A mediados de la década de los 80, el sector eléctrico ecuatoriano entra en un proceso de decadencia como consecuencia de la falta de nuevas inversiones, politización de las empresas eléctricas y elevado endeudamiento del ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación (ex INECEL), todo esto bajo el deterioro del modelo de monopolio estatal. El ex INECEL, funcionó desde mayo de 1961 hasta el 31 de marzo de 1999.
El ex INECEL construyó durante su vida, varias centrales de generación, el sistema nacional de transmisión y obras de distribución, teniendo bajo su responsabilidad todas las actividades inherentes al sector eléctrico.
En octubre de 1996, luego de un largo periodo de discusión y controversias, entre los diferentes actores sociales, gremiales, políticos y económicos, se expide la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), imponiéndose el modelo de libre mercado para el sector eléctrico ecuatoriano. Los principales objetivos de esta Ley son de modernizar el sector, mejorar la calidad de los servicios y lograr la participación privada, dirigido a satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica del país.
En los primeros años del nuevo milenio, se realizaron los ajustes a la norma jurídica tendiente a lograr la privatización de las empresas eléctricas. Las autoridades energéticas iniciaron el proceso de privatización que luego de un tiempo resultó fallido. Posteriormente, como alternativa iniciaron otro proceso para la entrega de la administración por concesión a operadores internacionales que también resultó fallido, aduciéndose falta de seguridad política y jurídica así como consideraciones sobre el tamaño de los negocios.
El modelo marginalista contemplado en la LRSE, desde su implementación en 1999 a través del MEM, denotó un franco deterioro ya que privilegió económicamente a los generadores hidroeléctricos que recibían ingresos equivalentes a los costos de los equipos de generación más ineficientes con combustibles caros como la nafta, superando en algunos casos los 10 cUSD/kWh, calificado esto como "señales económicas" a los inversionistas privados. A pesar de estas "señales" nunca se produjo un equilibrio entre la oferta y la demanda y los más perjudicados fueron las empresas eléctricas distribuidoras y los mismos generadores, acumulando deudas millonarias y crecientes en el tiempo por las transacciones de energía realizadas en el MEM.
El Ecuador requiere la reestructuración del sector a través de la implantación de un nuevo modelo que permita alinearse con los preceptos constitucionales y la mayor participación estatal, tendiente a lograr lo anhelado de mejorar la calidad de los servicios, bajar las tarifas y satisfacer la creciente demanda con la inserción de nueva generación eficiente según las estrategias contempladas en el plan de expansión en absoluta concordancia con la matriz energética de largo plazo.
Marco jurídico y estructura del sector eléctrico ecuatoriano
El marco jurídico del sector eléctrico ecuatoriano se rige por la Constitución de la República, el Mandato Constituyente Nro. 15, LRSE, Reglamento a la LRSE, reglamentos especiales, Ley de Constitución de Gravámenes y Derechos de Electrificación, Regulaciones que son expedidas por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), Ordenanzas Municipales, Decretos Ejecutivos, entre los principales. Además, es digna de consideración la Ley Orgánica de Defensa del Consumidor y la Ley Orgánica de Empresas Públicas[2]
Deben resaltarse las Leyes que han modificado la LRSE promulgada en 1996, como es la Ley para la Transformación Económica del Ecuador[3]Ley para la Promoción de la Inversión y Participación Ciudadana[4]y la Ley Reformatoria a la LRSE[5]
La LRSE contempla al Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, que se encarga del manejo técnico y económico de la energía en bloque, responsabilizándose por el abastecimiento de energía al mercado, al mínimo costo posible y creando condiciones para la comercialización de energía eléctrica por parte de las empresas generadoras. El CENACE inició su funcionamiento como ente según la LRSE, el 1 de febrero de 1999.
Es de señalarse el vacío legal del sector alumbrado público como consecuencia de la codificación de la Ley de Régimen Municipal en la que se eliminan ciertas responsabilidades de los municipios y de los distribuidores.
