El sector eléctrico en Costa Rica más allá del COMBO

Universidad Nacional
Centro Internacional en Política Económica (CINPE)
Unidad Energías, Medio Ambiente y Pobreza
El sector eléctrico en Costa Rica más allá del
COMBO: Retos y perspectivas
Leiner Vargas Alfaro Ph.D
Julio, 2002
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas
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El sector eléctrico en Costa Rica más allá del COMBO:
retos y perspectivas
Leiner Vargas Alfaro1
Profesor-Investigador (CINPE-UNA)
I- Introducción
El objetivo del artículo es presentar las diversas tendencias y características del sector
eléctrico en Costa Rica, así como, los principales retos y perspectivas del sector para los
próximos años. Se trata delimitar las diferentes orientaciones problemáticas que definen
una agenda de investigación para el sector en los próximos años y al mismo tiempo, le
permite al lector encontrar una evaluación de la situación actual y una agenda con los
problemas y retos del sector en el mediano plazo.
La tesis central que se pone en debate por parte del autor es que “la modernización del
sector eléctrico pasa por una reforma institucional profunda”. Dicha reforma institucional
debe partir de procesos de aprendizaje institucional (Segura y Vargas, 1999) y del
desarrollo de nuevos instrumentos de intervención, así como, de la incorporación de
forma democrática de nuevos intereses y actores (Hvelplund, 1999).
Se requiere de nuevos acuerdos colectivos y de la articulación de esfuerzos que permitan
mejorar la eficiencia y eficacia de las políticas públicas en el campo de la energía.
Nuevos temas como el medio ambiente, la participación local y la planificación del sector
en un entorno de mercado regional más competitivo, integran nuevas áreas de trabajo, en
un medio global de profundos cambios donde la institución mercado se vuelve central
para la asignación de los recursos y la generación de incentivos para los actores
participantes (CEPAL, 1999).
La estructura del artículo es la siguiente: una primera parte asociada a la caracterización
del sector eléctrico, así como de sus principales dilemas. La segunda sección identifica
las dimensiones nuevas que deben formar parte de una política económica moderna para
el sector. En la tercera parte, se presenta una reflexión crítica sobre los mecanismos de
gobernabilidad existentes y la necesidad de articular nuevas instituciones y actores al
interior del sector mediante procesos de aprendizaje institucional. La última sección
presenta los principales retos y perspectivas del sector en los próximos años.
1
El autor es profesor e investigador del Centro Internacional en Política Económica de la Universidad
Nacional CINPE-UNA y actualmente coordina la unidad de investigación en el área de energía medio
ambiente y pobreza. Se reconoce el apoyo de Marco Otoya, como asistente del proyecto ECOMAP en la
elaboración de las gráficas y recolección de información primaria para el artículo.
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II- El sector electricidad, situación actual y perspectivas
En esta sección se realiza una caracterización del sector electricidad en sus dos
dimensiones, el sistema energético y el sistema de apoyo institucional que le soporta. Es
decir se reconoce la existencia de un proceso co-evolutivo entre la dinámica tecnológica e
institucional. Adicionalmente, la presentación incorpora los principales indicadores, así
como las características básicas de estos sistemas.
A. El sistema eléctrico en Costa Rica
El sistema eléctrico costarricense esta compuesto por una estructura de propiedad
dominada por actores públicos de naturaleza nacional, municipal y local. La actividad de
generación está concentrada en una empresa, el ICE que aportó el 79.8 por ciento de la
capacidad instalada y un 78.1 por ciento de la generación en el año 1999. Las empresas
públicas regionales a saber; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), La Junta
Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), La Empresa de Servicios
Públicos de Heredia (ESPH) y las Cooperativas cuentan con una capacidad instalada del
7.4 por ciento y generan un 9.4 por ciento del total para ese mismo año. La actividad de
co-generación paralela o generación privada se realiza por alrededor de 25 empresas con
un total de 12.8 por ciento de la capacidad instalada y un 12.5 por ciento de la generación
del año 1999.
Solamente ICE posee plantas de generación térmica conectadas al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN), cuya capacidad instalada representa un 22.9 por ciento
del total de 1196 MW existentes en manos del ICE de todas las fuentes. La restante
capacidad instalada de la empresa se concentra en plantas hidroeléctricas de tamaño
mediano y grande (67.5 por ciento) y plantas geotérmicas (9.6 por ciento) para 1999. 2 La
generación de las empresas regionales se concentra en fuentes renovables y
principalmente hidroeléctricas, recientemente la CNFL ha licitado la construcción de dos
plantas térmicas como parte de la estrategia del sector de reponer y sacar de operación el
parque térmico existente.3
La generación privada por ley se concentra en fuentes renovables, donde se destaca
básicamente la fuente hidroeléctrica de micro y pequeñas centrales inferiores a 20 MW de
2
El ICE mantiene el control de algunas plantas menores en el campo hidroeléctrico, sin embargo, en los
últimos treinta años se ha dedicado ha explotar los recursos hidroeléctricos de mediano y gran tamaño,
dejando las micro, mini y pequeñas centrales en manos de las compañías regionales o más recientemente,
en los noventa, en poder de las empresas privadas (Vargas, 1999).
3
La generación térmica en Costa Rica se utiliza básicamente como complemento a la generación
hidroeléctrica para horas pico del día o para corregir problemas de ciclo hídrico en épocas de largos veranos
o cuando se debe sacar del sistema alguna de las plantas existentes por motivos de emergencia. Los costos
son altos y la eficiencia es bastante baja, comparada con otros parques térmicos de la región. Así por
ejemplo, mientras que el costo promedio de generación del ICE en 1998 fue de 4.07 centavos de dólar por
Kw/h generado, el costo de generación térmico promedio fue de 12.76 centavos de dólar. La generación
con fuentes hidroeléctricas es la más barata con un costo de 2.36 centavos de dólar y la generación
geotérmica costó en 1988; 8.44 centavos de dólar en promedio.
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capacidad instalada, algunas opciones de co-generación en verano con bagazo y la fuente
eólica con cuatro parques construidos en la región de Tilarán. La capacidad instalada de
los grupos privados en 1999 fue de un total de 192 MW, de los cuales un 86 por ciento es
hidroeléctrico, un 13.2 por ciento es eólico y el restante 0.3 por ciento es térmico. A pesar
de que existen alrededor de 29 proyectos de generación privada, la capacidad instalada e
ingresos por generación esta dominada por alrededor de cinco grupos de inversionistas,
que con la excepción del consorcio CONELECTRICA, que está en poder de las
cooperativas de electrificación Rural, se encuentra dominado por alianzas de capital local
con inversionistas norteamericanos. 4
Si bien es cierto la gran parte del parque de generación instalado es hidroeléctrico, con las
inversiones en investigación y desarrollo en Geotermia del ICE desde los setenta y las
inversiones pioneras en medición del potencial eólico, se han activado dos nuevas
fuentes, la generación geotérmica y la eólica, durante los años noventa. La biomasa es
escasamente aprovechada, con inversiones en cogeneración por parte de los ingenios
azucareros, pero a pesar de su potencial se encuentra bastante rezagada en los planes de
expansión del sector.
En materia de transmisión o red de alto voltaje, la actividad es dominada por completo
por el ICE, así como el proceso de despacho físico de la energía y la planificación del
despacho económico. En este sentido, ICE opera bajo un esquema de mercado conocido
como monopsonio en términos de sus compras, es decir, es el único comprador dentro del
sistema y monopolio en términos de sus ventas, es decir, es el único vendedor dentro del
sistema. Las funciones de despacho y de transmisión son esencialmente costeadas con
base en los niveles de costos medios y son reguladas, a través de la Autoridad Reguladora
de los Servicios Públicos (ARESEP).
En 1998, el costo de producción del ICE fue de 10.47 colones por Kw/h, que representó
el 53.4 por ciento del total, mientras que la transmisión le costó al ICE 1.48 colones por
KWH, lo que representa un 7.55 por ciento del total. El costo de despacho representó en
ese año solamente 0.18 colones por KWH, lo que representa alrededor de 0.9 por ciento
del costo total del sistema. Finalmente, la distribución al ICE le costó 7.46 colones por
Kw/h que representó un 38 por ciento del total. Es importante reconocer que los costos
son funciones variables, dependiendo básicamente de la disponibilidad de agua en los
embalses, que son el principal mecanismo regulador del ciclo de generación.
