Es muy fácil enamorarse de algo que uno diseña. Sin embargo, como en el mito de Pigmalión, uno puede olvidar con facilidad que las estatuas no cobran vida por sí mismas.

Como las estatuas, los procesos de liberalización de los mercados eléctricos reflejan las formas de abordar problemas que existen en un momento dado sin anticipar otros que podrían sobrevenir. Por eso es necesario que los marcos institucionales de los mercados de electricidad cobren vida, como Galatea, y se actualicen para abordar de mejor forma los desafíos que se presentan en el suministro de un factor esencial para la vida humana moderna. Una de las preguntas cruciales al diseñar un mercado eléctrico es esta: ¿cómo se debe remunerar sectores como el de la distribución que, por razones de eficiencia y costo, son naturalmente monopolios?

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Un primer paso es ver la realidad como es y reconocer la existencia de ciertos problemas en el mercado eléctrico. En el filme They Give, de 1988, el personaje principal, apropiadamente llamado John Nada, encuentra unos lentes de sol que le revelan un insospechado paisaje urbano angelino alternativo: al ponérselos, Nada descubre una tenebrosa realidad blanquinegra en que las vallas publicitarias contienen mensajes imperativos que llaman a consumir, reproducirse y asimilarse al statu quo, y confirman la infiltración de alienígenas encargados de guardar la Ley y el Orden.

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Si uno encontrase esos lentes de sol en Guatemala, y osara ponérselos en alguna avenida de la zona 9 capitalina, probablemente las marañas de cables que remplazan los cielos adoptarían una fluorescencia incandescente. Los postes de alumbrado público que obstruyen vías peatonales empezarían a caminar por sí mismos. El departamento con mayor potencial hidroeléctrico con la menor cobertura eléctrica, Alta Verapaz, sería una paradoja insufrible. Y tal vez, con los lentes de John Nada, los resultados electorales sorpresivos de un partido sin apoyo de grupos de interés tradicionales (ni de la cosmovisión política del votante urbano promedio), como el Movimiento de Liberación de los Pueblos, interpelarían a la sociedad y la llevarían a reflexionar sobre la potencial existencia de un problema inmediato en factor crucial en la vida cotidiana de las personas.

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La inexistencia de lentes así abre paso a la comodidad intelectual de llamar ignorantes a quienes pueden estar reaccionando a las deficiencias estructurales de un proyecto aún incompleto. Una suerte de enamoramiento pigmalionesco con los éxitos del modelo actual también ha obstruido el desarrollo de oportunidades de restructurar el mercado eléctrico de Guatemala. Y es que el modelo ha tenido éxito con sus objetivos. El sector eléctrico se liberalizó para producir más energía eléctrica y responder al crecimiento de la demanda nacional mientras se incluía al sector privado. Hoy se cuenta con más de 3.4 GW de capacidad instalada, frente al 1.1 GW existente en 1996. La relación oferta sobre demanda ha pasado de 1.5 MW de oferta por cada MW de demanda en 1996 a 1.9 en 2020.

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Pero ¿acaso esto es suficiente?

En el diseño y liberalización de mercados eléctricos puede haber lagunas estructurales que potencialmente causan problemas.

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Según Joskow  (Joskow, 2008), los modelos de liberalización de mercados eléctricos han sido exitosos en la medida en que

1. Privatizan empresas estatales monopólicas verticalmente integradas —empresas que están presentes en generación, transporte y distribución al mismo tiempo— para imponer criterios de eficiencia en el manejo de los costos de producción y evitar influencias políticas.
2. Separan, mediante prohibiciones explícitas o funcionalmente, los sectores competitivos (generación, mercado a detalle y mercadeo) de los segmentos que se caracterizan por ser monopolios naturales, como la transmisión y la distribución.
3. Restructuran horizontalmente —reduciendo el poder de mercado de empresas dominantes en sectores competitivos y bajando barreras de entrada para nuevos actores— para permitir nuevos competidores en generación.
4. Integran horizontalmente la transmisión y otras operaciones y designan un operador de red independiente, que se encarga de coordinar y monitorear el funcionamiento adecuado de la red.
5. Crean un mercado mayorista que administre el equilibrio de la oferta y demanda en el sistema eléctrico, así como el mercado de capacidad y reservas, y pueda proponer inversiones para ampliar la infraestructura de red.
6. Garantizan el acceso a las redes de transmisión y distribución por parte de terceros en condiciones igualitarias para evitar abusos monopólicos.
7. Separan cargos en tarifas por factores competitivos, como la generación, y factores naturalmente monopólicos, como la transmisión y distribución. En mercados con venta al detalle, permitiría que los consumidores determinen qué comercializador ofrece mejores tarifas.
8. Regulan que las distribuidoras compren la energía a precios competitivos en el mercado mayorista spot —mercados de corto plazo con despacho de electricidad hora por hora— o a través de licitaciones públicas.
9. Se crean entes reguladores técnicos e independientes que garanticen el cumplimiento en términos de calidad y costos, y el diseño de sistemas eficientes de tarificación de acceso a las redes de transmisión y distribución.
10. Desarrollan un mercado de venta al detalle para pequeños consumidores que permite a los usuarios ajustarse a los cambios de precios en el mercado mayorista y particularidades de la demanda.