El sector eléctrico ecuatoriano, en la actualidad, se encuentra en proceso de reestructuración, siguiendo las políticas de las autoridades energéticas, para lo cual se han fusionado las cinco empresas de generación del ex Fondo de Solidaridad, Hidronación y la empresa de transmisión, bajo la denominación de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC como empresa pública. De igual manera se fusionaron las diez empresas eléctricas distribuidoras con menores índices de gestión en la Corporación Nacional de Electricidad del Ecuador CNEL en calidad de empresa pública. La Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil CATEG se transformó en la Unidad de Energía Eléctrica de Guayaquil UDELEG superando una serie de problemas administrativos y económicos con el Estado durante muchas décadas.
Se mantienen ocho empresas eléctricas distribuidoras con la misma denominación anterior (ámbito societario) a la espera de la nueva ley del sector, misma que determinará su nueva estructura y función.
Breve diagnóstico del sector eléctrico ecuatoriano
Cerca de quince años después, el modelo neoliberalista inaugurado en 1996 con la promulgación de la LRSE, resultó ser un fracaso si se considera que los objetivos planteados no se cumplieron, no habiéndose proporcionado al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que garantice su desarrollo económico y social, la apertura al capital privado fue limitado y perjudicial, las deudas de las empresas distribuidoras fueron crecientes superando el valor de USD 2,000 millones hasta el momento de la expedición del Mandato Constituyente Nro. 15.
La tarifa al consumidor final no ha sido la adecuada, los diferentes gobiernos la fijaron en forma política, lo cual provocó que exista un déficit que debió ser asumido por el Estado a las empresas eléctricas distribuidoras y que ascendió a USD 1,014 millones para el periodo abril de 1999 a abril de 2006.
Los costos de la energía del mercado spot fueron crecientes como consecuencia del desbalance entre la oferta y la demanda de energía eléctrica, perjudicando notablemente a las empresas eléctricas distribuidoras que sin liquidez perdieron poder de mercado para acceder a los contratos a plazo con costos menores de energía. Los costos del mercado spot fueron trasladados a la tarifa del consumidor final, siendo este último, según la cadena del proceso, quien asumió los riesgos del mercado. Los costos del mercado spot fueron usados además para la importación de energía de Colombia pagando elevados costos por kWh. La importación de energía de Colombia se realiza a través de la línea de transmisión en operación desde marzo de 2003.
Las empresas eléctricas distribuidoras arrojaron pérdidas financieras en sus estados de resultados, en tanto que las empresas generadoras tuvieron utilidades.
Las pérdidas de energía del sector eléctrico ecuatoriano superan el 20%. Las distribuidoras que mayor incidencia tienen son las de la región costa que alcanzan valores de pérdidas cercanas al 40%.
Las empresas eléctricas mantienen cifras que muestran déficits económicos y falta de inversión para solventar el crecimiento sostenido de la demanda de energía, el sentido común indica que de continuar de esta manera las consecuencias pueden ser catastróficas y lo complejo del problema revela que su solución, por rápida que sea, no tomará menos de cinco años para recuperar el tiempo perdido en la ejecución de los nuevos proyectos de generación y obras de mejora y ampliación en transmisión y distribución.
El factor político, tan variable en el país en los últimos tiempos, fue también influyente haciendo que los representantes legales de las empresas eléctricas y sus respectivos directorios tengan un promedio de duración de apenas seis meses por período, lo que provocó muchos retrasos en cualquier estrategia, pues significó renovar planteamientos y nueva promoción en la toma de decisiones prioritarias.
De la cantidad total pagada por la importación de energía de Colombia, el 47,7% fue para los agentes generadores de Colombia, el 50,9% para el Estado colombiano bajo la figura de las denominadas rentas de congestión y el 1,4% para el Ecuador. De las rentas de congestión que recibió Colombia, el 80% fueron destinados al Fondo de Energía Social (FOES) y el 20% para alivio de las restricciones asignables a la demanda doméstica. El pago realizado por concepto de rentas de congestión (del 2003 al 2006), el país pudo haber construido centrales de generación hidroeléctrica equivalente a 175 MW.
