Desde 1978 que, para Caracas, el inicio de la época navideña está marcada con la iluminación de la figura de Santa Claus en su trineo, un ícono que se enciende en una de las fachadas del Centro Comercial Ciudad Tamanaco, al este de la capital venezolana.

Sin embargo, después de tres décadas de tradición, este año el adorno de 952 metros no brilló, haciendo eco de las peticiones del Presidente Hugo Chávez de ahorrar energía, producto de la grave crisis eléctrica que enfrenta el país.

Y es que la premisa del ahorro energético está marcando la pauta de las fiestas de este fin de año, lo que ha llevado a restringir la mayoría de los adornos luminosos que decoraban la ciudad y a poner límites de horario a su funcionamiento. La característica Cruz del Ávila, que desde 1963 enciende en diciembre la compañía Electricidad de Caracas, por primera vez estará iluminada sólo desde las 18:00 horas hasta la medianoche. En otros estados, la decisión fue más radical: en Vargas, en el centro norte del país, se optó por no poner ninguno de los característicos motivos navideños que ornamentan las calles para estas fechas.

Tal parece que Venezuela recibirá 2010 sin agua ni luz. El fenómeno de El Niño ha causado un déficit de agua de 25%, lo que ha obligado al gobierno a decretar cortes en el suministro, tanto en Caracas como en las ciudades más pobladas del centro, por 48 horas semanales desde noviembre hasta mayo próximo. La situación climática ha sido también la causante de la grave crisis eléctrica que ha envuelto al país y que ha hecho ineludible tomar las medidas de racionamiento. La Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec) ha reconocido un déficit de 3% en la oferta del servicio en 2009.

El panorama no es muy distinto en Bolivia y Ecuador, y es una historia que suele repetirse en América Latina: sequías que causan problemas energéticos y vulneran el normal funcionamiento de los sistemas. No obstante, según adelantan los analistas, los problemas no sólo obedecen a factores climáticos, sino también a la importante falta de inversión que existe en el sector eléctrico. Mientras la demanda por energía en la región crece en torno al 3% anual, los recursos no han ido en la misma dirección.

“El ritmo de la oferta no siguió el ritmo de la demanda”, asegura Hugo Altomonte, Jefe de la Unidad de Recursos Naturales de la Comisión Económica para América Latina (Cepal), quien explica que “la brecha en infraestructura energética ha venido creciendo”. Para Alejandro Melandri, economista y experto en energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el problema se centra en que la alta demanda energética, como resultado del crecimiento económico, “no es de fácil manejo para sistemas eléctricos aún no maduros”.

FALTAN RECURSOS

Venezuela es el país que tiene el más alto índice de cobertura eléctrica en la región. Según cifras de la Cepal, a 2008 alcanzaba 99,5% de la población. Al igual que la mayoría de los países latinoamericanos, el país registró un importante avance en el acceso al servicio, pero no así en la capacidad. En América Latina y el Caribe, la capacidad instalada para producir energía eléctrica ha pasado de 186.727 megavatios en 1995, a 278.284 megavatios en 2007. Por su parte, el consumo -en los mismos períodos- ha aumentado de 608.948 gigavatios por hora a 988.059 gigavatios por hora.

Según Melandri, es fundamental diferenciar entre las inversiones para ampliar la cobertura y los recursos destinados para el abastecimiento, la distribución y la transmisión, sobre todo en este último punto, ya que “los países han usufructuado inversiones que se hicieron en años anteriores y no han enfrentado los problemas que se deben resolver”.

A mediados de noviembre, en Madrid se realizó la reunión anual de Altos Ejecutivos de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) -organismo internacional que agrupa a empresas latinoamericanas, tanto públicas como privadas del sector-, y entre las conclusiones se destacó en un documento final que “el reto de atraer el capital, para financiar una inversión de dimensiones extraordinarias, es altamente exigente”. Esto considerando que, en la próxima década, América Latina requerirá inversiones por US$10.000 millones para solucionar problemas en el sector.

