Ing° Gustavo González U.
En el 2001 escribí la primera versión del presente título, un cuarto de siglo después es pertinente actualizar lo expresado en esa oportunidad dado el giro de 180 grados que ha sufrido nuestro Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En aquella oportunidad, mi opinión se iniciaba con la siguiente apreciación “Desde el punto de vista conceptual el futuro de los negocios eléctricos en Venezuela todavía está por definirse en los actuales momentos. Tal vez en un par de años, varias de las incertidumbres e intangibles vigentes a esta fecha estén más claras y valoradas, por lo tanto, mi intención es compartir con ustedes algunas ideas, preocupaciones y esperanzas sobre el futuro del negocio eléctrico”. En la actualidad, aquellas incertidumbres e intangibles son certezas, realidades, pasamos de tener un servicio de electricidad de primera clase en Latinoamérica (LA) a ser el peor servicio público entre los 10 países de América del Sur. Y con la tarifa más baja, no por eficiencia sino por incompetencia.
Para delinear hoy el futuro presente del SEN parto del principio que las premisas e “intereses” del nuevo Gobierno con el sector responden a todo lo pautado en la Ley Decreto de 1999 del Servicio Eléctrico y que la misma puede ser utilizada durante la transición que nos permita llegar a formular una Ley de Energía, la primera de Venezuela. Demás está hablar de la prioridad de enfrentar la crisis energética y de los múltiples planes que han elaborado diferentes sectores económicos nacionales pero, salvo contadas excepciones, en su mayoría no responden a una visión de largo plazo que atraiga a los inversionistas que requiere el país. Los inversionistas experimentados conocen que el negocio eléctrico es muy denso en recursos económicos y de largo plazo en su rentabilidad. Aquí no hay cabida para flujos especulativos (hot money) interesados en obtener máxima rentabilidad y/o nuevas tecnologías. Temas a los cuales volveremos más adelante al conversar sobre las necesidades del SEN en sus 4 eslabones de la cadena del negocio eléctrico (G-T-D-C). Lo primario para atraer inversiones es establecer garantías y recuperar la institucionalidad.
Para delinear hoy, el futuro del negocio eléctrico, hay que pensar en forma virtuosa; lo que entendemos por este concepto de negocio requiere de una regulación transparente, no-discriminatoria ni restrictiva que promueva la libre competencia de generación y la liberalización y garantía del mercado, que incentive la inversión para garantizar un suministro confiable, de calidad-precio respetando el equilibrio de los agentes cerrando de esta forma lo que llamaríamos el “círculo virtuoso” del futuro del servicio de electricidad en Venezuela. Debemos evitar que el proceso de regulación, mercado, operación segura, confiable y económica se convierta en un “Vía Crucis” de más de 14 estaciones. Por otra parte, la misión de una empresa es “crear valor” para los accionistas, los clientes y la sociedad en general. La creación de esta riqueza está orientada a cuatro objetivos, a saber:
- a financiar el futuro y remunerar al accionista. En realidad la remuneración del accionista no es un objetivo sino una consecuencia;
- orientada a mejorar la calidad de vida del colectivo;
- a dar un producto calidad-precio competitivo; y por último
- a revertir a la sociedad dicho producto.
El Mercado Eléctrico Venezolano (MEV) presenta ciertas características, en su oferta de electricidad que requieren particular atención a la hora de analizar la seguridad del suministro a futuro, por ejemplo:
- Una matriz energética en recursos muy diversificada pero con limitada participación en su explotación y aporte de energía firme al suministro a clientes;
- Un alto componente hidráulico con un único embalse de regulación trianual y una cota actual por debajo del mínimo histórico de los últimos 50 años;
- El régimen especial de reserva, por parte del estado, del desarrollo futuro de los grandes recursos hídricos, Caroní, Paragua y Caura;
- La dudosa contribución de un parte térmico con muy alta indisponibilidad y obsolescencia y muy ineficiente;
- La dudosa competencia de las instalaciones térmicas futuras ante la actual incertidumbre del sector gasífero y la no existencia de un mercado libre de “energías primarias”; y por último
- El desarrollo insuficiente de la red con grandes restricciones de transmisión que originan altos costos de generación con combustibles líquidos.
