1. Las \"reformas\" que se ha venido implementando en el sector eléctrico en Nicaragua, a partir de los años 90, han estado estrechamente condicionadas por la \"asesoría\" y la condicionalidad de los organismos financieros internacionales. En 1994, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó \"un proyecto (Programa de reforma de empresas de servicios públicos, PRESP) para contribuir a la reforma de las compañías de servicios públicos así como de las de telecomunicaciones y de agua y alcantarillado. Este programa tuvo como objetivos la separación de las funciones de planificación, regulación y operación; el mejoramiento de la situación financiera mediante la adopción de políticas tarifarías que permitan sufragar los costos, la eliminación de subsidios cruzados y el fomento de la participación del sector privado. Dicho programa permitió apoyar la reestructuración del Instituto Nicaragüense de Energía (INE), que solía desempeñar las funciones de planificación y operación para los sectores de electricidad e hidrocarburos. Las funciones operativas de generación, transmisión y distribución de electricidad quedaron transferidas a una compañía recién creada, la ENEL\". Como puede apreciarse en el cuadro anterior, ya en 1995 la Asamblea Nacional aprobó leyes que separaban las actividades regulatorias y operacionales del sector eléctrico. Se estableció que el INE desempeñaría el papel de ente regulador del sector, mientras ENEL continuaría desempeñando las actividades empresariales de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. A inicios de 2008 el BID aprobó el Proyecto \"Nicaragua: Asistencia para la Reestructuración de ENEL e Incorporación del Sector Privado\". El programa propuesto tenía por objeto \"facilitar la reestructuración de ENEL y la privatización de las compañías distribuidoras resultantes. Se proyecta privatizar primero las compañías distribuidoras de electricidad; sin embargo se propone estructurar esta cooperación técnica de manera tal que también se puedan privatizar las empresas generadoras, en la eventualidad de que igualmente se decida privatizarlas\". 3. En el \"Memorándum de Políticas Económicas y Financieras\" de Marzo de 2008 dirigido al Directorio Ejecutivo del FMI, para solicitar la aprobación del segundo Programa ESAF con dicho organismo, se informa de que en Noviembre de 1997, se produjo la \"aprobación por la Asamblea Nacional de la Ley de la Industria Eléctrica y su reglamento en base a lo acordado con el BID. Esta ley permitiría dividir las operaciones de en transmisión, generación y distribución, a cargo de ENEL. Adicionalmente, se autoriza a desincorporar (privatizar) activos y otorgar concesiones al sector privado para la generación y la distribución\". Asimismo, se establecía el compromiso, para ser cumplido a más tardar en Diciembre de 1999, de \"desincorporar los activos de ENEL o asegurar concesiones al sector privado para la generación y la distribución\". Sobre esta base, ENEL fue dividido en siete empresas: la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica S.A. (ENTRESA), de carácter estatal, la distribución de la energía eléctrica y sus activos quedarían a cargo de dos empresas distribuidoras, la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (DISNORTE) y la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (DISSUR); y cuatro empresas generadoras: dos térmicas, Generadora Eléctrica Central S.A. (GECSA), Generadora Eléctrica Occidental S.A. (GEOSA), una hidráulica, Generadora Hidroeléctrica S.A. (HIDROGESA) y una geotérmica, Generadora Momotombo S.A. (GEMOSA). 