El subsidio del Estado para el diesel de la generación eléctrica durante uno de los últimos años, fue cercano a los USD 300 millones, equivalente a haberse construido centrales hidroeléctricas de 230 MW.
Nuevo modelo para el sector eléctrico ecuatoriano
Existen cuatro modelos, según HUNT Y SHUTTLEWORTH (1996), para ser utilizados en la estructuración de la industria eléctrica, que pueden ser definidos en función de los grados de competición y por la forma de escoger entre los agentes involucrados.
Cada modelo exige diferentes formas de segmentación, diferencias regulatorias, diferentes formas contractuales de propiedad para las operaciones de las compañías del sector y diferentes soluciones relacionadas con los activos.
El modelo ecuatoriano en vigencia se presenta en la Figura 1 y se ha denominado Modelo 5 que corresponde al Modelo 3 de Hunt Shuttleworth (1996) con ciertas variaciones y ajustes.
FIGURA 1: Diagrama del modelo eléctrico ecuatoriano.
Fuente: El Autor
NOTA: G = generador; M = mayorista; D = distribuidor; GC = gran consumidor; y, C = consumidor regulado
En estos modelos para la electricidad, existe un punto en común, la idea que la reglamentación es fundamental en todos los casos ya sea en un esquema público o privado. Debe tenerse en cuenta que cuanto más liberado sea el mercado, existen mayores imperfecciones del mismo, abusos de poder de mercado y costos injustificados, así como también son menores las posibilidades de realizar programas de manejo de la demanda, eficiencia energética y programas de responsabilidad social, por tanto los requisitos de regulación en este caso son mayores. En un mercado menos liberado, la transparencia, los incentivos a mejorar la calidad del servicio y la reducción de precios no son priorizados aunque la injerencia política sea mayor.
Bajo las circunstancias anotadas, deberá reestructurarse el sector eléctrico ecuatoriano. En base a las políticas de las autoridades energéticas, se adopta el Modelo 1 de HUNT Y SHUTTLEWORTH (1996) denominado "Monopolio" (ver Figura 2), en la que el Estado tiene una alta participación. El Modelo 1 no segmenta a la industria de la electricidad como los otros modelos lo hacen en generación, transmisión, distribución y comercialización, y consumidores finales (clientes regulados). No existe competición en la generación por tanto requiere de legislación adecuada para producir incentivos a bajar los costos de producción.
FIGURA 2: Reestructuración del modelo eléctrico ecuatoriano.
Fuente: El Autor
NOTA: G = generador; T = transmisor; D = distribuidor; y, C = consumidor regulado
Ideas claves para la reestructuración del sector eléctrico ecuatoriano
La visión del sector eléctrico, esta enfocada en los seis grandes objetivos, que son los siguientes:
Estabilizar el sector eléctrico,
Mejorar la calidad de los servicios,
Incrementar la oferta de energía,
Promover la eficiencia energética,
Bajar las tarifas eléctricas,
Asegurar el bienestar de la sociedad (responsabilidad social),
Proteger el ambiente, y
Desencadenar la innovación, investigación y capacitación.
Los nuevos paradigmas no tratan de volver al pasado, conformando sistemas monopólicos verticalmente integrados bajo la planificación, dirección y control de un organismo estatal, sino en base a la estructura actual realizar los ajustes o reformas legales que permita migrar a un sistema monopólico eficiente. Las ideas claves de la reestructuración del modelo son las siguientes:
El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, en representación del Estado, serán los organismos que dicten las políticas energéticas del país en base a un plan energético de largo plazo, en el que indudablemente estará el sector eléctrico. Se establecerá la matriz energética nacional a largo plazo.
Mantener los distintos segmentos de la industria eléctrica, esto es generación, transmisión, distribución y comercialización en empresas filiales que pudieran ser sucursales de una empresa pública matriz, manteniendo el principio de descentralización y desconcentración. Los consumidores finales serán clientes regulados.
La estructura del sector eléctrico será el siguiente:
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
Agencia de regulación y control (CONELEC)
Centro Nacional de Operación de Energía
Instituto de Investigación, Desarrollo y Capacitación de Energía
Empresas públicas, empresas mixtas, y empresas privadas. Sean empresas filiales, empresas subsidiarias o empresas privadas.