La distribución y comercialización de la energía se realiza por compañías públicas,
nacionales, municipales o cooperativas con áreas de acción segmentadas de naturaleza
monopólica, es decir, donde sólo es posible brindar el servicio a través de una empresa.
4
Los grupos corporativos de mayor tamaño del sector son el grupo Matamoros, las empresas de energía
global que tiene una participación importante de capital norteamericano, el grupo SARET que tiene
intereses en varios proyectos, las inversiones de la Corporación Superior y el Grupo Taboga.
Recientemente una publicación de la Nación, 1 de Julio 2000, muestra cómo el total pagado por contratos a
privados se concentra en ocho empresas, Platanar propiedad del grupo Matamoros, San Lorenzo del
Consorcio Cooperativo CONELECTRICAS, Aguas Zarcas y Rió Lajas de un grupo de inversionistas
locales, Doña Julia de co-inversión Costarricense Norteamericana, Rió Volcán y Don Pedro del grupo
Energía global y PESA, proyecto eólico de capital norteamericano.
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El mapa adjunto presenta esta distribución regional de participación de las empresas
distribuidoras en el mercado y el territorio nacional. Como se observa, existen cuatro
cooperativas de electrificación rural a saber; Coopelesca en la región de San Carlos,
Coopesantos en la Región de Los Santos, Coopealfaroruiz en la región de Zárcero y
Coopeguanacaste en parte de la provincia Guanacasteca. Dichas cooperativas se crearon
durante los sesenta como parte de la estrategia de electrificación rural del país y además
de contar con las ventajas de tener actividades de interés público, pueden recibir cierto
subsidio cruzado en materia de precios de compra al ICE, que les permiten pagar costos
de extensión de la red y de atención de clientes con consumos menores, así como ciertas
pérdidas de distribución mayores, sin cargar todo el peso de la electrificación rural sobre
estos consumidores directamente.
De una u otra forma, las compañías rurales son un pilar de desarrollo regional durante su
crecimiento en los años setenta y ochenta y han permitido extender los servicios con solidaridad
de parte de los consumidores del Valle Central que pagan montos mayores y subsidian la atención
de estos programas. La ampliación de la infraestructura en esas regiones, hace necesario que las
propias Cooperativas incursionen en proyectos de generación, de ellos el más destacado es el
proyecto hidroeléctrico San Lorenzo, que está a cargo de un consorcio Cooperativo llamado
CONELECTRICAS, conformado por las cuatro cooperativas de electrificación rural.5
Fuente: Proyecciones de Demanda de Energía Eléctrica en C. R (2000-2002).
Proceso Demanda Eléctrica. CENPE. ICE
Juan F. Perlaza R.//MAPACOBE.99PPT.
5
Este proyecto San Lorenzo fue posible en el marco de las actividades de co-generación privada que
permitió la ley 7200. Si bien la Cooperativa de San Carlos, COOPELESCA ha incursionado en otros
proyectos de generación por su propia cuenta, lo mismo que Coopeguanacaste, que ha incursionado en otras
fuentes solares, es importante destacar la posibilidad que tiene este sector de abastecer su propia demanda a
través de proyectos con alto valor agregado local y sobre todo, con fuentes renovables limpias (Vargas,
2001).
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El mapa adjunto presenta la distribución por regiones de las empresas participantes en el
proceso de distribución de energía eléctrica. En relación con las empresas regionales,
ESPH y HASEC así como la CNFL se encargan de las actividades al interior del Valle
Central. Asimismo, ICE distribución se encarga de todas aquellas áreas no cubiertas, que
en general se encuentran en zonas rurales o de baja densidad poblacional. Existe una
actividad no centralizada que cubre la Isla Damas en el Pacífico. De igual forma existen
algunas asociaciones locales que administran sistemas fotovoltaicos a partir de alianzas
con ICE u otras empresas (véase recuadro sobre la electrificación rural con energía
solar).6
Recuadro 1: Proyectos de energía solar ejecutados por el Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE) en Costa Rica
Proyecto
Comunidades
Número de soluciones
Puerto Jiménez
Albergue El Páramo
Dos Bocas
Sepeque
Escuelas de Jabuy, Calveri,
Isla Cóen y Boca Coén
Piedras Blanca de Río Nuevo
Telesecundaria de Changuena
Río Nuevo, Balsa y Progreso
Parque Nacional Chirripó
Dos Bocas de Aguirre, San Miguel de Tierras Morenas
Sepeque, Mojoncito, Oro Chico de Bratsi
Jabuy, Calveri,Isla Cóen y Boca Coén
32 familias
10 sistemas
35 familias
100 familias
4 escuelas indígenas
Piedras Blancas de Río Nuevo de Pérez Zeledón
Changuena, Buenos Aires
La Potenciana
Longomai
Asentamiento IDA
Cachito
Albergue Las Pailas
Punta Burica
La Potenciana de Turrubares
Longomai, Río Sonador
Santa María, liberia
Cachito, Los Chiles
Parque Nacional Rincón de la Vieja
Alto Guaymí, Valle de Burica, La Peña y Punta Venegas
14 familias
3 páneles por centro
educativo
22 familias
5 familias
6 familias
6 familias
Albergue 2 páneles
102 familias
Fuente: Departamento de conservación de energía del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
La estructura de uso final de la energía se subdivide por razones estadísticas en cuatro
grandes categorías a saber, el consumo residencial representó en 1999 un 41 por ciento, el
consumo industrial un 27 por ciento, el consumo general (incluye comercio y sector de
restaurantes y turismo) un 22.5 por ciento y el alumbrado público un 9.2 por ciento. El
coeficiente de KWH por tipo de cliente nos muestra el nivel de intensidad o
concentración, que al mismo tiempo es un reflejo de la composición sectorial de la
demanda de cada una de las empresas, aquellas con un coeficiente bajo tendrán mayor
concentración en clientes residenciales y por lo general, mayor dispersión en sus curvas
de potencia. Los precios de la energía deberían entonces corresponder con este diferencial
de costos relativos de distribución que tienen las empresas. Asimismo, los niveles de
6
La cobertura eléctrica en Costa Rica pasó de 29.86 por ciento en 1956 a 89.97 en 1990. A la fecha, el
nivel de cobertura a principios del año 2000 es de 95 por ciento. Las regiones de menor cobertura son
Guanacaste, Puntarenas y Alajuela con 87.8, 79.5 y 89.9 por ciento respectivamente. En materia de áreas de
cobertura por empresa, son ICE, Coopeguanacaste y Coopelesca las empresas que tienen menores niveles
de cobertura dentro de sus áreas de distribución.
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dispersión en que se encuentran ubicados dichos clientes son causas naturales de
dispersión en los precios de la energía, dada la existencia de pérdidas de transmisión.7
B. El sistema institucional que soporta el sector
Según la clasificación de instituciones hecha por Douglas North (1990), las instituciones
fórmales son aquellas asociadas con normativas, leyes y reglamentaciones que existen en
el sector. Para el caso del sector energía, el marco regulatorio actual se fundamenta en un
conjunto de leyes que datan de cerca de cincuenta años atrás. La ley de creación del ICE (
de abril de 1949, ley # 449), la ley de creación del ente regulador, Servicio Nacional de
Electricidad SNE; la ley de adquisición por parte del ICE de la Compañía Nacional de
Fuerza y Luz, CNFL (de setiembre 1968, ley # 4197); la ley de co-generación paralela
(Agosto 1990, ley # 7200); la ley de ampliación de la co-generación paralela (ley 75058),
la ley de creación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, ARESEP de
1996. Este conjunto de leyes, así como otras normativas y reglamentaciones asociadas
con la naturaleza pública que asume el ICE han generado un marco global de regulación,
a partir del cual se desarrolla el servicio eléctrico. Por supuesto, en la escala de
planificación, existen otros elementos normativos como la ley de creación de la dirección
sectorial de energía y la ley de creación del Ministerio de Ambiente y Energía, MINAE.
Para discutir las características de la legislación y de las reglas del juego del sector, este
artículo se concentra en tres grandes temas asociados con la institucionalidad del sector.