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El sector eléctrico de Guatemala cumple la mayoría de estas prescripciones. Por ejemplo, el sector privado participa en 86% de la generación, viniendo de un 33% en 1996. El Artículo 7 de la Ley General de Electricidad establece la separación legal de las actividades de la cadena de valor del mercado eléctrico[1]. El artículo 66 garantiza el acceso a las redes de transmisión y distribución mientras que el 56 fija cómo las autorizaciones para transportistas se pueden rescindir si éstos negasen el acceso a las instalaciones. La creación del Administrador del Mercado Mayorista ha permitido garantizar el abastecimiento de energía eléctrica y desarrollar un sistema de precios de energía de corto plazo.

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Sin embargo, hay aspectos que siguen olvidados y son cruciales.

No existe el mercado de venta al detalle o comercialización a pequeños usuarios: los hogares siguen sin tener la posibilidad fundamental de escoger su proveedor de energía eléctrica, como ocurre en otras geografías con mercados plenamente competitivos. Las distribuidoras implantadas en las zonas rurales del país encarnan la paradójica situación en que, a pesar de que sufren porcentajes altos de pérdidas técnicas y no técnicas, las empresas obtienen ganancias de tipo monopólico por ser las únicas empresas que suministran electricidad a estas zonas.

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Por otra parte, múltiples empresas poseen distintos tramos de la red de transmisión, coexistiendo con la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (Etcee) del INDE, y así evitan que se integre horizontalmente la transmisión, lo que podría generar economías de escala y reducir los costos para los usuarios.

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Un cuarto de siglo después de la restructuración y liberalización del sector eléctrico en Guatemala es difícil hablar de un “mercado plenamente liberalizado”.

En este texto nos limitaremos a abordar un fallo estructural de diseño en el sector de distribución de energía eléctrica de Guatemala: la estimación del Valor Agregado de Distribución (VAD) y sus potenciales incentivos perversos.

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¿Lo bueno? Se puede reformar.

Las distribuidoras ganan cuando pierden: otros incentivos para el VAD

De acuerdo con la Ley General de Electricidad, el servicio de distribución final se encarga de suministrar la energía eléctrica a la población general a bajas y medias tensiones. El sistema de distribución se compone de líneas y subestaciones de transformación de electricidad. La distribución es un monopolio natural: los costos de la infraestructura son tan prohibitivos que hacen inviable la entrada de nuevos competidores y es económicamente ineficiente tener varios actores en el mismo mercado.

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El artículo 19 de la Ley General de Electricidad establece que todos los usuarios por debajo de 100 kV deben contratar el servicio de distribución final (la venta a los pequeños consumidores, como los hogares) con las distribuidoras autorizadas: otorga de facto monopolios (en las regiones donde poseen autorización) en el segmento de pequeños usuarios. Para Energuate, por ejemplo, más del 95%[2] de sus clientes no tienen la posibilidad de negociar con los generadores el suministro de energía eléctrica.

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Por eso, el sistema de tarificación de los costos de distribución adquiere una importancia central en las facturas que finalmente pagan los consumidores.

Con el sistema de tarificación actual, las distribuidoras cobran a los usuarios un precio por la venta de energía basado en tarifas de distribución, que consisten en un cargo de energía y un cargo de Valor Agregado de Distribución (VAD), que se determina sobre la base de la Ley General de Electricidad, su reglamento y las resoluciones de la CNEE.

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El cargo del VAD de la tarifa de distribución cubre gastos operativos, gastos de capital y el costo de capital de una empresa de distribución eficiente de referencia y se establece por periodos de cinco años con ajustes semestrales por inflación y fluctuaciones cambiarias.

El componente de energía de la tarifa sirve para permitir que una empresa de distribución recupere los costos de la energía y capacidad comprada, además de los costos de transmisión de dicha energía a los puntos de conexión de la red de distribución.

El componente del cargo por energía consta de una tarifa base y un recargo por ajuste de energía, que se revisa de forma anual y trimestral, respectivamente. El proceso de establecer las tarifas de distribución implica a varias partes, incluyendo a las empresas de distribución, y se lleva a cabo en varias etapas. Se pretende que las tarifas obedezcan a criterios objetivos.