El plan de expansión del sector eléctrico será de carácter determinativo, es decir será de cumplimiento obligatorio, debiendo intervenir el Estado especialmente en la ejecución de los macroproyectos hidroeléctricos. El plan de expansión determinativo se elaborará para el corto (3 años), mediano (10 años) y largo plazo (20 años).
El plan de expansión determinativo señalará cronológicamente los proyectos de generación de mediana y pequeña potencia que puedan ser ejecutados por las instituciones descentralizadas del Estado o gobiernos seccionales y aquellos que puedan ser realizados por inversionistas privados. El plan será elaborado por el organismo de regulación y control (CONELEC) en base a las políticas del Estado.
Los proyectos de generación de cualquier tipo de aprovechamiento energético podrán ser desarrollados por la iniciativa privada luego que se culmine el proceso de concurso público y de haberse suscrito el contrato de concesión y el contrato a plazo. El Estado respetará a la propiedad privada siempre que ésta cumpla con el contrato de concesión. Dentro del proceso de concurso, el ganador se determinará en base a la ponderación de factores como el precio total ofertado del kWh, plan de manejo ambiental, plan de responsabilidad social, entre los principales.
Los contratos a plazo serán suscritos con un plazo de 10 años pudiendo revisarse anualmente. Los contratos serán según único modelo referencial y contemplarán un solo cargo de energía debiendo haberse contemplado dentro del mismo el valor respectivo de la potencia.
La generación hidroeléctrica existente y futura deberá suscribir obligatoriamente contratos a plazo con los distribuidores en forma proporcional a su demanda. En el contrato se hará constar la cantidad de energía firme. En la liquidación económica mensual se añadirá la energía secundaria al precio estipulado.
La remuneración a los agentes generadores hidroeléctricos existentes considerará dos factores: a) costos fijos, la recuperación de la inversión (vida útil del proyecto de 30 años), y b) costos variables que representan los gastos de operación, mantenimiento, administrativos, tributos y ambientales, y una utilidad justa. El Estado garantizará los pagos por la compra venta de energía.
La generación térmica tendrá la libertad de suscribir o no contratos a plazo con los distribuidores. La generación térmica que no tenga contratos a plazo y que sea despachada, recibirá como remuneración por su producción de energía los costos fijos (vida útil del equipamiento de 20 años) más los costos variables declarados y auditados. Esta energía se repartirá proporcionalmente a la demanda de los distribuidores.
La energía facturada por los generadores y pagada por los distribuidores será la que efectivamente produjeron y entregaron al Sistema Nacional Interconectado (punto de frontera). Las pérdidas por transmisión serán asumidas por los distribuidores.
La importación de energía se realizará mediante un contrato a plazo en la que intervenga el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable pactando precios unitarios y bloques de energía, luego del proceso de negociación que se siga de gobierno a gobierno. La energía importada será distribuida proporcionalmente a la demanda de los distribuidores.
Los distribuidores al ser monopolios naturales se les asignará un área de concesión. Además las empresas de distribución y comercialización podrán efectuar actividades de generación priorizando la hidroeléctrica, sin limitación alguna. La energía generada servirá para abastecer los requerimientos propios del distribuidor, en caso de haber superávit de energía, ésta será vendida al resto de distribuidores en forma proporcional a su demanda de energía mediante contratos regulados.
Fusionar a los distribuidores para constituir cinco grandes áreas de concesión en el país, lo que permitirá conseguir economías de escala, debiendo considerarse para el efecto: la densidad poblacional, distribución de regiones geográficas, densidad de la demanda de energía, etc.
Se concesionará mediante concursos los bloques de energía conservada a través de programas de uso eficiente de energía en los diferentes sectores (residencial, comercial, industrial, alumbrado público, etc.). Esto constituye uno de los nuevos paradigmas para el sector eléctrico ecuatoriano.
