decisión 536, que crea el Comité andino de organismos normativos y organismos reguladores de servicios de electricidad, conformado por los titulares de dichos organismos nacionales en cada uno de los países miembros; y que se encarga de promover y vigilar las normas necesarias para la formación de un mercado comunitario, mediante la armonización de las políticas y las reglas que regulan los mercados de electricidad (Martínez. 2005). Los proyectos de interconexión que hay entre Colombia y Ecuador, Bolivia y Perú, y Colombia y Venezuela están cobijados por este mecanismo. Este dispositivo de "resolución de diferencias" podrá redundar en el futuro en mayores proyectos de interconexión a los cuales le puede apostar

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

263

la EEB. Los beneficios que se pueden esperar de este acuerdo en la Comunidad Andina se refieren a la integración eléctrica que permitirá economizar cerca de 310 millones de dólares anuales en costos de operación. Además de ello, es importante resaltar el beneficio de la mayor seguridad y confiabilidad de los sistemas eléctricos que garantizaría la integración (Honty. 2006). El Acuerdo marco de complementación energética (Amce) (Mercosur y estados asociados) surgió en 1999 como una decisión para garantizar el suministro internacional a los países deficitarios, permitiendo que distribuidores, comercializadores y grandes demandantes contraten libremente. El Amce (suscrito por Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Paraguay Venezuela y Uruguay) es un esquema para avanzar en la cooperación, la complementariedad y la integración. En gas se estima que en 2015 en el Mercosur habrá un déficit de 119 millones de metros cúbicos diarios, por lo que el potencial de suministro es considerable. Entre los proyectos de inversión esperados en la zona del Mercosur se encuentra el de Brasil, de duplicar la línea de Santa Cruz-Sao Paulo y reforzar las líneas de varios gasoductos argentinos (Cepal. 2006). Las inversiones totales en gasoductos en los próximos veinte años excederían los US$12 mil millones. En este sentido, la experiencia de la EEB en el manejo de transporte de gas puede ser de suma importancia para incursionar allí. Con el fin de llevar a buen término cada uno de estos tratados de integración energética, subregionales y bilaterales, es necesario superar ciertos factores críticos en el proceso, como los siguientes: ‹

‹ ‹

‹

Disponibilidad de fuentes de generación: hidroeléctrica y térmica, entre otros, para electricidad; y exploración para encontrar y comercializar nuevas reservas probadas de gas natural. Economías de los proyectos de integración. Estrategias de búsqueda de flexibilidad en el suministro energético por parte de los países importadores. Intereses comerciales de los socios involucrados en los principales proyectos; y desarrollo de acuerdos de cooperación energética entre países de la región15.