Además, se estima que para 2030 las inversiones en electricidad en la región alcanzarán un total de US$715.000 millones, cifra que sólo corresponde al 7% del total contemplado a nivel mundial. De este monto se prevén US$320.000 millones en generación, US$124.000 millones en transmisión y US$271.000 millones en distribución. Todo un desafío, considerando que la falta de inversiones ha sido uno de los principales obstáculos que ha enfrentado el sector en la mayoría de los países latinoamericanos.

“La infraestructura nunca ha tenido un porcentaje importante de la inversión total del PIB, aún en los años de mayor crecimiento. Mientras mayor fue el crecimiento, menor fue la inversión en infraestructura en general y en energía en particular”, explica Altomonte. Según cifras de la Cepal, en el caso del sector energético, la situación es preocupante, ya que la inversión se redujo en casi cinco veces, pasando de 1,95% del PIB en el período que va entre 1980 y 1985, a 0,43% entre 2002 y 2006.

En particular, la inversión pública disminuyó casi a cero en la década de los 90, debido a los procesos de privatización que vivió el sector eléctrico en la mayoría de los países latinoamericanos. El problema, precisa Altomonte, es que la “contracción de la inversión pública no fue seguida de un aumento de la inversión privada”.

Fuente: Comisión Económica para América Latina (Cepal).

Si bien cuando comenzaron las reformas hubo un crecimiento de las inversiones, todo el capital privado que entró fue en 75% para comprar activos existentes y sólo 25% para la reposición de activos o nuevos activos para aumentar la capacidad instalada. “Llega un momento en que evidentemente eso se satura, si no hay nuevos activos, el diferencial entre oferta y demanda tienen una brecha muy importante”, explica el experto de la Cepal.

LOS PROBLEMAS VENEZOLANOS

Durante los 90, Venezuela contó con una infraestructura adecuada para dar respuestas a las necesidades que requería el país. Pero ya a comienzos de 2000 se encendieron las alarmas respecto de la necesidad de sumar, al menos, 1.000 megavatios de potencia anuales para sostener el crecimiento que estaba teniendo la demanda, producto del acelerado avance económico que estaba teniendo el país petrolero.

El problema ha quedado en evidencia con las decenas de apagones que ocurren anualmente. Sólo el año pasado hubo cuatro apagones de grandes proporciones que afectaron a casi todo el territorio venezolano. En 2009, la situación no ha sido muy distinta, donde también han ocurrido al menos dos cortes importantes de suministro, por saturación de las líneas de transmisión y fallas en los sistemas.

Para Fernando Branger, Coordinador Asociado del Centro de Energía y Ambiente (CIEA) del Instituto de Estudios Superiores de Administración (IESA), la politización que se produjo en el sector eléctrico -tras el proceso de nacionalización iniciado por el gobierno venezolano en 2007- trajo consigo un sinnúmero de problemas gestión, principalmente por la fuga de personal que hubo en las principales empresas y el ingreso de nuevas personas. Esto provocó que se “descuidaran inversiones urgentes, que no hubieran recursos para sostener el ritmo de crecimiento y las consecuencias las estamos teniendo ahora”, resalta el experto.

A este problema se le debe agregar que, pese al aumento del consumo eléctrico, las tarifas están casi congeladas desde 2003. “Hay un consumo alto, pero nadie está pagando eso”, dice Branger, y precisa que se requiere readecuar los aspectos tarifarios. Aunque, a su juicio, esto se debe hacer de acuerdo al consumo y no por sectores, ya que de lo contrario se podría cargar mucho a la industria y hacerla menos competitiva de lo que ya es. El problema es que “el discurso político de Chávez pone ciertos límites a los aumentos”.

Para el experto, estabilizar el sistema podría hacerse de manera rápida en el corto plazo. Para ello se requiere invertir cerca de US$600 millones en distribución y transmisión. Ahora, pensando más a largo plazo, se necesita comenzar a invertir en generación y aumentar la potencia instalada, principalmente en centrales térmicas y gas natural, porque la energía hidráulica se está agotando. El 70% de la producción de electricidad del país se genera desde hidroeléctricas, y de acuerdo a cifras de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), 74.480 gigavatios por hora provienen de la hidroelectricidad, y  mucho más abajo están el petróleo y el gas, con 16.066 y 14.811, respectivamente.

