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LOS REFERENTES REGULATORIOS DE ESTADOS UNIDOS Y LA UNIÓN EUROPEA: IMPLICACIONES PARA EL CONO SUR

Los referentes regulatorios de Estados Unidos y de la Unión Europea han influido de forma distinta en los sistemas energéticos del Cono Sur. El primero de ellos es determinante para explicar la crisis de algunas empresas estadounidenses, como Enron y AES Corporation, que tenían una fuerte presencia en América Latina y cuyo colapso afectó a la subregión de forma significativa. Además, la crisis de California en el 2001 fue una importante experiencia para estos países. La filosofía de la regulación europea, basada en la segmentación vertical de los mercados (generación, transmisión y distribución) y en la separación de los espacios de la actividad regulada (con la fijación de las tarifas) y en competencia (de precio libre), fue la más influyente en la conformación de las estructuras energéticas latinoamericanas. La principal diferencia entre ambas experiencias es el espacio otorgado al ente regulador.

El caso estadounidense

En 1978, comenzó la liberalización del sector energético en Estados Unidos, que se consolidó en 1992. Se buscaba la competencia y se dejaban atrás las estructuras monopólicas y de integración vertical. En la actualidad, las competencias en materia de energía corresponden a los gobiernos estatales, por lo que hay un gran abanico de situaciones, desde mercados totalmente liberalizados hasta otros donde apenas se ha avanzado en la reestructuración. La articulación de las reformas regulatorias en los Estados Unidos desembocó en la crisis de California del 2001. Las causas son complejas y reflejan una combinación de factores como el mal diseño de las estructuras de mercado o las decisiones regulatorias poco acertadas, entre otras (Joskow, 2001). Las principales conclusiones que se pueden extraer de la crisis de California son:

1. La electricidad posee atributos físicos y técnicos que complican el establecimiento de la competencia en este sector. Sus características no permiten que estos mercados funcionen bajo la "mano invisible"; es necesario regular de forma diferenciada cada uno de los espacios (generación, transmisión y distribución). Los entes reguladores deben ser capaces de identificar los problemas de desempeño para diseñar y aplicar reformas. California permitió que la retórica del libre mercado y la política de los grupos de interés hicieran caso omiso de las realidades técnicas, la experiencia internacional y el sentido común.

2. La fijación de las tarifas es uno de los aspectos técnicamente más complejos. Hay que asegurar la rentabilidad a las empresas para que reinviertan en la expansión del sistema y a la vez garantizar unos precios estables y no abusivos a los consumidores. En California la situación se reveló insostenible. Los distribuidores tenían que respetar compromisos contractuales con clientes a precio fijo y de largo plazo. Sin embargo, en ciertas épocas tuvieron que adquirir la energía en el mercado spot (a tiempo real con un precio determinado por la oferta y la demanda), lo que provocó más de un problema financiero a las empresas.

3. Los beneficios de la reforma del sector eléctrico son de largo plazo y se derivan de la materialización de inversiones en nuevas plantas de energía más eficientes, servicios de eficiencia energética e innovación constante, tanto por el lado de la oferta como por el de la demanda. Para ello hay que establecer incentivos válidos para los inversionistas y aceptables conforme a parámetros ambientales. 4. Casi todos los programas de reformas del mercado eléctrico han experimentado problemas y han

debido modificarse durante su ejecución para mitigar los inconvenientes del desempeño del mercado. En este sentido, los agentes competentes deben actuar de forma rápida y decidida para corregir estos problemas.

La crisis de California tiene dos implicaciones básicas para el Cono Sur. La primera de ellas, de carácter negativo, fueron las repercusiones que tuvieron los problemas de Enron y AES Corporation en el desempeño de sus filiales. La segunda, positiva, es la experiencia del aprendizaje internacional, que los reguladores nacionales deberán tomar en cuenta para no caer en los mismos errores. Resulta evidente que el mercado eléctrico no funciona en régimen de libre competencia sin los incentivos adecuados para los agentes participantes. El Estado tiene por objetivo fomentar la inversión acorde con la elaboración de un plan nacional que se ajuste a su estrategia de desarrollo (por ejemplo, la interconexión internacional para estimular la integración regional).