4. En 1998, dentro de la política de \"promover la participación del sector privado\" en el sector eléctrico, el BID otorgó un préstamo concesional por US$ 24.8 Millones para la construcción de la planta térmica \"Tipitapa Power\" que se convertiría en la primera planta generadora privada en el país. Entre los socios accionistas está el nicaragüense Ernesto Fernández Holmann, radicado en Guatemala, líder del Banco de Exportación (BANEXPO, actualmente BANCO UNO). El resumen del Proyecto, publicado por el BID, decía que: \"El proyecto de Tipitapa es el resultado de una licitación competitiva internacional lanzada en junio 1997 por Empresa Nicaragüense de Electricidad (\"ENEL\"), para contratar aproximadamente 50 MW de capacidad firme y energía asociada bajo los términos y condiciones de un Acuerdo de Compra de Potencia (\"PPA\") de 15 años. El BID apoyó activamente este proceso, y el proyecto es el primer proyecto privado que gana una licitación competitiva en Nicaragua desde que la nueva legislación para el sector (Ley de la Industria Eléctrica) fue decretado en octubre 1997. \"La construcción de la planta empezó en febrero 1998 y la operación comercial se planifican para ocurrir por el 14 de abril de 1999. La supervisión de la construcción así como la operación, la conservación, y la administración del Proyecto son proporcionados por \"Coastal Technology Nicaragua S.A.\" (\"CTN\"). CTN es una filial directa de entera propiedad de la Corporación Coastal. El PPA de 15 años entre la compañía del proyecto y ENEL proporciona ingresos que consisten principalmente de pagos por capacidad y energía de la siguiente manera: a) Los pagos por capacidad: expresados en US$ por kW por mes de la firma y la capacidad demostrada, y sujeto a la disponibilidad equivalente y ajustes equivalentes de confiabilidad. b) los pagos de energía: expresados en el US$ por kWh de energía despachada y entregada, sujeta a un escalamiento según: (i) el precio promedio pagado realmente por el combustible; (ii) los costos anuales variables de operación y mantenimiento; y (iii) los factores parciales de carga\". 5. Por otra parte, siempre dentro de la ruta de aumentar la participación del sector privado en el sector, en Marzo de 1999, la planta generadora geotérmica estatal \"Momotombo\" (GEMOSA) fue entregada en concesión a la Empresa israelí ORMAT, y también se firmó con esta empresa un Acuerdo de Compra de Potencia (PPP), que vencería en 2004. El convenio con los israelitas contemplaba que GEMOSA vendería el kilovatio hora a razón de 4.58 centavos dólar y aumentaría la capacidad instalada de 15 a 70 megavatios. El plazo del contrato fue establecido en 15 años, debiendo entregar Ormat un Plan Objetivo de Recuperación de la Planta, que incluyese las obras relativa a mantenimiento de los pozos existentes y equipos de superficie, mejoramiento del sistema de reinyección, mejoramiento y mantenimiento de la Planta Eléctrica, y perforación de hasta tres pozos en el reservorio profundo. El programa de recuperación de la Central de Momotombo preveía llevar la capacidad disponible, de los 15 MW que estaba entregando el campo, a 35 MW en el año 2002, y progresivamente llegar en los siguientes tres años a la capacidad de diseño original de 70 MW. 6. De esta manera, se fueron generalizando los denominados Acuerdos de Compra de Potencia (PPP). El Primer Acuerdo de Compra de Potencia (PPP), suscrito con AMFELS-CENSA, data de Marzo de 1996. Era un acuerdo de compra por 30 MW de potencia, con una duración de 7 años, 1997-2004. Las relaciones contractuales entre el generador Censa (originalmente Amfels) y la ENEL tienen dos fases: la primera de ellas comprende un contrato originalmente negociado en 1996, que entró en servicio comercial a mediados de 1997, y la segunda, que entrará en servicio en 2001, prolonga el plazo del contrato original y amplía la capacidad contratada a 55 MW. Posteriormente, como hemos visto, se suscribieron contratos con Tipitapa Power y Ormat. Adicionalmente, a fin de contribuir a la solución del problema de abastecimiento y de las reiteradas situaciones de emergencia que presentaba el sistema como consecuencia de las prolongadas salidas de servicio para mantenimiento del parque existente, tanto térmico como hidroeléctrico, a principios de 1998, ENEL inició negociaciones con inversionistas privados, para la contratación de 50 MW adicionales que, para aportar energía de base, entrarían en servicio en el año 1999. Estas negociaciones culminaron