“Se requieren importantes inversiones para solucionar graves cuellos de botella”, agrega Branger, que acusa también de graves negligencias, principalmente en el rezago de proyectos, como ha ocurrido en el caso de la conclusión del proyecto hidroeléctrico Manuel Piar, en el Río Caroní. Así como en el retraso en las inversiones en gas, “que hasta ahora está siendo utilizado, principalmente, para inyectar presión a los yacimientos petroleros”.

REFORMAS INADECUADAS

Para Altomonte, de Cepal, uno de los principales problemas que ha tenido el sector eléctrico regional se origina en el proceso de reforma que se dio en América Latina durante los 90, y que implicó la segmentación de las cadenas productivas: generación, transmisión y distribución. “Esta segmentación en muchos países no fue todo lo productiva y eficiente que se requería, porque el tamaño del mercado no daba para eso”, explica, y agrega que generar competencia en mercados chicos, con 500 ó 600 megavatios de potencia máxima, “no tiene mucho sentido”.

Asimismo, desde el punto de vista regulatorio, mientras la distribución estaba bajo el concepto de servicio público, la generación no era considerada tal. Por lo que esto generó muchos problemas, ya que mientras el distribuidor tenía obligatoriedad de abastecer, el generador no tenía obligación de expandirse. “El generador cuando ve un negocio lo va a hacer, y si no hay negocio no lo va a hacer”, dice el experto.

Desde el BID, Alejandro Melandri precisa que han hecho falta “buenos organismos de política sectorial y regulatorios, con cierta capacidad de seguimiento y capacidad institucional para enfrentar la crisis”. Para solucionarlo, se necesitan condiciones políticas y económicas adecuadas para “avanzar en propuestas realistas que no dejen de lado la inversión privada, pero donde el Estado vele por la supervisión y actúe cuando haya distorsiones”.

Este criterio es compartido por Altomonte, quien precisa que no se trata de “intervenir”, sino de “un ordenamiento del mercado y la necesidad de que alguien lo organice”. Esto considerando que existen al menos cinco actores que tienen que estar viendo cómo se comporta el sector, y si este organismo está dominado por uno de los actores, está claro que va a generar desequilibrios.

Y agrega que “en América Latina se dio un paso adelante muy osado, en donde quizás la institucionalidad no estaba preparada para absorber este tipo de funcionamiento del mercado eléctrico, y en donde de alguna manera el regulador no contó con la capacidad institucional, técnica, legal y de monitoreo como para hacer funcionar un mercado, que era manejado por los regulados”. En las conclusiones del encuentro de la CIER, se ahondó en la necesidad de avanzar en una acción más coordinada de las autoridades energéticas, reguladores y agentes del mercado en pos de “una mejor regulación y no más regulación”.

¿PÚBLICO O PRIVADO?

Los analistas coinciden que más allá de sistemas públicos o privados, la receta parece estar más allá que de definiciones de propiedad. “No va por nacionalizar o privatizar”, asegura Melandri. “No se trata que todo Estado es bueno o todo privado es malo, o al revés”, insiste Altomonte, y asegura que el problema central es la falta de una planificación adecuada, en un sector como el eléctrico que necesita obras e inversiones a mediano y largo plazo.

“Si un país x con una dotación de recursos naturales muy vasta, no puede abastecer su sistema eléctrico, aunque sea privado o público, sin duda incurre en una falla de planificación e implementación, porque no ha generado los mecanismos adecuados para que eso se cumpla”, apunta. Según el experto de Cepal, el problema es claro: la inversión es baja y hay necesidades crecientes de inversión ¿pero quién va a invertir? En su opinión, lo fundamental es la alianza pública privada.

“Se tienen que crear los mecanismos adecuados para que la regulación de alguna manera incentive ese proceso de inversión”. Melandri, del BID, coincide en que “no hay una solución única” y que es clave la combinación pública y privada. “Porque el privado es un actor más ágil para desarrollar actividad, pero el Estado debe estar cuando las inversiones nos son rentables y nadie se va a hacer cargo”.

