El modelo de Distribución actual reconoce para los ingresos “los costos de suministro, de acuerdo a la estructura de una empresa eficiente[1]”, la teoría detrás de ellos es de brindar señales económicas de reconocimiento de costos para acercarlo a lo que haría una empresa eficiente , sin embargo, al dejar a opción del distribuidor el suministro a usuarios de redes ubicados fuera de la franja de 200 metros de sus instalaciones[2] deja de lado el acceso a comunidades para las cuales dichas señales económicas no funcionen . Recientemente a través de una serie de resoluciones de la CNEE para las empresas Distribuidoras, dentro de ellas la resolución CNEE 109-2020 del 23 de Abril 2020, resolvió : “IV Planes de Expansión y sus respectivos programas de Inversión” establece Programas de Inversión Específicos”, puntualmente determina que los costos para la ejecución de los programas de inversión que podrán ser reconocidos en tarifas, corresponderán a aquellas obras que haya sido demostrada su ejecución y puesta en operación”, también establece : “Los costos que se reconozcan en tarifas, deberán corresponder a costos eficientes”, mas adelante la resolución menciona una serie de parámetros en la ejecución de la inversión, sin detallar en especifico a que se refiere con “costos eficientes”.
Por otro lado, el instrumento reconoce “(..) los Programas de inversión, cuya ejecución se aprueba dentro del periodo de vigencia del presente pliego tarifario son (..) ii. Programas de inversión referente a Programas de Electrificación Rural: Su finalidad es proveer electricidad a comunidades en áreas rurales, dentro del área de concesión de la Distribuidora mas allá de la franja obligatoria de 200 metros, para promover así, el desarrollo a las zonas menos favorecidas del país y contribuir con el cumplimiento de los objetivos de cobertura eléctrica establecidos por el ministerio de Energía y Minas en la Política Nacional de electrificación Rural 2019-2032”
Hasta aquí podemos reconocer que el instrumento normativo reconocerá las inversiones, en la medida que sean “costos eficientes” y que pertenezcan al “programa de Electrificación Rural”
Estando así las cosas, un ciudadano común de la comunidad que no tiene energía, se preguntará, ¿Por qué la comunidad no se ha electrificado?: A las luces de la normativa y del sentido común empresarial, la respuesta es (i) La Distribuidora no lo ha realizado por que sus costos no son eficientes -de acuerdo a lo que determine el regulador- y con ello el potencial ingreso reconocido sería inferior al costo reconocido, lo cual produciría utilidades marginales negativas, en otras palabras no tiene la señal económica para hacer la inversión adicional; todo en el supuesto que es un empresario racional que buscaría utilidad marginal en cada decisión de inversión adicional y además éste en buena fé y dada la característica aparentemente exclusiva territorial de la Distribución, estaría dispuesto a invertir en cada opción que le brinde utilidades marginales adicionales- , o ii) el programa de Electrificación Rural no incluye a la comunidad.
Asumiremos que el plan es lo suficientemente desarrollado como para incluir a la comunidad, y que las empresas Distribuidoras que bridan el servicio en Guatemala son empresarios racionales de buena fé, de allí que la concentración del análisis será entonces el aspecto de comprender los parámetros o barreras relacionados a los “costos eficientes”, para explicar al miembro de la comunidad por que dichos “costos eficientes reconocidos” no brindan las señales económicas para que la Distribuidora brinde el acceso a la energía y el suministro a la comunidad de forma permanente.
En cuanto a la determinación de los costos eficientes por parte del regulador, éste aparentemente los asigna basado en los costos de inversión que éste determina teóricamente que son los de una empresa eficiente en condiciones de la red del Distribuidor en cuestión, -lo cual usa para la definición de las tarifas- por medio de estudios especializados que este contrata, es decir se supone que la inversión necesaria para dar acceso a la energía a una nueva comunidad son los teóricos “costos eficientes “ que el regulador ha calculado basados en estudios.
A la luz de la evidente limitada ampliación de la red de Distribución, se razona que los empresarios de la Distribución no cuentan con las señales económicas para realizar las inversiones en electrificación rural y que es necesario un nuevo mecanismo para encontrar los “costos eficientes” para las necesarias inversiones en electrificación rural.
¿Cómo definir los “costos eficientes” para que se lleven a cabo inversiones?
El modelo de remuneración de la infraestructura de transmisión eléctrica da la potestad a la CNEE de fijar un valor máximo de peaje a los transportistas por el uso de sus instalaciones, considerando instalaciones económicamente adaptadas sobre la base de un mecanismo de costos denominado Valor Nuevo de Reemplazo “VNR” el cual es el costo que tendría construir las obras y bienes físicos, con la tecnología disponible en el mercado, para prestar el mismo servicio[3].