El primero es el tema de la estructura del mercado y el tipo de incentivos existentes en
relación con los precios. El segundo, el manejo de los derechos de propiedad y las reglas
sobre el particular. Finalmente, me referiré a la naturaleza pública dentro del sector y las
reformas planteadas en el marco del Combo eléctrico.
b.1 La estructura y características del mercado
La estructura de mercado se caracteriza por ser un oligopolio regulado en generación, un
monopolio en transmisión y despacho y un oligopolio regionalmente distribuido en las
áreas de distribución y comercialización con franquicias únicas. Todo el sector se
encuentra bajo un esquema de supervisión público y tanto los precios de compra, como
los de venta se encuentran regulados por ARESEP. El esfuerzo regulatorio se concentra
en una estructura de costo medio para ICE y el cálculo de algunos costos marginales para
el caso de las empresas nuevas de generación y de tarifas o peajes de transmisión y
distribución. La planificación del sector es centralizada y se realiza con programas de
expansión obligatorios basados en modelos de costos que optimizan el potencial existente
dadas restricciones técnicas y financieras del ICE.
7
En Costa Rica, dicha dispersión en precios se ha visto influenciada por la existencia de subsidios cruzados
entre consumidores y entre empresas. De tal forma que si bien es cierto se presentan diferencias regionales
y sectoriales en materia de precios, dichas diferencias son más un reflejo de las distorsiones hechas vía
subsidios que los verdaderos costos de atención de dichos servicios.
8
Si bien la ley 7200 permite la co-generación con contratos de compra y venta de energía desde principios
de la década, la ley 7508 amplio los límites de los tamaños de los proyectos e incorporó la modalidad de
Construcción, operación y transferencia, en inglés BOT, que son actualmente considerados para futura
producción y participación privada en el segmento de generación.
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Los agentes no operan en competencia, sino que en el caso de los generadores privados se
firman contratos que garantizan la compra hasta por 15 años, con precios basados en la
regla de costo marginal de largo plazo del ICE, actualizables de acuerdo con las
condiciones del momento. Existen algunas diferencias en los regímenes tarifarios y entre
las empresas según el año de ingreso de operación, sin embargo, la mayoría de los nuevos
contratos preservan la característica de ser flexibles en cuanto a contratación y precio de
la energía.
Si bien es cierto que, este tipo de regulación ha permitido mantener un nivel adecuado de
inversiones en el sector, existe una clara inconsistencia en términos del tratamiento de los
actores. Dado el componente alto de generación hidroeléctrica, el sistema lleva a costos
relativamente bajos en el ámbito de generación promedio, lo que permite mantener tarifas
diferenciadas por fuentes, según los intereses y objetivos existentes. Los problemas se
presentan cuando se diversifica el número y carácter de los actores, en este sentido, los
recientes problemas en materia de contratos y manejo de la generación privada ponen en
jaque el sistema de contratación bajo un esquema regulado por costos marginales de largo
plazo. La necesidad de replantear el esquema es claro, de tal forma que se reduzca el
tiempo de los contratos y se definan niveles de contratación por fuente y por momentos
del día. Este tipo de mercado regulado por fuente puede ser mejor que el actualmente
ejecutado mediante la regla de contratos.
En relación con el esquema de precios para distribuidoras, se requiere una revisión
sustancial del mercado en aquellos casos donde existe integración vertical, es decir,
empresas distribuidoras que generan electricidad. A pesar de estar regulado a un nivel no
mayor al 15 por ciento de sus ventas, este esquema genera desventajas para los
consumidores, que no observan transparentemente como las inversiones de las compañías
distribuidoras se traducen en mejoras en calidad y precio de la energía recibida.
Existen dudas acerca de que los subsidios cruzados permitan mejorar los niveles de
bienestar de las familias pobres o del desarrollo relativo de las regiones rurales (Acuña y
Singh, 1997). Estos subsidios deberían transferirse hacía el 5 por ciento del país que no
tienen electricidad, pero concentrado en fuentes alternativas como la solar o la biomasa,
cuyas soluciones son amigables al medio ambiente rural y han resultado ser, en términos
demostrativos, adecuadas a las necesidades de las comunidades rurales. Este tema de
subsidios cruzados deberá ser sujeto a una profunda revisión en el marco de las nuevas
condiciones del entorno.
b.2 Los derechos de propiedad
En lo que respecta a los derechos de propiedad, los principales aspectos están ligados con
los derechos de agua para la generación hidroeléctrica y los derechos de paso para las
líneas de transmisión desde el proyecto hasta las unidades de transmisión del ICE o subestaciones. Hasta la creación de la ARESEP, el SNE era el encargado de otorgar los
permisos de aguas, de acuerdo con una legislación con enormes lagunas legales.
Posteriormente, con la creación de la ARESEP la función pasó a manos del Ministerio de
Ambiente y Energía MINAE, en lo referido al departamento de aguas.
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En este campo se han presentado conflictos importantes de uso en areas como generación
de electricidad o uso de agua para riego en el caso del Arenal, generación o uso del agua
para actividades turísticas (casos de Turrialba y San Carlos). Situaciones más complejas
se presentan cuando se generan externalidades negativas en términos de biodiversidad de
la cuenca o uso de recursos para navegación o pesca, como en el caso del proyecto de la
ESPH en Sarapiquí. De igual forma, existen aspectos de complementariedad en el uso de
los recursos, como en el caso de protección de cuencas con interés hidroeléctrico como en
los proyectos Arenal, Rió Volcán, San Lorenzo y Brasil.
Aunque existe bastante legislación sobre aguas y uso de cuencas, así como un apartado en
la ley del ambiente sobre pago de servicios ambientales, las características colectivas de
los recursos han generado grandes conflictos y problemas fuertes, como las denuncias de
las comunidades en Pérez Zeledón y Sarapiquí, pronunciamientos del Consejo
Universitario de la UNA y más recientemente, litigios legales en el caso de derechos
adquiridos (ACOPE, 1999)9.
De igual forma se tienen conflictos importantes en materia de uso de cuencas y recursos
geotérmicos en parques nacionales, reservas indígenas y lugares de conflictividad en
materia de otros usos del recurso, como lo es el tema del turismo. La claridad con que los
actores puedan encontrar soluciones innovadoras a este tipo de conflicto es esencial para
un sano y equilibrado desarrollo del sector. Es de esperar un período de amplio debate
sobre el futuro energético, que involucra también el tema de la integración eléctrica
regional, la posibilidad de tener gaseoducto o puertos con ventajas para la importación de
gas, así como las opciones reales del aprovechamiento de la biomasa y los recursos
eólicos, como fuentes complmentarias para el desarrollo eléctrico de Costa Rica.
b.3 El carácter mixto del sector
El tercer y último aspecto es el referido a la naturaleza pública del servicio. Es claro en la
legislación de creación del ICE y de las empresas cooperativas y municipales, su función
de promotoras del desarrollo, su interés por mantener el acceso al servicio y garantizar
una mayor equidad y disponibilidad de energía en condiciones apropiadas de calidad. La
naturaleza pública del servicio ha venido perdiendo sentido al menos en lo relacionado a
mantener el derecho a disponer del recurso por parte de los grupos de más bajos ingresos.
Se ha cuestionado en varias ocasiones el subsidio cruzado entre sectores de consumo y
entre empresas distribuidoras. Las reformas del año 1997 del ICE le han dado un carácter
más empresarial y de negocios, lo que ha movido a la empresa hacía una mayor
flexibilidad y la contabilidad de costos más especializada, generando una mayor dinámica
en actividades rentables.
9
Recientemente la sala constitucional ha aclarado varios recursos de amparo en el tema, dejando
ciertamente un vacio en materia de concesiones de agua y creando dificultades serias para continuar con el
desarrollo de proyectos en el marco de la ley 7200. De igual forma, se han aclarado las situaciones
existentes en debates sobre la prioridad en la asignación de derechos sobre fuentes de agua, de tal forma
que el sector privado tiene serios problemas para continuar operando en este segmento, sin una adecuada
legislación sobre este tema.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 10
La naturaleza pública de interés social no debe confundirse con la existencia de intereses
dobles por parte de los distintos agentes a quienes se les brindan los servicios. El ICE y
las restantes empresas deben funcionar como tales, es decir obtener el servicio de la
mejor calidad y al precio más bajo posible. La forma en como se determinan los objetivos
adicionales en materia de ambiente, equidad, seguridad y sostenibilidad del servicio a
largo plazo debe de estar definida mediante los mecanismos de participación de la
sociedad civil y en general de los ciudadanos. La solución al problema no parece ser una
privatización, entendida como el paso de los derechos de propiedad a pequeños grupos
corporativos en la mayoría de los casos de interés transnacional. La solución, es encontrar
un mejor balance de participación de la sociedad civil en las decisiones de las empresas.
III. Los dilemas de política en el sector electricidad
A. Lo público o lo privado
Con los cambios en la estrategia de desarrollo iniciados en los ochenta y profundizados
en los noventa, se ha puesto en entredicho la naturaleza pública del sector energía.
