INFORME FINAL

REVISION DEL SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO

Resumen ejecutivo. El presente trabajo tiene por objeto presentar una revisión del sector eléctrico de Ecuador destinada a identificar los aspectos relevantes para la reforma del sector y recomendar los temas de la reforma. Las opiniones en él expresadas sólo comprometen a su autor. Las recomendaciones finalmente formuladas se aglutinan en grupos de acuerdo a su prioridad. El Grupo A contiene las recomendaciones sobre dos temas que se encuentran en trámite y que, por consiguiente, requieren atención inmediata: son ellos el “Proyecto de Ley Orgánica del sector Eléctrico” y el “Proyecto de Decreto Ejecutivo Sobre Subsidio al Precio Referencial de Generación”. El Grupo B aglutina las recomendaciones que contienen los principales temas de la reforma propuesta, todas las cuales significan adecuaciones o modernización de la LRSE que conviene tramitar simultáneamente para presentar al poder legislativo un cuadro integral de la reforma. Los cambios promueven: la consignación en la Ley de una política general sobre asignación transparente de subsidios; la asignación al Ministerio de Energía y Minas de las funciones de política y planificación que hoy detenta el CONELEC; la eliminación de la integración vertical entre las actividades de generación, transmisión y distribución que existe de hecho a través del Fondo de Solidaridad; la prohibición de contratación a precios libres de la energía producida en las plantas de generación de propiedad del Estado; la autorización al CONELEC para vincule, en las fórmulas tarifarias, las tarifas aplicables a los consumidores finales con el costo efectivo y eficiente de la generación; la determinación de nuevas orientaciones de política relacionadas con la población subsidiable; y, la autorización al CONELEC para que reglamente nuevos incentivos destinados a promover la inversión privada en la expansión de la generación de electricidad. El Grupo C comprende las recomendaciones relacionadas con la implantación de las medidas regulatorias que se posibilitarían gracias a las modificaciones que serían introducidas a la LRSE y que no requieren estudios específicos. El Grupo D incluye las recomendaciones cuya puesta en marcha requiere la ejecución de estudios específicos y considera la posibilidad de eliminar precios subsidiados de generación estatal en contratos suscritos con empresas distribuidoras también estatales, así como la implantación de los nuevos incentivos para promover la inversión privada en la expansión de la generación. Finalmente, el Grupo F contiene recomendaciones de menor prioridad pero importantes entre las cuales se destacan las adecuaciones al CONELEC y la implantación, por parte del Fondo de Solidaridad, de un caso piloto de aglomeración de empresas distribuidoras con el objeto de alcanzar rendimientos constantes a escala. En opinión personal del Consultor, la elegibilidad del sector eléctrico ecuatoriano para préstamos del BID ocurriría a partir de la puesta en vigor de las recomendaciones que aparecen en los Grupos B y C. Otros temas tratados en el presente informe son el estado de situación del sector eléctrico en sus aspectos institucional, de indicadores de mercado, agenda regulatoria del corto plazo y estado de la deuda existente entre empresas del sector (Sección II). También se presentan unas consideraciones sobre modelos de organización institucional del orden subnacional para adelantar proyectos de generación hidráulica (Sección IV).

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I. INTRODUCCION

1. Objetivo. 1.1 El objetivo de este informe es presentar una revisión del sector eléctrico de Ecuador

destinada a identificar los aspectos relevantes para la reforma del sector y recomendar los temas de la reforma, así como también identificar posibles áreas de apoyo para efectuar esta reforma.

2. Alcance

1.2 El alcance del presente trabajo está determinado por los Términos de Referencia

(TdR) que se consignan en el Anexo No. 1. 1.3 El presente Informe Final cubre aquellos temas relacionados con la reforma del

sector eléctrico que, a juicio del Consultor, son los más importantes. Esto significa que excluye el tratamiento de aquellos temas que no están directamente relacionados con la estructura sectorial implantada y que se espera que esté vigente en el futuro. Dentro de estos temas se destaca el relacionado con el control de las pérdidas eléctricas para cuya disminución la reforma propuso una solución de carácter institucional1 pero que, por diferentes razones, no se avizora como solución viable de implantar en el corto plazo. Debido a que el Informe se concentra en los temas más importantes, restan algunos otros temas que no se comentan, o no se lo hace con el mismo nivel de profundidad. En estos temas conviene complementar el Informe con recomendaciones que están contenidas en otros estudios disponibles2 y en los conceptos de personas que conocen detalladamente el sector. El Consultor solicita que sus recomendaciones sean consideradas con ecuanimidad, pues están formuladas con el mejor criterio y buena intención.

1.4 Este trabajo fue preparado a solicitud del BID en ejercicio de una autonomía plena

otorgada al Consultor; sus opiniones, por consiguiente, son únicamente de su propia responsabilidad y en nada comprometen al Banco.

3. Presentación

1.5 El Informe contiene las siguientes cinco secciones:

• La sección I es introductoria y tiene por objeto presentar el objeto del Informe y su alcance.

• La sección II busca describir el estado de la situación actual del sector. Inicialmente presenta las instituciones sectoriales y luego las estadísticas más relevantes sobre demanda, oferta y plan de inversiones. Luego presenta la

1 Organización de las empresas distribuidoras en tamaños que permitan rendimientos constantes a escala y con participación mayoritaria de agentes privados en su propiedad. 2 Ver, por ejemplo, Lecaros, F. y Neira E. con Ramos E., referencias concretas en “Bibliografía”.

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agenda regulatoria de corto plazo y un estado simplificado de la deuda entre las empresas del sector.

• La sección III está destinada a presentar el análisis sectorial propiamente dicho, separando en numerales cada uno de los temas específicos que pueden ser tratados, desde el punto de vista exclusivamente analítico, como temas relativamente independientes. Cabe aclarar que esta clase de organización sólo busca destacar, en cada uno de los numerales, un determinado tema pero de ninguna manera supone que los temas sean absolutamente inconexos o independientes. Cada numeral trata su respectivo tema en tres sentidos. Primero, presenta los “hechos”, donde se pretende consignar los puntos verificables en que se basa el análisis subsiguiente. A continuación se presenta la “disquisición” que contiene el examen crítico de los hechos, destinado a identificar conclusiones o a alcanzar recomendaciones. Finalmente, presenta las “recomendaciones” que, con el ánimo de evitar reiteraciones, trata de no repetir los argumentos contenidos en la disquisición: sin embargo, se comenta que la lectura comprensiva de las recomendaciones no puede estar aislada ni separada de su correspondiente disquisición.

• La sección IV está destinada a comentar dos clases de alternativas de organización del sector eléctrico que el Gobierno a propuesto como posibles organizaciones para llevar a cabo nuevos proyectos de generación hidráulica.

• Finalmente, la sección V busca priorizar las recomendaciones. II. ESTADO DE SITUACION

1. Aspectos institucionales 2.1 El sector eléctrico ecuatoriano se encuentra organizado según lo dispuso la Ley del

Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) y su Reglamento. Está constituido por las siguientes entidades:

• El Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC); • El Centro Nacional de Control de Energía (CENASE); • Las empresas eléctricas concesionarias de generación; • La empresa eléctrica concesionaria de transmisión (TRANSELECTRIC); • Las empresas eléctricas concesionarias de distribución y comercialización.

2.2 La LRSE creó también el Consejo de Modernización del Sector Eléctrico

(COMOSEL) como organismo temporal encargado de definir, por delegación del Consejo Nacional de Modernización (CONAM), las unidades de negocio de generación, valorar como negocios en marcha las empresas eléctricas que tienen participación del sector público y llevar a cabo los procesos para promover la participación del sector privado en la operación y propiedad de las mismas. Las actuales acciones del COMOSEL y del CONAM dentro del sector eléctrico, pueden considerarse mínimas.

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2.3 En Ecuador, el Ministerio de Energía y Minas orienta sus esfuerzos al sector de hidrocarburos y no lidera el sector eléctrico. Se han analizado posibilidades de retomar este liderazgo, de crear una Secretaría de Electrificación, o de reestructurarlo asumiendo las funciones de fijación de políticas y ejecución de la planificación3, hoy en día a cargo del CONELEC.

2.4 Una presentación de los aspectos institucionales ecuatorianos detallada puede

encontrarse en las siguientes páginas web:

• CONELEC: www.conelec.gov.ec • CENASE: www.cenace.org.ec • CONAM: www.conam.gov.ec

2. Demanda de electricidad 2.5 La demanda máxima de potencia (no coincidente) durante 2003 ascendió a 2,174

MW. El último quinquenio contiene la caída del 2.87% durante 1999 (1,920 MW), única disminución existente entre 1990, año en que la suma de las potencias máximas de las empresas distribuidoras ascendió a 1,180 MW, y 2003. El crecimiento promedio entre 1999 y 2003 ascendió al 2.5% por año. El valor promedio de crecimiento de la demanda de potencia en el plazo 1990 – 2003 es del 4.5%.

2.6 La energía facturada durante 2003 ascendió a 8,362 GWh de los cuales el 39%

corresponde al sector residencial, el 20% al comercial, el 23% al industrial y el 18% restante al agregado de los sectores de alumbrado público y “otros”. Durante el último año la energía facturada aumentó el 3.3% monto que, durante el último quinquenio, solamente subió al 1.6% promedio anual. Durante 1999 ocurrió un decrecimiento del 5.8% respecto a 1998. Entre 1990 y 2003, el promedio de crecimiento fue del 4.0%.

2.7 El número de clientes durante 2003 ascendió a 2,746,168, de los cuales 2,398,885

fueron residenciales (87%), el 10% comerciales y 34,772 industriales (1.3%). 2.8 La facturación durante 2003 ascendió a 250 US$ millones, de los cuales el 41%

corresponde al sector residencial, el 19% al sector comercial, el 21% al sector industrial y el restante 19% a los sectores de alumbrado público y “otros”. La evolución de la facturación muestra drásticos cambios4 cuya interpretación está íntimamente relacionada con la estabilidad macroeconómica del país, el proceso de dolarización de la economía y decisiones relacionadas con congelación de tarifas.

2.9 El precio medio de la facturación de 2003 ascendió a 8.97 centavos de US$/kWh.

Los precios medios por sectores fueron de 9.46 para el residencial, 8.60 para el

3 Ver sección III – 8. 4 Cayó 31% durante 1998 respecto a 1998 y subió 81% en 2001 respecto al 2000.

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comercial y 7.99 para el industrial. La evolución del precio medio durante el quinquenio muestra cambios abruptos y fue la siguiente: 4.30 durante 1999, 3.62 durante 2000, 6.47 durante 2001, 8.52 durante 2002, y el valor ya anotado de 8.97 durante 2003. Los precios medios correspondientes al período 1990 – 1999 siempre estuvieron por debajo de los 7.1 centavos de US$/kWh y durante 6 años estuvieron por debajo de los 6.0 centavos de US%/kWh, lejos de su costo de oportunidad.

2.10 El consumo promedio nacional por cliente residencial en 2003 ascendió a 1,363

kWh/(cliente año), o sea a 114 kWh/(cliente-mes). En general, este indicador de bienestar ha disminuido; su decrecimiento durante el último quinquenio fue del 1.3% por año y, durante el período 1990 – 2003, casi del 1% anual.

2.11 De la energía disponible en 2003 por parte de las empresas distribuidoras (11,135

GWh), se facturaron 8,522 GWh, lo cual significa pérdidas totales del 23.47%. Estas pérdidas de energía están distribuidas de manera altamente diferenciada entre las empresas distribuidoras: 4 de ellas mostraron valores por encima del 30%, 8 entre el 20 y el 30%, y 8 por debajo del 20%. Las pérdidas de transmisión cayeron de 2002 a 2003, desde 3.82% a 3.27% de la energía total transportada, valor que se considera excesivamente alto para las condiciones de distancias y de topología que caracterizan la transmisión de Ecuador.

2.12 La proyección del consumo efectuada por el CONELEC supone crecimiento del PIB

del 3% para 2003 y del 6 y 5% para los dos años siguientes. La proyección considera reducción de pérdidas, principalmente entre 2004 y 2006, del orden del 6.6% de la demanda de energía de las empresas distribuidoras. Los resultados obtenidos indican un escenario medio de crecimiento entre 2003 y 2012 del 6.4% por año, un escenario bajo con crecimiento del 5.3% y un escenario alto con crecimiento del 7.4%.

3. Oferta de electricidad 2.13 Durante 2003 la potencia instalada total ascendió a 3,765 MW. Está potencia

instalada está casi equidistribuida entre hidráulica (1,746 MW) y térmica (1,729 MW), pues cada una cuenta con el 46%. El resto corresponde a interconexiones internacionales (290 MW, 8%).

2.14 La capacidad instalada térmica (1,729 MW) está distribuida 36% a gas, 9% a gas

natural, 26% a vapor y un elevado monto relativo de 505 MW (29%), en motores de combustión interna.

2.15 Durante el último quinquenio (1999 – 2003) la capacidad hidráulica sólo se ha

incrementado en 39 MW que representan el 2% del total instalado en centrales hidráulicas. Los incrementos importantes han ocurrido en centrales a gas (205 MW), a gas natural (162 MW), en motores de combustión interna (157 MW) y en la interconexión con Colombia que inició su operación en 2003 (250 MW). La capacidad instalada en centrales térmicas a vapor, cayó 29 MW. Cabe destacar no

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sólo la elevada capacidad instalada en motores de combustión interna (505 MW), sino su crecimiento significativo durante el último quinquenio (157 MW).

2.16 La producción total de energía durante 2003 ascendió a 12,666 GWh de los cuales

son netos5 12,388 GWh. La participación de la energía hidráulica en la energía bruta fue del 57% (7,180 GWh), de la térmica a vapor 20% (2,477 GWh), de las térmicas a gas 4% (485 GWh), de las térmicas a gas natural 7% (939 GWh) y de la interconexión internacional 9% (1,120 GWh).

