Ingº Gustavo González U.
La privatización no hay que verla como un proceso para desmantelar y extinguir el Estado, sino para regresarlo a sus funciones originales: garantizar y regular las libertades individuales lo que, conforme a la concepción liberal equivale a ocuparse exclusivamente de los bienes públicos, a propiciar el buen funcionamiento de asuntos como la infraestructura, la educación o la preservación ambiental y a controlar monopolios naturales, o simplemente cubrir las fallas del mercado, como consideran los economistas neoclásicos y desarrollistas.
En otras palabras, las transformaciones que se buscan no se vislumbran como un proceso de eliminación del Estado, están sustituyendo ideologias, mecanismos, quizá modelos, que no habiendo sido aplicados con eficiencia y eficacia han llevado al deterioro actual del servicio de electricidad, simplemente ya no son eficaces. Pero la desaparición de unos mecanismos implica la presencia de otros nuevos, que igualmente van a ser operados por el nuevo Estado. No se trata, en estricto sentido, de eliminar la rectoría económica del Estado, ésta seguirá existiendo, sólo que ahora son indispensables un conjunto de ajustes para que la rectoría del Estado se aplique a una economía abierta y no a una economía cerrada.
Aunque aún no existe un marco unificado y global para ejecutar un programa de privatización a gran escala, el próximo gobierno de Venezuela debe poner en marcha una estrategia consistente en minimizar la presencia estatal y promover e incentivar la participación de inversionistas privados, particularmente en hidrocarburos y electricidad. La estrategia debe establecer incentivos excepcionales como permitir la capitalización de intereses durante la construcción, otorgar concesiones por 50 años y permitir la participación de capital nacional en proporciones significativas.
El conocimiento y análisis de las experiencias previas de privatización del sector eléctrico en diferentes países permite evaluar con objetividad las verdaderas perspectivas de la participación privada en el caso venezolano, y diseñar una estrategia coherente y realista. De dicho análisis se derivan algunas conclusiones, de las cuales cuatro de ellas están altamente correlacionadas con el caso de Venezuela: 1. Gestión ineficiente de las empresas; 2. Déficit fiscal elevado; 3. Presiones de racionamiento y 4. Incapacidad para acometer la expansión eléctrica requerida por la insolvencia financiera y la dificultad de acceder a nuevos créditos. En todos los casos el proceso ha sido dispendioso y complejo requiriéndose, la mayoría de las veces, la expedición de leyes para hacer viable la participación privada, así como el otorgamiento de garantías para cubrir adecuadamente los riesgos y obtener una tasa adecuada de rentabilidad sobre el capital invertido.
Es posible que al momento no exista consenso en Venezuela de cómo debe ser la apertura de las actividades del negocio eléctrico (generación, transmisión, distribución y comercialización) y la participación en las mismas del sector privado. Personalmente siempre he estado a favor de una apertura total a la competencia a través del sector privado en la generación; considero que la transmisión, dado su papel de intermediario entre la oferta y la demanda, debe al menos en sus inicios permanecer como un “monopolio deseable” mediante una empresa nacional de transmisión y la distribución, por definición, es un “monopolio natural” y debe abrirse totalmente al sector privado. En Venezuela nunca ha existido el “mercado” como un ente separado así que, en sus inicios, la comercialización del servicio debe permanecer en manos de las distribuidoras hasta que se tenga la madurez regulatoria que permita la apertura a comercializadores independientes. Puede que no muchos compartan totalmente mi posición, pero es posiblemente la más viable dada la crisis y el caos a que han llevado al sector.
En el caso venezolano la prioridad es eliminar el racionamiento rehabilitando el máximo factible y necesario de los 35,000 MW hidrotérmicos instalados de los cuales aproximadamente 10,000 MW están disponibles. Entre las opciones más utilizadas en Latinoamérica y el Caribe (ALC) para el desarrollo de infraestructura están las Asociaciones Público-Privadas (APP), metodología que en Venezuela prácticamente no ha sido utilizada. En 15 años hasta el año 2014 se habían construido 64.695 MW en obras de generación eléctrica en ALC a través de APP. El país que más construyó obras de generación eléctrica en este período fue Brasil con un monto total de 38.739 MW; cifra esta superior a la capacidad instalada actual de Venezuela.
Según la Corporación Andina de Fomento (CAF), para el 2014, los países de la región con mayor capacidad para movilizar inversión privada en infraestructura a través de APP estaban Chile, Brasil, Perú, México y Colombia, en ese orden. El Banco Mundial define la APP como “un contrato a largo plazo entre un ente público y un ente privado, para el desarrollo y/o la gestión de un bien o servicio público, en el que la parte privada asume un riesgo significativo y la responsabilidad de la gestión en la vida del contrato, y su remuneración está vinculada significativamente a su rendimiento y/o la demanda o utilización del bien o servicio». .
La CAF publicó en el 2017 un documento titulado “Asociación Público-Privada en Infraestructuras Energéticas-Experiencias Latinoamericanas” en el cual establece en sus conclusiones que las APP involucran distintas disciplinas (p.ej. política, judicial, institucional, fiscal, etc.) que las hacen complejas. Por ello, un marco adecuado para las APP debe estar compuesto por un conjunto de marcos específicos (política pública, jurídico, institucional, fiscal, y soporte) y un proceso de APP que las articule y permita establecer la gobernanza. Según la CAF, las APP deben considerarse una opción en un país con un marco regulatorio y un proceso de APP suficientemente desarrollado que minimice riesgos. Sólo así las APP pueden facilitar oportunidades de financiación, mejorar la contratación, optimizar la construcción y la O&M, y ajustar los pagos por la infraestructura construida. Adicionalmente, las APP ofrecen ciertas limitaciones observadas en su práctica que hacen que no sean una panacea. Aunque esa no es evidentemente la situación de Venezuela no debe ni puede descartarse.