Inclusive muchos países han pasado por procesos de privatización de activos públicos y
reformas en los regímenes regulatorios tendientes a motivar un papel más preponderante
del sector privado y del mercado en general, en la asignación de los recursos (CEPAL,
1999). Sin embargo, en Costa Rica, a pesar del interés de varias administraciones de
gobierno por realizar reformas y de las restricciones de financiamiento externo motivadas
por presiones de los organismos financieros internacionales, no se han aprobado
proyectos concretos de privatización.
Sin embargo, las manifestaciones sociales de los sindicatos, estudiantes y ambientalistas
en contra de la aprobación del Combo10 eléctrico a principios del año 2000 es una
expresión clara de rechazo a la corriente liberalizadora y de apertura. Si bien es cierto, no
son todos los grupos sociales los que se oponen a dicha tendencia, resulta interesante
valorar la problemática de fondo sobre el carácter público o privado de la actividad.
Existen algunas dudas concretas sobre las ventajas que para los consumidores finales
tendrán este tipo de reformas11. Por una parte los precios no parecen reaccionar
simplemente con la apertura y la privatización, dada la presencia de condiciones
oligopólicas en el mercado, producto del escaso tamaño del mismo, de las débiles
condiciones de regulación y de la presencia en la región de intereses extra-regionales en
materia de inversión extranjera directa dentro del sector. Además, en segundo término,
para países como Costa Rica que mantienen en materia de precio de los combustibles y
precios de electricidad una ventaja relativa importante, la apertura sin una debida
regulación y promoción de la competencia adecuada, puede significar un retroceso en
materia de eficiencia económica. De igual forma, la escasa y poco efectiva regulación
10
El Combo hace referencia a las leyes sobre modernización del sector de energía y telecomunicaciones,
así como, la ley de reforma al Instituto Costarricense de Electricidad, ICE.
11
Es clara la escasa participación de los consumidores finales en los mercados eléctricos reformados.
Además, existen claros problemas de coordinación de mercado incluso en experiencias hechas en países
desarrollados, tal es el caso de la reciente crisis del mercado eléctrico en California, (Vargas, 2001).
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 11
ambiental, hace del sector una actividad muy vulnerable ante inversiones externas en
materia de exploración de hidrocarburos, explotación de recursos hidroeléctricos de
mediana y gran escala y de distribución de algunos combustibles.
En este sentido, las perspectivas de integración eléctrica o el potencial desarrollo de un
gasoducto en el ámbito centroamericano, parecen mostrar signos similares de
concentración de poder de mercado y escasa acción para la competencia efectiva. Las
instancias regulatorias están sujetas a restricciones financieras y técnicas importantes. En
materia del mercado eléctrico regional, se observa en Centroamérica estrategias
corporativas de grupos privados que tienden a dominar importantes segmentos del
mercado energético a escala regional, lo que probablemente anticipe una estructura
oligopolica en cuanto al mercado (ECOMAP, 2000).
El argumento según el cuál, el financiamiento de la infraestructura es lo que obliga a que
las actividades pasen a manos privadas es un mito. Si bien las compras de las empresas
privatizadas en el Cono Sur fueron una posibilidad para colectar recursos frescos por
parte de los Estados, las empresas vendidas pasaron a manos de empresas públicas
europeas en muchos casos12. De hecho la naturaleza pública como tal no está en
entredicho, lo que se valora es la capacidad empresarial de los consorcios. Por otro lado,
las restricciones financieras del ICE y RECOPE son producto de una estrategia
macroeconómica que no ha sido consistente en materia de reforma fiscal, de tal forma
que la restricción de deuda no es propia al sector, sino por el contrario, depende de la
manifestación de un problema estructural en la hacienda pública13.
El carácter público entonces, no se trata de una necesidad económica, dado que los
servicios pueden efectivamente darse a través de la iniciativa privada. Sin embargo, las
externalidades existentes hacen del mercado sin regulación un mecanismo de alto riesgo
en materia de eficiencia económica y protección ambiental. Asimismo, las áreas de
satisfacción de necesidades que no llevan aparejada una demanda con poder de compra
quedan fuera de la posibilidad de resolución por esta vía, de la tal manera que, los ideales
de cobertura universal y de acceso y garantía de consumos mínimos, no pueden
satisfacerse sin una necesaria característica pública del servicio. En síntesis, lo que esta
en juego es una valoración política clara, sobre si es vital el acceso y garantía a toda la
población de servicios públicos en este campo. Al respecto, la sociedad costarricense
manifiesta un problema concreto de ingobernabilidad.
12
Así por ejemplo, ha sido ampliamente destacado el papel de las empresas españolas, norteamericanas e
inglesas en la privatizaciones de Chile, Brasil, Perú, Argentina y más recientemente en Bolivia y
Venezuela.
13
Es claro que el ICE cuenta con capacidad de endeudamiento importante, si se compara la razón de
endeudamiento con empresas similares en América Latina, sin embargo, las restricciones son producto de
los límites generales del sector público costarricense. Al respecto, se ha iniciado un proceso de
aprovechamiento del ahorro local, con una primera experiencia para el desarrollo del proyecto
Hidroeléctrico Peñas Blancas, es de esperar creciente demanda de recursos a futuro, de prosperar este tipo
de mecanismos, dado que a la fecha se requiere de alrededor de 300 millones de dólares anuales en
inversión, para lograr abastecer la demanda de los años próximos (ICE, 2001).
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 12
B. El medio ambiente como ventaja o como restricción
Existe un temor importante por parte de las empresas públicas de incorporar el medio
ambiente en forma sistémica. La existencia de conflictos regionales evidentes en materia
de uso de recursos hídricos para generación eléctrica y las manifestaciones en contra de la
exploración petrolera ponen en jaque una condición de debilidad estratégica del sector.
Como manifestación concreta, el sector del transporte es el que muestra mayor
ineficiencia y rezago en materia de impacto ambiental. La contaminación producto de las
emisiones vehiculares ha crecido en forma exponencial en los últimos 10 años producto
de la mayor apertura y el cierre de alternativas de transporte ferroviario.
El sector eléctrico presenta una condición de oferta bastante favorable en un porcentaje
alto de uso de recursos renovables, a pesar de que las fuentes limpias no tradicionales
apenas están iniciando un proceso de crecimiento14. El tema más importante al respecto
es el campo del consumo y uso eficiente de la energía, es precisamente esa área donde no
se ha logrado avances importantes, a pesar de la nueva legislación sobre uso racional de
la energía (MINAE, 2000).
Existen algunos programas estratégicos como el pago de servicios ambientales a fuentes
de energía limpia o la transmisión de dicha ventaja a la protección de cuencas que
permiten sostener o balancear los recursos hídricos. Tanto las actividades iniciales de
implementación conjunta, como el recientemente anunciado proyecto Eco-mercados son
iniciativas que permiten apoyar una relación más sistémica entre el uso de recursos
naturales y la actividad económica competitiva. En parte, podemos hablar de círculos
virtuosos entre ambiente y competitividad. Sin embargo, estos programas aún son
cuestionados por la estrategia política de turna, donde los gobiernos se niegan a entregar
los fondos para ejecutar las acciones establecidas por la ley (Camacho-Soto, M.
Antonieta; Segura-Bonilla, Olman; Reyes-Gatjens, Virginia; Miranda-Quiros, Miriam
(2001).
La necesidad de introducir en forma estratégica el transporte eléctrico en el área
metropolitana, la introducción de la energía solar pasiva y el fortalecimiento de las
energías no convencionales en materia de abastecimiento energético y del ahorro como
pilar fundamental, el fortalecimiento de la regulación preventiva y de sustitución de
combustibles, así como un programa directo de impuestos verdes que favorezca las
fuentes limpias (Vargas y Jiménez, 2000) son entre otras, la agenda energética ambiental
de futuro.
C. Una institucionalidad centralizada o descentralizada
El desarrollo del sector energía durante los últimos cincuenta años ha estado centrado en
una creciente estrategia de centralización y verticalidad en materia de toma de decisiones.
14
En el caso de las fuentes de energía alternas, es importante destacar que si bien la energía solar muestra
índices de penetración importantes en zonas rurales alejadas a la red, los costos relativos por familia son
altos, comparados con las posibilidades, calidad y características de las conexiones dentro de la red. Es por
lo tanto no predecible una competencia fuerte de proyectos solares en áreas con cobertura eléctrica
tradicional.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 13
Esto fue hasta cierto punto necesario para aprovechar las economías de escala en materia
de interconexión eléctrica nacional y en el campo de distribución de combustibles. Sin
embargo, la necesidad de replantearse dicha estrategia de centralización y verticalidad es
hoy por hoy un reto importante en el sector.
