Desde que el tipo de cambio oficial dejó de ser fijo, a fines de junio, el dólar se mueve, y con él una parte de los costos del sector eléctrico, que importa equipos y tiene inversiones expresadas en moneda extranjera. El Decreto Supremo N.º 5750 ajusta las fórmulas que trasladan esos costos a los precios y tarifas máximos. Según el vocero presidencial, hasta ahora se tomaba el tipo de cambio de un solo día, el 25 de cada mes. Desde ahora se usará el promedio del tipo de cambio oficial (TCO) del Banco Central de Bolivia (BCB) entre el día 25 de dos meses antes y el día 25 del mes anterior, y, para revalorizar los activos en moneda extranjera, el promedio de los últimos 365 días.
El decreto no fija un porcentaje de aumento ni montos nuevos para hogares o empresas. Lo que cambia es la forma en que el dólar entra en el cálculo. Sigue entrando, porque una parte de cada precio está ligada a él, pero lo hace de manera más gradual y con cierto desfase, ya que el promedio se cierra el día 25 del mes anterior al que se aplica. Para quienes planifican costos de energía, eso significa una tarifa que se moverá mes a mes con el tipo de cambio y la inflación, sin saltos bruscos de un día para otro.
Qué cambia en las fórmulas
El decreto reescribe cuatro artículos del Reglamento de Precios y Tarifas (RPT), aprobado por el Decreto Supremo N.º 26094 de 2001, que recorren toda la cadena eléctrica. El artículo 21 regula los precios de nodo de potencia y de energía y el cargo por reserva fría, que remuneran la generación. El artículo 34 se ocupa de los peajes por uso de la red de transmisión y el artículo 35, de los costos de inversión y de operación del Sistema Troncal de Interconexión. El artículo 55 fija la indexación de las tarifas base de distribución, la parte que llega directamente a la factura de los consumidores.
Las fórmulas tienen una lógica común. La parte del costo que corresponde a equipo importado se actualiza con el tipo de cambio y con la tasa arancelaria de ese equipo, y el resto con el índice de precios al consumidor (IPC) del Instituto Nacional de Estadística (INE). En la energía, el precio del combustible de las unidades generadoras tiene su propio peso. Los ponderadores que reparten unas y otras partes los calcula el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) en cada estudio de precios, y los vigentes se mantienen hasta que calcule otros.
La lectura detallada deja algunos matices. Solo el dólar pasa a promediarse, mientras que el precio del combustible se sigue tomando el día 25 del mes anterior. El IPC que se usa es el del segundo mes anterior, y si aún no se ha publicado se aplica el último incremento conocido. Los precios de nodo, los peajes y las tarifas base se indexan cada mes, con bases fijadas para los periodos que empiezan en mayo y noviembre, mientras que los costos del Sistema Troncal se actualizan cada semestre.
Activos y potencia firme
El decreto modifica además otras dos piezas del marco regulatorio. En los estudios tarifarios, la parte de los activos financiada en moneda extranjera se actualizará cada año con el promedio del TCO de los 365 días anteriores, y el resto con la variación anual del IPC, en las proporciones que defina la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (AETN). Para las empresas con inversiones en dólares, la revalorización de su base de activos seguirá al tipo de cambio, pero de forma suavizada.
También cambia el artículo 61 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico. Cada noviembre, el CNDC recalculará la potencia firme de cada semestre con la demanda y la potencia de punta efectivamente registradas en el Mercado Eléctrico Mayorista y reliquidará las transacciones. Si resulta un excedente, se repartirá entre las unidades térmicas sin potencia firme ni reserva fría, con un precio máximo igual al precio de nodo de la potencia, y los distribuidores y consumidores no regulados. Si resulta un faltante, lo cubrirán estos últimos en proporción a su participación en la demanda de punta. Durante la indisponibilidad programada, la unidad generadora no será remunerada por potencia firme.
Aplicación y próximos pasos
Las nuevas fórmulas se aplican desde la publicación del decreto, que obliga a la AETN, a los agentes del mercado y al CNDC. Este último tiene hasta cinco días hábiles para adecuar la Norma Operativa N.º 9 y hasta quince para las demás normas operativas con fórmulas ligadas al tipo de cambio, que la AETN debe aprobar por resolución administrativa. La AETN, por su parte, debe adecuar el resto del marco regulatorio vinculado a fórmulas de indexación. Se trata de una reforma reglamentaria dictada dentro de la Ley N.º 1604, de Electricidad, que atribuye al regulador la aplicación de los procedimientos de cálculo y la aprobación de los precios y tarifas máximos.
Qué significa para las empresas
El Gobierno ha señalado que el decreto no aumentará las tarifas, y el analista Jaime Bravo ha advertido que podría haber incrementos hoy difíciles de calcular. Ambas lecturas caben en el texto. El decreto no fija ningún monto, pero sus fórmulas trasladan a precios y tarifas la evolución del tipo de cambio y de la inflación, de modo que el efecto en las facturas dependerá de cómo se muevan ambas variables.
Para las empresas intensivas en energía, conviene proyectar el costo eléctrico con el promedio mensual del tipo de cambio y revisar los contratos de suministro, obra o servicios cuyos precios estén indexados a la tarifa eléctrica. Los generadores y los consumidores no regulados deberían prepararse para la reliquidación de noviembre, y los inversores en generación y transmisión, para una revalorización de activos más estable. Las normas operativas que el CNDC presente en los próximos días, y su aprobación por la AETN, mostrarán cómo se aplicarán estas reglas en la práctica.
