Para contestar esta pregunta, hemos reproducido el artículo que el señor Fernando Aramburu Porras escribió para el suplemento semanal Martes Financiero que publica el diario La Prensa.

El mercado eléctrico, cuatro años después

Por: Fernando Aramburú Porras, publicado en Martes Financiero, La Prensa, 2003

Cuando la administración de Ernesto Pérez Balladares decidió privatizar, en 1997, el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE), la capacidad instalada de generación eléctrica versus la demanda se encontraba en su punto más bajo en los últimos 20 años [capacidad de 970 Megawatts (MW) versus demanda de 707 MW]. Adicionalmente, la empresa tenía más de 4,500 empleados; el nivel de pérdidas del sistema superaba el 22% y la morosidad los 30 millones de dólares.

¿La razón? No se habían realizado las inversiones necesarias para aumentar la capacidad debido a la excesiva burocracia estatal y a la falta de financiamiento. En efecto, el Estado no contaba con la capacidad financiera necesaria para hacerle frente a las inversiones que requería el sector eléctrico. Los cálculos eran de 1,250 millones de dólares en el plazo de 10 años. Además, en 20 años no se había logrado desarrollar una empresa eficiente, desligada operacionalmente de los vaivenes políticos.

Por otra parte, las Instituciones Financieras Internacionales (IFI), tradicionales fuentes de financiamiento para el sector, habían cambiado de política debido a los problemas históricos mencionados, ello dejaba al Estado sin los recursos necesarios para invertir en generación y distribución eléctrica.

Luego de un análisis, el Gobierno decidió transferir al sector privado la responsabilidad financiera y operativa del sector eléctrico, con excepción de la transmisión, la cual se reservó como función del Estado.

En 1997, cuando se inició el proceso de privatización del IRHE, la capacidad instalada de generación versus la demanda estaba en su punto más bajo de los últimos 20 años y existía un déficit notorio en materia de inversiones en el sector.

A partir de la privatización se ha disparado la capacidad instalada, al punto de que la capacidad se elevó de 970 megawatts en 1997 a más de 1,380 MW a fines del 2002, con inversiones de más de 450 millones de dólares. Las perspectivas de inversiones a corto y mediano plazo son prometedoras. Se espera que para fines del 2003 se concluya la construcción de la hidroeléctrica Estí realizada por la empresa AES de Panamá. Durante ocho años, el IRHE había intentado, sin éxito, realizar el proyecto.

Por otra parte, la integración del sistema eléctrico panameño con el centroamericano, impulsado desde la privatización, aumentará la disponibilidad de energía futura y alentará la baja de tarifas.

Eficiencia operacional y calidad de servicio

La eficiencia de las plantas de generación térmica ha mejorado en más del 30% en los últimos años. Además, la productividad del recurso humano se ha duplicado al pasar de 100 a 180 clientes y de 800 a 1,300 gigawatts/hora (gwh) por empleado del sector entre 1998 y el 2000 (debido al crecimiento en más del 25% de clientes y consumo en los últimos 4 años y de la reducción del personal superfluo y no directamente relacionado con las actividades del sector).

Por otra parte, desde 1999, las empresas distribuidoras han logrado reducir las pérdidas en la facturación de energía y mejorado las deficiencias técnicas en la red de distribución.

Por ejemplo, en Edemet el porcentaje de pérdidas pasó de 15.8% en 1999 a 12.85% en diciembre de 2001; en ENSA de 22.16 a 19.86% en el mismo período y en Edechi del 10% a 8.9%

Calidad de servicios

Estadísticas publicadas por el Ente Regulador sobre la cantidad de interrupciones no programadas, variaciones en el voltaje y las quejas recibidas muestran una notoria mejoría en el servicio. De acuerdo con los estándares establecidos, la calidad debe continuar mejorando en los próximos años.

Todos estos elementos tienen un impacto en el factor que más interesa al usuario de servicios eléctricos: el costo de la energía y la calidad del servicio.

Reducción del costo de Energía

El precio de la energía eléctrica producida en Panamá sigue siendo alto debido principalmente a la falta de recursos energéticos conocidos y al costo alto de la producción de energía hidráulica por su ubicación geográfica.