2.17 Dentro de la estructura de producción descrita en el párrafo anterior, resulta

destacable el apoyo significativo de la interconexión internacional que reforzó con 344 GWh la menor producción hidráulica debida a condiciones hidrológicas, y sustituyó durante 2003, 639 GWh de energía térmica a gas, la cual pasó de 1,124 GWh producidos en 2002 a sólo 485 GWh, más una sustitución de 45 GWh de energía producida en motores de combustión interna.

2.18 Durante el último quinquenio, la producción de energía bruta de electricidad pasó de

10,332 GWh a 12,666 GWh, lo cual significa un crecimiento promedio del 4.2%. 2.19 De la producción bruta total, el 82% (10,389 GWh) correspondió a empresas

generadoras, el 9% (1,120 GWh) a la interconexión con Colombia, el 6% (745 GWh) a la generación propia de empresas distribuidoras, y el 3% (411 GWh) a autoproductores.

4. Plan de inversiones 2.20 El plan de inversiones para el período 2003 – 2012 vale 2,725 US$ millones

distribuidos así: 1,400 US$ millones en generación, 161 en transmisión y 1,164 en distribución, incluyendo FERUM6.

2.21 Los proyectos menores de generación que están en proceso de construcción, son 7

(incluyendo uno de importación de energía), suman 203 MW y 1,147 GWh/año, y son los siguientes: • Central hidroeléctrica Perlabí, 2.78 MW, 15 GWh anuales, con ingreso a

operación previsto para agosto de 2004; • Interconexión a 230 kV entre Ecuador y Perú mediante la línea Zorritos –

Machala, para importación radial de 93 MW y 487 GWh anuales, con ingreso a operación previsto para septiembre de 2004;

• Central hidroeléctrica Sibimbe de propiedad de Hidalgo & Hidalgo S.A., de 15.2 MW y 107 GWh anuales, con ingreso a operación previsto para diciembre de 2004;

5 De consumos propios de las centrales. 6 Fondo de Electrificación Rural y Urbano – Marginal.

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• Central eólica Salinas en Imbabura de propiedad de Electroviento S.A., de 10 MW y 20 GWh anuales, con ingreso a operación previsto para enero de 2005;

• Centrales hidroeléctricas Poza Honda de 3 MW y 16 GWh y de La Esperanza con 6 MW y 19 GWh anuales, del Centro de Rehabilitación de Manabí, con ingreso a operación previsto para abril de 205;

• Central hidroeléctrica Ocaña de Elecaustro con 26 MW y 192 GWh anuales, con ingreso a operación previsto para agosto de 2005;

• Central termoeléctrica de Arcutex S.A. en Esmeraldas con 50 MW y 307 GWh anuales, con ingreso a operación previsto para septiembre de 2005.

2.22 Los dos proyectos de generación hidráulica mayores son los siguientes:

• Central hidráulica de San Francisco, a cargo de Hidro Agoyán (Hidropastaza) con 230 MW y 1,403 GWh anuales, por iniciar construcción y fecha prevista de ingreso al sistema en 2007;

• Central hidráulica Mazar, a cargo de Hidro Paute S.A., con 180 MW y 744 GWh/año, con ingreso a operación previsto para 2006. Posee beneficios de afirmación de la energía de Hidro Paute y control de sus sedimentos.

2.23 El plan de equipamiento de la transmisión incluye los siguientes proyectos:

• Subestación Dos cerritos (230/69) kV; • Ampliación de las subestaciones: Ibarra, salitral 69 kV, Pascuales, Sala de

control de S/E Esmeraldas, Ambato, Machala, Trinitaria, milagro, Esmeraldas, Santa Elena, Babahoyo, Santa Rosa;

• Reserva de las subestaciones: Riobamba, Policentro, transformador móvil; • Sistema de transmisión Milagro – Machala, 230 kV; • Ampliación de la Subestación Pomasqui, 230 kV; • Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV; • Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV; • Sistema de transmisión Cuenca, 230 kV; • Sistema de transmisión Las Juntas, Santa Elena, 138 kV; • Centro de Control de Transmisión; • Compensación reactiva capacitiva; • Sistema de transmisión Nororiente; • Sistema de transmisión Trinitaria – Salitral; • Interconexiones internacionales: construcción para operación radial de la línea

Zorritos 9Perú) – Machala, 230 kV con transformador en Machala a (230/69) kV.

2.24 La expansión del sistema de distribución es responsabilidad de las empresas

concesionarias de distribución las cuales deben prever la ampliación y mejoramiento de sus sistemas de subtransmisión, subestaciones, redes de media y baja tensión, y del sistema de medición, para satisfacer toda la demanda de servicios de electricidad que

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les sea requerida7. El “Plan Nacional de Electrificación” vigente estima en 1,164 US$ millones los requisitos de inversión en distribución durante los 10 años de horizonte del plan, sin embargo, destaca que los planes que las empresas distribuidoras presentaron a consideración del CONELEC para efectos de que éste autorice su VAD, “en la mayoría no contaban con estudios de soporte tales como diagnóstico, estudios de flujo y de corto circuito, análisis de primarios, transformadores y secundarios, evaluación beneficio / costo, esquemas de financiamiento, etc”.

5. Aspectos regulatorios 2.25 La siguiente es la agenda normativa y regulatoria que se encuentra en trámite de

elaboración o de aprobación durante el corto plazo:

• Regulación para Transacciones Internacionales de Electricidad (reforma); • Regulación para Comercializadores Internacionales (reforma); • Reglamento y Regulación sobre Electrificación Rural (reformas); • Reglamento de Suministro de Servicio (reforma); • Regulaciones Ambientales.

6. Deudas entre las empresas del sector 2.26 Durante la misión, el consultor solicitó información al Ministerio de Economía y

Finanzas (MEF) y al CENASE sobre el estado actualizado de las distintas deudas existentes entre agentes del sector. Esta información le fue suministrada verbalmente y de manera agregada, pero sin documentos de soporte, los cuales fueron considerados como confidenciales por parte de los funcionarios. Por consiguiente, la información aquí detallada sólo tiene el grado de precisión que corresponde a la precariedad de la situación descrita.

2.27 La impresión general del consultor en lo que a la deuda existente entre agentes se

refiere puede resumirse en dos apreciaciones. Por una parte, la existencia de una intensa dedicación de funcionarios del CONELEC, CENASE, y el MEF a la cuantificación realista y actualizada de la deuda sectorial con miras a buscarle solución, inicialmente mediante cruces entre deudas que resulten jurídicamente factibles y, en última instancia, mediante la asunción por parte del Estado de aquellas obligaciones cuyo pago quede finalmente pendiente y se origine en disposiciones gubernamentales, tales como el congelamiento de tarifas. Por otra parte, el convencimiento profundo de que, en algunos casos, distintos antecedentes entre los cuales se destacan las interpretaciones jurídicas y los procesos de reclamación en trámite, han convertido en una maraña indescifrable las transacciones

7 Art. 34 de la LRSE.

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compensatorias que, en otras circunstancias, podrían considerarse como indiscutiblemente viables8.

2.28 La deuda del Gobierno a las empresas distribuidoras denominada “déficit tarifario”9,

correspondiente al período entre abril de 1999 y octubre de 2003, asciende aproximadamente a 831 US$ millones. De este monto ya se han efectuado compensaciones por valor de 314 US$ millones y, por consiguiente, restaría un déficit por cubrir que asciende a 517 US$ millones pero que aún puede ser menor si se consideran compensaciones asociadas a las generaciones “embebidas o atrapadas” por las restricciones de transmisión. Una vez tomados en cuenta estos ajustes, se estima que el déficit tarifario por cubrir asciende a 504 US$ millones, valor que el Gobierno planea compensar, en buena parte, cruzándolo con la deuda pública que actualmente está a cargo de las empresas.

2.29 La compensación de los 504 US$ millones con deuda pública es difícil de efectuar

por razones legales. Las empresas distribuidoras funcionan de acuerdo al régimen privado y, por consiguiente, no pueden recibir donaciones del sector público, o efectuar donaciones a dicho sector, sin que se originen problemas que pueden ser de carácter penal. Por este motivo, es probable que los pagos, para que tengan viabilidad jurídica, tendrán que ser expresamente autorizados mediante ley.

2.30 De los 504 US$ millones, 221 US$ millones corresponden a EMELEC y su

tratamiento es sumamente difícil y oscuro, porque ni siquiera existe seguridad en cuanto a quién es efectivamente su real propietario10.

2.31 En el MEM existe una deuda por compra de electricidad del orden de 550 US$

millones. En dicho mercado, EMELEC debe 350 US$ millones. Si se compensara la deuda de 221 US$ millones que tiene el Estado con EMELEC por déficit tarifario con los 350 US$ millones que EMELEC adeuda al mercado mayorista, restaría aún una deuda a cargo de EMELEC por valor de 129 US$ millones que habría que cobrar al real propietario de EMELEC.

2.32 Los comentarios anteriores no pretenden en forma alguna clarificar la situación de la

deuda entre agentes del sector eléctrico ecuatoriano11. Como ya se comentó, el consultor ni siquiera cuenta con los documentos respectivos. Por lo tanto, lo único que puede sostener con la precaria información de que dispone, es que existe un cuadro de deuda que si bien se está estudiando por parte del Gobierno, posee

8 El mejor ejemplo de esta situación lo constituye el análisis de la deuda relacionada con EMELEC. 9 Originada por la diferencia entre la tarifa de eficiencia autorizada por el CONELEC y la tarifa efectivamente facturada acatando medidas de congelamiento de tarifas. 10 Existen 3 fideicomisos que se disputan la propiedad. En un concepto emitido por el jurista Nicolás Parducci para el CONELEC, el ex procurador asevera que el Estado es el propietario de los bienes afectados por los contratos de concesión de Electroecuador Inc. y de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. 11 Un resumen de la situación existente a diciembre de 2003 puede verse en el documento: Lecaros, Fernando: “Expectativas...”, ver referencia.

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dificultades de solución originadas en los importantes montos de las deudas y en las dificultades legales para efectuar los cruces que eventualmente sean del caso.

III. DIAGNOSTICO SECTORIAL Y RECOMENDACIONES

1. Enfoque global 3.1 El diagnóstico sectorial que se presenta a continuación está orientado por una visión

global que cubre al sector eléctrico, que mira hacia su interior y también hacia su entorno referido a la economía nacional, e internacional cuando es del caso. Por esta razón las opiniones que se expresan y las recomendaciones que se efectúan deben considerarse íntimamente articuladas entre sí.

2. El modelo de reforma del sector eléctrico

• Hechos 3.2 La reforma del sector eléctrico se determinó mediante la Ley de Régimen del sector

Eléctrico (LRSE) y de sus reglamentos en 1996 y, su desarrollo institucional, culminó en 1999 con la implantación de la organización sectorial actual.

3.3 Problemas de diferente origen han conducido a que las instituciones no operen en la

realidad de acuerdo a la forma prevista en el modelo. Entre estos problemas se destacan: (a) dificultades para que los agentes de propiedad pública se comporten como si se tratara de agentes privados, en atención a que sus funciones objetivo son diferentes; (b) deudas elevadas entre agentes que son inoportunamente canceladas; (c) regulación presionada por la búsqueda de metas que están conectadas con la función gubernamental de fijación de políticas; (d) subsidios implícitos o de baja transparencia, a veces generalizados a toda la demanda o a los productores, no incluidos o sólo parcialmente incluidos en el presupuesto nacional y, con frecuencia, inoportunamente cancelados; (e) dificultades macroeconómicas nacionales y, en varios años, coincidentes con problemas macroeconómicos de alcance supranacional; y (f) precario financiamiento sectorial e insuficiente inversión privada.

3.4 Existen voces que solicitan el desmonte del modelo de reforma sectorial aduciendo

críticas relacionadas con problemas concretos; sin embargo, no presentan un análisis de carácter global, ni impulsan una organización alternativa concreta y completa.

3.5 Simultáneamente, existen estudios, análisis académicos y opiniones de profesionales

conocedores del sector que son concluyentes en cuanto a que el modelo posee potencialidad para producir los beneficios que de él se esperan.

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• Disquisición 3.6 Forzoso es reconocer que el modelo de reforma sectorial no ha operado en la forma

prevista y, por lo tanto, no ha producido todos los beneficios esperados. Mal podía hacerlo estando inmerso en unas circunstancias para las cuales no está diseñado, o que estaban por fuera del control de las fuerzas de mercado. A no dudar, tampoco podrá operar satisfactoriamente si, en el futuro, permanecen activas las circunstancias o condiciones que inhabilitan su correcto funcionamiento. Esta visión, aunque clara, per se no promueve una solución, pero sí indica donde buscarla. Lo que interesa es determinar si es más conveniente, coherente con la economía general y expedito eliminar las circunstancias nocivas al funcionamiento del modelo o, por el contrario, es preferible cambiar el modelo.

3.7 También es forzoso reconocer que el modelo de reforma sectorial eléctrica ha

producido ingentes beneficios, incluyendo algunos que no fueron explícitamente buscados cuando se diseñó. Detallarlos es superfluo pero, para ilustrar este punto de vista, basta destacar que entre los beneficios obtenidos y que no fueron explícitamente buscados, se encuentra la capacidad que tiene el modelo de identificar y focalizar los diferentes problemas: unos asociados a la transparencia en las transferencias financieras entre actividades, otros a la correcta valoración de los recursos económicos. La prueba de la veracidad de esta aseveración reside en el hecho de que, en ausencia del modelo, no habría sido posible concretar la lista de problemas que aparecen citados en la sección de “hechos” del presente numeral. Por ejemplo, si aún estuviera vigente la organización sectorial que existió hasta 1999, no habría sido posible focalizar las deudas, ni conocer los costos de la electricidad que sirven de referencia para estimar los subsidios al compararlos con las tarifas.