15 Varias de estas consideraciones se han tomado de Arthur D Little. 2006.

264

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

En relación con los proyectos de integración energética, Colombia ha avanzado considerablemente en su reglamentación, en comparación con países como Venezuela y Perú, que están en etapa de desarrollo. La EEB y su grupo, dada su solidez financiera y su experiencia técnica y operativa, tendrían buenas posibilidades de participación. En todo caso, es necesario señalar que el desarrollo de las reglamentaciones y regulaciones es independiente y se somete al criterio de cada mercado, por lo debe trabajarse para acordar mecanismos de unificación o, por lo menos, de coordinación. Al respecto hay que mencionar que se está trabajando en la "armonización de estos criterios, de cuyos objetivos se resalta la necesidad de atraer la inversión privada para las nuevas interconexiones", entre otros (García. 2006). Este es un punto en el cual la EEB ha tenido experiencias y desarrollos notorios en sus proyectos de expansión y diversificación del último decenio, como se ha resaltado en los dos capítulos anteriores. En Colombia el gobierno tiene previsto implementar una serie de estrategias que tengan en cuenta la consolidación de la integración energética regional (para mayores detalles, véase Upme. 2006b). Otros estudios han examinado las posibilidades de interconexión con Estados Unidos en el marco del tratado de libre comercio que suscriba Colombia con dicho país, en materia de energía eléctrica y gas natural. En el sector eléctrico se señala que, a corto plazo, "no es fácil prever una interconexión eléctrica con los Estados Unidos, dadas las condiciones técnicas y políticas" de esta clase de proyectos. Sin embargo, "tal vez la alternativa de exportar gas natural colombiano pueda realizarse con mayor facilidad". En materia eléctrica se augura que en un plazo no menor a diez años se pueda tener interconexión eléctrica con los Estados Unidos, siendo el principal inconveniente "la posición de México de reservarse toda la actividad energética del país". En gas natural se indica que las condiciones para exportarlo a Estados Unidos están dadas, lo cual no se modificaría sustancialmente con la firma de un tratado de libre comercio entre ambos países. Además, se destaca que para ello existen facilidades, porque hay "los medios suficientes de transporte para una interconexión" y las facilidades reguladoras por parte de Estados Unidos para recibir el combustible, permitiendo "la entrada de nuevos competidores nacionales o extranjeros" (García. 2006). Adicional a lo anterior, en materia de integración con Panamá ha habido algunos avances: los entes reguladores de los dos países (Comisión de Regulación de Energía y Gas en Colombia y Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ANSP) en Panamá) llegaron a un acuerdo para preparar una primera etapa orientada a consolidar la armonización reguladora institucional que facilite los intercambios de energía (Upme. 2006a). Este logro serviría de referencia para experiencias parecidas con países de la región andina y de América latina.

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN

265

Más recientemente, en el marco de la Cumbre energética realizada en Porlamar, Venezuela, en abril de 2007, diecisiete países de la región se comprometieron a aprovechar las complementariedades económicas en sus aspectos energéticos, a contar con una matriz energética regional para identificar y adelantar proyectos de integración y a promover en forma conjunta inversiones para el desarrollo de la infraestructura, entre otros asuntos tratados. Con el fin de diseñar los lineamientos de una estrategia energética para Sudamérica, un plan de acción y una propuesta de tratado, se creó el Consejo energético de Suramérica, integrado por los ministros de Energía de cada uno de los países firmantes de la declaración, Colombia entre ellos.

BIBLIOGRAFÍA ARTHUR D LITTLE. 2006. "Panorama del gas en Suramérica y oportunidades de integración gasífera". Noveno Congreso anual de Naturgas. Cartagena, 7 de abril. BANCO DE LA REPÚBLICA. 2006. "La economía colombiana: situación actual frente a los noventa y sus perspectivas". Grupo Macroeconomía. Bogotá, diciembre. BNAMÉRICAS. 2007. "Energía en Colombia: apuesta internacional". Energy Intelligence series. BNAMERICAS Energy Group. Enero de 2007. –––––––––. 2006. "Integración energética en Latinoamérica: interconectados, pero no integrados". Energy Intelligence Series. BNAMERICAS Energy Group. BVC. 2005. Convenio Colombia Capital. Bolsa de Valores de Colombia. Banco Interamericano de Desarrollo. 9 de noviembre. http://www.bvc.com.co/bvcweb/ mostrarpagina.jsp?codpage=20000 CEPAL. 2006. III Congreso de integración energética. División de Recursos Naturales e Infraestructura. Buenos Aires, 23-25 de octubre. DECRETO 309. 2006. Plan maestro de energía para Bogotá Distrito Capital. Alcalde Mayor de Bogotá. Registro Distrital 3596 del 18 de agosto. DECRETO 310. 2006. Plan maestro de gas natural para Bogotá Distrito Capital. Alcalde Mayor de Bogotá. Registro Distrital 3596 del 18 de agosto. DNP. 2005. 2019 Visión Colombia II centenario. Propuesta para discusión. Departamento Nacional de Planeación. Noviembre de 2005. DINERO. 2007. "La estrategia de la EEB". Número 274. Bogotá, 30 de marzo. EEB .2007. "Proyecciones financieras EEB periodo 2007-2017" (Preliminar). Gerencia de negocios corporativos. Bogotá, 28 de junio. GARCÍA, MARIO (editor).2006. Oportunidades para la exportación de energía a Estados Unidos: Más allá del TLC. Centro de Investigaciones para el Desarrollo (CID). Bogotá, Universidad Nacional de Colombia.