Las nuevas formas de energía no convencionales, la conservación y uso eficiente de la
energía y la promoción de fuentes pasivas en los campos de transporte, cocimiento,
calefacción y ahorro, hacen de la descentralización un tema importante. La planificación
local con participación de actores nuevos como comunidades, ambientalistas y
propietarios locales de recursos, requiere de democratizar la toma de decisiones y
descentralizar las actividades de planeamiento, ejecución y administración de los
recursos.
El desarrollo de estas condiciones es una labor de la política energética y requiere de
reducir el poder político de los grupos sindicales de las grandes empresas como el ICE,
RECOPE y las compañías eléctricas regionales y fortalecer el papel de las comunidades y
los municipios. Es en este campo regresar a la planificación local.
Una propuesta de política importante a considerar es la fragmentación del ICE en un
conglomerado de empresas de generación, una empresa de transmisión y un grupo mayor
de entidades regionales de distribución. Las actividades de generación nuevas pueden dar
cabida a empresas mixtas de capital social ampliado con participación privada y de
entidades locales en forma minoritaria. Este tipo de empresa podría operar en forma
relativamente independiente, garantizando de una u otra forma, una competencia sana de
recursos, fuentes de generación y actores.
El mecanismo de despacho puede tener dos segmentos separados, el despacho central
para recursos superiores a los 10 MW y despacho no central a las plantas de capacidad
instalada inferior con fuentes limpias. Esto permitirá la creación de importantes ventajas
para el desarrollo de proyectos eólicos, de pequeñas empresas hidroeléctricas y de fuentes
alternas como la biomasa y la energía solar.
La descentralización de la empresa puede favorecer los procesos de autorregulación en
materia de comportamientos estratégicos en el mercado, a pesar de mantener el carácter
público del sector. El papel más activo de los actores locales ya sea ellos consumidores,
ambientalistas o inclusive, los propios generadores diversificaría las opciones.15
D. Modernidad o mercado, un viejo dilema
Parece notarse en los discursos y manifestaciones de los gobiernos e instituciones
financieras internacionales un debate acerca de la idea de modernidad a la que se aspira.
Algunos fácilmente han asumido el discurso de modernidad con el desarrollo del
mercado libre o con una profundización de las reglas en el marco del mercado. Existe
15
En este caso la mayor diversidad de actores y de opciones técnicas es pilar central para mejorar la
capacidad innovativa del sector (Vargas, 2001).
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 14
poco avance sobre el estilo de capitalismo de mercado o del tipo de mercado al que se
aspira.
El mercado, como otras instituciones presentes en el sistema económico, genera
resultados buenos o malos acorde con la institucionalidad asociada. La situación existente
en materia de derechos de propiedad, la existencia o no de reglas en materia de
transparencia para manejar la información, las características de la normativa y
regulación, así como, su estilo son elementos importantes.
La planificación por objetivos no debe sustituir al mercado, debe orientar su accionar
para alcanzar metas en campos donde el libre accionar del mismo no lo garantice. Creo
que la modernidad pasa necesariamente por una reforma del mercado, pero el tipo de
institucionalidad que lo sustente es vital para alcanzar el fin último de modernidad. El
mercado bien orientado puede conducir hacía una idea de modernidad que permita
equilibrar los objetivos económicos básicos de eficiencia y competencia, con objetivos de
equidad de acceso y sustentabilidad ambiental.
IV- Gobernabilidad, democracia y sustentabilidad: los
nuevos retos.
A. El despacho económico una función clave en el sistema eléctrico
El despacho económico es una función fundamental en los nuevos esquemas de mercado
orientados por la des-regulación y apertura del sector eléctrico. A pesar de lo anterior,
existe un marcado desconocimiento acerca del impacto futuro de las reformas en áreas
como el ambiente, eficiencia económica y seguridad del sistema y sobre todo, el impacto
sobre la distribución del ingreso vía cambio en las tarifas y calidad del servicio16.
Entre otras preguntas se encuentran las siguientes: ¿En qué consiste dicho cambio y cómo
se manifiesta? ¿Qué significará este cambio para la futura expansión del sistema y en
particular para la generación con fuentes renovables? ¿Están dichos cambios
promoviendo realmente la competencia y la mayor eficiencia en el sector? ¿Qué efectos
se podrían prever en materia de precios, medio ambiente y eficiencia económica? ¿Qué
otras implicaciones representan dichos cambios para la actual estructura y dinámica del
sector?
B. Despacho económico en el esquema actual
Hasta la fecha el despacho económico ha sido realizado por una unidad técnica dentro de
la empresa líder y verticalmente integrada al ICE. La principal función de la unidad ha
16
Las reformas en distintos países de América Latina, han llevado a un peligroso acercamiento de la
capacidad instalada a los márgenes de uso de las horas pico del sistema, llevando a apagones y crisis de
demanda como las Chilenas, la brasileña y la de California. A pesar de tener distintas causas, los procesos
de reforma han implicado dislocación de las bases tradicionales de planificación del sistema eléctrico.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 15
sido minimizar los costos del sistema, organizando la curva de carga de acuerdo con los
recursos disponibles (unidades de producción existentes y sus distintas características
técnicas), procurando en todo momento garantizar que la oferta existente se iguale a la
demanda. A la fecha, dicha optimización se realiza considerando períodos picos dentro
del día (10 a.m. a 1 p.m. y de 5 p.m. a 8 p.m.) y estaciones del año ( época seca y época
de lluvias.17 Dado que las compras del ICE a privados se realiza bajo contratos de
energía, energía y potencia y bajo parámetros fijos establecidos, la mayoría de los
proyectos son considerados como un complemento a la oferta del ICE, que se despacha
dé acuerdo con las características de eficiencia técnica y de valor máximo del agua de los
embalses principales.18
Dada la estructura de la curva de carga del sistema, se utiliza la energía renovable
(hidroeléctrica y geotérmica) como la base para llenar la curva de demanda y se atiende la
demanda en períodos pico con fuentes térmicas. Adicionalmente a la minimización de
costos de despacho, se agregan los criterios técnicos de estabilidad del sistema, servicios
adicionales tales como, potencia activa y reactiva y otros requerimientos de consistencia
regional y energía de soporte para fallas repentinas o inestabilidad provocada por el tipo
de fuente de energía despachada.19
A diferencia de la optimización basada de costo marginal de corto plazo que se utiliza en
un sistema térmico, el despacho económico en un sistema mixto como el costarricense
requiere de la combinación de factores de costo de hoy, adicionados a valores esperados
del precio del agua en los embalses, los cuales dependen de una función futura de
caudales.
De esta manera, la planificación del despacho y como tal, del uso de los embalses
representa una función de optimización intertemporal sujeta a condiciones de
incertidumbre. Siempre que las plantas que se adicionen al sistema y como tal, a la lista
de despacho, tengan un ordenamiento por costo mínimo y que se conozcan con cierta
precisión los caudales esperados (pronosticados a partir de diversa información del
pasado), se puede obtener un ordenamiento y despacho económico de plantas que
minimiza los costos de operación del sistema.
Para garantizar que los riesgos de racionamiento son minimizados, el sistema eléctrico
requiere mantener una capacidad instalada disponible superior a la demanda máxima del
sistema, de tal forma que se pueda atender situaciones inesperadas motivadas por
17
De acuerdo con una entrevista realizada en la unidad de pre-despacho económico, se encuentran
trabajando en una optimización que permita determinar en forma horaria la combinación óptima de plantas
para atender las necesidades del sistema. Además, a la fecha la generación basada en compras al sector
privado ha sido considerada como base, dado que la estructura de contratos no permite generar
discriminación en el despacho. Este tema se tratará al final del artículo.
18
La gran mayoría de dichos contratos se encuentran en el marco de la ley 7200 que garantiza períodos de
15 años y condiciones preferencias de despacho y precios para proyectos renovables cuya capacidad
instalada no supere los 20 MW.