3.8 El desarrollo de la economía ecuatoriana requiere que existan condiciones

apropiadas tales como estabilidad macroeconómica, eficiencia económica propulsada por un sistema de precios sin distorsiones, asignación de subsidios correctamente focalizados y con responsabilidad fiscal, seguridad jurídica, transparencia y estabilidad regulatoria, etc. Estas condiciones son las mismas que requiere el modelo sectorial para funcionar adecuadamente, en consecuencia, los dos caminos --el del desarrollo del país y el del sector-- son coherentes entre sí y el logro de las metas y condiciones que requiere la economía nacional para su desarrollo, fortalecen el modelo, en lugar de debilitarlo.

3.9 Por otra parte, el correcto funcionamiento del modelo requiere que ocurran ciertas

condiciones mucho más específicas que las demandadas por la economía general. Estas condiciones específicas tienen que ver con adecuar el modelo a la realidad actual y prevista del sector eléctrico ecuatoriano: ello no desvertebra el modelo, sino que lo mejora porque lo adapta a una situación real que puede diferir parcialmente de la situación idealizada que se supuso que existiría cuando se diseñó el modelo. Se insiste en que no se trata de cambiar, sino de adaptar el modelo para que consulte de la forma más adecuada los problemas específicos que pudieron no estar contemplados inicialmente. Las adaptaciones más importantes se presentan, más

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adelante, mediante las distintas recomendaciones que aparecen en otros puntos de este mismo Informe.

3.10 Finalmente, si la opción preferible es la de adecuar el modelo a la realidad actual y

prevista del sector eléctrico ecuatoriano, cabe perfectamente modernizarlo ahora, a luz de realidades aplicables y de experiencias internacionales que lo pueden complementar, en lugar de esperar a que efectivamente concurran todas las condiciones para el correcto funcionamiento del modelo para, a partir de ese momento, recién iniciar la conceptualización de las mejoras de modernización que convenga introducir. Aceptar esta posibilidad es importante porque la modernización del modelo tiene que ver con señales de precios que tardan en implantarse y tardan en producir efectos: por lo tanto es oportuno ganar tiempo gracias a experiencias internacionales existentes y a análisis ya efectuados para otros lugares que permitieron demostrar ciertas falencias del modelo que se pueden enmendar, y cuanto antes, mejor.

• Recomendaciones

3.11 Mantener vigente la esencia del modelo de reforma sectorial eléctrica que existe

en Ecuador, pero adecuándolo a la realidad actual y esperada del sector y modernizándolo a la luz de experiencias internacionales.

3.12 En consonancia con la recomendación de adecuación y modernización del modelo

de reforma sectorial, proceder a implantar los cambios de adecuación y modernización que se requieran, algunos de los cuales se describen en otras recomendaciones del presente Informe.

3. Decreto Ejecutivo Sobre Subsidio al Precio Referencial de Generación

• Hechos 3.13 Medida. El Gobierno se encuentra en proceso de expedir12 un Decreto Ejecutivo

mediante el cual pagará, a cada empresa distribuidora, la diferencia entre el “Precio Referencial de Generación” (PRG) aplicado en el cálculo de la tarifa al usuario final, y el costo real de generación efectivamente liquidado por el CENASE, mensualmente, por las compras efectuadas en el mercado ocasional y en los contratos a plazo. El monto del pago se determinará para cada una de las empresas distribuidoras, por el valor de esta diferencia multiplicada por la energía efectivamente recaudada de sus consumidores finales.

3.14 Procedimiento. De acuerdo al proyecto de Decreto Ejecutivo, el Ministerio de

Economía y Finanzas (MEF) entregará los valores del subsidio, con cargo a las empresas deudoras, directamente a los generadores acreedores.

12 Al 27 de junio de 2004.

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3.15 Período y monto. La medida se aplicaría al período comprendido entre julio y

diciembre de 2004. El MEF destinará para su aplicación efectiva, US$ 20 millones del Presupuesto General del Estado correspondiente al año fiscal 2004.

• Disquisición

3.16 El proyecto de Decreto Ejecutivo es una medida de corto plazo que busca, como

uno de sus efectos, evitar incrementos del endeudamiento de las empresas distribuidoras con los generadores.

3.17 Cabe comentar que existen algunos análisis que presupuestan el monto del subsidio,

para el período considerado, en el orden de US$ 30 millones lo cual, si llegara a ocurrir, daría lugar a un mayor gasto a cargo del Estado de US$ 10 millones.

3.18 Desde el punto de vista de la orientación y alcance del presente documento, lo que

realmente interesa es analizar el impacto que tendría la medida en el comportamiento futuro del sector, de tal manera que se puedan formular algunas conclusiones o recomendaciones, así fuesen de carácter preliminar.

3.19 En ausencia de la medida gubernamental que se piensa tomar podrían ocurrir

esencialmente tres situaciones diferentes13. En primer lugar, una reacción rápida del CONELEC destinada a corregir el nivel del PRG, la cual minimizaría el problema: se trataría entonces de un evento coyuntural que se solucionaría con un incremento tarifario a los clientes regulados. En segundo lugar, ninguna reacción del CONELEC ni del Gobierno, lo cual conduciría al desfinanciamiento progresivo de las empresas distribuidoras que se verían abocadas a suspender el servicio de algunas de sus deudas, o a no realizar la ampliación, operación y mantenimiento debidos de sus propios sistemas de distribución: se trata de una de las situaciones que vienen afectando drásticamente la salud financiera de las empresas distribuidoras y de los generadores. Finalmente, la asunción por parte del Estado del diferencial entre el PRG y el costo efectivo de la generación: se trata precisamente de la medida propuesta.

3.20 El análisis del primer caso carece de mayor interés porque reduce el problema al de

un evento coyuntural y, sobre todo, porque no es el caso que vive el Ecuador. En las dos situaciones siguientes existe el mismo efecto desde el punto de vista del cliente: una tarifa inferior al costo que representa un subsidio a la demanda de los clientes regulados. La diferencia real entre las dos situaciones está en quién asume el subsidio: en el segundo caso lo hacen las empresas distribuidoras a costa de su desarrollo o los generadores, porque no reciben la remuneración de su generación. Finalmente, en el último caso, lo asume el Estado de manera explícita a través del presupuesto.

13 O múltiples combinaciones de esas tres situaciones.

14

3.21 En lo relacionado con la permanencia o transitoriedad de la medida, cabe anotar que, aunque no de manera formal, puede dar a las empresas distribuidoras una señal de que se trata de una medida que será nuevamente adoptada en el futuro14. Si esta situación ocurriese, tendría los costos correspondientes a su permanencia a lo largo del tiempo15. Si no ocurriese, tendría los costos asociados a un comportamiento equivocado, originado en una señal que no es clara16. En cualquiera de los dos casos, resulta necesario analizar más detenidamente los elementos que caracterizan la asignación del subsidio al Precio Referencial de Generación.

3.22 Como hecho central, cabe destacar que se trata de un subsidio a la demanda en

general que, por lo tanto, carece de criterios que orienten su focalización en la población pobre.

3.23 Adicionalmente, se trata de un subsidio parcial en el sentido de que se refiere

únicamente al componente tarifario que tiene relación directa con el costo de generación. En igualdad de circunstancias podrían solicitar un subsidio equivalente la empresa de transmisión respecto al costo medio reconocido para la transmisión, o las empresas de distribución respecto al Valor Agregado de Distribución17. Esto conduce a un problema de ausencia de transparencia en la asignación de los recursos públicos porque, si los valores reconocidos en la tarifa para la transmisión y distribución efectivamente coincidieran con sus costos eficientes calculados según lo dispone la Ley, entonces no habría razón para discriminar entre generación y las demás actividades. Por lo tanto, la discriminación entre actividades vuelve explícita la existencia de una diferencia en el tratamiento de los componentes tarifarios y los costos de dichas actividades, diferencia que aparece acompañada de una discriminación entre instituciones, donde las empresas afectadas (transmisión y distribución) son todas empresas estatales.

3.24 Por otra parte, la cuantificación del subsidio se hace considerando la energía

efectivamente recaudada por las distribuidoras de sus consumidores finales. Aquí existe un problema de inconsistencia18. Sería incorrecto que el subsidio se cuantificara sobre la energía comprada, porque entonces se estaría premiando la ineficiencia de las empresas distribuidoras, en cuanto a pérdidas técnicas y no técnicas. De igual manera, es incorrecto que se cuantifique sobre la energía efectivamente recaudada, puesto que esto es inconsistente con el hecho físico y

14 Durante las entrevistas se encontró que esta interpretación era generalizada: en el MEF y en el CENASE se discutían los montos que habría que presupuestar para 2005. 15 Tales como incremento del déficit fiscal, distorsión generalizada de los precios de la electricidad al nivel de clientes regulados, localización de subsidios en personas no pobres, etc. 16 Por ejemplo, las empresas distribuidoras podrían exponerse totalmente al mercado “spot”, esperando que los mayores costos de generación sean asumidos por el Estado y, encontrar luego que no se materializa el supuesto, dando el error lugar a pérdidas en su utilidad operacional. 17 También podrían no solicitar este subsidio por tratarse de empresas de propiedad estatal pero, en este caso, la decisión tendría impactos sobre su viabilidad financiera, programas de expansión y capital. 18 Conceptualmente, la inconsistencia es uno de los problemas más graves que a toda costa se debería evitar. Existen posiciones que sostienen que es preferible estar “consistentemente equivocado”porque así, cuando se detecta el error, se lo corrige uniformemente, esto es, con consistencia.

15

económico de que existen pérdidas económicas, técnicas y no técnicas, cuyos valores son los que aparecen explícitamente reconocidos mediante la regulación (son los valores admitidos).

3.25 En lo relacionado con el monto, si la medida se extendiera durante 2005, el monto

del subsidio ascendería a cerca de US$ 65 millones monto que, por si sólo, alcanza ya un nivel absoluto importante para destinar recursos libres en manos del Estado, recursos que son lo que poseen el mayor costo de oportunidad y que, por consiguiente, deben administrarse con el mejor criterio.

3.26 La medida, al igual que cualquier subsidio explícito, tiene la ventaja de inducir

disciplina fiscal por cuanto el dinero que se subsidia por el lado de las tarifas, debe ser incorporado como costo, por el lado del presupuesto.

3.27 La mala focalización de este subsidio, el tratamiento parcial de un problema general

que origina situaciones opacas, su inconsistencia con la regulación y su monto absoluto importante, conducen uniformemente a recomendar que esta clase de medidas no se vuelvan a repetir en el futuro.

• Recomendaciones

3.28 En el evento de que ya se haya promulgado el Decreto Ejecutivo, se recomienda no

otorgar nuevamente subsidios directos al PRG de la misma manera porque, a pesar de su cualidad de inducir la disciplina fiscal por tratarse de un subsidio directo, debidamente cuantificado e incluido en el presupuesto del gasto público, tiene las desventajas de: (a) no beneficiar específicamente a la población más pobre sino, de manera indiscriminada, a los clientes regulados y especialmente a los de mayores consumos; (b) discriminar a la empresa de transmisión y a las empresas de distribución en contra de las empresas generadoras; (c) producir señales que inducen comportamientos erróneos de las empresas; (d) distorsionar el sistema general de precios con impactos sobre la eficiencia económica del país; (e) ser inconsistente con la regulación vigente, puesto que no se subsidian las pérdidas de electricidad que son económicamente eficientes y que están explícitamente reconocidas en la regulación; y en general, (f) por carecer de la transparencia que debe tener toda asignación de subsidios.

3.29 En el evento de que aún no se haya promulgado el Decreto Ejecutivo, resulta

preferible hacerlo a suspenderlo, ya que ésta decisión tendría otras consecuencias malas para el sector, tales como la desorientación y pérdida de confianza de los agentes sectoriales en el Gobierno. Sin embargo, en este caso al menos se alcanzaría a incluir una advertencia explícita de que el mismo procedimiento de subsidio no se repetirá a futuro; además, se alcanzaría a eliminar el elemento de inconsistencia con la regulación, subsidiando las pérdidas de electricidad que son económicamente eficientes.

16

3.30 De manera general, si la autoridad política determina otorgar subsidios, se recomienda que sean explícitos, trasparentes, consistentes con la regulación y orientados a beneficiar la población pobre.

4. Proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico

• Hechos 3.31 Medidas. El Gobierno se encuentra en proceso de someter a la decisión del

Congreso un proyecto de “Ley Orgánica del Sector Eléctrico” que incluye, como cuerpo central, las siguientes decisiones principales19:

a. Que el Estado garantice “a los concesionarios que incorporen nuevas

instalaciones para generación hidroeléctrica..., el pago total de las facturas emitidas por dichos generadores a las compañías distribuidoras, que comprenderá el valor total de la energía eléctrica entregada al Mercado Eléctrico Mayorista, siempre que el precio unitario total de potencia y energía en centavos de dólar por kilovatio hora de la factura, sea inferior al Precio Referencial de Generación (PRG) determinado por el CONELEC y que esté vigente a la emisión de dicha factura”20.

b. Que “el valor anual dedicado al cuidado de la cuenca hidrográfica de utilización

y al mejoramiento de los asentamientos humanos de la misma, propiciando el bienestar social constituirá gasto deducible el mismo que será descontado del pago del Impuesto de la Renta en el valor anual empleado con estos objetivos”21 y que “los bienes de capital que se requieran para la construcción de nuevas instalaciones hidroeléctricas o energías alternativas quedan exentos a partir de la vigencia de esta ley, de todos los impuestos, derechos arancelarios, gravámenes, contribuciones y demás pagos relacionados para la importación, transporte y construcción durante la ejecución del proyecto y hasta la fecha de inicio de su operación”22.

c. Que quienes defrauden los servicios públicos “serán sancionados con pena de

prisión de seis a dieciocho meses y multa de diez a cien salarios básicos unificados, sin perjuicio del pago de lo fraudulentamente utilizado”23, además

19 También incluye otras decisiones importantes, aunque menos relacionadas con cambios sectoriales generalizados, tales como la disminución del 10 al 5% de la contribución de clientes comerciales e industriales menores al FERUM y la destinación de recursos liberados por la recompra de deuda a honrar líneas de crédito con organismos financieros multilaterales que presten a nuevos proyectos de generación hidroeléctrica. 20 Art. 1 del proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico. 21 Art. 8 del proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico. 22 Art. 9 del Proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico. 23 Art. 16 del Proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico.