Los desafíos en esa línea también quedaron estampados entre las tareas que debe seguir el sector, según la CIER, donde se detalló que “se hace necesario trabajar dentro de un alto grado de colaboración público privada, con regulaciones que permitan e incentiven la realización de inversiones”. Para Altomonte, Chile y Brasil han seguido un ejemplo interesante de “mecanismo de acordar un ordenamiento, donde el Estado interviene para de alguna manera garantizar el proceso de inversión”.

LAS RESERVAS DE COLOMBIA

Para Colombia, la combinación entre el Estado y los privados ha sido fundamental en el desarrollo de un mercado que ha venido avanzando correctamente, así lo adelanta Pablo Corredor, Gerente de XM Compañía de Expertos en Mercados, filial del grupo empresarial ISA, encargada de prestar los servicios de planeación y coordinación de la operación de los recursos del Sistema Interconectado Nacional. El mercado eléctrico tiene una participación de 50% de inversión privada y otro 50% de inversión mixta estatal, lo que ha permitido ir garantizando los recursos que requiere el sector.

“Hay buenos inversionistas que han permitido que el sector eléctrico se haya expandido y dé un buen soporte”, agrega. Y no duda en destacar que la clave, considerando lo estratégico del sector, es la combinación entre el Estado y los privados. “Colombia no se ha ido totalmente a lo privado o la público. El Estado está presente, tiene una responsabilidad y sigue siendo importante”. Todo parece indicar que el fenómeno de El Niño no tendrá los graves efectos en Colombia, que si hubo a comienzos de 1998, aún cuando las características son similares.

“Tenemos una infraestructura de generación suficiente para responder a la época más seca, que será entre diciembre y marzo. Todos los pronósticos indican que no habrán inconvenientes”, explica Corredor. De la capacidad instalada colombiana, el 64% es hidráulica y el 36% térmica, pero el ejecutivo asegura que están en capacidad de operar 50/50 en caso de que la sequía sea más grave y disminuya la capacidad de los embalses.

Esto se ha logrado con la implementación de la estrategia de cargo por confiabilidad, que consiste en el pago a los generadores para que estén disponibles en casos de escasez. Son cerca de US$700 millones que se reparten entre todos los generadores, el 50% va para las centrales térmicas, que son las que deben aumentar su producción en caso de faltar agua. “Este incentivo es muy importante, porque no es sólo un incentivo per se, sino que si no responden también hay fuertes penalizaciones”, aclara.

CONECTANDO A LA REGIÓN

Los analistas coinciden que uno de los pasos importantes en los que debe avanzar América Latina es en la integración energética regional. Considerando los vastos recursos que presenta el territorio latinoamericano, las ventajas que se podrían obtener son amplísimas: mejor aprovechamiento de los recursos, reducción de costos, beneficios sociales y ambientales, entre otros. Sin embargo, los avances necesarios para lograr esta interconexión también plantean grandes escollos.

Altomonte explica que hay barreras económicas, políticas, técnicas y  financieras, pero por sobre todo, la más fuerte es la armonización regulatoria de mercado. Hasta la fecha, la región presenta el desarrollo de proyectos binacionales, “integración eléctrica es un tema fuerte. En América Central está claro que el tema avanza a una velocidad mayor que en América del Sur, donde aún no podemos hablar de una integración de mercados”, destaca.

Uno de los puntos importantes en los que se debe trabajar, y que concluyó en la reunión de la CIER, “se debe pasar a la integración multilateral que permita optimizar los variados y cuantiosos recursos que dispone la región”. Sin duda, apunta Melandri, “dado el crecimiento de la demanda energética, se da una búsqueda de integración”. Altomonte asegura que hay preguntas claves que responder, principalmente sobre quién garantizará las inversiones, y precisa que lo que se está planteando acá es muy distinto de lo que ocurrió en el caso europeo, donde primero se integraron sistemas para garantizar el suministro, después se hizo lo mismo con los mercados.

“Nosotros queremos ir al segundo paso, sin tener en claro las reglas del juego y el capital para ello. Nos falta mucho, quizás haya que ir paso por paso, ir a sistemas bilaterales, después incorporar otros sectores y después vincular mercados”, proyecta. Toda una tarea pendiente para la región y un importante desafío. Según Melandri, “la integración energética es algo sobre lo que vamos a trabajar mucho en esta nueva década”.

Fuente: América Económica

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