19
Esto es particularmente importante en el caso de la energía eólica que requiere un soporte
complementario, dada la inestabilidad de su curva de potencia, asociadas a la escasa predicción existente
para el recurso. Algo similar sucede para los proyectos hidroeléctricos de pequeña escala con alto riesgo de
inestabilidad en su ciclo hídrico.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 16
múltiples problemas o riesgos dentro del sistema. En el caso actual dicha capacidad es
garantizada por el ICE, que da soporte al sistema dado su carácter de líder dentro del
mismo. Actualmente, todos estos costos son transferidos al sistema, al igual que el valor
de la energía pagada por el ICE a los generadores privados, mediante un sistema tarifario
regulado que reconoce como costos operativos esta etapa de despacho. Este es un
elemento que ha beneficiado a fuentes de energía que como la eólica, presenta una
calidad inferior en términos de estabilidad y soporte dentro del sistema.20
C. Cambios en el sistema de despacho en la ley propuesta dentro del combo:
¿porqué falló el combo?, ¿existe un combo más allá del combo?.
La legislación establecida en la ley asociada al combo21 plantea la separación económica
de la función de despacho económico y real de las demás actividades del sistema. De tal
forma que en la nueva estructura se crea la figura del CENPO como comprador único y
luego de cinco años, asume un papel de comprador principal, separándose claramente la
producción y la transmisión, de las actividades de comercialización y distribución de la
energía. La nueva organización del CENPO tiene además, funciones de planificación de
la expansión y coordinación de las compras regionales al interior del mercado eléctrico
centroamericano.22
De acuerdo con los objetivos del CENPO, la administración de dicha función de
intermediario de compra y venta de energía y de los elementos complementarios
(potencia reactiva, potencia adicional de seguridad, servicios complementarios) debe
realizarse en forma transparente, sin obtener ganancias. En general, los costos de los
contratos de compra de energía y potencia de mediano y corto plazo, así como, los
riesgos de los mismos y los costos operativos de la función de despacho, deberán ser
traspasados a las compañías distribuidoras y como tal, a los consumidores finales,
proporcionalmente a sus compras de energía al CENPO.
El mercado de compra del CENPO a los productores, incluyendo el generador líder, en el
caso de Costa Rica, ICE, es un mercado abierto sin regulación de precios. Es decir, el
despacho en adelante se realizará de acuerdo con los precios de oferta de los generadores
y no de acuerdo a los costos de las plantas como ha sido hasta la fecha.23 Por el otro lado,
20
El desarrollo de la generación privada en el marco de un nicho complementario a la participación del ICE
ha permitido que la empresa pública asuma una serie de servicios complementarios dentro del despacho,
que con los cambios propuestos deberán volverse mucho más transparentes. Este es un área donde las
fuentes no convencionales pueden presentar una desventaja relativa respecto a la fuente térmica o
hidroeléctrica de gran escala.
21
Proyecto de ley para el mejoramiento de servicios públicos de electricidad y telecomunicaciones y de la
participación del Estado. Expediente # 13873, del 20 de diciembre de 1999.
22
Con la única excepción de las empresas de alto consumo (mayores a 2 MW) que podrán realizar
contratos con empresas locales o con empresas regionales, comprando los demás servicios a tasas reguladas
y razonables.
23
Esta es una diferencia fundamental en la forma de despachar la energía. Siempre y cuando el sistema de
precios sea competitivo y refleje correctamente los costos de oportunidad reales, ambas formas de despacho
deberían de coincidir a un listado de costos, de no ser así, la nueva modalidad de despacho podría implicar
precios de generación de referencia distintas y por lo general mayor a los existentes en el modelo de
despacho actual.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 17
la venta del CENPO a las distribuidoras será regulada y los precios estarán determinados
mediante tarifas definidas por ARESEP, cuyo monto deberá cubrir los costos de compra
promedio del CENPO y los servicios complementarios requeridos, así como todos los
riegos incurridos por el primero. En este sentido solo una parte del monopsonio se abre a
competencia, es decir la compra de energía por parte del CENPO, misma que no
necesariamente se garantiza por la existencia de un líder de mercado, en este caso ICE
generación.
La función de monopolio natural de transmisión será brindada por ICE transmisión que
contará con tarifas reguladas que permitan cubrir los costos de mantenimiento y
expansión requeridos. Las distribuidoras permanecen bajo un esquema de monopolios
locales de distribución y comercialización, con la excepción de los grandes consumidores
que podrán comprar energía directamente y utilizar las tarifas reguladas de transmisión y
distribución como datos con libertad de acceso. Las plantas superiores a 10 MW se verán
sujetas a operar bajo despacho centralizado, de tal forma que deberán ofertar al CENPO
la energía y potencia horaria que esten dispuestos a suplir y los precios de la misma.
En un sistema de compra real, con plantas de generación independientes del despacho
económico, tal como se pretende dentro de la nueva ley, dicha potencia adicional que
permanece no utilizada pero que se requiere como seguridad del sistema tendría un valor
económico. Dicho valor debe pagarse en promedio por todos los generadores, de acuerdo
con su participación en la atención de la demanda del sistema en cada momento. De
igual forma, debe pagarse los servicios adicionales de potencia reactiva y estabilidad del
sistema. Este tema requiere de mucho cuidado, dado que bajo un esquema de
optimización de corto plazo, el uso de la generación hídrica en el presente no
necesariamente es la óptima.
El cambio asume que si el CENPO logra que los distintos generadores no se coludan y
realicen una oferta basada en sus costos de operación, la lista de despacho reflejará los
costos reales del sistema. De existir cualquier distorsión o poder de mercado utilizable
por ICE generación o grupos de generación privada, la estructura de precios de compra
por parte del CENPO se verá distorsionada y como tal, los consumidores deberán pagar
un precio de la energía superior.24
Este es sin duda el principal riesgo de eficiencia a que se ve sometido el sistema, de
garantizar que el mercado de compras sea competitivo y transparente. Dado que de
acuerdo con los cálculos actuales de las tarifas promedio del ICE, los costos de
generación representan aproximadamente el 40 por ciento de la tarifa recibida por el
consumidor final, estaríamos en una parte jugosa del servicio eléctrico, es decir, el costo
de la generación.
En Costa Rica en términos porcentuales para los últimos años, en promedio los costos de
producción o generación están directamente asociados a las características del ciclo
24
La ley mantiene un máximo de 25 por ciento de participación por compañía en los negocios, sin
embargo, ICE tendrá un tamaño relativo diferente, lo que garantiza un alto poder de mercado desde el
principio.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 18
hídrico. Es claro que la tarifa en un sistema de despacho descentralizado será sujeta a las
características que asuma el mercado, que tendrá como es de prever enormes incentivos
para la colusión de los generadores. Estas características del precio de compra del
CENPO a los generadores determinarán al mismo tiempo, los incentivos para la
expansión futura del sector.
De acuerdo con la estructura de propiedad de la capacidad instalada, solamente ICE
generación presentaría características de líder con poder de mercado suficiente para fijar
el precio en el mercado de contratos de venta de energía. Dado que la ley le brinda mayor
flexibilidad y funciones de optimización de ganancias, ICE generación podría convertirse
en un riesgo de no controlarse la forma en como se realizan las ventas del ICE al
CENPO. Si ICE se comporta como un agente que minimiza costos en forma pasiva, es
decir, no actúa bajo la lógica de empresa privada, tendremos que su liderazgo en precios
motivará una señal hacía un despacho económico basado en costos de generación. Lo
anterior es predecible se mantendrá hasta tanto ningún privado tenga poder de control
sobre el sistema.25
Una forma de disminuir este riego de actuación de parte del ICE sería dividirlo en
múltiples plantas independientes que actúan separadamente, de tal manera que ninguna
pueda afectar el precio en el mercado. Este supuesto no es valido si partimos de la
indivisibilidad de las plantas grandes y de la interdependencia de las mismas, como es el
caso del proyecto ARENAL. De tal forma que, dado el tamaño del mercado interno, no
sería predecible un comportamiento competitivo en esta etapa del proceso. La otra
esperanza de generar competencia sería mediante la apertura del mercado
centroamericano, sin embargo, las restricciones técnicas del sistema no permitirían una
competencia adicional permanente que garantice disciplina hacía los actores internos.26
El margen de poder de mercado y de rentabilidad del ICE determinaría el precio, dado
que el resto de los competidores se comportaría en la lógica de seguidores, algunos de los
cuales obtendrán ventajas marginales de atender la demanda no satisfecha por ICE.
Estaríamos ante un sistema oligopolista de generación que, de actuar en forma no
regulada, sería una clara distorsión al despacho, que se vería encarecido por el nivel
máximo de explotación. Esto probablemente variará proporcionalmente a la hora y al día
y la estación del año. Es de esperar entonces, que los generadores conociendo la
estructura de demanda, intenten explotar la mayor parte del excedente del consumidor,
sobre todo en horas pico.