Recuadro III.4 (conclusión)

La experiencia europea

El marco de la liberalización del sector de la electricidad y del gas en la Unión Europea se empezó a definir a comienzos de la década de 1990, a la par del mercado interior, en el entendido de que la desaparición de las fronteras y la libre circulación de mercancías, servicios y capitales debía venir acompañada del establecimiento de un mercado energético único. Con carácter general, se ha liberalizado la generación o producción y la distribución, quedando en el espacio regulado la transmisión o transporte ya sea de electricidad o de gas natural. La liberalización se articuló en tres etapas. En la primera de ellas, a partir de 1990, se estableció la transparencia de precios para los consumidores industriales finales y se favoreció el transporte por medio de redes. La segunda etapa fue la más importante, pues en ella se establecieron las normas que obligatoriamente debían acoger las legislaciones de cada uno de los Estados miembros. Particularmente se hacía referencia a la definición del servicio público de interés general, a los espacios liberalizados o sujetos a regulación, a la separación y transparencia de las cuentas de las empresas para evitar subvenciones cruzadas entre las áreas reguladas y liberalizadas, y se definía el calendario progresivo de liberalización total. En el 2003 comenzó la última etapa de liberalización, en la que se establecía la libre elección del distribuidor.

Las reformas iban dirigidas a la desintegración de la cadena productiva mediante la separación de las actividades y el incremento de la competencia. En el campo de la electricidad se ha dado una fuerte reintegración. En julio del 2004, el 60% de la capacidad instalada en generación de Europa estaba en manos de las llamadas “siete hermanas” (EDF, RWE, E-ON, ENEL, VATENFALL, Endesa y ELECTRABEL) con un nivel de concentración muy elevado en algunos países. En Francia, el 99% de la generación procede de los tres principales operadores, cifra que alcanza el 97% en el caso de Bélgica, el 85% en Portugal y el 78% en España (Blin, 2004). Si la reforma europea fue la base de los cambios estructurales en los países del Cono Sur, debiera prestarse atención a los problemas que han surgido en Europa para no caer en los mismos errores a la hora de formular políticas energéticas en el marco de la integración subregional.

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).

Hacia mediados de la década de 1990, las instituciones multilaterales, y en especial el Banco Mundial, se transformaron en motor del proceso de reforma del sector energético en América Latina y el Caribe. Las reformas tuvieron como objetivo fomentar la competencia en el sector e incrementar su eficiencia, y su eje central fue la desintegración vertical y horizontal del mercado. Los componentes básicos de los marcos regulatorios de la electricidad han sido los siguientes (Maldonado y Palma, 2004):

• Separación de los segmentos de la cadena productiva (generación, transmisión y distribución);

• Competencia en el segmento de la generación, sujeta a un despacho centralizado; • Transmisión y distribución reguladas, concesionadas a operadores privados; • Libre acceso, no discriminatorio, a las líneas de transmisión eléctrica; • Obligación para las distribuidoras de abastecer su área de concesión;

Existen diferencias entre las reformas realizadas en cada país. Por ejemplo, en Argentina y Bolivia se pusieron límites jurídicos a la concentración de la propiedad horizontal y vertical, que no están presentes en la legislación chilena. En este último país, el operador de la red es controlado por los generadores y los transmisores, mientras que en Argentina y Bolivia también participan los distribuidores y el organismo regulador (Maldonado y Palma, 2004).

Sin embargo, la liberalización de los mercados respondió más a criterios fiscales que a una visión integral del desarrollo del sector. Se confió en que el mercado resolvería los problemas por sí mismo. El principal objetivo de la profunda transformación del sector eléctrico era frenar el drenaje de fondos de la administración central a las empresas públicas deficitarias y facilitar de esta forma la reducción del déficit público. Al mismo tiempo se buscaba mejorar la calidad del servicio prestado a los usuarios (Altomonte, 2002).

El marco regulatorio que se fue gestando en la mayoría de los países otorgaba al sector privado el grueso de la responsabilidad del desarrollo de los sistemas energéticos, con la excepción de Brasil. El Estado se retiró del espacio productivo para pasar a la dimensión reguladora. No adoptó un papel activo ni en la promoción de los mercados eléctricos ni en su planificación. Desde esta perspectiva, no se consiguió implementar un sistema de incentivos adecuado para que el sector privado realizara las inversiones que requería la ampliación de la capacidad de los sistemas. Entre las funciones principales de los entes regulatorios han estado la introducción de la competencia y la fijación de tarifas.

Las causas de la crisis se pueden clasificar en dos grupos: las que se relacionan con aspectos regulatorios y las demás. Entre las primeras destacan elementos generales que afectaron a todo el sistema eléctrico, pero también hubo problemas específicos de cada subsistema. Entre las segundas sobresalen aspectos climáticos y macroeconómicos (véase el cuadro III.6).