Sin embargo, la privatización logró atenuar una tendencia alcista bajo el control estatal estimulada por los crecientes precios del combustible y la falta de capacidad de generación de energía.

Esto se habría manifestado ciertamente en la escasez de energía y en racionamientos cada 3 ó 4 años.

Cabe recordar que durante los 25 años de vida del IRHE, el promedio de las tarifas eléctricas varió de 12.72 centavos por kilovatio/hora (Kwh.) en 1984, año en que los precios del petróleo subieron a niveles similares a los de la actualidad, a 11.21 centavos por Kwh. en 1998, antes de la privatización.

En noviembre de 1998, las tarifas eléctricas se redujeron en un 10%, alcanzando el kWh un precio promedio de 10.30 centavos. Cabe señalar que esta es la tarifa de electricidad más baja que había existido en los últimos treinta años. Si esa tendencia a la baja no ha continuado es debido a las fuertes alzas en los precios del combustible, que en el 2003 han alcanzado sus niveles más altos en las últimas tres décadas.

Si ajustáramos la tarifa de hoy al precio del combustible en 1998 resultaría en una tarifa similar a la que regía en 1998, la cual estaba 10% por debajo de la tarifa pre-privatización. En términos nominales, la tarifa promedio ha crecido casi en un 5% desde 1998 y apenas 2.4% en términos reales. El combustible ha aumentado 70% en ese mismo período.

Pero eso no es todo. Concomitante con el proceso de privatización se han aprobado subsidios para los consumidores de bajos ingresos.

Competencia entre los generadores

Se han dado los primeros pasos para la competencia con el establecimiento de las reglas del nuevo mercado eléctrico. Pieza fundamental es el despacho económico de las plantas de generación (mediante este sistema se ponen a funcionar primero las plantas más eficientes sobre las más caras, hasta atender la demanda de energía del momento).

Dentro de esta regla también entran las hidroeléctricas como Fortuna y Bayano, ya que mediante fórmulas internacionalmente aceptadas se valora el agua utilizada para generar un kWh, y sobre esta base se les ordena. Asimismo, se han realizado las primeras licitaciones de energía en las que han participado varias empresas compitiendo por contratos ofrecidos por las distribuidoras, los cuales son regulados por el Ente Regulador.

Derecho del usuario a escoger

Se prevé que en un futuro cercano los consumidores podrán escoger a sus proveedores de energía al igual que ya lo pueden hacer en las telecomunicaciones. Ello está permitido hoy día sólo para usuarios con un consumo de más de 300kW y a partir del 2004 disminuye a 100 kW, es decir grandes consumidores; pero este límite debería desaparecer dentro de 3 años cuando el Ente revise los niveles.

La creciente competencia por el mercado estimulará inversiones en plantas más eficientes y económicas de generación hidráulica y térmica, lo cual debe traducirse en beneficios para el consumidor.

Finalmente, la integración eléctrica con Centroamérica, ya en ejecución, y eventualmente con México y Colombia, tendrá el efecto de una mejor oferta para los usuarios. La integración obligará a las empresas de generación a mejorar aun más su eficiencia.

Fallas y omisiones

En cuanto algunos aspectos que habría que revisar o mejorar podemos mencionar los siguientes:

Durante los últimos años se ha notado la falta de una política energética a largo plazo, a pesar de que mediante una ley se creó la Comisión de Política Energética conformada por 3 ministros y una Secretaría Técnica. En la práctica, esta comisión no ha funcionado; la institución no tiene ni la fortaleza ni el liderazgo que se necesita para orientar los cambios y ajustes necesarios que todo nuevo sistema requiere.

Por otro lado, pareciera que el sistema tiene un sesgo contra los proyectos de generación hidráulica y de tecnologías más caras, las cuales requieren de plazos mayores para construirse y amortizar sus inversiones. Estos proyectos requieren contratos a más largo plazo para justificar la inversión inicial y el riesgo que ello conlleva. Los contratos que se han licitado hasta la fecha han sido típicamente de corto plazo (1 a 2 años) y no favorecen este tipo de proyectos.

Esto es algo que el Ente Regulador puede corregir...