en la contratación directa de 50 MW, instalados en la localidad de Corinto, La empresa comprometida con esta nueva planta fue la Empresa Energética Corinto Ltda., del grupo estadounidense ENRON, y ahora bajo el control del Grupo Pellas.. Esta empresa instaló 70 MW, con lo cual ofrece al recién creado mercado mayorista 20 MW. También se concretaron las contrataciones de energía y potencia a dos ingenios azucareros: Nicaragua Sugar Estates (ISA, S.A.), con una capacidad efectiva de 14 MW, y Agroindustrial Azucarera S.A. (Timal), ya desaparecido, con una capacidad efectiva de 10 MW. 7. Los procedimientos para el establecimiento de los precios pagados a las Empresas Generadoras en los Contratos de Compra de Potencia (PPP); se desprenden de una formulación binómica, con los cargos por capacidad o potencia (cargos fijos), y los cargos por energía (cargos variables). El primer concepto está asociado a los cargos por potencia contratada (cargo por capacidad), y puede considerarse como el responsable de generar los flujos financieros a lo largo de la vida del proyecto (el plazo del PPA) que permitirán recuperar la inversión. Este cargo se paga a la empresa generadora, aunque no se haga uso de esta potencia instalada para generar energía - a través de este cargo, se le paga por la potencia instalada, no por la energía generada -. El cargo por capacidad o potencia no tiene como propósito cubrir los costos de operación y mantenimiento de la empresa generadora, asociados a la generación de energía por parte de esta, sino que tiene como objetivo esencial permitir a los inversionistas recuperar el capital propio invertido generar las utilidades sobre ese capital y pagar el principal y los intereses de la parte de la inversión financiada con deuda. De acuerdo con los expertos, los pagos fijos por potencia instalada, son muy altos en Nicaragua, y este es un factor determinante de que en nuestro país los precios de la energía sean tan elevados.. El precio de la potencia por capacidad de kilovatios instalados que se aplica en la tarifa energética es mayor al promedio internacional. El promedio internacional de estos acuerdos por el factor potencia es de siete dólares por kilovatio instalado, pero en Nicaragua este rubro alcanza 20 dólares. De esta manera, por una planta de 50 MW, el cargo fijo mensual por potencia instalada podria ascender a US$ 1,000,000 (un millon de dolares) Estos elevados cargos por potencia instalada contratada, se trasladan enteramente al consumidor final a través de la tarifa de la energía. El segundo concepto sí está relacionado con los costos asociados a la energía producida a lo largo de la vida del proyecto, y por tanto será el responsable de generar un flujo financiero que haga posible solventar los costos de operación y mantenimiento. El principal componente de este cargo lo constituyen los costos asociados a la compra del combustible requerido para generar la energía, en el caso de las plantas térmicas. Este componente reviste especial importancia en Nicaragua, porque más del 74% de la capacidad de generación de energía es térmica. Como se comprenderá, la reciente alza en los precios del combustible se ha traducido en un importante aumento en estos costos, los cuales, al agregarse a los cargos por potencia instalada, están determinando precios muy altos de la energía. 8. Al precio pagado a las empresas generadoras de energía, que incluye tanto los cargos fijos por potencia instalada como los cargos por los costos de operación y mantenimiento asociados a la generación de energía, se agregan los costos de transmisión, que deberían cubrir los costos de operación y mantenimiento de ENTRESA, y el denominado valor agregado o margen bruto de distribución, que es el margen que queda a las empresas distribuidoras. En este margen, se incluye un componente, asociado a las pérdidas de distribución reconocidas. La tarifa traslada al consumidor el pago de todos estos componentes. 