PARCHANDO LOS ERRORES DE LA REGULACION EN EL SECTOR ELECTRICO por Juan M. Cayo

Cuando sobreviene una crisis en el sector eléctrico, generalmente - diría que en un 95% de los casos - hay que buscar las causas en errores en la regulación de precios. Los precios deberían reflejar la escasez relativa de los recursos y en un mercado totalmente libre - casi por definición - no ocurrirían crisis en la medida que los precios se ajustaran para brindar las señales adecuadas a los inversionistas y a los consumidores.  En el Perú, la reforma eléctrica ya cumplió la mayoría de edad - se inició en 1992 - y a pesar de contar con una regulación moderna, el sistema eléctrico peruano no ha estado exento de problemas y episodios de cuasi-crisis. Y todas han estado estrechamente relacionadas a deficiencias en la regulación de precios, ya sea en el propio marco o en su aplicación.

Tomemos un primer ejemplo: la sequía de inversión en transmisión de los años 90’s. Luego de la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) a fines de 1992 y su posterior reglamentación, se esperaba que el nuevo marco de promoción de la iniciativa privada atrajera inversionistas para expandir y reforzar el sistema de transmisión eléctrico del país, una condición necesaria para contar con un sistema eléctrico confiable y eficiente. Sin embargo, el marco de la LCE no era adecuado para promover inversiones pues le otorgaba al regulador (CTE luego Osinerg hoy Osinergmin) demasiada discrecionalidad para revisar las tarifas de transmisión, reclasificar líneas y valorizarlas.  De manera que la percepción del “riesgo regulatorio” era muy alta. En consecuencia, nadie invertía en líneas de transmisión. ¿Cuál fue la solución? Sacarle la vuelta a la Ley a través del recurso de Proinversión que tenía entonces  - y hasta ahora mantiene - poderes exorbitantes para hacer y deshacer al margen de las leyes sectoriales en el Perú. Es así que Proinversión le sacó las castañas del fuego al Ministerio de Energía y Minas a través de los famosos contratos BOOT (Build, Operate, Own and Transfer) que permitieron atraer inversionistas bajo esquemas ad-hoc, fuera del marco de la ley general. Gracias a estos procesos, se construyeron todas las líneas de transmisión importantes de la última década y gracias a otro recurso ad-hoc, los contratos RAG (Remuneración Anual Garantizada) se concesionó casi el 100% del sistema de transmisión a operadores privados (en realidad la mayor parte del sistema la opera ISA que es una empresa pública de Colombia). Finalmente, en la reforma eléctrica del 2006 se reconoce que estos esquemas BOOT y RAG son los mejores para atraer inversión y se les hizo parte de la ley general.

Segundo ejemplo: la crisis de contratos regulados del 2004-2006. Cuando las tarifas reguladas que reciben los generadores se alejan mucho de los precios que reciben en el mercado mayorista (spot), entonces los generadores van a preferir vender en el mercado mayorista antes que venderle a los distribuidores a precios regulados. Osinergmin nunca ha querido reconocer que presionaba hacia abajo los precios regulados (la llamada “tarifa en barra”) con el consiguiente desincentivo a las empresas generadoras, que no solo dejaban de invertir sino que dejaban de venderle energía a las distribuidoras.  Como las distribuidoras no podían dejar de servir a sus clientes (millones de usuarios del servicio público de electricidad como nosotros), empezaron a retirar energía del sistema sin contratos, y como nadie quería reconocer esa energía como suya - pues al hacerlo se les imponía la tarifa regulada - en la práctica no había a quien pagar por la energía retirada. En consecuencia, se rompió la cadena de pagos del sector eléctrico y se estuvo al borde de una crisis de mayúsculas proporciones. [Nota al margen: en plena crisis de contratos (allá por el 2005) cuando se discutía cómo salir del problema, Osinergmin redujo el precio de la potencia que se paga a los generadores, echando más leña al fuego (!) Claro que sólo aplicaron la fórmula pre-establecida, pero ello demuestra la desconexión entre la regulación y la realidad que se vivía entonces.]

La solución a esta crisis desembocó en la reforma del 2006 en la que se introdujeron las licitaciones de energía para el mercado regulado, con el fin de tener cada vez más un precio que refleje condiciones de mercado y cada vez menos un valor fijado administrativamente. Sin embargo, la reforma del 2006 dejó abiertas dos “ventanitas” para que prosiguieran los errores regulatorios. Primero, el regulador mantenía la potestad de fijar el precio tope de las subastas (lo cual es razonable en un mercado oligopólico como el nuestro). Lo que pasó en muchos casos, es que Osinergmin impuso precios tope muy bajos que ocasionaron que muchas de las subastas realizadas entre el 2006 y 2009 resultaran desiertas total o parcialmente. Y segundo, se excluyó de las licitaciones el precio de la potencia que seguiría siendo fijada administrativamente y no sería sometida a subasta.

Desde hace años se le ha venido diciendo al regulador que la remuneración de la potencia es insuficiente. En teoría, la remuneración de la potencia debería ser suficiente para recuperar el capital de una nueva planta térmica aunque no genere electricidad nunca y sea simplemente una planta de reserva. En la práctica, esto no sucede y por tanto, en los últimos años ha habido una falta de inversión en nuevas plantas de generación que sirvan de reserva eficiente. Pero no solo es un tema de nivel de precio sino también de incertidumbre, pues el regulador revisa anualmente ese pago de potencia que reciben todos los generadores en el país. ¿Cuál ha sido la solución más reciente a este problema? Pues el Ministerio de Energía y Minas ha procedido a convocar (a través de Proinversión, otra vez) a una subasta para construir plantas de reserva fría en Talara, Puerto Eten e Ilo. El “caramelo” de estas licitaciones es que el inversionista puede ofertar el precio que quiera para el pago de potencia y el precio resultante además, estará estabilizado por el plazo del contrato (20 años). En esta licitación  se adjudicó tanto la planta de Talara (EEPSA) como la de Ilo (Enersur) a un precio de potencia de 31% y 21% por encima de la remuneración de potencia del régimen general, respectivamente. De manera, que nuevamente las deficiencias de precios regulados no se arreglan de la manera natural: subir el pago por potencia del régimen general, sino a través de una medida de parche que tienen el inconveniente de crear un régimen paralelo y discriminatorio. Ahora sólo dos empresas tendrán un pago de potencia más alto y estable, mientras el resto de las decenas de plantas generadoras existentes seguirán recibiendo el pago determinado por Osinergmin.

¿Hasta cuándo vamos a seguir parchando errores con soluciones de corto plazo que al crear tratos discriminatorios pueden generar incluso mayores problemas en el futuro? ¿Hasta cuándo vamos a seguirle “sacando de vuelta” al régimen general creando legislaciones paralelas vía Decretos de Urgencia para solucionar problemas que debieron solucionarse mucho antes por la vía correcta? Lo sano es aceptar que si hay falta de capacidad instalada, las tarifas deben subir para atraer inversiones, pero para todos no para unos cuantos.