También hay que informar al público sobre lo que sucede en el sector y explicar por qué se dan aumentos o bajas de las tarifas; cuáles son los estándares de calidad que se les está exigiendo a las distribuidoras y en qué medida dichas normas pueden afectar los costos para el usuario; qué tipo de mejoras se ha dado y cuáles son las limitaciones y problemas que afrontamos, entre otros interrogantes. Sabemos que lo que más afecta a la gente es el costo del servicio afectado por los precios del combustible que se refleja en el costo de la generación eléctrica.

Cabe señalar que la calidad del servicio que se ha fijado como norma a las distribuidoras es muy superior a lo que hemos tenido en Panamá y Centroamérica y se asemeja a la de Estados Unidos, lo que puede tener impacto en los costos de distribución y en la calidad del servicio.

Finalmente, la integración al mercado centroamericano y, eventualmente, al colombiano y mexicano, unido al derecho del usuario para escoger a su proveedor de energía, debe promover la competencia y por ende bajar los precios al consumidor. Esto no sería posible bajo un modelo de monopolio estatal.

El autor es economista y fue director general del IRHE.

Las instalaciones eléctricas improvisadas o ilegales pueden causar hasta la muerte a usted, un familiar querido, o un tercero inocente. La seguridad de los usuarios es lo más importante para ENSA y el robo de luz es un factor de riesgo inminente. Adicional a los posibles riesgos físicos que el hurto implica, la persona que lo comete puede ir a la cárcel y pagar multas de hasta $250.00 cuando se conectan a la red sin tener un medidor de energía eléctrica. Para aquellos clientes que sí tienen medidores, pero que cometen fraudes comprobados, alterando las mediciones, tienen que reembolsarle a la empresa el consumo no registrado desde el inicio del fraude, de acuerdo a lo estipulado en la Ley 6 del 3 de febrero de 1997. Solamente en el caso de que no se pueda comprobar el período de tiempo en que el cliente ha estado adquiriendo la energía eléctrica en forma fraudulenta, la distribuidora cobrará al cliente una estimación de la facturación por un período de hasta 6 meses. En cualquiera de los dos casos, a la estimación del consumo dejado de facturar se la aplicaría la tarifa vigente en dicho período más un recargo de hasta el diez por ciento (10%) sobre la factura de estos consumos.

Los requisitos para que usted tenga energía en su casa o negocio, según resolución de la Autoridad Nacional de Servicios Públicos son:

• Cuadro de medidores de acuerdo a las normas.

• Copia del documento de identidad personal (cédula o pasaporte); y en caso de persona jurídica, debe presentar copia del certificado de Registro Público de la sociedad (el cual no debe exceder los doce meses de antigüedad)

• Nota: si no se presenta el titular del nuevo suministro, la persona que actúe en su nombre deberá presentar una carta de autorización y copia de su documento de identidad personal. En caso de persona jurídica, el representante legal debe presentar un poder notariado y copia del documento de identidad personal

• Copia del Permiso de Ocupación emitido por el Cuerpo de Bomberos, para instalaciones nuevas no ocupadas.

• Pagar depósito de garantía y conexión, según tarifa vigente.

• En los casos de construcciones o instalaciones temporales, deberá adjuntar el permiso correspondiente emitido por el Municipio y avalado por el Cuerpo de Bomberos.[subir]

También puede llamar a la Línea de Atención al Cliente 800-9111 o 323-7100 para que le proporcionen esta información.

El factor de carga es el indicador de en qué porción de un día se utilizaría el total de la energía consumida si el consumo fuera todo al nivel de la máxima demanda registrada. En cuanto tiempo se hubiera consumido toda la energía de un día si todo el consumo ocurriera a la carga más alta. Mientras más cercano a uno es este indicador, más nivelado es el consumo de las instalaciones del cliente

Los medidores se cambian por muchos factores. Las razones más comunes son:

• No están registrando el consumo correctamente por defectos de fabricación

• Están duplicados en el sistema comercial de la empresa, es decir, en un momento no se llevaba el control de las secuencias numéricas y se llegaron a instalar medidores con la misma numeración

• Por tiempo de servicio. Generalmente deben tener una vida útil de 10 años

• Por solicitud del cliente cuando existen dudas o reclamos sobre la facturación

• No están registrando correctamente por alteraciones realizadas por terceros (fraudes).