Adicionalmente, este proceso puede llevar a la concentración de ciertas fuentes en manos
de un actor principal, de tal forma que se podría inclusive controlar el mercado sin contar
25
Este comportamiento no es predecible si ICE asume proyectos en alianza estratégica con el sector
privado que involucren propiedad de acciones del proyecto, dado que ningún privado aceptaría una alianza
de minimización de costos, sin buscar obtener una renta máxima. Es decir, el ICE funcionaria como un
líder de precios benévolo.
26
Es de esperar que con un despacho como el previsto, la unidad del CENPO realice esfuerzos por obtener
una mayor optimización de la energía exportada e importada hacía y de Centroamérica. Proyecciones
preliminares nos llevarían a pensar que Costa Rica se volvería un exportador neto en horas no pico y un
importador neto en momentos pico.
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 19
con una capacidad instalada grande, asociado con los costos de atender el sistema en
horas pico.27 Dado que en los sistemas mixtos (hidroenergía y energía térmica) la
demanda de punta es atendida mediante las fuentes térmicas que al mismo tiempo definen
el costo marginal del sistema, el control de dichas plantas es vital para la asignación del
precio de compra que por lo general tenderá a reflejar la última planta más eficiente que
ingresa al sistema.
De conocer este fenómeno por los oferentes de energía, “algo que se presentó en el
mercado inglés, posterior a la apertura y privatización de las empresas”, 28 los precios de
oferta de los mismos estarán muy cercanos a dicho costo marginal de corto plazo,
perdiéndose la posibilidad de despachar por costos y generándose un incremento
sustancial del precio de compra de la energía por parte en este caso del CENPO.
En realidad, de mantenerse la estructura prevista en la ley no aprobada del combo, lo que
esperaríamos es un creciente proceso de integración de los generadores, probablemente la
integración y consolidación de las plantas pequeñas en consorcios que permitan
aprovechar la escala y las posibilidades del nuevo mercado. Esto significa que cuatro o
cinco grupos de inversionistas podrían terminar por comprar el conjunto de las plantas
existentes en manos privadas y actuar como seguidores de precio dentro del mercado.
ICE generación determinaría el precio de referencia, que probablemente será mayor al
costo de producción y despacho que existe en la actualidad, de no regularse la tasa de
ganancia o los contratos de compra de la energía.
Es de esperar que los contratos para grandes consumidores bajen de precio o que al
menos sean precios más estables, dado el mayor poder de negociación de los mismos en
el nuevo contexto.29 El tipo de fuente en la expansión estará asociado básicamente al
criterio de costo, por lo que es de esperar una expansión mixta de fuentes térmicas de
mayor eficiencia y de proyectos hidroeléctricos de escala mediana, motivadas por la
inversión de utilidades del ICE.
De no garantizarse un mecanismo directo de subsidio o de apoyo a las fuentes renovables
no convencionales, no es de esperar un desarrollo importante de este tipo de proyectos,
dada su desventaja relativa con respecto a la nueva oferta de origen térmico. En términos
de precios se podría esperar un crecimiento de las tarifas y una mayor aproximación de
las mismas a los patrones de demanda, esto podría beneficiar el ambiente vía una
disminución o segmentación mayor del consumo, lo que dependerá del desarrollo de una
27
Dado que de acuerdo con el principio de despacho basado en costo marginal, el precio de la energía lo
determina la última planta en entrar en operación para satisfacer la demanda, por lo tanto, todos los
generadores actuales tendrían interés en no vender la energía por debajo de un precio de referencia del
sistema.
28
Este fenómeno de control del despacho ha sido ampliamente estudiado por Thomas y otros autores para
el caso inglés, algo que explica como a pesar de haber disminuido sustancialmente los costos de
generación, los precios se han mantenido relativamente altos, lo que ha llevado a la acumulación de jugosas
ganancias por las empresas privatizadas.
29
Por ejemplo, en el mercado Guatemalteco, se ha venido produciendo una discriminación de precios y de
mercado a favor de clientes grandes, con procesos tendientes a mejorar ofertas y precios para contratos a
grandes consumidores y dejar a los pequeños en un mercado regulado de menor capacidad de negociación
(Fundación Solar, 2001).
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 20
oferta complementaria de servicios, que hoy apenas es tomada por las grandes empresas
como el consumo eficiente de energía.
Podríamos concluir que la transformación pretendida no se acerca a un modelo de
promoción eficiente de la competencia, ni tampoco consolida una planificación y un
esquema de manejo público del negocio. Parece ser un híbrido de oligopolio público con
apertura escasa. El modelo elegido no apuesta por un modelo claro de mercado en
competencia, ni tampoco por un mercado público regulado, es entonces una reforma
incompleta que llevará a mayores riesgos en eficiencia, seguridad, ambiente y equidad.
La alternativa a lo anterior, que es lo que privó por la no aprobación de la legislación, es
mantener el mecanismo actual de mercado, donde existe una clara regulación de actores
públicos y privados con segmentos locales cuasi-monopólicos. En realidad este sistema
padece de un excesivo centralismo, donde la influencia del Gobierno Central es muy
fuerte y se presentan limitantes para el desarrollo de inversiones estratégicas a futuro.
Existen debilidades de eficiencia de las empresas públicas, producto de una creciente
fortaleza sindical, que si bien mantiene una actitud beligerante y vigilante en materia de
privatizaciones, se convierte en una traba institucional para el desarrollo de estructuras
más flexibles de manejo del servicio eléctrico. Este aspecto lleva a problemas de sobreempleo y a procesos de creciente burocracia interna en las empresas públicas, lo que
erosiona la ventaja competitiva de las mismas. De tal forma que la solución no parece
estar en mantener el status quo tal como se ha venido presentando en los últimos dos
años.
La reforma del combo, una lección a la democracia
Después de la tormenta que ha desatado la ley de reformas a los sectores de electricidad y
telecomunicaciones (combo), es necesario hacer un breve análisis de ¿qué faltó o sobró en el
proceso? y ¿qué agenda ha quedado pendiente?. Hay tres aspectos centrales al respecto:
El primero de ellos se refiere al aspecto participativo –es claro que tanto el proceso de la reforma
como el resultado de la misma- es claramente antidemocrático. En una sociedad global donde la
información y el conocimiento son factores claves, la generación de acuerdos sociales amplios
sólo es posible a través de mecanismos participativos y democráticos. Ni las decisiones
autoritarias, ni los acuerdos entre cúpulas, ni mucho menos, las negociaciones de elites de los
gremios pueden substituir una amplia y transparente discusión democrática.
¿Qué faltó en el proceso? Transparencia, respeto, confianza y sobre todo, debate serio y de nivel.
¿Qué faltó en el resultado? Representatividad, orientación estratégica de los sectores e
información. Una reforma antidemocrática en su proceso y en su resultado no podría ser asumida
por un pueblo culto.
El segundo aspecto, está referido a tres áreas débiles del proyecto, al menos en lo referido al
sector eléctrico: a. Una débil o tímida posición en materia de derechos ambientales, no se puede
vivir en un país que promulga proteger el ambiente y al mismo tiempo, aprueba leyes que
lesionan las reservas nacionales, parques y áreas protegidas. Tampoco es claro en materia de
concesiones y de derechos de las comunidades locales. b. La estructura de mercado resultante no
promueve la competencia ni la transparencia, de tal forma que se ve sujeta a posibles injerencias
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 21
políticas o alta concentración de poder de mercado por parte de los actores públicos y privados. c.
finalmente, no es claro si se pretende fortalecer al ICE o preparar su venta.
Finalmente, el tercer elemento se refiere con la agenda pendiente. Existió, una clara confusión en
el proyecto, o al menos así nos lo han querido decir quienes han redactado el mismo, entre
modernidad y liberalización, democracia y mercado, participación con derecho a ser escuchado
sin poder de decidir. Debemos mirar a futuro estos principios y desde mi particular punto de vista,
asimilar modernización con democratización, mercado con transparencia y competencia
horizontal (acceso a espacios competitivos para nuevas fuentes y actividades de ahorro y uso
eficiente de la energía) y finalmente, participación con descentralización, autogobierno y
transparencia en el manejo de la información.