266

LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007

HONTY, GERARDO. 2006. "Interconexión energética sin integración política". Revista del Sur. Red del Tercer Mundo. http://www.redtercermundo.org.uy/revista_ del_sur/ texto_completo.php?id=3030 MARTÍNEZ, ASTRID. 2007. Hacia una mayor confiabilidad del sistema de transporte de TGI. Décimo Congreso de Naturgas. Marzo. MARTÍNEZ, ÉDGAR. 2005. Contexto y debates de las interconexiones energéticas internacionales. Observatorio Colombiano de Energía. Universidad Nacional de Colombia. Boletín 20. Octubre-diciembre. OLADE-CEPAL-GTZ. 2003. Energía y desarrollo sustentable en América Latina y el Caribe: guía para la formulación de políticas energéticas. Santiago de Chile. –––––––––. 2001. Los mercados del gas en la Comunidad Andina: desarrollo y perspectivas de integración. Quito, Ecuador. Julio de 2001. POLICY PAPER. 2006. "La integración física de Colombia con sus vecinos". Grupo de trabajo de integración. Número 13. Bogotá. REYES, GIOVANNI. 2006. Gas sudamericano: componente energético y potencialidades para la integración regional. Observatorio Colombiano de Energía. Universidad Nacional de Colombia. Boletín 21. Enero-marzo. UPME. 2007. Escenarios Plan energético nacional. Bogotá. –––––––––. 2007b. Portafolio de proyectos de generación de energía. Bogotá, mayo. –––––––––. 2006a. Plan de expansión de referencia: generación-transmisión, 20062020. http://www.upme.gov.co/Index1.htm –––––––––. 2006b. Plan energético nacional: contextos y estrategias, 2006-2025. Bogotá. D. C., abril 2007. http://www.upme.gov.co/Index1.htm –––––––––. 2006c. Retos del Plan visión 2019 para los sectores minas y energía en Colombia. 12 de julio del 2006. http://www.semana.com/documents/Doc 291_2006712. ppt#257

Otros rubros Capital suscrito y pagado Reservas Superavit por valorización Revalorizacón del patrimonio Total patrimonio Total pasivo y patrimonio

PATRIMONIO

Otros pasivos corrientes Pensiones por pagar corto plazo Pasivo corriente Deuda largo plazo Bonos Provisión contngencias Prestaciones adicionales pensiones Cálculo actuarial pensiones jubilación Pasivo no corriente Total pasivos

PASIVOS

Otros activos corrientes Inversiones temporales Cuotas parte pensional y compartibilidad Total activo corriente Otros activos no corrientes Propiedad planta y equipo Propiedad P y E Acciones ordinarias y preferenciales Valorización inversiones Inversiones permanentes Patrimonios autónomos pensiones Vinculados económicos Total activo no corriente Total activo

ACTIVOS

86 305 152 1.535 264 2.342 3.155

19 14 33 84 546 21 28 101 780 813

59 14 14 55 502 185 173 1.108 1.473 2.581 108 214 3.098 3.153

2007

22 303 151 1.597 262 2.335 3.148

12 15 26 83 579 22 29 104 817 843

59 84 15 124 513 184 166 997 1.536 2.534 111 227 3.054 3.178

2008

43 291 145 1.607 251 2.336 3.149

13 14 26 78 564 22 29 104 797 823

62 105 15 148 507 179 155 958 1.548 2.507 114 222 3.012 3.160

2009

45 286 143 1.660 248 2.383 3.196

11 14 26 76 564 22 30 107 799 825

63 118 15 162 505 179 149 945 1.603 2.548 114 222 3.045 3.207

2010

45 282 141 1.716 244 2.429 3.242

11 14 26 74 564 23 30 110 801 827

64 130 16 176 508 177 141 933 1.659 2.592 115 222 3.080 3.256

2011

47 278 139 1.773 241 2.477 3.290

11 14 26 72 564 23 31 112 802 828

66 142 16 188 512 175 134 920 1.717 2.637 117 222 3.119 3.307

2012

47 274 137 1.831 237 2.528 3.341

11 15 26 71 564 24 32 115 806 832

67 151 16 198 518 174 127 907 1.776 2.684 120 222 3.161 3.359

2013

ANEXO 1 Proyección balance general, 2007-2017 (US$ millones)