Los aumentos se deben principalmente a fluctuaciones en los costos de generación y, en menor escala, a los costos de transmisión de energía eléctrica, que corresponden a empresas ajenas y fuera del control de las distribuidoras, en este caso, ENSA.

Cargos en la Factura de los Clientes de ENSA

El precio de los derivados del petróleo (combustible necesario para la operación de las plantas de generación térmicas) llegó a sus máximos históricos en octubre del 2005 y el incremento tarifario es un claro reflejo de su impacto sobre los mercados energéticos. Sin embargo, es importante resaltar otros factores que también influyen sobre las tarifas que pagan los clientes:

• Costo de oportunidad de las generadoras hidroeléctricas : aunque sus costos sean mucho menores a los de una planta térmica, ambas compiten por los mismos contratos. Esto les permite a las "hidro" ofrecer energía a precios similares, levemente por debajo de las ofertas térmicas, manteniendo los costos de energía del país elevados, al igual que sus ganancias.

• La poca oferta de las generadoras en el mercado de contratos: por ser el mercado de generación, un mercado de libre competencia - no regulado-las generadoras deciden si les conviene o no ofertar su energía en los actos competitivos de libre concurrencia (licitaciones). En muchas ocasiones, prefieren quedarse en el Mercado Ocasional donde suelen obtener ganancias mayores que en el mercado de contratos.

• La exportación de energía: incrementa los ingresos de las empresas generadoras y hasta incentiva la inversión extranjera, pero, de la forma en que está diseñada, eleva los precios que pagamos los consumidores panameños.

• Políticas regulatorias de confiabilidad : a partir del 2005 la regulación exige la compra de un 5% de energía adicional a la demanda total de los clientes; esta disposición responde a la necesidad de prevenir un faltante si las proyecciones de demanda o si alguna planta generadora fallan.

¿Sabías que hay tres cargos en la factura de los clientes: generación, transmisión y finalmente los cargos por distribución y comercialización? Éstos últimos, que representan un 24% de la factura actual, son los únicos que recibe ENSA para cubrir sus costos de operación, mantenimiento e inversión para expandir y mejorar la red de distribución de energía.

El servicio de energía eléctrica en Panamá está compuesto de tres agentes: Generadores, Transmisor y Distribuidores.

Aproximadamente 71% de la factura por energía eléctrica corresponde a las generadoras, el 24% a las distribuidoras y el 5% a la empresa de transmisión estatal. Es decir, de cada B/.1.00 (un Balboa) que consume el cliente, 24 centavos corresponden a la distribuidora, 6 centavos a ETESA y 71 centavos para las generadoras.

Los ajustes a las tarifas por parte de la distribuidora solo se pueden llevar a cabo, por ley, cada cuatro años. Los ajustes mensuales están relacionados a los costos de generación. Los costos de generación dependen de factores externos a las distribuidoras como lo son el precio del combustible utilizado por las generadoras termoeléctricas, disponibilidad de hidroeléctricas y el nivel de los lagos, exportación de energía y entrada de nuevas plantas eléctricas al mercado de generación. Antes de la próxima revisión del Régimen Tarifario reprogramada para enero del año 2007, las distribuidoras eléctricas no pueden modificar su esquema tarifario. Todos los ajustes que se den en este período son estrictamente resultado de los costos de generación, transmisión y el índice del precio al consumidor.

¿Qué es el Régimen Tarifario? El Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización de Electricidad y del Servicio de Alumbrado Público establece las reglas relativas a los procedimientos, metodologías, fórmulas, estructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos que determinan las tarifas sujetas a regulación. El Régimen Tarifario tiene una vigencia de 4 años y no se debe confundir con el Pliego Tarifario.

¿Qué es el Pliego Tarifario? Documento que contiene las tarifas y sus cargos, que hasta la fecha se actualiza semestralmente, principalmente por ajustes en los costos de generación y transmisión. Hay un porcentaje mínimo de ajuste permitido para las distribuidoras que nunca excede el incremento del IPC (Índice del Precio al Consumidor) o la inflación.