Columnistas

La necesidad de un Estado planificador en el sector eléctrico

La Razón (Edición Impresa) / Nivalde de Castro

10:48 / 27 de enero de 2014

A raíz de la fuerte crisis económica que atravesó Bolivia en los primeros años de la década de 1980, fueron implementadas políticas macroeconómicas de índole liberal que tenían como objetivo la estabilización de la economía boliviana delante de una situación de decrecimiento económico y altísimas tasas de inflación.

Así, en 1985 se cambió el rumbo de la política económica del país con la promulgación del Decreto Supremo N° 21060, con el que se daba importancia y preponderancia a los mecanismos de mercado en la economía. Entre los principales instrumentos adoptados por la política económica se destaca la  privatización y capitalización de las empresas públicas, cuyo objetivo era reducir los gastos estatales y aumentar los ingresos presupuestarios, contribuyendo así para la reducción del crónico déficit fiscal. Pero, para llevar adelante este programa macroeconómico era necesario realizar una reforma en el marco jurídico en función del peso que las inversiones en activos públicos tenían en la economía de Bolivia.

En este sentido, el primer paso de la política económica fue la implementación de una política fiscal austera, con el fin de fortalecer y garantizar el desarrollo de este programa de estabilización, con el que se redujo drásticamente los gastos corrientes y sobre todo  las inversiones del Gobierno. 

Durante el proceso de recuperación económica, entre 1985 y 1994, el sector eléctrico boliviano (SEBOL) tuvo una evolución muy peculiar. Siguiendo los datos del grafico 1, en 1985 ENDE representaba el 57% de la capacidad instalada de generación del país, de los cuales 43% correspondía a energía hidroeléctrica; y para 1994, ENDE era propietaria del 73 % de la capacidad instalada del país, siendo que solamente el 27% de esta capacidad correspondía a generación hidroeléctrica.

Es curioso notar que ante la implementación de una política fiscal austera ENDE aumenta su participación en el sector. En este punto cabe destacar que, dado el supuesto de que el servicio de electricidad es crucial para el desarrollo económico, el Gobierno se vio en la obligación de realizar inversiones en generación de energía eléctrica que permitan sustentar el proceso de recuperación económica a través de la estatal ENDE, ya que ante las condiciones macroeconómicas difícilmente agentes privados tendrían interés y condiciones de invertir en la expansión de la capacidad instalada.

Por otro lado, cabe resaltar que durante ese periodo se priorizaron las inversiones en centrales termoeléctricas por dos motivos. Primero, por la política fiscal austera que buscaba minimizar las inversiones orientándolas estrictamente a resolver las limitaciones existentes en la capacidad de generación. Así, las centrales termoeléctricas se encuadraban en esta perspectiva, ya que requieren menor capital de inversión, pueden ser construidas en menos tiempo y con costos de transmisión reducidos. Y, segundo, porque hasta 1985, el sistema interconectado nacional (SIN) solamente abarcaba los departamentos de Cochabamba, Potosí, Chuquisaca y Oruro. La Paz tenía la interconexión física, pero el abastecimiento de electricidad en este departamento dependía de COBEE, y Santa Cruz fue conectado al SIN recién en 1990. Ante esta limitación, las centrales termoeléctricas tienen la ventaja de que pueden ser construidas cerca de los centros de consumo sin necesidad de grandes inversiones en líneas de transmisión. En función de estos factores es que a partir de la implementación de las políticas liberales la matriz eléctrica boliviana se tornó una matriz esencialmente térmica, decisión que provocaría problemas futuros en relación al abastecimiento de gas natural a costos reales.

La reforma legal fue concluida en 1994 con la aprobación de varias leyes. Entre las cuales se destaca la Ley de Capitalización (N° 1544), que autorizó las inversiones de capital privado en las empresas públicas; la Ley del Sistema de Regulación Sectorial (N°1600), que dispuso la creación de agencias reguladoras para los sectores de electricidad, telecomunicaciones, hidrocarburos, transporte y aguas; y la Ley de Electricidad (N°1604) que crea una nueva estructura institucional e industrial del sector eléctrico, así como determina la operación del sistema.

Con la promulgación de esta ley se dio paso a la desintegración vertical de la industria eléctrica  y se decidió separar las actividades de generación, transmisión y distribución que realizaba la empresa estatal ENDE, se capitalizó la generación y distribución y privatizó la transmisión, con el objetivo de incrementar las inversiones privadas en el SEBOL e inducir a la eficiencia a través exclusivamente de mecanismos de mercado.