17

de otras sanciones penales aplicables cuando los beneficiarios de la infracción sean personas jurídicas.

3.32 Procedimientos. El proyecto incluye procedimientos destinados a volver operativa

la ley, entre los cuales se destacan:

a. La creación del “Fideicomiso de Fomento del Sector Eléctrico” (Fideicomiso) que tendrá al Banco Central como fiduciario,

b. La obligatoriedad de que las empresas distribuidoras entreguen al Fideicomiso

la totalidad de sus ingresos por venta y distribución de energía el cual destinará los recursos del Fideicomiso de acuerdo con las siguientes prioridades: (i) a generadores privados o a aquellos con participación minoritaria del Estado; (ii) al transmisor; (iii) a los generadores de propiedad del Fondo de Solidaridad; y (iv) al Valor Agregado de Distribución.

3.33 Monto y período. El Ministerio de Economía y Finanzas aportará al Fideicomiso la

suma de US$ 500 millones, distribuidos en 5 años, a través de emisión de bonos del Estado colocados a 12 años de plazo y tasa de interés de Libor a seis meses, reajustable semestralmente. La garantía de pago de facturas tendrá vigencia hasta el año 2025. Las deducciones al impuesto de renta por costos en cuencas hidrográficas y en mejoramiento de asentamientos humanos, son indefinidas. Las exenciones de la totalidad de impuestos, duran hasta el inicio de la operación de las nuevas hidroeléctricas.

• Disquisición

3.34 El proyecto de ley contiene un conjunto de medidas de largo plazo que buscan

promover la construcción de centrales hidroeléctricas y sancionar penalmente a quienes defrauden los servicios públicos.

3.35 El objetivo general de construir centrales hidroeléctricas no es, por sí mismo, un

objetivo racional desde el punto de vista económico. El objetivo debería ser el de contar con generación suficiente para abastecer la demanda de electricidad al mínimo costo económico total, el cual puede estar en abierta oposición con el anterior. La construcción de proyectos hidráulicos hay que analizarla a la luz de cada uno de los proyectos específicos y dentro del contexto del plan de expansión de la generación promulgado por el CONELEC, plan que es de carácter indicativo.

3.36 Parece existir un convencimiento difundido en Ecuador consistente en que la

hidroelectricidad posee menor costo económico que otras alternativas de generación. Se insiste en que este criterio puede estar muy alejado de la realidad y puede estar ocasionando un grave daño a Ecuador, porque induce a que las centrales hidroeléctricas de propiedad del Estado contraten su energía a precios baratos que no consultan su costo medio total, costo que incluye el componente de recuperación de la inversión.

18

3.37 La promoción de centrales hidroeléctricas mediante la eliminación de impuestos está conceptualmente equivocada. En la eventualidad de que el mecanismo resultase exitoso en cuanto a su objetivo de incrementar la nueva generación hidroeléctrica, lo podría hacer a fuerza de apoyar proyectos que no son competitivos con otras alternativas energéticas, o de apoyar hidroeléctricas que son más costosas que otras que por diferentes razones pueden no tener un agente interesado en su construcción. Adicionalmente, va a generar distorsiones en el precio de la electricidad que producirán ineficiencias económicas.

3.38 La eliminación de los impuestos constituyen subsidios explícitos pero ocultos24 que

en nada contribuyen a la transparencia del uso de los recursos del Estado, ni a su buena focalización en beneficio de los pobres. Son subsidios a los productores de electricidad que están difuminados en las exenciones de pagos al Estado que no se cuantifican de manera agregada.

3.39 Por otra parte, la deducción del impuesto a la renta de los gastos incurridos en

cuidado de la cuenca hidrográfica y en mejoramiento de asentamientos humanos puede dar lugar a grandes distorsiones en el uso de los recursos, porque incentiva estos gastos por encima de lo necesario. Los gastos aquí descritos deben existir en la medida en que sean económicos, o sea en la medida en que el beneficio incremental que produzcan iguale o supere su costo incremental lo cual, desde luego, está desvinculado del sistema tributario. Finalmente, la asignación específica de estas deducciones del impuesto de renta contradice toda técnica moderna de presupuestación.

3.40 El tratamiento diferenciado entre generadores hidroeléctricos nuevos y

generadores existentes de cualquier tecnología, originado tanto en las garantías como en las exenciones, también introduce distorsiones al mercado de oferta de electricidad pues trata de diferente manera a quienes producen un bien homogéneo. Este tratamiento diferencial entre generadores atenta directamente contra la competencia que promueve la LRSE porque, para que ésta sea posible, se requiere igualdad de condiciones entre competidores. Se crean así mercados diferenciados que pueden producir grandes problemas en la expansión antieconómica de la generación.

3.41 En el numeral III. 6 del presente informe, se recomienda un enfoque sustitutivo al

promocionado por el proyecto de ley aquí comentado y que tiene por objeto promover la inversión privada en la expansión de la generación25.

3.42 La exposición de los argumentos anteriores se puede resumir diciendo que si fuera

cierto que la generación hidráulica es más barata que la proveniente de otras fuentes, entonces no habría que promocionarla mediante los incentivos tributarios y de seguridad contenidos en el proyecto de ley aquí comentado. En el caso contrario de

24 En el sentido de que no se cuantifican en el presupuesto nacional. 25 Ver sección II. 4.

19

que fuera más costosa, forzoso resulta reconocer que tales incentivos conducirán a una situación indeseable por cuanto se promocionarían proyectos antieconómicos.

3.43 En lo que respecta a las sanciones penales por defraudación de los servicios

públicos, interesa destacar que viene a llenar un grave vacío en la normativa ecuatoriana. Su análisis detallado, relacionado con las sanciones específicas y con el hecho de que ellas sean promulgadas dentro de una ley con características de ley orgánica, es un tema que debería ser estudiado por juristas, a la luz del sistema penal de Ecuador y de las experiencias reales observadas en otros países.

• Recomendaciones

3.44 Se recomienda no tramitar el proyecto de “Ley Orgánica del sector Eléctrico” en la

parte que trata del “régimen de garantías del sector eléctrico” (Capítulo I) porque: (a) el objetivo de promocionar centrales hidroeléctricas puede estar en contraposición con el objetivo racional de abastecer la demanda al mínimo costo económico total; (b) el mecanismo de hacerlo mediante eliminación de impuestos puede apoyar proyectos que no son competitivos con otras opciones energéticas, o apoyar hidroeléctricas más costosas que otras pero que, por diferentes motivos, en un momento dado pueden carecer de interesados en su construcción; (c) la eliminación de impuestos constituye subsidios que, aunque explícitos, son ocultos y no contribuyen a la transparencia en el uso de los recursos del Estado; (d) los subsidios no están orientados a beneficiar la población pobre, sino a los productores de electricidad; (e) las deducciones de impuestos a la renta de gastos específicos incentiva dichos gastos por encima de lo necesario y contradice toda técnica moderna de presupuestación; y (f) la diferenciación entre generadores nuevos y existentes atenta contra la competencia en la generación.

3.45 Se recomienda tramitar el proyecto de “Ley Orgánica del sector Eléctrico” en la

parte que trata de “la defraudación de los servicios públicos” (Capítulo II), porque viene a llenar un grave vacío en la normativa ecuatoriana. Sin embargo, se recomienda hacerlo a la luz: (a) de un análisis de su conveniencia de expedirse con características de ley orgánica; y (b) de un análisis jurídico detallado sobre la precisión de la conducta descrita, los mínimos y máximos de las sanciones, el establecimiento de las normas regulatorias, el análisis de la proporcionalidad entre la conducta y la sanción con la correspondiente determinación de agravantes y atenuantes y, en general, el estudio social y jurídico de los impactos penales y sancionatorios previsibles.

20

5. Precios de los contratos de electricidad de empresas generadoras públicas

• Hechos 3.46 La LRSE destina26 las utilidades de las empresas del Estado inicialmente al

mejoramiento de su infraestructura, luego al financiamiento de la expansión y los excedentes, si los hubiere, al Fondo de Solidaridad con destinación específica a la Amazonía y Galápagos.

3.47 La LRSE no establece condiciones diferentes para los contratos de suministro de

energía por parte de empresas generadoras de propiedad pública respecto a los suscritos por empresas generadoras privadas. Los contratos a plazo son los que libremente se acuerdan entre generadores y grandes consumidores, y entre generadores y distribuidores27.

3.48 El precio medio de venta de la producción de la empresa pública Hidro Paute en el

mercado de contratos durante 2003, incluido el precio por potencia, fue de 2.84 US$c/kWh; el valor correspondiente a la empresa pública Hidro Agoyán fue de 2.50 US$c/kWh. Para Hidro Nación, empresa pública que no es manejada por el Fondo de Solidaridad, fue de 5.02 cUS$/kWh.

3.49 Se cuestiona la viabilidad financiera de la central Mazar si sus recursos provienen

de los ingresos de Hidro Paute. Lo mismo puede decirse respecto al proyecto de San Francisco que se construiría con ingresos de Hidro Agoyán.

3.50 Durante 2003 la producción de Hidro Paute (4,596 GWh) más la de Hidro Agoyán

(1,001 GWH) representaron el 54% del total de la producción de electricidad del país, la cual fue de 10,390 GWh.

3.51 El precio medio de la energía en el mercado ocasional, incluido el pago por

potencia, restricciones y transmisión, para el gran consumidor y el distribuidor durante 2003 ascendió a 9.02 US$c/kWh.

• Disquisición

3.52 El ejercicio de la libertad de contratación de la producción de energía de una central

con un gran consumidor o con un distribuidor, que está consignada en la Ley, supone que los generadores se comportan como agentes privados cuya función objetivo es maximizar su utilidad.

3.53 La realidad ecuatoriana, actual y prevista, muestra que casi la totalidad de la

generación hidráulica es estatal. La producción agregada de las dos centrales hidráulicas Hidro Paute e Hidro Agoyán, que tienen a su cargo el financiamiento de

26 Art. 37 de la LRSE. 27 Art. 46 de la LRSE.

21

los proyectos hidráulicos de Mazar y San Francisco, supera el 55% de la producción nacional de electricidad. Los agentes públicos tienen una función objetivo diferente de la de los agentes privados y, por tanto, el supuesto sobre el comportamiento atrás referido no se cumple en la mayoría del mercado de generación, y mucho menos se cumplirá en presencia de la nueva expansión hidráulica, que muy probablemente también será estatal.

3.54 Si los generadores públicos se comportasen como privados habrían suscrito

contratos a precios que les permitirían recuperar la inversión, obtener una utilidad y recursos para financiar su expansión. Esos precios sin embargo estarían por debajo del costo medio esperado en el mercado “spot” durante la vida de los contratos porque, de lo contrario, no lograrían suscribirlos.

3.55 Como los valores de la energía contratada por las empresas públicas están

drásticamente alejados de los que existirían si se comportasen como empresas privadas, revelan con claridad el hecho de que poseen una función objetivo diferente. Puede interpretarse que esta función objetivo pública consiste en la minimización de la tarifa al suscriptor final, ya que éste es su efecto directo en razón a los procedimientos de determinación de las tarifas reguladas.

3.56 La reducción de la tarifa obtenida por la vía de la contratación de la generación a

precios bajos, es una manifestación de una decisión política que tiene múltiples impactos. Genera un subsidio implícito, no cuantificado, ni compensado directamente por el Estado, ni focalizado a la población pobre, sino distribuido entre toda la demanda donde quienes más lo disfrutan, son quienes más consumen electricidad, que con certeza no son los más pobres. Por otra parte, genera una distorsión de precios en la economía que tiene, a su vez, el impacto de disminuir su eficiencia por mala localización de los recursos. Uno de estos efectos de mala localización de los recursos ocurre dentro del mismo sector eléctrico, y consiste en el crecimiento antieconómico de la demanda de electricidad, ocasionado por la disminución política de los precios de los contratos. Esta mayor demanda requiere oferta adicional para abastecerse. A su vez, la instalación de esa oferta adicional necesita recursos frescos que ya no pueden provenir del mismo sector, pues la caída del precio de los contratos deteriora la generación interna de fondos. Desde el punto de vista fiscal, el subsidio originado en la decisión política puede ocultarse transitoriamente al nivel de la propia empresa estatal, pero sus efectos nocivos aparecen como requisitos de inversión adicional a cargo del Estado, flujos hacia sus propias empresas para sostenerlas y generación de deudas con problemas de pagos.