Cuadro III.6

CONO SUR: CAUSAS Y AGRAVANTES DE LA CRISIS EN LOS MERCADOS ENERGÉTICOS Causas estructurales de la crisis

Generales: Incertidumbres (carencias regulatorias), riesgos (incumplimiento y cambios regulatorios) y conflictos entre agentes Problemas regulatorios

Específicos de cada nicho de mercado:

- Generación: excesivo peso del mercado spot, escasa rentabilidad de la actividad, fijación de tarifas.

- Transmisión: fijación de peajes, discrecionalidad de la obligación de invertir en red de transmisión.

Otras causas de la crisis

Problemas climáticos Sequía de Chile en 1998.

Sequía de Brasil en 2001.

Problemas macroeconómicos Devaluación del real brasileño (1999).

Devaluación del peso argentino y pesificación de las tarifas (2001).

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).

a) Las causas estructurales de la crisis: aspectos regulatorios

Las causas estructurales de la crisis de la electricidad se relacionan con las fallas en el diseño del marco regulatorio establecido tras la privatización. En términos generales, los aspectos más relevantes

han sido las incertidumbres y los riesgos regulatorios. En el primer caso, se hace referencia a las carencias del marco jurídico que ordena el funcionamiento del mercado. En el segundo, se trata del desconocimiento del funcionamiento futuro del mercado ante posibles cambios en las reglas del juego. Estos dos factores son las principales trabas al desarrollo de toda actividad regulada (Lamech y Saeed, 2003). A ellos hay que añadir dificultades específicas que afectaron a los segmentos de la generación y la transmisión.

Generación

En general, los cambios regulatorios han introducido la competencia en el segmento de la generación. Las centrales venden su energía en dos espacios diferentes: i) en contratos de largo plazo con clientes individuales (industriales, distribuidoras o comercializador, en caso de que exista) y, ii) en el mercado spot, donde se calcula el precio de venta de la energía en tiempo real como equilibrio entre la oferta y la demanda.

En los procesos nacionales de regulación han surgido problemas a la hora de fijar las tarifas, tales como la introducción de elementos discrecionales en el cálculo (Chile), la reducción hasta límites no rentables (Argentina) o las diferencias de costos en función de los insumos energéticos utilizados (Brasil). Estas dificultades se tradujeron en una falta de incentivos para la ampliación de la capacidad generadora, a la vez que actuaban como barrera de entrada para nuevos operadores (Maldonado y Palma, 2004).

En Argentina, el mecanismo de mercado spot es sumamente importante, ya que supone entre un 40% y un 60% de las transacciones totales de energía eléctrica (OLADE, 2003). El mercado spot

introduce un factor de incertidumbre a la hora de evaluar las posibilidades de amortización de las elevadas inversiones que el sector requiere. Las oscilaciones del precio dependen de multitud de factores, entre los que destaca la ampliación de la capacidad generadora, que produciría un incremento de la oferta de energía y, por lo tanto, una baja de la rentabilidad de las empresas que operan en este mercado. Esto indicaría que, en sistemas con un mercado spot significativo, existen menos incentivos para ampliar la capacidad generadora.

Transmisión

La transmisión de electricidad es una actividad sujeta a regulación y, como su generación, ha sufrido problemas regulatorios. El elemento más controvertido en este segmento ha sido la fijación de los peajes de transmisión. La viabilidad de un proyecto está en función de la rentabilidad que se obtendría por concepto de peajes y la posibilidad de amortizar la inversión realizada en el tendido de alta tensión.

La incertidumbre en la fijación de los peajes es un obstáculo para el desarrollo de proyectos de ampliación de la transmisión y de interconexión entre sistemas. Los sistemas eléctricos de los países del Cono Sur presentan un bajo nivel de interconexión (véase el gráfico III.3), problema que también se observa en el interior de algunos países, como es el caso de Chile. Este último cuenta con cuatro sistemas (Sistema Interconectado del Norte Grande, Sistema Interconectado Central, Sistema Interconectado de Aysén y Sistema Interconectado de Magallanes) sin interconexión entre ellos. En Chile no hay incentivos claros para acometer esta labor debido a la falta de definición de los peajes de transmisión en el futuro.

Sin embargo, las fallas regulatorias pueden generar el efecto contrario, es decir actuar como incentivos para la sobreinversión. Esto es lo que ha ocurrido también en Chile, en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) (véase el recuadro III.5).