En este contexto, el objetivo central era crear un mercado de energía eléctrica que opere con base en los costos marginales de la generación, garantizando los precios más bajos para los consumidores e incentivando a la eficiencia de las empresas. Se esperaba que, a través de la implementación de competencia en la generación vía mercado, se pudiese atender a los consumidores con costos más bajos y, al mismo tiempo, que los precios del mercado sirviesen de señal económico para realizar inversiones en la expansión óptima del sistema.

Con base en estos objetivos, la Ley de Electricidad creó dos mercados: el mercado de contratos y el mercado spot de corto plazo. En el primero los distribuidores debían firmar contratos con los generadores por el 80% de su demanda, para garantizar el suministro de energía eléctrica, siendo que el precio de estos contratos debía ser definido directamente entre las partes y tener un plazo mínimo de tres años. Por otro lado, en el mercado spot los generadores venderían energía en tiempo real a los distribuidores al precio de mercado en el momento de la transacción, que teóricamente es igual al costo marginal de la última generadora despachada por orden de mérito.

Sin embargo, en realidad el mercado de contratos no fue establecido, siendo que toda la energía eléctrica era, y aún es, comercializada en el mercado spot. Las razones por la cuales el mercado de contratos no funcionó como era esperado son, primero, que se asigna un rol pasivo a las distribuidoras ya que ellas solamente traspasan los precios de compra del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a la tarifa y, segundo, que los precios de referencia determinados en la programación de despacho son aprobados directamente como precios de nodo.  

En función de los objetivos establecidos inicialmente los resultados de la reforma fueron distintos a los esperados. En lo que se refiere al precio de la energía eléctrica, debido a que el SEBOL se tornó principalmente térmico, la evolución del precio depende de la evolución del precio del combustible, principalmente del gas natural. En este sentido, el costo marginal que define el precio de la energía en el mercado eléctrico es el costo del gas, que debido a su volatilidad y su indexación a los precios del mercado internacional, en particular después de que Bolivia se tornó un gran exportador de gas para Brasil y Argentina, obligo al gobierno a fijar un precio administrado para el sector eléctrico establecido en 1,3 $us/MPC, lo que derivó en una tarifa de energía eléctrica al consumidor final subsidiada, puesto que el precio de exportación del gas natural para Brasil, por ejemplo, tuvo un valor medio de 9,62 $us/MPC en 2012.

Así, las tarifas eléctricas de Bolivia actualmente son muy baratas, pero no a consecuencia de la eficiencia del mercado, según lo esperado, sino debido a necesidad que tiene el Estado de subsidiar el precio de gas que se hizo inevitable a fin de evitar traspasar la volatilidad y el mayor precio del combustible, así como el mayor pago de la potencia, al consumidor final. Cabe destacar que este subsidio además se constituyó en una barrera de entrada para la construcción de usinas hidroeléctricas por dejar de ser competitivas.

En lo referente a las inversiones en la expansión del sistema, las características específicas del sector muestran la necesidad de grandes volúmenes de capital que tiene un largo plazo de amortización, además de una estructura de costos basada principalmente en costos fijos y en activos específicos. Estas características son especialmente relevantes cuando se trata de plantas de generación que no son térmicas, como el caso de las hidroeléctricas, ya que el costo fijo de construcción de la planta es muy elevado, pero el costo marginal es muy próximo a cero. 

En el caso boliviano, después de la reforma al sector, las inversiones en la ampliación de la capacidad de generación fueron realizadas casi exclusivamente en centrales termoeléctricas.

Este fenómeno se debe a dos razones, la primera hace referencia al propio mecanismo de mercado que define el precio de la energía en función del costo marginal. En el caso de las centrales termoeléctricas el costo fijo es considerablemente menor que una central hidroeléctrica y el costo marginal es definido por el precio del combustible. Así, cuando se define el precio de la energía en el mercado spot la empresa ofrece la cantidad de energía con la cual el costo marginal iguala al costo medio (costo fijo + costo variable) lo que le permite recuperar las inversiones realizadas. Por otro lado, en el caso de centrales hidroeléctricas en las que el costo fijo es elevado y el costo marginal es constante y próximo a cero, las curvas de costo medio y costo marginal no llegan a cruzarse. Entonces, si el precio es fijado por el costo marginal los inversionistas no podrían recuperar su inversión.  