3.57 La descripción de los anteriores problemas no es alarmista, pero sí es incompleta:

existen muchos otros efectos perniciosos. La solución a tales problemas pasa por el reconocimiento del costo real de la generación pública dentro de la formación de la tarifa y, para que sea políticamente viable, requiere transparentar los subsidios al nivel de la tarifa del cliente final, focalizándolos en la población pobre. Cabe aclarar que la generación del problema no se debe a la integración vertical existente

22

entre generación y distribución públicas a través del Fondo de solidaridad28, sino a una acción concreta del poder político en la fijación de los precios de los contratos de suministro de energía. Además, cabe enfatizar en que, a juicio del consultor, éste es uno de los principales problemas que afronta el sector que, por razón de su magnitud, no puede resolverse aisladamente, sino siguiendo una estrategia global que incluya la aplicación simultánea de varias de las recomendaciones que se presentan en este informe.

3.58 El reconocimiento del costo real de la generación pública puede cuantificarse de

diversas maneras. La más directa consiste en orientarse mediante el costo esperado del mercado “spot” para el plazo de contratación, puesto que él representa el techo en que dicha contratación resulta factible porque refleja el costo de oportunidad de adquirir energía por parte de los distribuidores. El otro punto de orientación está dado por la cuantificación del costo total de la generación pública correspondiente a cada una de sus centrales, costo que puede cuantificarse como el valor presente del costo de inversión más el valor presente del costo de operación, mantenimiento y programas de manejo ambiental, dividido entre el valor presente de los despachos esperados para cada central. Estos valores presentes, para que tengan sentido, deben estar descontados a la tasa de oportunidad de los recursos libres en manos del Estado, o sea a la tasa social de descuento. El monto del costo correspondiente a este segundo punto de vista, si resulta inferior al costo de oportunidad, refleja el piso del precio de los contratos. En el caso contrario, es el costo de oportunidad el que fija el precio de contratación y, en el evento de que no puedan suscribirse contratos a éste valor, resulta imperioso someter la planta al mercado de oportunidad, puesto que su construcción habría sido el simple resultado de un proyecto marginalmente malo desde el punto de vista económico y expost.

• Recomendaciones

3.59 Prohibir la contratación a precios libres de la energía producida en las

centrales de propiedad del Estado o en las que éste tenga una participación accionaria mayoritaria porque: (a) estos generadores no se comportan como si fuesen generadores privados; (b) los precios de contratación observados revelan el objetivo político de minimización de la tarifa al suscriptor final; (c) los bajos precios de contratación significan un subsidio implícito, no cuantificado ni compensado directamente por el Estado, ni orientado a beneficiar a la población pobre sino distribuido entre toda la demanda, donde quienes más lo disfrutan son quienes más consumen que, con certeza, no son los más pobres; (d) los bajos precios de contratación distorsionan el sistema general de precios y producen ineficiencia económica con muchos efectos nocivos, entre los cuales se destaca el crecimiento antieconómico de los consumos y la presión artificial por mayores recursos fiscales,

28 Debido a que no beneficia a las empresas distribuidoras sino a la demanda.

23

destinados a subsanar el desfinanciamiento de sus propias centrales y a financiar la nueva inversión del sector eléctrico29.

3.60 Determinar procedimientos técnicos concretos mediante los cuales se calcule el

rango de precios dentro del cual pueden contratar las empresas generadoras de propiedad pública. Este rango de precios se debe establecer para cada una de las centrales de generación de propiedad pública y debe estar limitado, por el lado de arriba, por el costo promedio esperado del mercado de oportunidad calculado para el período de contratación y, por el lado inferior, por el costo medio total de la producción de cada planta, costo que incluye los componentes de inversión, operación, mantenimiento y costos ambientales.

3.61 Implantar dichos procedimientos mediante normas creíbles y estables. La forma

recomendada para lograr estas dos cualidades de credibilidad y estabilidad consiste en incluir en la LRSE, como parte de su adecuación, la obligatoriedad de que los precios de la energía producida en centrales de propiedad estatal estén situados en el rango viable atrás mencionado. La misma adecuación de la LRSE debería autorizar al CONELEC el cálculo operativo del rango de precios con lo cual, por una parte, se permite la flexibilidad técnica que requiere la modelación de los sistemas de generación y, por otra, se libera la redacción legal del empleo de expresiones especializadas. Para que la delegación en el CONELEC también posea las condiciones de estabilidad y credibilidad se necesita, adicionalmente, implantar las recomendaciones que aparecen en el numeral III. 10 del presente Informe.

3.62 En el caso de que fuese posible modificar los precios subsidiados de la energía

contratada por las centrales de propiedad estatal que aparecen en contratos ya formalizados, habría que proceder a realizar esta corrección. El análisis de si es o no posible corregir estos precios subsidiados que aparecen en contratos suscritos entre empresas generadoras estatales y empresas distribuidoras sujetas al régimen legal aplicable a las personas jurídicas de derecho privado, corresponde a un análisis de carácter jurídico que sobrepasa el alcance del presente Informe.

6. Incentivos a la inversión privada para la expansión de la generación

• Hechos 3.63 Uno de los objetivos centrales de la reforma del sector eléctrico ecuatoriano es

atraer inversionistas privados que liberen recursos fiscales y promuevan la expansión de los sistemas de generación y distribución.

3.64 El objetivo anterior, de lejos no se ha cumplido en la magnitud buscada.

29 Nótese que el crecimiento artificial de los consumos originado en la elasticidad precio de la demanda, rebasa el ámbito de la generación porque también incide en el crecimiento antieconómico de la transmisión y de la distribución.

24

3.65 Para promover la inversión privada en la generación, la LRSE incluye dos señales

de precios complementarias: la primera sobre la base del costo económico marginal instantáneo de corto plazo y, la segunda, mediante el cargo de potencia que corresponde a los costos fijos de la central de generación marginal.

• Disquisición

3.66 Se comenta que la carencia de inversión privada se origina en problemas propios del

mercado eléctrico ecuatoriano que han impedido que el modelo de reforma sectorial funcione correctamente de la manera prevista. Sin embargo, la misma circunstancia ha ocurrido en otros países que no poseen problemas de pagos, de seguridad jurídica o regulatoria y que tienen menor riesgo país que el Ecuador. Por consiguiente, no existe seguridad de que se consolide la inversión privada, aunque se lograra minimizar o incluso hacer que desaparecieran las causas internas a Ecuador que entorpecen el correcto funcionamiento de la reforma sectorial.

3.67 Existe consenso en que la materialización de la inversión privada depende también

de fenómenos exógenos a los sectores eléctricos de los países, tales como los rendimientos en las inversiones alternativas, el crecimiento de la economía global y otra clase de riesgos, tales como el denominado “riesgo Argentina”. Por tratarse de fenómenos exógenos a los sectores eléctricos, no pueden afrontarse mediante medidas sectoriales internas a cada país y, en consecuencia, no son objeto del presente trabajo. Este obstáculo posiblemente pueda mitigarse parcialmente mediante medidas específicas, sin embargo, su existencia, por sí misma, no debe conducir a renunciar al objetivo de atraer inversionistas privados al sector eléctrico.

3.68 También existe un amplio consenso en cuanto a que las señales de precios de la

electricidad en los mercados de generación, tales como las dos vigentes en el mercado ecuatoriano, no resultan suficientes para asegurar la vinculación de los inversionistas privados. En consecuencia, resulta imprescindible incluir otros incentivos que motiven al inversionista privado a invertir en proyectos de generación, más aún cuando se trata de proyectos hidroeléctricos que poseen riesgos propios, tiempos de construcción apreciables y lenta recuperación de la inversión.

3.69 En lo que no existe consenso es las medidas más aconsejables que se deben tomar

en el caso de cada país: existen experiencias y análisis internacionales que formulan recomendaciones diferentes entre sí. Por lo tanto, la determinación de los incentivos concretos que conviene implantar en Ecuador, corresponde a análisis concretos que deben ser efectuados por especialistas en el tema.

3.70 Hay que reconocer que una vez definidos los incentivos mencionados, se requiere

tiempo para su implantación y tiempo adicional para que produzcan efectos. Esto recomienda que se identifiquen e implanten a la brevedad posible.

3.71 Teniendo en cuenta que la implantación de varias recomendaciones propuestas en

este informe requieren adecuación de la LRSE, se encuentra razonable que se

25

aproveche la ocasión para modernizar la Ley con la inclusión de los nuevos incentivos a la participación privada que se identifiquen.

• Recomendaciones

3.72 Conviene atraer inversión privada que libere recursos fiscales y promueva la

expansión de la generación. Existe consenso en cuanto a que las señales de precios complementarias que rigen en el mercado mayorista de Ecuador -- costo económico marginal instantáneo de corto plazo y cargo por potencia--, no constituyen incentivos suficientes para atraer inversión privada, aunque se llegaran a controlar plenamente las circunstancias adversas propias del mercado ecuatoriano, o aquellas que son exógenas al país. Por lo tanto, se recomienda incorporar en la LRSE la autorización al CONELEC para que reglamente nuevos incentivos destinados a promover la inversión privada en la expansión de la generación de electricidad, basándose en los estudios y experiencias internacionales existentes y mediante el estudio concreto del caso ecuatoriano.

3.73 Contratar la ejecución de estudios específicos que permitan la aplicación de la

experiencia internacional al caso ecuatoriano. Estos estudios deben ser realizados por especialistas en la materia y totalmente compatibles con el modelo de reforma sectorial implantado en Ecuador.

3.74 Una vez identificados los nuevos incentivos, se recomienda promulgar por parte

del CONELEC la regulación correspondiente que incorpore los nuevos incentivos destinados a atraer inversionistas privados al área de generación.

7. El Precio Referencial de Generación

• Hechos 3.75 Las tarifas aplicables a consumidores finales deben cubrir30 el Precio Referencial de

Generación (PRG), los costos medios del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) de empresas eficientes.

3.76 El PRG es el valor que tiene que pagar un consumidor final que no tuviese un

contrato a largo plazo para el suministro de energía para cubrir los costos de la etapa de generación en forma óptima. Se calcula como el promedio de los costos marginales esperados de corto plazo extendidos en un período suficientemente largo de operación simulada para estabilizar estos costos, más el costo de la potencia disponible31.

30 Art. 53 de la LRSE. 31 Art. 54 de la LRSE.

26

3.77 En ejercicio de sus funciones legales, el CONELEC ha determinado el período de operación simulada, ahora de 4 años, y anteriormente de 1 año.

• Disquisición

3.78 El costo efectivo de la generación puede diferir del PRG. Más aún, es normal que

no coincida con él. Cuando es mayor que éste, la tarifa resulta insuficiente para cubrir la totalidad de los costos eficientes que determina la Ley.

3.79 Cuando el costo efectivo de la generación supera al PRG se origina un subsidio a la

demanda regulada a través de la tarifa, subsidio que, en principio, corre a cargo de la empresa distribuidora y que, eventualmente, puede o no resultar compensado por disminuciones en el costo efectivo de la generación adquirida durante períodos tarifarios posteriores. En este último caso, el problema financiero es coyuntural. Si no se materializa la disminución comentada, el problema financiero se agrava, y produce deudas de los distribuidores no pagadas a los generadores. Este caso ha venido solucionándose, de manera coyuntural, mediante transferencias del presupuesto nacional a las empresas distribuidoras destinadas específicamente a la cancelación de sus deudas con las empresas generadoras.

3.80 Una característica del problema descrito consiste en la dificultad de cuantificarlo

con anticipación lo cual, a su vez, impide implantar una política de subsidios al PRG la cual, por otra parte, tendría inconvenientes de equidad relacionados con su correcta asignación social, ya que sería un subsidio generalizado a la demanda regulada. Por estas razones resulta recomendable eliminar estructuralmente el problema.

3.81 La eliminación del problema pasa por la vinculación del nivel tarifario con el costo

efectivo de la generación. Por razones de eficiencia económica, esta vinculación no puede ser plena. Por razones asociadas a técnicas tarifarias, la vinculación tampoco puede ser instantánea, sino que requiere introducir elementos de desestacionalización y estabilización. Debido a la forma en que está definido el PRG en la Ley, el cambio no puede darse exclusivamente en el ámbito regulatorio.

3.82 Los comentarios anteriores conducen a estudiar e implantar el cambio legal que

permita vincular el costo efectivo y eficiente de la generación como componente de la tarifa regulada y, a continuación, desarrollar mediante la regulación el cambio legal.

• Recomendaciones

3.83 Adecuar la LRSE autorizando al CONELEC para que vincule la tarifa aplicable a

consumidores finales que no tuviesen contratos a largo plazo para el suministro de energía, con el costo efectivo y eficiente, desestacionalizado y estabilizado, incurrido por las empresas distribuidoras en la adquisición de la energía.

27

3.84 Identificar por parte del CONELEC la mejor manera de efectuar la vinculación mencionada, de tal forma que no se produzcan subsidios implícitos a la demanda.

3.85 Implantar mediante regulación del CONELEC la vinculación entre el costo de

generación atrás mencionado con la tarifa aplicable a los clientes finales que no tuviesen contratos a largo plazo para el suministro de energía.

8. Focalización de subsidios al cliente residencial

• Hechos 3.86 La LRSE ordena “tomar en cuenta el derecho de los consumidores de más bajos

recursos a acceder al servicio eléctrico dentro de condiciones económicas acordes con sus posibilidades”32.

3.87 La Ley considera como “consumidores de bajo consumo”, en cada zona geográfica

de concesión de distribución, a aquellos que no superen el consumo mensual promedio del consumo residencial en su respectiva geográfica, pero en ningún caso superen el consumo residencial promedio a nivel nacional33.

3.88 La Ley determina que los consumidores de bajo consumo, serán subsidiados por los

usuarios residenciales de mayor consumo en cada zona geográfica.

• Disquisición 3.89 Las normas legales aludidas pueden interpretarse como una decisión política

legítima de subsidiar a las personas de bajos ingresos, con cargo a las personas de altos ingresos, basándose exclusivamente en el indicador de bajo consumo asociable a las primeras.

