Modificaciones regulatorias desmotivan el desarrollo del sector eléctrico. Provocó que varias empresas ejecuten impugnaciones mediante recursos administrativos.
Pese a que la Ley de Electricidad y su reglamentación cumplen en 2023 casi 30 años, en los últimos meses se han aprobado nuevas normas a través de Decretos Supremos que modifican las operaciones de las empresas privadas en el desempeño del mercado eléctrico.
Bolivia estuvo al borde de una crisis desde principios de 2023 debido a la falta de dólares, originada por la caída de las exportaciones de gas. “Medio año después estamos en ese mismo punto”, dijo Sergio Arnez, analista del sector energético, a tiempo de señalar que en el sector eléctrico no se han registrado cambios normativos relevantes que ayuden a superar la situación económica, como la viabilización de proyectos privados de generación renovable, los cuales ayudan a reducir el consumo interno de gas natural. “El único cambio citable es la prohibición de la utilización del gas natural para la autogeneración, el cual origina ahorros insignificantes de dicho combustible”, acotó.
Sin duda, la falta de evolución de la normativa del sector eléctrico impide la mejora y crecimiento del mismo en beneficio de todo el país, y pone en riesgo el suministro de electricidad en el largo plazo por su dependencia del gas natural, dijo Arnez.
No obstante, Carlos Rocha, analista del sector eléctrico, apuntó que durante los últimos meses han ocurrido modificaciones regulatorias sumamente importantes en la industria eléctrica del país, muchas de estas no son percibidas sino por las propias empresas que desarrollan actividades vinculadas al sector.
Entre las modificaciones regulatorias más importantes aplicadas en este último periodo está el Decreto Supremo Nº 4794 de septiembre de 2022, en virtud a este mandato se eliminó la posibilidad de que las industrias del país que autogeneraban electricidad puedan continuar en su condición de autoproductores, obligándolos a conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN), indicó Rocha.
Por otra parte, explicó que se aprobó el Decreto Supremo Nº 4989 de julio de 2023, que incorpora el concepto de “demanda coincidente esperada” aplicable a las Empresas Distribuidoras de Electricidad y los Consumidores No Regulados. Esta agregación instruye a la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN) establecer un nuevo procedimiento de cálculo de la señalada “demanda coincidente esperada”, procedimiento que implica una importante modificación en el régimen de remuneraciones y penalizaciones para las Empresas Distribuidoras y Consumidores No Regulados, además que, si se realiza un análisis de fondo, se puede considerar hasta como “ineficiente y desmotivante para el desarrollo de la industria eléctrica”, remarcó el analista.
IMPACTO
Los actores del mercado eléctrico afectados directamente con estas determinaciones regulatorias son los autoproductores de electricidad que fueron eliminados y obligados a interconectarse al SIN mediante Decreto Supremo. Algunas empresas distribuidoras sentirán el efecto este año, y las otras se verán afectadas de forma importante en los próximos años. Los Consumidores No Regulados, al igual que las empresas distribuidoras, serán afectadas según se vayan aplicando estas nuevas disposiciones regulatorias.
Todas estas modificaciones, dijo Rocha, debieron ser previamente consensuadas y analizadas, sus efectos sin una modificación integral del marco legal de la industria eléctrica presenta “efectos perversos” para cada actor del mercado.
Las industrias que invirtieron en “autogeneración de electricidad”, que compraron turbinas o generadores para autoproducir y garantizar su propia energía en sus procesos productivos, basadas estas inversiones en un régimen regulatorio que garantizaba a las empresas adquirir su condición de “autoproductor” inclusive si tiene acceso al SIN, condición reconocida por la Ley de Electricidad; con esta reglamentación “por Decreto Supremo” les han eliminado el derecho de autogenerar su energía, afectando tres aspectos fundamentales:
1) La garantía de su propio suministro de electricidad en su producción, 2) Afectan sus costos productivos por que el costo energía de las empresas distribuidoras es más alto que autoproducir, lo que tendrá un efecto en el precio de sus productos; y 3) las inversiones que han realizado en turbinas y generadores, equipamiento que quedará “sin funcionamiento” generando pérdidas de las empresas en estas inversiones, sostuvo Rocha.
Los cambios en las “reglas” de regulación eléctrica en el país, podría generar una reacción en las industrias que tengan inversionistas o accionistas extranjeros, porque pueden demandar al país, a través de “Arbitrajes de Inversión” por los cambios de reglas regulatorias que se están realizando. “Como ha ocurrido en otros países, esto podrá producir, en el futuro, pagos compensatorios en favor de estas empresas por parte del Estado”, advirtió el analista y especialista en del sector.
Por otra parte, explicó que el procedimiento de cálculo de la demanda coincidente esperada, que también mediante un Decreto Supremo, incorpora una suerte de “penalidad oculta” en contra de las Empresas Distribuidoras y los Consumidores No Regulados. “Por ahora esta disposición está siendo impugnada mediante recursos administrativos por muchas empresas Distribuidoras y Consumidores No Regulados del país, ya que las compañías están conscientes en este año, o los próximos venideros, puede afectar de forma grave y preocupante sus ingresos”, recalcó Rocha.
A criterio del especialista, esta situación del cambio en las normas regulatorias debe ser analizada con particular cuidado, especialmente en lo referido a las responsabilidades que pueden generar en el futuro la aplicación de éstas, toda vez que pueden trasladar los nuevos costos a los usuarios, o se afectan los ingresos de las empresas de la industria eléctrica, en ambos casos se afectan intereses privados y públicos.
IMPULSO AL SECTOR
De acuerdo con el análisis de Arnez, para impulsar la transición energética en el sector eléctrico se debe mejorar la normativa de Generación Distribuida, misma que, a la fecha tiene resultado “cero” después de 2 años de vigencia, ampliando el límite para la aplicación del Net Metering y simplificando los requisitos y procedimientos.
Asimismo, dijo que para incentivar la Generación Distribuida por parte de los grandes consumidores finales se debe modificar la forma de pago por potencia, de manera que, instalar autogeneración renovable sea económicamente viable.
También se deben introducir los sistemas de subastas de suministro de energía renovable, como se está haciendo en otros países, de forma que los inversionistas privados puedan realizar proyectos de generación renovable y aportar a la transición energética.
Por su lado, Rocha dijo que el modelo normativo data de más de 30 años y ha transitado de empresas privadas en generación, transmisión y distribución a empresas con amplia participación estatal, “es importante comprender que este modelo está agotado”, apuntó.
Por otra parte, señaló que la evolución de la tecnología, la autoproducción solar y eólica, el desarrollo de importantes proyectos hidroeléctricos binacionales, la exportación de electricidad y eventuales intercambios eléctricos, deben ser el camino que promueva un encuentro de todos los actores de la industria eléctrica hacia la determinación de una nueva Ley de Electricidad.
Adicionalmente, remarcó Rocha, “tenemos los efectos del cambio climático, basta con ver la situación de crisis energética en el Ecuador, que pese a tener importante generación hidroeléctrica, sufre racionamientos por sequias. Por otra parte, debemos observar con particular cuidado la demanda máxima registrada en este mes el país, considerando el incremento de calor, se registró un adicional de demanda de 200 MW, situación que debe poner en alerta la planificación futura de la industria eléctrica”, advirtió.