Afortunadamente tenemos menos presiones que México, Perú o Argentina, quizás precisamente
por lo anterior, podremos ser capaces de desarrollar procesos de reforma más lentos pero más
sólidos. Al respecto cuenta considerar aquel dicho popular de nuestros antepasados que dice,
“despacio al caminar que llevamos prisa”. Pasemos ahora a mirar el sector en el marco de sus
perspectivas de mediano y largo plazo.
IV- Retos y perspectivas del sector
El sector electricidad esta enfrentando importantes transformaciones en los últimos años, entre
otros factores producto de los cambios del entorno externo y sobre todo, el nuevo escenario de
política económica sustentado en los procesos de ajuste estructural y apertura económica.
Algunas de estas tendencias de cambio son:
a. Una creciente diversificación de fuentes y opciones tecnológicas en materia de producción de
energía. En el caso particular de Costa Rica, además de la creciente construcción de proyectos
hidroeléctricos de menor tamaño motivados en la ley 7200 se suman el ingreso de la
generación geotérmica y eólica, que representan una clara diversificación de las opciones, a
pesar de representar un nicho pequeño en materia de generación. El reto al respecto es
mantener el espacio competitivo de dichas fuentes alternas en las nuevas condiciones de
mercado.
b. Un segundo aspecto muy aparejado a dicha diversificación es la existencia de mayores y más
diversos actores involucrados en el contexto del sector, tanto en forma directa como en sus
relaciones con otros sectores. Se trata entonces de una ampliación de la base social en la que
se fundamenta el sector. La mayor participación de comunidades rurales, ambientalistas y de
intereses de gremios privados, así como una futura participación de asociaciones de
consumidores, obliga a replantear los esquemas de participación y representación política,
tanto en los entes regulados como por parte de las autoridades reguladoras. Al respecto, si
bien las audiencias públicas en materia de tarifas han significado un paso adelante en materia
de participación de los usuarios en el control de calidad y de poder de mercado de las
empresas reguladas, aún existen importantes asimetrías de información y problemas de
control que no permiten una amplia participación de actores en la definición de otras políticas
en aspectos ambientales y de inversión.
c. La tendencia más particular y que ha motivado en parte esta estrategia diversificadora en
materia de actores ha sido la restricción creciente de acceso al crédito para las actividades de
infraestructura al interior del Estado. Dicha restricción a generado procesos masivos de
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 22
privatización en otros países, mientras que para el caso de Costa Rica, apenas y ha generado
incipientes procesos de concesión de obra, como en el caso del Proyecto Geotérmico
Miravalles III y o los espacios de co-generación en el marco de la ley 7200 y 7508. Las
recientes resoluciones de la Sala Constitucional han mostrado un vacío legal importante en
materia de co-generación de energía que debe resolverse si se pretende mantener los ritmos
de inversión en el sector. La participación privada ha sido un factor importante en el
desarrollo del closter de energía en años recientes, la reorientación de dichos esfuerzos debe
de procurar mantener el espacio abierto para la incorporación de dichos flujos de inversión,
con el adecuado respeto a la legislación vigente y a las normas ambientales.
d. Otra importante tendencia en el sector es el fortalecimiento de la actividad regulatoria, que
más que convertirse en una supervisora del mercado, pretende funcionar como un mecanismo
regulador en el nuevo esquema. Al mismo tiempo se ha fortalecido la posición de los
consumidores y particularmente de los derechos ambientales. Al respecto, es de vital
importancia un fortalecimiento de instancias como el SETENA y los procesos de
participación de actores en materia de tarifas.
e. Además, es cada ves más clara las oportunidades y riesgos inminentes de una integración
regional. En este campo el proyecto SIEPAC es en sí mismo un promotor de los cambios en
los sistemas eléctricos nacionales en Centroamérica. Si bien las expectativas de culminación
de la red SIEPAC hacen prever que para el año 2010 se tendrá mayores requerimientos de
interconexión, es importante ampliar los espacios de comercio, sin confiar en que es el
SIEPAC una solución única a nuestro abastecimiento futuro.
f.
Finalmente es claro que el sector ha mostrado cierto dinamismo en materia de
aprovechamiento de las iniciativas internacionales que han generado una gran variedad de
productos nuevos, tales como las ofertas en materia de carbono y las posibilidades de
aprovechar las actividades de implementación conjunta o de comercio de emisiones en el
marco de las negociaciones sobre cambio climático.
Con este entorno y dinámica, los principales retos que enfrenta el sector eléctrico son:
La obtención de los mejores resultados con el menor posible uso de recursos, requiere
replantearse la forma e institucionalidad del mercado. Modernizar la planificación y los
instrumentos de democracia en el campo de las decisiones a tomar y las prioridades a
atender requieren de un trabajo de mejora sustancial de la gobernabilidad.
Obtener un balance entre precios, calidad e impactos ambientales requiere de una
estrategia de minimización de costos con incorporación de objetivos sociales y
ambientales.
El país a logrado mantener una cobertura eléctrica que supera con creces el promedio de
los países en desarrollo. Además, se ha mantenido una política de subsidios cruzados por
usos y regiones que de una u otra forma han permitido generar un balance más equitativo
en materia de acceso a la energía. El nuevo lenguaje de mercado, basado en eficiencia y
eliminación de distorsiones pone en entredicho las políticas que dieron sustento al
sistema eléctrico existente. ¿Cómo garantizar esa equidad distributiva sin afectar el uso
correcto de los recursos? ¿Cómo mantener actividades de consumo protegidas o des-
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 23
incentivar usos irracionales de energía por parte de algunas actividades económicas, sin
crear desequilibrios financieros, ambientales o de planificación regional?
En el campo social pareciera enfrentarse un reto en términos de solidaridad y
transparencia. Mejorar la forma de definir las prioridades y los instrumentos es esencial,
para no esconder subsidios cruzados a actores de poco relevancia en el campo de la
equidad. Replantear la planificación con objetivos de equidad intergeneracional y
regional es estratégico, pero sobre todo mejorar la capacidad de concertación local entre
actores.
Las actividades relacionadas con el sector energía tienen un claro y algunas veces
pernicioso impacto ambiental. La atención de crecientes necesidades de calefacción,
cocimiento y enfriamiento de alimentos, fuerza e iluminación, transporte y recreación
llevan implícita la necesidad de transformar la energía y como tal, algunas de sus
externalidades se traducen en contaminación o deterioro de los recursos.
La necesidad de mantener un uso de recursos acorde con cierta capacidad del sistema
para autoregenerarse nos hace pensar en una modernidad del sector más allá de la simple
mejora en eficiencia motivada en la idea neoclásica de mercado. La presencia de fallas de
información, fallas de coordinación, externalidades, bienes públicos y derechos de
propiedad colectiva hace de la actividad un campo de intervención pública claro. El
mantener equilibrios y balances entra e intertemporales en materia de uso de recursos nos
hace pensar en la necesidad de orientar al mercado hacia la búsqueda de mejores
objetivos.
Fortalecer los existentes círculos virtuosos entre equidad y ambiente, competitividad y
ambiente es un reto básico de una política energética moderna. La consolidación del
esquema de servicios ambientales en el campo no debe esconder la existencia de fallas o
mercados en otros campos.
La descentralización en materia de toma de decisiones debe privilegiarse en los próximos
años. El fortalecimiento de los entes de planificación por objetivos y la participación de
los actores en la autorregulación en materia de uso de recursos comunes es un campo a
fortalecer
La sociedad costarricense debe superar el trauma del Combo y valorar a mediano y largo
plazo el papel de las instituciones del sector, las reglas del juego nuevas deben sobre todo
partir de una transparente y democrática discusión, que no interponga el papel de una u
otra organización, tal como lo es el ICE, la CNFL u otras, sobre el interés de los
costarricenses. Si bien es claro que han jugado un papel estratégico en el pasado, las
formas institucionales del futuro deben co-evolucionar a formas más flexibles y acordes
con el correr de los tiempos. Las reformas deben de venir en la dirección de alcanzar los
objetivos y fines de sostenibilidad, solidaridad y eficiencia en el uso de los recursos y la
atención de las necesidades.
Las recientes crisis en países del Sur y la connotada crisis de California (véase, Brennan,
Palmer y Martínez, 2002) nos imponen mucha prudencia a la hora de reformar los
El sector eléctrico en Costa Rica, retos y perspectivas
Leiner Vargas 24
mercados, pero también nos muestran la necesidad de mantener una creciente apertura
hacía nueva instituciones, que garanticen la innovación a futuro y una adecuada salida a
los elementos mencionados como grandes cuellos de botella o conflictos al interior del
sector.
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