3.90 Existe evidencia estadística de una elevada correlación positiva entre el promedio de

los consumos de los clientes residenciales y el promedio de su nivel de ingreso. La correlación positiva también existe entre los consumos individuales de los clientes residenciales y el nivel de ingreso asociado con las respectivas residencias pero, en este caso, la dispersión estadística es mayor que en el caso anterior.

3.91 La aseveración comentada permite concluir que la asignación de subsidios a clientes

de bajo consumo, basada únicamente en su nivel de consumo, conduce a errores tanto de exclusión (no otorgarlo a quienes lo merecen), como de inclusión (otorgarlo inmerecidamente a quienes lo ameritan).

32 Art. 53 de la LRSE. 33 Art. 53 de la LRSE.

28

3.92 El servicio residencial de electricidad, por estar vinculado a viviendas plenamente identificables, permite focalizar los subsidios de mejor manera que considerando, como única variable explicatoria, el consumo mensual promedio. Por ejemplo, pueden incluirse criterios relacionados con las variaciones temporales de dichos consumos34 y complementarse con criterios asociados a la calidad de la vivienda y muchos otros más.

3.93 De acuerdo a los comentarios anteriores, resulta posible mejorar la definición legal

del umbral de pobreza, que lo asimila al consumo residencial promedio en su respectiva zona geográfica sujeto a que sea inferior al consumo residencial promedio existente a nivel nacional. Incluso, puede aseverarse que esta clasificación tan elemental desconoce abiertamente dos variables explicatorias de gran importancia en la determinación del consumo de electricidad: el clima y la disponibilidad real de sustitutos energéticos de la electricidad.

3.94 En Ecuador no se utiliza el concepto de “consumos básicos o de subsistencia” que

son los únicos que deberían tener acceso a subsidios del Estado, con el objeto de evitar el despilfarro de la electricidad, el cual también puede existir en la población de clientes pobres. Cabe comentar que existen procedimientos objetivos35 que permiten la correcta cuantificación de los consumos básicos o de subsistencia. Es importante restringir los subsidios a los consumos básicos o de subsistencia de los pobres porque estos subsidios poseen diferentes impactos: (a) fiscal, en el caso en que se requiera complementar el monto transferido por los clientes de ingresos no bajos; (b) eficiencia, porque se evita el subsidio al desperdicio; (c) económico, porque se restringe la distorsión del sistema de precios a la población pobre y a la energía que amerita subsidiarse; y (d) distributivo, por cuanto con menores transferencias se puede lograr una mayor redistribución del ingreso.

3.95 El conjunto de comentarios anteriores identifica un interesante campo de

mejoramiento en la asignación eficiente de subsidios a los pobres. La mejor forma de lograrlo requiere, desde luego, precisar los criterios políticos de asignación de los subsidios, por lo demás legítimos, a la luz de la realidad social ecuatoriana, y adecuar la LRSE para que puedan implantarse de acuerdo a ellos. La adecuación consistiría en la eliminación concreta de la definición vigente del umbral de pobreza y su sustitución mediante las orientaciones generales de carácter redistributivo que debería tomar en cuenta el CONELEC para determinar concretamente la población a subsidiar y la forma detallada de hacerlo.

• Recomendaciones

3.96 Eliminar de la LRSE la definición actual del umbral de pobreza e incorporarle

las nuevas orientaciones de política relacionadas con la identificación de la

34 Para evitar, por ejemplo, subsidios a inmuebles residenciales pertenecientes a personas de altos ingresos que presentan bajo consumo por desocupación transitoria. 35 Por ejemplo, ver: Coral, I.: “Consumos de subsistencia”, CREG, noviembre de 1995.

29

población pobre que puede acceder a subsidios, con la identificación de la población que debe asumirlos, con los conceptos sobre máximas cantidades de energía subsidiable, con las determinaciones del caso para cuando las contribuciones no alcancen a cubrir los subsidios y con la autorización al CONELEC para que desarrolle la implantación de los nuevos subsidios mediante regulación.

3.97 Implantar por parte del CONELEC la regulación de subsidios a la población pobre,

de acuerdo con las autorizaciones de la Ley.

9. La asignación transparente de subsidios

• Hechos 3.98 Los precios de venta de la producción de la energía hidráulica de las dos centrales

más grandes de Ecuador, que son de propiedad pública, están por debajo de su costo de oportunidad.

3.99 Los subsidios al cliente residencial se basan únicamente en su nivel de consumo. 3.100 El proyecto de decreto ejecutivo subsidia la diferencia entre el PRG y el costo real

de la generación. 3.101 El proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico incluye subsidios a la oferta de

electricidad destinados a promover la construcción de centrales hidráulicas.

• Disquisición 3.102 La venta de la energía hidráulica por debajo de sus costos de oportunidad36 genera

subsidios implícitos, no cuantificados, ni compensados directamente por el Estado, ni orientados a favorecer la población pobre, sino distribuidos entre toda la demanda. También produce una distorsión de precios que a su vez induce a la ineficiencia económica por mala localización de los recursos.

3.103 La asignación de subsidios a clientes residenciales basada únicamente en su nivel de

consumo incluye importantes errores de exclusión y de inclusión, y puede ser mejorada perfeccionando la definición del umbral de pobreza y restringiendo los subsidios a los consumos básicos o de subsistencia.

3.104 El subsidio previsto en el decreto ejecutivo tiene la ventaja de ser un subsidio

explícito, pero es también un subsidio a la demanda que carece de criterios que orienten su focalización a la población pobre.

36 Costo situado entre el costo promedio esperado del mercado de oportunidad calculado para el período de contratación, y el costo medio total de la producción de cada planta.

30

3.105 Los subsidios a la oferta previstos en el proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico, aunque explícitos, son ocultos en el sentido de no incluirse en el presupuesto nacional. Además, incluyen discriminaciones de precios entre generadores nuevos y existentes las cuales tienen consecuencias negativas en la asignación eficiente de los recursos.

3.106 Los cuatro ejemplos de subsidios comentados dentro de la presente disquisición

comparten la característica de que propulsan una solución de carácter parcial --adecuada o no-- al problema general. Por ejemplo, ninguna de las medidas mira la influencia del subsidio en la totalidad de las actividades de generación, transmisión y distribución, sino que se concentra exclusivamente en su propio ámbito de acción.

3.107 Con excepción del ejemplo relacionado con el subsidio de la diferencia entre el

PRG y el costo real de la generación que, de acuerdo al proyecto de decreto ejecutivo, es un subsidio explícito, cuantificado y tramitado a través del presupuesto nacional, todos los demás carecen de estas importantes características que inducen la disciplina fiscal y permiten el control social.

3.108 El análisis anterior pone de relieve la importancia de incluir en la LRSE la política

general de subsidios que debería contener las condiciones generales de identificación clara y transparente, cuantificación explícita con responsabilidad fiscal soportada mediante su inclusión en el Presupuesto General de la Nación, y asignación a la población pobre, de tal manera que se promueva el control social y se disminuya al máximo la distorsión del sistema general de precios para reducir la ineficiencia económica que producen.

3.109 La implantación concreta de subsidios puede corresponder a leyes específicas que se

promulguen en desarrollo de la política general de subsidios incorporada a la LRSE.

• Recomendaciones 3.110 Incluir en la LRSE la política general de subsidios con las condiciones generales

de identificación clara y transparente, cuantificación explícita con responsabilidad fiscal soportada mediante su inclusión en el Presupuesto General de la Nación, y asignación a la población pobre, de tal manera que se promueva el control social y se disminuya al máximo la distorsión del sistema general de precios para reducir la ineficiencia económica que producen.

3.111 Implantar los subsidios que determine la autoridad política, mediante la expedición

de leyes específicas que se promulguen en desarrollo de la política general de subsidios, la cual debe estar incorporada en la LRSE.

31

10. El Ministerio de Energía y Minas y el CONELEC

• Hechos 3.112 Las funciones encomendadas al CONELEC por la LRSE37 pueden aglutinarse en las

siguientes cuatro categorías: de regulación, de supervisión y control incluyendo las relacionadas con el control e imposición de sanciones por abusos de posición dominante, de adjudicación de concesiones, y de formulación de la política del sector eléctrico por tener las responsabilidades de proponer e implementar las políticas del sector, proponer proyectos de legislación, elaborar el Plan Nacional de Electrificación y asegurar que se cumpla por parte del sector público.

3.113 El Directorio del CONELEC está integrado por 7 miembros38 de los cuales 4 son

nombrados directa o indirectamente por el Presidente de la República y, los 3 restantes representan, uno al Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, otro a las Cámaras de la Producción y, el último, a los trabajadores del sector eléctrico.

3.114 El Ministerio de Energía y Minas (Ministerio) carece de la capacidad técnica para

formular la política del sector eléctrico y, en especial, de las funciones de planificación requeridas para elaborar el Plan Nacional de Electrificación.

• Disquisición

3.115 La presente disquisición está orientada a analizar la independencia del organismo

regulador, que es uno de los principales problemas que se encuentra con frecuencia en la conformación de las comisiones de regulación. Inicialmente se analiza la compatibilidad entre las funciones que debe realizar el CONELEC y, posteriormente, se observan las condiciones en que dichas funciones deben ser ejecutadas.

3.116 Por independencia se entiende aquí la capacidad del ente regulador para fijar tarifas

ateniéndose únicamente a las normas regulatorias predeterminadas y sin tener que consultar los criterios de los distintos poderes del Estado.

3.117 Las funciones de regulación son propias de la esencia del CONELEC. Las

funciones de control y supervisión pueden o no estar a cargo del organismo regulador y, su correcto ejercicio obedece principalmente a la organización interna de la institución. Por consiguiente, no se las encuentra incompatibles con las funciones regulatorias.

3.118 La función de adjudicación de concesiones se considera cercana e incluso ilustrativa

de la función reguladora, especialmente del VAD de distribución y del control de los planes de expansión.

37 Art. 12 y 13 de la LRSE. 38 Art. 14 de la LRSE.

32

3.119 El ejercicio de las funciones de formulación de políticas compromete enormemente

la independencia del ente regulador y, en muchas ocasiones, choca frontalmente con el desempeño de las funciones de regulación. La confrontación se origina de múltiples maneras. Por una parte, la formulación de política normalmente no se entrega de manera ilimitada al ente regulador, sino que simplemente se delega al nivel operativo y de procedimientos, pero realmente se mantiene en el ámbito del Gobierno, lo cual crea un nexo de dependencia directo e inconveniente. Por otra parte, crea compromisos con los agentes sectoriales, lo cual no sólo puede comprometer su independencia, sino también su imparcialidad. En el momento de generar políticas gubernamentales, se trasladan presiones del ejecutivo al regulador; en el momento de aplicar tales políticas, se reactiva la presión sobre el regulador que, eventualmente, puede desatar confrontaciones cuando tales políticas resultan opuestas a la regulación, o inconsistentes con ella. Las razones anteriores recomiendan claramente situar todas las funciones de formulación de política, planificación y generación de proyectos de ley en la dependencia gubernamental que competa.

3.120 El segundo punto de vista para el análisis de la independencia del regulador se

refiere a las condiciones en que éste desarrolla sus funciones. Estas condiciones tienen que ver con: los requisitos profesionales para ser regulador y la existencia de procedimientos transparentes de postulación y selección de los mismos; con la seguridad para ejercer el cargo por períodos fijos y protección contra remociones arbitrarias; con los salarios de los reguladores acordes a sus calificaciones y a las incompatibilidades o restricciones que produzca el ejercicio del cargo; con la renovación secuencial y no simultánea de los reguladores; con la libertad y suficiencia presupuestaria del organismo regulador; etc. El deterioro de estas condiciones puede ocasionar dependencia del regulador con respecto a la institución que tiene la capacidad de controlarlas. Razones de disponibilidad de tiempo impidieron analizar si, en el caso de CONELEC, se dan o no las condiciones que promueven su independencia, motivo por el cual no resulta posible presentar recomendaciones concretas sobre estos puntos, aunque sí la recomendación general de analizar estos temas con la profundidad debida.

3.121 Mediante los documentos consultados y las conversaciones sostenidas con personas

del CONELEC o conocedoras de la entidad, se identificaron dos clases de restricciones que probablemente están dificultando el accionar del regulador. Por una parte, la baja delegación de funciones por parte del Directorio en el Director Ejecutivo, que lo congestionan innecesariamente. Por otra parte, se identificó un clamor en el sentido de que la formación de la regulación, si bien sigue procedimientos transparentes que incluyen debates y consulta pública, carece de una reglamentación adecuada que obligue al regulador a dar respuesta a las preguntas, objeciones o solicitudes que se someten a su consideración lo cual, desde luego, deteriora considerablemente el ambiente de la confianza ciudadana en la formación de la regulación.

33

3.122 La eliminación del ente regulador de aquellas funciones relacionadas con la formulación de política y planificación significa necesariamente su traslado a un ente gubernamental. Se sugiere que sea al Ministerio de Energía y Minas, a través de un programa de fortalecimiento.

3.123 Cabe comentar que la relocalización de funciones no tiene porqué incrementar los

costos operativos agregados del Ministerio más el CONELEC y que las confrontaciones que pueden originarse en el ejercicio de funciones incompatibles entre sí, no se deben a las personas, sino a la inconveniente adscripción de dichas funciones a una misma institución.

• Recomendaciones

3.124 Trasladar las funciones de formulación de política y planificación que posee el

CONELEC al Ministerio de Energía y Minas adelantando, para este efecto, el programa de fortalecimiento que requiera el Ministerio.

3.125 Analizar si en el caso del CONELEC, una vez liberado del ejercicio de funciones

de formulación de políticas y de planificación, existen o no las condiciones apropiadas para que ejerza sus funciones con la debida independencia. En el caso de que esto no ocurra, introducir las reformas que se requieran.