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Los precios de energía y capacidad cargados a Grandes usuarios (aquellos que consumen más de 100 kW) son libres y no son regulados por la CNEE. Sin embargo, deben pagar peajes por usar las líneas de distribución, equivalentes al cargo de VAD vigente.

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Este sistema de tarificación, conocido en la literatura como “costo de servicio”, permite que todos los costos autorizados por la CNEE (basados en una compañía de referencia eficiente) se trasladen al consumidor final. Estos costos incluyen también una provisión para pérdidas. En el caso de Energuate, S.A., la CNEE permite trasladar entre el 11-12% de pérdidas de potencia y 14-16% de pérdidas de energía al consumidor. El resto lo absorbe la distribuidora.

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La tarificación por costo de servicio, usada en Estados Unidos durante los años 80, adolece de falencias estructurales que han incentivado a muchos países con economías avanzadas a abandonar progresivamente este esquema.

¿Cuáles son? Existen tres principales, según Pérez-Arriaga:

1. Información asimétrica. Las distribuidoras tienen más información sobre sus costos reales, lo cual las coloca en una posición privilegiada ante desacuerdos con la CNEE, el ente regulador.
2. Falta de incentivos para controlar costos y reducir pérdidas a través de inversiones en la red de distribución. Considerando que la estimación del VAD está ligada e indexada al nivel de costos que se trasladan a los consumidores, la gerencia de las empresas distribuidoras tiene incentivos para inflarlos o no reducirlos (Averch & Johnson, 1962). Asimismo, dado que existe un umbral significativo de pérdidas reconocido por la CNEE, las distribuidoras racionalmente buscarán reducir el volumen de pérdidas hasta el punto en que ya no puedan trasladarlas a los consumidores finales, y no más.
3. Captura del regulador. Teniendo en cuenta la complejidad de establecer los pliegos tarifarios y cierta arbitrariedad que puede ejercer la CNEE en sus resoluciones, capturar la dirigencia de la comisión puede tener un impacto material en el desempeño del mercado eléctrico, tanto para los usuarios como para inversionistas. El litigio que casi empuja a Guatemala a una situación de impago el año pasado se debió a que la CNEE redujo abruptamente las tarifas causando pérdidas en la reventa de EEGSA para TECO Guatemala Holdings, uno de sus antiguos accionistas.

Entonces ¿qué otra forma de tarifar podría mitigar estos vicios? La mayoría de los países en Europa (y en algunos estados de EEUU) que liberalizaron y restructuraron sus sectores eléctricos practican tarificación basada en incentivos, como ingresos o precios tope de las operaciones de los sectores en monopolios naturales (Joskow & Schmalensee, Incentive Regulation For Electric Utilities, 1986). Los ingresos o precios tope se determinan a través de técnicas econométricas por bloques constitutivos de costos o por costos totales. Estos solo se ajustan por inflación, fluctuaciones cambiarias y mejoras de productividad. A diferencia del esquema de “costo por servicio”, las empresas tienen la libertad de determinar su estructura de costos siempre y cuando no pasen el límite de ingresos/precios establecidos por el regulador. Este cambio del esquema de incentivos obliga a las empresas de distribución a enfocarse en reducir costos para generar excedentes, ya que los ingresos o precios tienen un límite superior.

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Tarifar así podría ser un punto de partida para resolver la conflictividad social derivada de las conexiones ilegales de energía eléctrica en los sectores rurales de Guatemala.

Las empresas tendrían un incentivo en invertir en infraestructura como cables coaxiales, postes de mayor altura y tecnología de cortes remotos para reducir las pérdidas no técnicas. Las distribuidoras encontrarían el sentido de abordar el hurto de energía de una manera menos beligerante y buscarían regularizar la situación de las conexiones clandestinas y la condonación de deudas para acabar con el círculo vicioso del impago.

Referencias

Averch, H., & Johnson, L. L. (1962). Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint. The American Economic Review, 1052-1069.

Comisión Nacional de Energía Eléctrica. (2019). Resoluciones 146-2019 y 147-2019.

Joskow, P. L. (2008). Lessons Learned From Electricity Market Liberalization. The Energy Journal(Special Issue).

Joskow, P. L., & Schmalensee, R. (1986). Incentive Regulation For Electric Utilities. Yale Journal on Regulation.

Laffont, J.-J., & Tirole, J. (1993). A theory of incentives procurement and regulation. MIT Press.

Perez-Arriaga, I. J. (2013). Regulation of the Power Sector. Springer.

[1] No obstante, esta forma de separación no elimina del todo el riesgo de discriminación en el acceso a las redes de transmisión y distribución, un riesgo que se aborda de mejor forma cuando se obliga a separar totalmente la propiedad de los distintos eslabones de la cadena de valor del sector eléctrico.

[2] Cifras de 2016, basados en el monto de energía efectivamente distribuida. Fuente: Reportes Financieros Públicos de Energuate