La segunda razón es que al implantarse un mecanismo de mercado el Estado perdió totalmente su papel de planificador en el sector, dejando que las inversiones sean realizadas por la iniciativa privada. La cual debido a que los mecanismos de mercado no crean incentivos para inversiones en fuetes renovables, estas fueron realizadas exclusivamente en centrales termoeléctricas. 

En consecuencia, el mercado spot de energía eléctrica no genera incentivos para realizar inversiones en centrales generadoras que requieran altas inversiones en capital y tengan costos marginales bajos. Además, en el caso boliviano se debe considerar que el subsidio al precio del gas se constituyó en una fuerte barrera de entrada adicional para las inversiones hídricas, conforme examinado anteriormente.

Si bien la energía eléctrica puede considerarse un bien homogéneo, no son homogéneas las fuentes de generación. Así, se considera que un sistema de generación eléctrica es eficiente cuando cuenta con un mix de fuentes de generación que garantiza la existencia de oferta suficiente a un precio relativamente estable. Por otro lado, un mix de fuetes implica la existencia de renovables en la matriz eléctrica lo que contribuye en gran manera a la reducción de emisiones, aún más considerando que Bolivia tiene una matriz altamente contaminante. 

Pero, como fue analizado anteriormente, el mercado de energía eléctrica per se no es capaz de incentivar la realización de grandes inversiones que diversifiquen y amplíen la oferta de energía, por tanto existen limitaciones para la expansión del sistema. Primero porque limita las inversiones a una sola tecnología, en el caso boliviano se evidenció que todas las inversiones fueron realizadas en centrales termoeléctricas. Y, segundo, porque no ofrece garantías de largo plazo para realizar inversiones de gran porte.

Ante esta dificultad del mercado, es necesario que el Estado asuma un papel activo con el fin de planificar el sector buscando el aprovechamiento más eficiente de los recursos,  garantizado la diversificación de las fuentes de generación y la existencia de oferta suficiente a precios reales bajos. Por este motivo, en varios países el modelo neoliberal fue y está siendo abandonado o adaptado para controlar las limitaciones existentes, por ejemplo Brasil y Perú. De esta manera, los principales puntos objeto de revisión fueron, en primera instancia, la creación de mecanismos que garanticen las inversiones de largo plazo para la realización de proyectos nuevos y, en segundo lugar, la reintroducción de la planificación por parte del Estado en el sector, sobre todo en los países que, como Bolivia, tienen demandas crecientes y elevado potencial hidroeléctrico.

En este contexto, el modelo actual de gestión del sector eléctrico boliviano viene siendo objeto de cambios desde 2006, cuando el Plan Nacional de Desarrollo dio prioridad a retomar el control por parte del Estado del sector de energía eléctrica, gas y petróleo considerando estos sectores como estratégicos para el desarrollo de la economía y la sociedad boliviana.

Posteriormente, la nueva Constitución Política del Estado (CPE) en su artículo 378 señala que el desarrollo de la cadena productiva del sector energético es facultad privativa del Estado y, con el Decreto Supremo N° 29644 de 2008, se establece la participación y control estratégico del sector eléctrico por parte de ENDE en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Sin embrago, inclusive con la nueva CPE sentando las bases para el fortalecimiento de la participación del Estado en el sector eléctrico, la legislación y regulación actual no son compatibles con las directrices de la Carta Magna, resultando en un ambiente de completa inseguridad jurídica, que perjudica la realización de inversiones. Así, la actual Ley de Electricidad (N°1604) aún en vigor corresponde todavía al modelo neoliberal en el cual el Estado tiene solamente el papel de regulador.

En este contexto, se hace necesario un nuevo marco jurídico que siga las directrices de la nueva política energética y principalmente de la nueva Constitución Política del Estado, que cree las bases sólidas para la implementación de un modelo de estructuración del sector eléctrico de acuerdo con la nueva realidad económica y social de Bolivia. La cuestión central en este nuevo modelo es la importancia del Estado para garantizar la seguridad del abastecimiento, donde la planificación estatal es la pieza llave dando énfasis a una diversificación de la matriz eléctrica boliviana en pro de las hidroeléctricas.

(*) El autor es coordinador del Grupo de Estudios del Sector Eléctrico (Gesel) del Instituto de Economía de la Universidad Federal de Río de Janeiro.

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