3.126 Analizar si en el caso del CONELEC corresponde a la realidad la congestión

excesiva de actividades desarrolladas por parte de su Directorio y que pudiesen delegarse en el Director Ejecutivo o en comités técnicos. Si fuere del caso, introducir las modificaciones, posiblemente reglamentarias, que se necesiten.

3.127 Analizar si en el caso de CONELEC efectivamente existe una respuesta tardía o

insuficiente a las reacciones de los agentes regulados dentro del proceso de debate y de consulta pública adoptado para formar la regulación. Si fuere del caso, introducir las mejoras que se requieran.

11. La integración vertical de actividades

• Hechos 3.128 La estructura del sector eléctrico determinada por la LRSE contempla la

desintegración vertical entre las actividades de generación, transmisión y distribución.

3.129 Por mandato de la LRSE, las empresas de generación, la empresa de trasmisión y las

empresas de distribución de energía eléctrica, independientemente de su estructura accionaria, están sujetas al régimen legal aplicable a las personas jurídicas de derecho privado.

3.130 La empresa de transmisión es propiedad del Fondo de Solidaridad (Fondo).

34

3.131 Debido a que no se concretó el proceso de privatización de las empresas estatales de

generación, son ahora propiedad del Fondo. En la actualidad no se adelanta un proceso de privatización de las empresas de generación, ni constituye una meta de Gobierno.

3.132 Debido a que resultó imposible privatizar las empresas de distribución o contratar

para ellas una administración delegada en empresas privadas especializadas, funcionan ahora como empresas subsidiarias de su dueño, que es el Fondo.

3.133 El Fondo no está concebido como un ente especializado en la administración de

empresas eléctricas de generación, transmisión y distribución sino, en lo que al sector eléctrico se refiere39, como un instrumento financiero destinado a manejar las utilidades que correspondan al Estado como resultado del ejercicio económico de las empresas del sector eléctrico y que sobren una vez que ellas hayan satisfecho el mejoramiento de su infraestructura, la expansión de los servicios y su capacidad técnica operativa40.

• Disquisición

3.134 La reconfiguración de la propiedad estatal en el sector eléctrico ha dado lugar a la

formación de una nueva integración vertical entre generación, transmisión y distribución, similar a la que existía antes de la promulgación de la LRSE, con la diferencia de que ahora ocurre a través de una entidad, el Fondo, que no es especializada en la administración de las empresas que posee.

3.135 De acuerdo a la concepción de la LRSE, los recursos que deberían llegar al Fondo

se reducirían a los sobrantes después de satisfacer sus objetivos sectoriales. Hoy en cambio y para propósitos prácticos, son de interés del Fondo la totalidad de los ingresos y de los egresos originados en las empresas eléctricas del Estado.

3.136 La dificultad de administrar eficientemente las empresas por parte del Fondo,

originada en que no está concebido para este fin, se ve incrementada por las restricciones administrativas de sus empresas que, por mandato de la Ley, funcionan como personas jurídicas de derecho privado.

3.137 La integración vertical que existe de hecho a través del Fondo puede posibilitar

transferencias entre actividades e inducir, en la administración de sus empresas, comportamientos típicos de filiales respecto a una casa matriz. Esta característica puede facilitar la transferencia de subsidios implícitos entre empresas sin que requieran ser cuantificados: un claro ejemplo se manifiesta con la contratación a precios bajos de la energía producida en las centrales hidráulicas del Estado con las empresas distribuidoras, también estatales. Otro ejemplo podría ocurrir en el

39 También posee empresas en el sector de telecomunicaciones. 40 Art. 37 de la LRSE.

35

eventual cambio de destino, aunque fuese transitorio, de fondos del FERUM hacia actividades diferentes de la electrificación rural, como podría ser el caso de prestarlos para realizar mantenimientos urgentes de redes de algunas empresas distribuidoras que carezcan de los recursos necesarios para asegurar la prestación del servicio público.

3.138 La situación anterior se ve agravada por cuanto todo indica que en el próximo futuro

continuarán siendo estatales las empresas que hoy lo son. Por consiguiente, el mecanismo del Fondo que pudo constituir una buena solución transitoria mientras se configuraban los cambios previstos en la propiedad, ya no puede considerarse de la misma manera.

3.139 Surge entonces una clara recomendación consistente en la eliminación de la

integración vertical que existe de hecho a través del Fondo. El cómo hacerlo, desde luego es algo que amerita un estudio jurídico y de alternativas detallado.

3.140 Dentro de las alternativas de reforma que habría que estudiar está la de que los

generadores estatales funcionen como empresas independientes y autónomas, que entreguen sus utilidades a quien determine la ley. En principio, sería equivocado preasignar estas utilidades a un fin específico, como por ejemplo la electrificación rural, porque ello contradice el manejo presupuestal moderno y puede olvidar que tales utilidades han sido generadas por el sector para cubrir adecuadamente los costos de funcionamiento y financiar la inversión.

• Recomendaciones

3.141 Eliminar la estructura vertical entre generación, transmisión y distribución

que se da, de hecho, a través del Fondo de Solidaridad. La forma de implantar esta recomendación amerita un estudio jurídico y de alternativas detallado.

12. Las empresas distribuidoras de electricidad

• Hechos 3.142 El Gobierno, a través del CONAM y con el apoyo del banco de inversión Salomón

Smith Barney, adelantó un proceso de privatización de dos grupos de empresas distribuidoras de energía, uno con 10 y el otro con 7 distribuidoras, con la intención de subastar el 51% de sus acciones a la mejor oferta que realizara una compañía internacional por cada uno de los grupos. La subasta no se llevó a cabo y fue suspendida por el COMOSEL, debido a una resolución de inconstitucionalidad del proceso.

36

3.143 En una segunda etapa, se acordó con el Fondo Monetario Internacional41 la entrega de la administración de las empresas de distribución eléctrica a sociedades internacionales de prestigio, con el ánimo de reducir los índices de pérdidas de energía, mejorar la gestión de cobro de la cartera e implantar una administración eficiente. En 2004 abortó este proceso de administración especializada de 13 empresas distribuidoras, porque el operador seleccionado42 exigió una garantía soberana y el financiamiento de capital de trabajo, que no resultaba viable otorgar.

3.144 En la actualidad, el Gobierno no considera conveniente adelantar nuevamente

procesos de privatización, ni estima viable y expedita la contratación de administraciones delegadas en operadores especializados.

3.145 Para solucionar el problema de la distribución, el Fondo de Solidaridad busca

mejorar la administración de las empresas distribuidoras y alcanzar así metas de eficiencia cuantificables mediante indicadores de gestión, apelando a la profesionalización de sus gerentes y juntas directivas.

• Disquisición

3.146 La administración profesional de las empresas distribuidoras constituye una

mejora importante. Sin embargo, para incrementar sus posibilidades de éxito, se requiere que existan múltiples circunstancias tales como la selección transparente y exclusivamente técnica de los funcionarios, y la disponibilidad de recursos adecuados y suficientes. Aún así, el camino a transitar posee múltiples escollos, algunos de los cuales pueden disminuirse con elementos de refuerzo, y otros con medidas estructurales. Los primeros incluyen medidas de transparencia y control social; motivación a la gerencia y elevada dedicación al desempeño de sus funciones por parte de los miembros de las juntas directivas; seguimiento y control de la gestión técnica y administrativa; suministro oportuno de los recursos con que deben contar las empresas los cuales dependen primordialmente de la aplicación plena de los niveles tarifarios eficiencia, y giro completo y oportuno de los subsidios y transferencias que estén a cargo del Estado. Los segundos están asociados principalmente al tamaño de las empresas distribuidoras.

3.147 En el mejor de los casos, si el modelo de administración profesional de las empresas

resulta exitoso, no por ello los costos medios de largo plazo de las empresas distribuidoras serán bajos, ni las correspondientes tarifas de eficiencia estarán al alcance de sus clientes. Hay evidencia teórica y empírica43 de la existencia de economías de escala44 en el servicio de distribución de electricidad. Esta situación normalmente se presenta en empresas pequeñas por razones de especialización y

41 Mediante Carta de Intención de febrero de 2003. 42 SOLUZIONA. 43 Ver Coral “Caracterización de...”. 44 Identificadas por costo medio de largo plazo decreciente y superior al correspondiente costo marginal.

37

división del trabajo45, y factores tecnológicos tanto cuantitativos46 como cualitativos47.

3.148 La conclusión importante de las anteriores aseveraciones consiste en que las

economías de escala son un resultado económico del tamaño de las empresas, y no obedecen a ineficiencias de su administración48.

3.149 En presencia de economías de escala, las tarifas eficientes pueden resultar excesivas

respecto a la capacidad de pago de los clientes, dando lugar a problemas de cobranza; en estas circunstancias es probable que el VAD efectivamente reconocido en los pliegos tarifarios, no cubra plenamente los costos eficientes49.

3.150 Una forma de eliminar las economías de escala consiste en aglutinar empresas

distribuidoras, ojalá conexas geográficamente. Durante la misión, algunos funcionarios gubernamentales comentaron favorablemente esta opción, pero otros la objetaron por dos razones: por una parte, argumentando que “la aglutinación de varias empresas malas, difícilmente puede dar lugar a una buena”. En otros casos, argumentando las dificultades políticas de su implantación por intereses zonales, municipales y cantonales, de poseer su “propia empresa distribuidora de electricidad”.

3.151 La primera razón no es evidente. Hay que recordar que la aglutinación de empresas

no genera por sí misma y de manera automática todos los beneficios esperados, sino que permite obtenerlos. La planificación del conjunto puede conducir a menores costos medios y al uso más eficiente de los recursos disponibles. La operación del conjunto, con certeza produce menores costos. Sin embargo, la mayor potencialidad de mejoras está en las acciones que son viables de ejecutar para el conjunto de empresas, pero que normalmente no se pueden adelantar para cada una de ellas, consideradas aisladamente. Por ejemplo, una empresa de tamaño suficiente puede poseer una mejor dirección mediante dedicación completa y elevada profesionalización; permite implantar planes de retiro voluntario para eliminar burocracia excesiva; permite disminuir las presiones políticas y personales que son intensas en los niveles locales; permite mejorar la capacidad de negociación empresarial en todas sus adquisiciones, incluida la de energía eléctrica, porque la empresa ya no es considerada un comprador marginal; permite el control de pérdidas no técnicas por parte de funcionarios relativamente anónimos y no por parte del “vecino”, etc.

45 Cuando las plantas son pequeñas, unas mismas personas deben realizar diferentes tareas lo cual impide la especialización de los trabajadores con el consiguiente incremento de eficiencia. 46 La eficiente utilización de recursos se logra cuando el tamaño de la planta conduce a que ninguno sea subutilizado; el costo de muchos equipos crece menos que proporcionalmente respecto a su capacidad de producción. 47 A medida que aumenta el tamaño de la planta se producen cambios cualitativos que hacen que puedan cumplirse los objetivos empresariales de forma mejor y más barata. 48 Las ineficiencias administrativas simplemente empeoran los costos de distribución. 49 Lo cual, desde luego, revelaría la existencia de un componente no técnico en la regulación.

38

3.152 La segunda razón --consistente en “poseer su propia empresa distribuidora de

electricidad”-- corresponde con frecuencia a una realidad política y debería ser sobrepasada mediante una decisión, también de carácter político. Muchas veces es posible implantar la medida de aglutinación de empresas “negociando” aspectos que no son esenciales a la aglomeración, tal como la localización de la gerencia central, la cual incluso puede llegar a ser rotativa, sin que esto implique mayor aumento de costos. Esta opción tiene un fuerte impacto demostrativo por cuanto, con el transcurrir del tiempo, los agentes políticos locales encuentran que sus presiones pierden capacidad de acción.

3.153 El conjunto de argumentos anteriores debería esclarecer el hecho de que el objetivo

de tarifas bajas y pagables puede no alcanzarse mediante la administraciones profesionales pero independientes de empresas distribuidoras pequeñas que presenten economías de escala, y que pueden lograrse importantes beneficios adicionales, acompañando la mejor administración con el aglutinamiento de empresas pequeñas. Debido a que en Ecuador parece no existir una aceptación generalizada de la bondad de esta opción de aglomeración, se estima que lo más conveniente es iniciar el efecto demostrativo mediante el convencimiento empírico de los propios líderes del sector eléctrico, poniendo en práctica un caso piloto.

• Recomendaciones

3.154 Implantar un caso piloto de aglomeración de varias empresas distribuidoras,

preferiblemente conexas desde el punto de vista geográfico, que se administren como una sola empresa siguiendo la política de profesionalización de su Gerencia y Junta Directiva. Para promover el éxito de este caso piloto, a la nueva empresa debe reconocérsele la tarifa de eficiencia pero plena que le corresponda de acuerdo a la regulación y deben entregársele oportunamente las transferencias y subsidios que sean del caso.

3.155 Basado en el impacto demostrativo que genere el caso piloto mencionado y, si en el

futuro no se originan alternativas superiores tales como la incorporación de inversión privada, se deberá proceder a la aglomeración las empresas distribuidoras restantes.

IV. ORGANIZACION PARA PROMOVER LA GENERACION 4.1 La presente sección está destinada a comentar las alternativas institucionales y de

organización presentadas por el Señor Vice-Ministro de Finanzas del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), con el objetivo de promover la expansión de la generación hidroeléctrica.

4.2 La primera alternativa consiste en desarrollar la nueva generación hidroeléctrica de

plantas grandes a través de empresas generadoras estatales existentes. Este es el caso de Mazar respecto a Paute, y de San Francisco respecto a Hidro Agoyán.