No queda ninguna duda después de más de 4 décadas de haberse iniciado en todo el mundo el proceso de privatización de las empresas públicas de electricidad, y en vista de que es uno de los ejes del programa Venezuela Tierra de Gracias, aparte de la deuda e incapacidad de Venezuela de asumir ningún programa de inversión, la conveniencia de analizar las opciones que existen de privatización para los 4 eslabones de la cadena del negocio eléctrico. Analizando, no solo el Qué presentado en los múltiples planes, sino el Cómo y Cuándo – el Dónde está más claro– que permita estimar tiempos y costos que son imprescindibles para captar inversionistas. Paralelamente hay que revisar los resultados que se han obtenido en esas cuatro décadas y media.
Ante la experiencia es el momento oportuno de que en Venezuela, para la recuperación del SEN, se dé un análisis de los negativos que se han dado con la ola privatizadora del sector eléctrico mundial, pues no hay un sólo caso que hable en defensa del modelo impuesto tanto por el BM como por el FMI. Si algo queda claro hasta ahora, es que es esencial contar con un Regulador Independiente (REGI) que ponga orden en las normas y procedimientos a aplicarse en el proceso de privatización y contar con un Operador del Sistema (OPERI) que garantice el despacho óptimo de la oferta de generación que resulte de la apertura de la generación al sector privado en un sistema con predominancia histórica de la hidroelectricidad. Las reglas normales del proceso de privatización del negocio eléctrico venezolano deberían ser: apertura a la generación y la distribución, manteniendo la transmisión como un monopolio deseable y darle particular consideración a la hidroelectricidad por su predominancia histórica y su bajo costo. Igual de claro está la imperiosa necesidad de la reapertura al sector privado en Venezuela en la distribución y comercialización de la electricidad, pero hay que revisar otros sectores importantes en el desarrollo del país.
Empezando por la apertura a la privatización de la Generación del SEN, con predominancia histórica hidroeléctrica, hay 4 componentes básicos de relación de equidad a considerar regionalmente: volúmenes disponibles (agua/gas/ solar/eólico), factibilidad de suministro (línea/tuberías/estacionalidad), mercado (corto-largo plazo) y precios (costo/subsidios). Tiene que haber una equidad para atraer a inversionistas para todo el país. En la actualidad, la vía más atractiva de privatización globalmente es a través de Asociaciones Público Privada (APP) y Productores Independientes de Electricidad (PIE). El primer requisito actual para la inversión privada en generación, aparte de liberar ciertos impedimentos vigentes, es precisamente adoptar la figura de Comprador Único. Esto garantiza el mercado y por otra parte la asociación entre PIE y APP de generación y de combustibles. Ya se tuvo la experiencia de Genevapca. Es una premisa a mantener durante la transición. En el ínterin hay que analizar la factibilidad de otras opciones. No hay prisa, aparte de que se dé el cambio de régimen político y de modelo del negocio eléctrico. La primera prioridad en generación es la reducción del racionamiento con 35,000 MW instalados @ 30% disponible. El verbo es “recuperar-terminar” no “comprar”.
Una de las mayores fallas en las sucesivas políticas públicas de coordinación para el sector ha sido la incoherencia del sistema de precios y el fracaso de los sucesivos intentos para corregirlo. Nunca se ha logrado definir la necesaria curva de indiferencia gas/agua, aspecto clave de un sistema de menor costo. Ninguna reforma del sector, ni ningún mercado mayorista eléctrico, puede producir los efectos esperados si no existe una coherencia en la determinación de los precios tanto del gas, como de los combustibles líquidos y de la hidroelectricidad. La experiencia demuestra que no se trata de un problema fácil de solucionar, puesto que refleja la multiplicidad de los intereses en juego y de los centros de decisión dentro del aparato del Estado. No faltaron políticas sectoriales, pero sí la capacidad de unificarlas. Hay que reactivar la creación de la Empresa Nacional Transmisión (ENT), que quedó paralizada en 1998. La primera prioridad de la transmision es recuperar la seguridad y estabilidad del SEN.