48 270 135 1.892 234 2.580 3.393

10 15 26 70 564 25 33 118 810 836

69 162 17 210 523 172 119 894 1.838 2.733 122 222 3.204 3.414

48 266 133 1.955 230 2.634 3.447

10 15 26 69 564 25 34 121 813 839

70 171 17 220 529 171 113 882 1.902 2.784 125 222 3.252 3.472

2014 2015

48 263 131 2.021 227 2.690 3.503

10 16 26 68 564 26 34 124 816 842

71 181 18 230 535 169 106 870 1.968 2.838 129 222 3.302 3.532

56 259 129 2.088 224 2.756 3.569

11 16 26 67 564 26 35 127 819 845

72 197 18 247 541 168 100 858 2.036 2.894 131 222 3.354 3.601

2016 2017

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN 267

Servicios de energía (STN -CRD) Faer Comisiones dividendos y participaciones Ingresos operacionales Costos de producción Gastos de adiministración Utilidad operacional Otros ingresos no operacionales Ingresos financieros Total ingresos no operacionales Total gastos financieros y extraordinarios Utilidad antes de impuestos Utilidad neta Ebitda

ESTADO DE RESULTADOS USDM

35 2 174 210 19 42 149 4 28 30 26 153 153 179

2007 36 2 166 204 20 42 143 4 29 32 92 82 82 174

2008 37 2 190 228 19 41 168 4 37 39 61 145 145 206

2009 37 0 213 250 18 42 191 4 39 41 61 171 171 233

2010 38 0 224 262 18 43 201 4 37 39 60 181 181 249

2011 39 0 231 270 17 44 210 4 38 40 60 190 190 260

2012 40 0 242 282 17 45 221 4 39 41 59 202 202 277

2013

ANEXO 2 Proyección estado de resultados, 2007-2017 (US$ millones) 41 0 248 289 17 46 227 4 39 42 59 209 209 288

42 0 254 296 17 47 232 4 40 43 59 216 216 299

2014 2015 43 0 259 302 17 48 237 6 41 44 59 222 222 310

44 0 265 310 17 49 244 6 42 44 46 242 242 322

2016 2017

268 LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ, 1997-2007: UN CASO EXITOSO DE GESTIÓN PÚBLICO-PRIVADO

0 560 57 15 632 1 220 0 40 14 275 357

2007 0 0 14 13 27 7 145 0 54 84 290 -263

2008 0 0 81 16 97 1 124 0 52 105 283 -186

2009 0 0 104 18 122 1 167 0 52 118 339 -217

2010 0 0 116 16 133 1 180 0 51 130 362 -229

2011 0 0 128 17 145 1 189 0 51 142 382 -237

2012 0 0 140 18 157 1 201 0 50 151 403 -246

2013 0 0 149 18 168 0 208 0 50 162 421 -253

0 0 160 19 179 0 215 0 50 171 436 -257

2014 2015 0 0 169 20 189 0 221 0 50 181 452 -263

0 0 178 20 199 0 234 0 36 197 468 -269

2016 2017

Fuente: EEB.2007. Proyecciones financieras EEB periodo 2007-2017 (preliminar). Empresa de Energía de Bogotá S. A. ESP. Gerencia de negocios corporativos. 28 de junio.

Contratación créditos adicionales Desembolsos Compra (redención) inv. temporales Rendimientos financieros Total financiación Otros rubros servicio financiero Pago de dividendos Reducciones de capital Intereses Inversiones temporales Total servicio financiero Total flujo financiero

FLUJO FINANCIERO

ANEXO 3 Proyección flujo de caja, 2007-2017 (US$ millones)

LAS PERSPECTIVAS: A MANERA DE CONCLUSIÓN 269

IV

1997 2007