39

4.3 La segunda alternativa consiste en desarrollar la nueva generación hidroeléctrica,

especialmente de plantas medianas y pequeñas, mediante financiamiento a los gobiernos seccionales (prefecturas provinciales y alcaldías), garantizado por el Estado.

4.4 La viabilidad financiera de la primera alternativa ya ha sido tratada detalladamente

en el presente documento50 y depende, esencialmente, de la contratación de la energía producida por Paute e Hidro Agoyán a sus precios de oportunidad.

4.5 La viabilidad institucional y financiera de la segunda alternativa debe ser estudiada

a la luz de la conformación de un proyecto específico que permita analizar, entre otros, la seguridad y estabilidad de la organización institucional comentada. Cabe sin embargo destacar que la viabilidad institucional y financiera de una alternativa subnacional como la aquí comentada depende de la implantación de las reformas estructurales propuestas para el orden nacional puesto que la organización subnacional está cobijada por la misma LRSE y por las mismas autoridades nacionales.

4.6 El consultor desea destacar, en esta oportunidad, que la decisión de llevar a cabo un

proyecto de generación eléctrica debe, entre otros aspectos, considerar su factibilidad técnica, su bondad económica, su impacto ambiental, su suficiencia financiera, y su viabilidad institucional y jurídica. La experiencia indica que no siempre los proyectos hidroeléctricos pertenecen a la ruta de expansión de menor costo económico total, y que es un error olvidar que dicho costo total tiene componentes mucho más importantes que su costo operativo.

4.7 Finalmente, desea destacar su opinión, de carácter muy general, relacionada con la

inquietud que se observa en el Gobierno por buscar financiamiento de centrales hidroeléctricas. Sin olvidar la amenaza operativa que enfrenta la operación de Hidro Paute por las dificultades en el control de la sedimentación del embalse, resulta imperioso buscar un buen futuro a través de soluciones globales y estructurales al sector dentro de las cuales, el consultor, ha destacado en el presente documento aquellas que a su juicio deberían implantarse.

V. PRIORIZACION DE LAS RECOMENDACIONES 5.1 Esta sección tiene por objeto presentar una jerarquización del conjunto de

recomendaciones presentadas, de acuerdo a sus prioridades y presentar una opinión personal del Consultor sobre la situación deseable de implantación de las reformas que debería existir como condición para la elegibilidad del sector a préstamos del BID.

50 Ver sección III - 5.

40

5.2 La jerarquización por prioridades del conjunto de recomendaciones presentadas no depende únicamente de su importancia o de su urgencia. Depende también de un ordenamiento lógico que permita implantar las recomendaciones mediante un proceso fluido que considere la oportunidad de tramitar simultáneamente las principales modificaciones sugeridas a la LRSE.

• Grupo A: Recomendaciones sobre temas en trámite

5.3 Este grupo aglutina las recomendaciones sobre temas que se encuentran en trámite y

que, por consiguiente, requieren atención inmediata. 5.4 Por razón de su importancia e incidencia en el largo plazo, se incluyen en primer

lugar, las recomendaciones relacionadas con el Proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico (Sección III – 4) que están presentadas en los párrafos 3.44 y 3.45.

5.5 Debido a su menor importancia relativa por tratar aspectos de corto plazo, se

incluyen en segundo lugar las recomendaciones relacionadas con el Decreto Ejecutivo Sobre Subsidio al Precio Referencial de Generación (Sección III – 3) que aparecen en los párrafos 3.28 a 3.30.

• Grupo B: Reformas a la Ley del Régimen del Sector Eléctrico

5.6 Se aglutinan aquí las recomendaciones que buscan adecuar o modernizar la LRSE.

Por conveniencia en su trámite, deberían tramitarse simultáneamente lo cual tiene el beneficio adicional de presentar a la consideración del poder legislativo un cuadro integral de la reforma propuesta. No obstante esta recomendación de tramitarlas simultáneamente, se presentan las recomendaciones jerarquizadas de acuerdo a su importancia.

5.7 En primer lugar, se sitúa la recomendación de política general sobre asignación

transparente de subsidios (Sección III- 9) que está consignada en el párrafo 3.110. 5.8 En segundo lugar, se sitúa la recomendación de reforma estructural del

Ministerio de Energía y Minas y del CONELEC porque cobija la totalidad del sector y promueve la independencia real del ente regulador. La recomendación está tratada en la Sección III – 10 y aparece consignada en el párrafo 3.124.

5.9 En tercer lugar, se sitúa la eliminación de la integración vertical de actividades

porque tiene relación con el funcionamiento global del sector eléctrico. A su tratamiento está destinada la Sección III – 11 y la recomendación aparece consignada en el párrafo 3.141.

5.10 En cuarto lugar se aglutinan, con igual nivel de importancia, las recomendaciones

relacionadas con la asignación de subsidios que son las siguientes:

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• La prohibición de contratación a precios libres de la energía producida en las centrales de propiedad del Estado, analizada en la Sección III – 5 que se presenta en los párrafos 3.59 y 3.61.

• La autorización al CONELEC para que vincule la tarifa aplicable a los

consumidores finales que no tuviesen contratos a largo plazo para el suministro de energía, con el costo efectivo y eficiente, desestacionalizado y estabilizado, incurrido por las empresas distribuidoras en la adquisición de la energía, autorización que implica el cambio de la definición vigente del Precio Referencial de Generación. Esta autorización se analiza en la Sección III – 7 y la recomendación se presenta en el párrafo 3.83.

• La eliminación de la definición vigente del umbral de pobreza con la

determinación de las nuevas orientaciones de política relacionadas con la identificación de la población pobre que puede acceder a subsidios, con la identificación de la población que debe asumirlos, con los conceptos sobre máximas cantidades de energía subsidiable, con las determinaciones del caso para cuando las contribuciones no alcancen a cubrir los subsidios y con la autorización al CONELEC para que desarrolle la implantación de los nuevos subsidios mediante regulación. El tema se analiza en la Sección III - 8 y la recomendación se presenta en el párrafo 3.96.

5.11 En quinto lugar se sitúa la autorización al CONELEC para que reglamente nuevos

incentivos destinados a promover la inversión privada en la expansión de la generación de electricidad. La medida se analiza en la Sección III – 6 y la recomendación se presenta en el párrafo 3.72.

• Grupo C: Desarrollo regulatorio de la LRSE una vez modificada

5.12 A esta prioridad pertenecen todas las recomendaciones relacionadas con la

implantación de medidas regulatorias que quedan posibilitadas por las modificaciones a la LRSE y que no requieren de estudios específicos. Comprenden las siguientes:

• Determinación e implantación de procedimientos técnicos concretos mediante

los cuales se calcule el rango de precios dentro del cual pueden contratar las empresas generadoras de propiedad pública, párrafos 3.60 y 3.61.

• Identificación de la mejor manera de vincular la tarifa aplicable a consumidores

finales que no tuviesen contratos a largo plazo para el suministro de energía, con el costo efectivo y eficiente, desestacionalizado y estabilizado, incurrido por las empresas distribuidoras en la adquisición de la energía e implantación de la regulación correspondiente, párrafos3.84 y 3.85.

• Implantación de la regulación de subsidios a la población pobre, párrafo 3.97.

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• Implantación de los subsidios que determine la autoridad política, mediante la expedición de leyes específicas que se promulguen en desarrollo de la política general de subsidios, párrafo 3.111.

• Grupo D: Recomendaciones cuya puesta en marcha requiere la

ejecución de estudios específicos 5.13 A este nivel de prioridad corresponden las recomendaciones que requieren la

ejecución de estudios específicos, previa su puesta en marcha. Comprenden las siguientes:

• Análisis de si es o no posible corregir los precios subsidiados que aparecen en

contratos suscritos entre empresas generadoras estatales y empresas distribuidoras sujetas al régimen legal aplicable a las personas jurídicas de derecho privado e implantación de las medidas que correspondan, párrafo 3.62

• Contratación de los estudios específicos destinados a incorporar nuevos

incentivos destinados a promover la inversión privada en la expansión de la generación de electricidad y desarrollo regulatorio correspondiente, párrafos 3.73 y 3.74.

• Grupo E: Recomendaciones de menor prioridad

5.14 A este grupo pertenecen las recomendaciones que poseen una menor prioridad y

cuya implantación está a cargo del Ministerio de Energía y Minas, del CONELEC y del Fondo de Solidaridad. Comprenden las siguientes:

• Análisis por parte del Ministerio de Energía y Minas de la existencia de

condiciones apropiadas para el funcionamiento del CONELEC como ente regulador independiente e implantación de las medidas que correspondan para lograr este objetivo de política sectorial, párrafo 3.125.

• Análisis por parte del CONELEC de la situación de congestión de actividades a

cargo de su Directorio e implantación de las medidas correctivas que correspondan, párrafo 3.126.

• Análisis por parte del Ministerio de Energía y Minas de la oportunidad de

respuesta del CONELEC a las iniciativas y reacciones de los agentes regulados dentro del proceso de formación de la regulación e implantación de las medidas que correspondan, párrafo 3.127.

• Implantación por parte del Fondo de Solidaridad de un caso piloto de

aglomeración de varias empresas distribuidoras para alcanzar rendimientos constantes de escala. Este tema se trata en la Sección III – 12 y la recomendación se presenta en el párrafo 3.154.

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5.15 Elegibilidad del sector para préstamos del BID. Por solicitud expresa del coordinador y supervisor del presente trabajo, el Consultor presenta su opinión personal relacionada con el grado de implantación de las recomendaciones que debería alcanzarse para considerar que el sector eléctrico ecuatoriano es elegible a préstamos del BID. Estima el Consultor que esta condición de elegibilidad ocurriría con la puesta en vigor de las recomendaciones que aparecen en los Grupos B y C.

IGNACIO CORAL MARTINEZ Consultor

REFERENCIAS Coral, Ignacio: “Consumos de Subsistencia”, Comisión de Regulación de Energía y Gas, noviembre de 1995. Coral, Ignacio: “Caracterización de 23 Empresas Eléctricas para Identificar Políticas de Participación Privada”, BID, marzo de 1998. CONELEC: “Plan Nacional de electricidad 2003 – 2012”, diciembre 2003. Lecaros, Fernando: “Expectativas, Realidad y Futuro del Sector Eléctrico Ecuatoriano: Estrategia de Desarrollo”, Proyecto PROMEC, febrero de 2004. Neira, Eric y Ramos, Edgar: “Diagnóstico del Sector Eléctrico Ecuatoriano”, Apuntes de Economía No. 31, Dirección General de Estudios del Banco Central del Ecuador, julio de 2003. Proyecto de Decreto Ejecutivo por medio del cual se reconoce la diferencia entre el PRG y el costo real de generación, MEF, versión al 25 de junio de 2004. Proyecto de Ley Orgánica del Sector Eléctrico, MEF, versión al 25 de junio de 2004.

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Anexo 1

ECUADOR

REVISION DEL SECTOR ELECTRICO

TERMINOS DE REFERENCIA I. Antecedentes 1.1 El Gobierno de Ecuador ha solicitado al Banco establecer un diálogo sobre los

problemas del sector eléctrico y las acciones de reformas que serían necesarias para establecer un sano marco para su desarrollo. Con el fin de recabar la información actualizada del caso, el Banco requiere adelantar una consultoría que revise la situación actual del sector y presente recomendaciones al respecto. Los presentes términos de referencia resumen el objeto y alcance de esta consultoría.

II. Objetivo 2.1 El objetivo de esta consultoría es efectuar una revisión del sector eléctrico de

Ecuador destinada a identificar los aspectos relevantes para la reforma del sector y recomendar los temas de la reforma, así como también identificar posibles áreas de apoyo para efectuar esta reforma.

III. Características 3.1 Tipo: Consultoría individual altamente especializada. 3.2 Duración: 10 días no consecutivos a partir del 28 de junio de 2004. 3.3 Lugar de trabajo y número de misiones: Lugar de origen del consultor y Ecuador.

Se prevé un viaje a Quito de no mas de 5 días. 3.4 Calificaciones: Amplio conocimiento internacional sobre temas de política,

institucionales y regulatorios relativos al sector eléctrico. Conocimiento altamente especializado de diagnósticos de los sectores de energía eléctrica. Conocimiento internacional amplio sobre desarrollo, fortalecimiento institucional y modernización del sector eléctrico y conocimiento detallado de los aspectos económicos relacionados con la distribución y comercialización de electricidad.

IV. Actividades 4.1 Efectuar una revisión general del estado de situación del sector eléctrico ecuatoriano

destinada a identificar aspectos de la reforma sectorial que pudieran estar fallando en proporcionar sus beneficios esperados, y recomendar los temas de reforma que se

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deberían propulsar para lograr los objetivos de la reforma sectorial puesta en marcha mediante la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y sus reglamentos, expedidos a partir de 1996.

4.2 La revisión anterior debe enfatizar en los temas de marco legal y regulatorio

incluyendo el análisis de su vigencia efectiva; en los temas de política e institucionales; en la estructura del sector; en los aspectos de mercado y precios y en la apreciación de la situación financiera general de las empresas públicas del sector.

4.3 Efectuar una revisión de los temas de política que el Gobierno de Ecuador desee

propulsar. V. Resultados 5.1 Como resultado de esta consultoría, el Banco espera contar con una visión

actualizada del funcionamiento de la reforma del sector eléctrico ecuatoriano y con recomendaciones sobre temas relacionados con la reforma.

VI. Informes 6.1 El consultor preparará un Informe Final de acuerdo con las normas y costumbres del

Banco. VII. Coordinación y Supervisión 7.1 La coordinación y supervisión de esta consultoría será responsabilidad del Sr.

Roberto Manrique de la División de Finanzas e Infraestructura Básica del Banco; teléfono (202) 623-2130.