Uno de los problemas graves para la apertura y privatización de la generación en Venezuela es que dispone de una capacidad enorme instalada de generación (35,000 MW) pero con una indisponibilidad del 65-75%. Posiblemente una de las formas de rehabilitar lo que sea factible, es privatizarlas a través de una variante de las clásicas APP constituidas bajo cualquiera de las dos modalidades conocidas como BOT (Build, Operate and Transfer) o BOO (Build, Operate and Owner) usando los acuerdos de Compra de Energía clásicos tipo PPA (Power Purchase Agreement). Los PPA mediante subastas competitivas se ha convertido en uno de los métodos más populares y eficaces para atraer inversiones en América Latina y el Caribe (ALC). Los PPA a largo plazo reducen los riesgos del mercado spot (corto plazo) e incentiva la construcción y/o rehabilitación de nuevas infraestructuras. Dado su horizonte de largo plazo, permiten ser un vehículo de financiación para la creación de infraestructura energética de servicio público, y en este sentido, favorecen la creación de APP. Estos contratos suelen satisfacer la demanda de clientes regulados y clientes libres.
El problema de la privatización de la transmisión en Venezuela es, aparte de la falta de experiencia local privada, lo cual nos lleva a la causal inicial de oposición de la intromisión extranjera, normalmente sus tarifas suelen no estar a la par del importante rol que desempeña como intermediario entre oferta y demanda y suele no ser muy atractiva a los inversionistas. Por eso la sugerencia de un monopolio deseable. En el caso de la Distribución la privatización debe realzarse en base a un predeterminado número de regiones geoeléctricas que estén balanceadas en sus principales parámetros (tipos de clientes, demanda máxima, consumo promedio, área servida, población, ventas, etc.) y adjudicarse a través de procesos precalificados de licitación pública y/o subastas públicas ascendentes simultáneas que favorecen a quienes, cumpliendo la normativa exigida, aporten el mayor precio. Previo, a la privatización de la distribución, debe y tiene que realizarse una rehabilitación adecuada de las regiones que se definan y adopten para hacerlas atractivas a los posibles inversionistas. Venderlas como están es regalarlas.
El Fondo de Inversiones de Venezuela (FIV), el ente oficial responsable de la privatización de empresas estatales adjudicó el 14 de septiembre de 1998 el 70% de las acciones de SENECA (Sistema Eléctrico de Nueva Esparta) a través de un contrato de concesión. Este es el primer complejo eléctrico venezolano en privatizarse. El contrato de concesión era por 50 años y comprometía al Concesionario a efectuar inversiones por más de 210 millones de dólares en un plazo de diez años. También contemplaba un régimen tarifario con las normas de calidad del servicio que entraría en vigor a partir del 1 de enero de 1999. Entre las primeras decisiones que debía tomar el grupo ganador estaba la opción tecnológica para el suministro de energía a largo plazo. Esa ha sido la única experiencia de privatización del sector eléctrico y, en términos generales, fue un éxito.
En el caso de la comercialización, en manos de las distribuidoras en su inicio, la oferta puede satisfacer la demanda de clientes regulados mediante la compra de energía por parte de los distribuidores para su venta posterior a los pequeños consumidores y también, puede satisfacer la demanda de los clientes libres que tienen un perfil de demanda mayor, como puedan ser los Productores Independientes de Energía (IPP) y los consumidores industriales. Los clientes libres deben poder comprar directamente de los generadores. Por ello, la producción y el consumo energético deben involucrar a sectores como el automotriz, el petroquímico, el agroalimentario, el minero o el de servicios, ya que, entre otros supuestos, los clientes libres favorecen la creación de APP. Cualquier apertura de la comercialización al sector privado independiente debe ser objeto de estudio y normativo del Regulador una vez recuperada la calidad del servicio en toda la cadena del negocio eléctrico.
Una vez de acuerdo en el esquema propuesto de privatización a aplicar, es preciso definir los límites de participación de cada inversionista privado en cada eslabón de la cadena del negocio eléctrico, para evitar los monopolios que se crearon y se reformaron posteriormente a través del Regulador desde los ’80, cuando se inició la privatización a nivel global. En el decreto de Ley Eléctrica de 1999 en Venezuela se instituyó la separación de actividades, y muchas empresas lo hicieron jurídicamente pero nunca llegó realmente a implementarse una limitación de monopolio y seguramente no hizo falta. Hoy en día, luce necesario permitir, inicialmente, la integración vertical de las regiones de distribución y limitar su participación en generación y transmision. Es oportuno confirmar que los sistemas de y por debajo de 115 kV, pertenecen a distribución. La Empresa Nacional de Transmision (ENT) tendría a su cargo la operación y mantenimiento de los sistemas de 230, 400 y765kV.
Una de las variables claves para asegurar la recuperación del sector electrico venezolano es la inversión. En particular debemos preguntarnos sobre el grado de conciliación entre los intereses de los agentes privados y los requerimientos de crecimiento del sector, así como del papel a jugar por el Estado en este proceso. Es evidente que el proceso de privatización y la legislación que se adopte contribuirán a una fuerte dinámica de inversión y crecimiento en el sector eléctrico.