La Transmisión es la pieza clave del negocio eléctrico, es el intermediario entre la oferta y el mercado. No hay negocio sin transmisión y si no se mantiene operativa, no hay continuidad en el servicio. Por otra parte, su participación en el precio final no se corresponde con su alícuota al servicio que presta. ¿Por qué el Sistema Interconectado Nacional (SIN) es un monopolio deseable y no debe privatizarse? La respuesta se refiere a la propiedad, sin dejar de analizar la posible tercerización de su operación, administración y mantenimiento (contrato OAM), y se basa principalmente en los beneficios de un SIN a todos los clientes, cuyo precio debe ser regulado y a las características particulares del SIN de Venezuela: Genera economías de escala; mejora el factor de carga; reduce el volumen de la reserva necesaria; y permite una operación optima económica de los medios de generación. Estos beneficios contribuyen y redundan en una muy significativa reducción de los costos
En el caso de la Distribución, si bien se pudiera aplicar la misma premisa de Transmisión, el estado actual general de la misma en Venezuela exige la participación privada cuya experiencia en el pasado resultaba rentable. En este caso, se considera que deben ser monopolios naturales y se requiere de un sistema de regulación de precios, y asociado con este, un sistema de regulación de la calidad del servicio. En síntesis, entre los múltiples tipos de estudios, diagnósticos, evaluaciones, acuerdos y ejemplos de contratos a contemplar para la recuperación del área de Distribución y Comercialización (D&C) están, entre otros, la reestructuración del área de D&C de Corpoelec en empresas de servicios públicos regionales, posiblemente usando la modalidad de Asociaciones Publico-Privadas (APP) para su mercado y descentralización, los acuerdos de gestión y operación, mantenimiento, arrendamientos, concesiones, financiación de los proyectos (tipos BOT, BOOMT, etc.) y cesión de los activos existentes parcial o total.
Hay que revisar y actualizar la equidad entre 6-7 regiones geoeléctricas, y dada la precaria situación total del área de D&C de Corpoelec, es prácticamente imperativo adoptar los contratos OAM (Operación, ,Administración y Mantenimiento) en dichas regiones por un periodo mínimo de 3 años para recuperar dichas regiones, capitalizar las inversiones requeridas y, mediante licitaciones públicas. transformarlas en empresas privadas. Los tenedores de los contratos OAM podrán participar en las mismas. Una prioridad de los contratos OAM debe ser la reducción de las Perdidas-No-Técnicas (PNT) que ronda el 50% a nivel nacional. En principio, la figura de agente independiente de comercialización requiere que existan dos condiciones básicas: calidad de servicio y mejor precio. Condiciones que no existen actualmente en Venezuela. Así, en las primeras de cambio no luce práctico ni atractivo separar la comercialización en agentes separados de quienes invierten y exigen una rentabilidad apropiada para la prestación del servicio de electricidad.
En síntesis, las prioridades en la ejecución de la hoja de ruta para recuperar el SEN son:
- Cambio a un nuevo modelo de gestión del sector eléctrico nacional, del mercado y el negocio de la electricidad;
- Intervenir Corpoelec con un Directorio de profesionales con capacidad gerencial, conocimientos, experiencia y comprobada ética;
- Actualizar y adoptar la Ley Decreto de 1999 durante la transición (Exposición de Motivos);
- Resolver la crisis e integrar el Sector Energía (Hidrocarburos, electricidad y gas):
- Corto plazo: Reducción del racionamiento y hoja de ruta tarifaria;
- Mediano plazo: Rehabilitación y seguridad de la infraestructura física, reentrenamiento del personal y recuperación de la calidad del servicio;
- Largo plazo: Seguridad del suministro, retos a futuro, tendencias sociales y de consumo, gestión de clientes, adaptación al cambio y desafío de RRHH;
- Ley de Energía