El plan de eficiencia energética será elaborado por la agencia de regulación y control bajo los lineamientos del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, debiendo contemplar las metas a alcanzarse, financiamiento, normas, uso de artefactos, características de las edificaciones, etc.
Los miembros de los directorios y representantes legales de los diferentes organismos del sector eléctrico, serán designados previo concurso de oposición y méritos para un periodo de cuatro años. El contrato de servicios profesionales a suscribirse con las personas designadas, contendrá las metas a cumplirse en el periodo, con verificaciones semestrales. Los honorarios estarán en función del cumplimiento de las metas.
La energía eléctrica reasume su condición de servicio público con respecto a los compromisos sociales y al medio ambiente.
La tarifa al cliente final será mediante la aplicación del sistema por el costo del servicio y cubrirá los siguientes rubros: a) pago a los generadores según el precio pactado, b) peaje de transmisión, y c) valor de distribución. El valor de transmisión y distribución responderá al plan optimizado de expansión respectivo y será aprobado por el organismo de regulación y control (CONELEC), debiendo vigilar éste su cumplimiento.
El organismo de regulación y control tendrá las funciones y atribuciones de emitir regulaciones, elaborar el pliego tarifario, controlar las actividades del sector, supervisar los cronogramas de la ejecución de los proyectos, vigilar el cumplimiento de los planes ambientales, imponer sanciones por el incumplimiento, entre los principales.
El CENACE continuará con sus funciones de organismo técnico de administración y control de las transacciones del MEM, y coordinador de la operación del sistema eléctrico nacional, bajo el esquema del modelo reestructurado. Podrá proponer nuevos proyectos de generación, ampliaciones del sistema de transmisión y distribución, debe someterse a la regulación emitida por el organismo de regulación y control (CONELEC), considerar las estipulaciones de los contratos a plazo, entre las principales.
El despacho de la generación será centralizado y a cargo del CENACE, mismo que se efectuará a mínimo costo considerando el orden de mérito de las unidades térmicas y la optimización de las centrales de pasada y embalses de las centrales hidroeléctricas.
La generación mediante energías renovables no convencionales tendrá un trato preferencial en el despacho. El organismo de regulación y control (CONELEC) regulará los precios de la energía para periodos de 10 años, considerando los costos fijos y variables y una utilidad justa. La energía generada será entregada proporcionalmente a la demanda de los distribuidores.
Crear el instituto de investigación, desarrollo y capacitación de energía destinado a realizar estudios para el desarrollo de energías renovables, capacitar al talento humano del sector, realizar investigaciones destinadas a mejorar el sector, proponer el uso de nuevas tecnologías, proponer programas de uso eficiente de energía.
El uso fraudulento de la energía en perjuicio de los prestadores del servicio, serán sancionados por el delito de hurto o robo, según corresponda, de acuerdo a lo tipificado en el Código Penal, así como también se otorgará a los distribuidores la jurisdicción coactiva para la recuperación de los valores.
Se establecerán los princípios para la inversión, operación y mantenimiento, y más aspectos técnicos de los sistemas de alumbrado público, otorgando competencias a los distribuidores. El pago por el servicio de alumbrado público será cobrado a los consumidores de la energía eléctrica en base al reglamento que se emitirá para el efecto.
Los generadores, el transmisor y los distribuidores gozarán del derecho de servidumbre para las líneas de transmisión y redes de distribución actualmente construidas y aquellas que entren en operación en lo posterior, para lo cual deberán seguir el procedimiento de declaratoria de utilidad pública o de interés social. Los Municipios deberán respetar el derecho de servidumbre y no autorizar la construcción de inmuebles en la faja de terreno.
Estas ideas claves tendrán que ser plasmadas en la nueva ley de energía eléctrica con el articulado respectivo y la forma de esos documentos.
Conclusiones
El modelo de tendencia neoliberal implementado por la LRSE a partir de 1996, y luego de transcurrido algo más de una década, no ha cumplido con sus objetivos en lo relacionado a mejorar la calidad del servicio eléctrico, bajar las tarifas e incrementar la oferta de energía para propiciar el desarrollo económico y social del país. El modelo ha sido profundamente "agregador" de riesgos lo que se ha traducido en la elevación de las tarifas, elevados subsidios y la poca inversión para incrementar la oferta de energía, es decir se ha repartido dicho riesgo a los consumidores y en forma general a la sociedad.