Como se indica anteriormente, el modelo de remuneración establecido en el RLGE también incluye la posibilidad de ampliación por medio licitaciones publicas[4]; la teoría establece que se encuentran las condiciones de una empresa eficiente, a través de un mecanismo de licitación competitivo, lo cual es una practica internacionalmente reconocida para determinar costos eficientes que el publico deba pagar, siempre que las condiciones de competencia de la licitación sean razonablemente exentos de barreras a la libre competencia, escala suficiente para alcanzar economías relevantes, suficientes condiciones de certeza, apetito de los potenciales participantes que genere abundante oferta, entre otros .
De igual manera, como referenciado anteriormente, como precedente el MEM ya ha ejercido la potestad para definir los mecanismos para adjudicar ampliaciones e instalaciones de transmisión eléctrica, en el caso del Plan de Expansión del Sistema de Transporte denominado PETNAC[5], 2014, dicho plan fue licitado y adjudicado sustancialmente[6] a través del pago de un canon a los conferidos.
Es de hacer notar que los objetivos del plan referido establecieron: “ii. Aumentar el índice de electrificación rural del 82.7% al 90.0% en el año 2015, definido en el PET ; y del 90.0% al 95% en el año 2021, por medio de la ampliación de la cobertura de las redes de transmisión del Sistema Nacional Interconectado (SNI). iii. Aumentar el índice de electrificación entre 80% y 85% en el año 2015 de los departamentos que actualmente presentan la menor cobertura de electricidad: Alta Verapaz, Petén, El Quiché, Baja Verapaz e Izabal.”, por tanto, es de esperar actos congruentes y alineados de las instituciones para el desarrollo de dichos objetivos de electrificación rural.
En otras palabras, habiendo establecido mecanismos de solución para la trasmisión eléctrica, es menester enlazar dichas soluciones con el siguiente eslabón en la cadena, la electrificación rural, para lograr el fin último, el acceso a la energía para estas comunidades.
Siguiendo el orden de ideas se propone, por tanto, aplicar el mecanismo de licitación similar a lo establecido en el RLGE para las ampliaciones de la red de transmisión, – tales como el PETNAC-, para definir cuales son los “costos eficientes” para desarrollar el plan de electrificación rural, superando con ello las barreras de inversión en la expansión de la red.
El horizonte final, la propuesta de solución:
Habiendo recorrido el fenómeno se puede concluir en la propuesta de ajustes a los instrumentos regulatorios emitidos por la CNEE, incorporando procesos de licitación competitiva que determinen los costos de infraestructura a ser reconocidos para las inversiones en electrificación rural a los Distribuidores.
Por supuesto, el alineamiento detallado de los objetivos de la política de Electrificación rural con los instrumentos regulatorios, así como su eficaz y coherente implementación, tiene un componente de voluntad, en el cual, hacedores y gestores de política pública, empresas y comunidad, deben colaborar para obtener como resultado el bien común.
[1] Reglamento de la Ley General de Electricidad RLGE, Articulo 82, b) dispone que los costos de las instalaciones corresponden al costo de reposición de todos los equipos utilizados para suministrar energía a los usuarios en el instante en que se calculan las tarifas. Estos costos se obtendrán de acuerdo al concepto de empresa eficiente.
[2] Reglamento de la Ley General de Electricidad RLGE, Articulo 65, dispone que todo Distribuidor autorizado. A bridar el servicio adquiere la obligación de conectar a sus redes a todos los consumidores que lo requieran, y que estén ubicados dentro de una franja que no podrá ser inferior a 200 metros en torno a sus instalaciones.
[3] Ley General de Electricidad, articulo 67, establece que el peaje se calcula dividiendo la anualidad de la inversión, y además ésta será calculada sobre la base del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones, óptimamente dimensionadas, considerando la tasa de actualización que se utilice en el calculo de las tarifas y una vida útil de 30 años.
[4] Reglamento de la Ley General de Electricidad articulo 54 Bis “Ampliación por Licitación Publica”.
[5] Acuerdo Gubernativo 008-2014, Ministerio de Energía y Minas.
[6] Acta de Adjudicación de la Junta de Licitación del Ministerio de Energía y Minas del 22 de Enero 2015.
Vuelve a la primera parte:
Industria Actual: ¿Por que ciertas comunidades no tienen acceso a la energía?
Un asunto de políticas públicas, regulación y de decisiones económicas de los Agentes de Distribución de la energía; mas una propuesta de solución.