Las inversiones que requiere el sector eléctrico ecuatoriano para los próximos 10 años es aproximadamente de USD 3,700 millones lo que representa el 8% del PIB; de este valor el 52% deberá destinarse a generación, el 8% a transmisión y el 40% restante a distribución y comercialización.
El sector eléctrico ecuatoriano requiere de reformas legales para reestructurar el mismo, considerando una mayor participación estatal, despolitizando a las empresas eléctricas, elaborando y poniendo en práctica un plan de expansión de carácter determinativo, creando el organismo de regulación y control, entre los principales.
El Estado deberá desarrollar los grandes proyectos hidroeléctricos, en tanto que los de medina y pequeña capacidad (10 y 100 MW) deberán ser desarrollados por organismos estatales descentralizados, gobiernos seccionales o compañías privadas o de capital mixto, provocando la generación distribuida y la diversificación hidrológica, disminuyendo los requerimientos de transmisión y poniendo a disposición la producción de las centrales en tiempos inferiores a dos años.
Recomendaciones
Reformar la LRSE para reestructurar el sector en el que se contempla mayor participación estatal, priorizando la inversión en generación hidroeléctrica, extinguiendo el mercado spot para mantener el sistema de contratos a plazos, mantener las unidades de negocio (generación, transmisión, distribución y comercialización y grandes consumidores) aunque fueren empresas filiales de la única empresa pública.
El plan de largo plazo será de carácter determinativo y mostrará los proyectos a ser ejecutados por el Estado, organismos descentralizados, gobiernos seccionales o iniciativa privada. La energía producida se repartirá proporcionalmente a la demanda de las empresas distribuidoras.
Aplicar el sistema tarifario por el costo del servicio, puesto que en forma sistemática se reducirán las incertezas y riesgos para los productores y consumidores, sin pretender repetir la aplicación del antiguo sistema tarifario.
Referencias bibliográficas
[1] Comisión de Integración Energética Regional CIER, Perfil Institucional y Regulatorio del Sector Eléctrico Sudamericano, CIER, Montevideo 2001.
[2] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano Año 2006, CONELEC, Quito 2006.
[3] CONELEC, Plan Nacional de Electrificación 2006 – 2015, CONELEC, Quito 2005.
[4] Fondo de Solidaridad, Informe de Gestión 2006, Fondo de Solidaridad, Quito 2007.
[5] HUNT, S.; SCHUTTLEWORTH, G., Competition and choice in electricity, John Wiley & Sons, 1996.
[6] SAUER, Ildo, Um Novo Modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, Universidade de São Paulo, São Paulo 2002.
[7] VIEIRA, Yolanda, A Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro: Questões e Perspectivas, Universidade de São Paulo, São Paulo 2002.
Autor:
Jorge Patricio Muñoz Vizhñay
Máster en Energía (USP-Brasil); Magister en Administración de Empresas (UNL-Ecuador); Ingeniero Eléctrico (U Cuenca-Ecuador). Gerente de Planificación de la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. y Representante del Nivel de Postgrado del Área de Energía, las Industrias y los Recursos Naturales No Renovables de la Universidad Nacional de Loja.
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.
[1] Ley de R?gimen del Sector El?ctrico (LRSE) publicada en el R.O. Suplemento No. 43 del 10 de octubre de 1996. Ley Reformatoria a la LRSE publicada en el Registro Oficial No. 364 del 26 de septiembre de 2006.
[2] Publicaci?n, Ley RO 48,16 de octubre de 2009.
[3] Publicaci?n, Ley 4, R.O. Suplemento 34, 13 de marzo de 2000.
[4] Publicaci?n, Ley S/N, R.O. Suplemento 144, 18 de agosto de 2000.
[5] Publicaci?n, Ley 2006-55, R.O. 364, 26 de septiembre de 2006.
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