9. Los PPP vigentes en Nicaragua, son los siguientes: 10. El 16 de Diciembre de 1999 se publicó en \"La Gaceta\" el Decreto de \"Reforma al Decreto No.42-98, Reglamento de la Ley de Industria Eléctrica\", mediante el cual \"haciendo uso de la autorización conferida por el artículo 137 de la misma ley, el Presidente de la República procede a realizar las actividades que permitan la incorporación del sector privado al capital de las sociedades Generadora Eléctrica Occidental. S.A. (\"GEOSA\"), Generadora Hidroeléctrica, S.A. (\"HIDROGESA\"), Distribuidora de Electricidad del Norte, S. A. (\"DISNORTE\") y Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (\"DISSUR\")\" 11. En el \"Documento del Punto de Decisión de la Iniciativa HIPC\" para Nicaragua, del 7 de Diciembre del 2000, se anuncia que \"en Septiembre, las unidades de distribución de la empresa estatal de electricidad (ENEL) fueron privatizadas y las autoridades intentan privatizar las unidades de generación a inicios temprano en 2001\". En efecto, como se sabe, la Empresa española Unión Fenosa adquirió los activos de DISNORTE y DISSUR y se hizo cargo de la actividad de distribución de la energía que antes estaba en manos de ENEL. En el \"Documento del Punto de Culminación de la Iniciativa HIPC\" se encuentra el reconocimiento de que, para atraer a los inversionistas a participar en la privatización de las empresas de distribución de energía, se establecieron unos margenes de distribución muy elevados:: \"Siguiendo las recomendaciones del banco de inversión que asesoró al gobierno en la privatización en el sector de la energía, el gobierno estableció un alto margen de valor agregado (margen de comercialización) para las empresas distribuidoras de electricidad (DISNORTE y DISSUR) para tornar atractivas estas empresas atractivas a los inversionistas extranjeros, a pesar del pequeño tamaño del mercado y las elevadas pérdidas de electricidad que afligen al sistema (estimadas actualmente en alrededor del 33 por ciento\" Estos altos márgenes de comercialización se suman a los elevados precios de compra de la energía a las empresas generadoras, y a los costos reconocidos de las pérdidas de energía, para determinar los elevados precios de la energía prevalecientes en Nicaragua. Asimismo, en el Documento del Punto de Decisión, se dice que \"el BID continuará proveyendo apoyo en la privatización de las empresas públicas, especialmente en la reforma del sector eléctrico (lo cual incluye la privatización de las unidades de generación y distribución de ENEL) y entregar en concesión de las empresas de suministro de agua a administradores/inversionistas privados\" Finalmente, en dicho Documento, el FMI, el Banco Mundial y el BID establecieron la siguiente condición establecida para alcanzar el \"Punto de Culminación\" de la Iniciativa HIPC: \"Desincorporación de ENITEL y de todas las unidades de generación de electricidad de ENEL\". 12. Con respecto al cumplimiento de esta condición, esto es lo que registra el \"Documento del Punto de Culminación de la Iniciativa HIPC\" para Nicaragua de Abril de 2004: \"El gobierno ha avanzado sustancialmente en la implementación de su programa de desincorporación, pero no ha cumplido a plenitud con la condición final del Punto de Culminación flotante, el cual llama a la desincorporación de la Empresa de Telecomunicaciones, ENITEL, y de todas las unidades de generación de electricidad de la Empresa de Energía, ENEL. El gobierno tuvo éxito en desincorporar dos unidades de generación eléctrica, pero otras dos permanecen en manos públicas. Una de esas unidades, GECSA, es tan obsoleta que será difícil de privatizar, aunque el gobierno monitoreará periódicamente el interés de los inversionistas y mientras tanto mantiene la planta operacional por propósitos de emergencia. La otra unidad, HIDROGESA, no pudo ser desincorporada a causa de la oposición política a la privatización. Aunque hubiese sido posible, sin embargo, su desincorporación podría no haber sido aconsejable en ese momento, porque esto habría creado una concentración indeseable de poder de mercado (en manos del \"Grupo Banco Uno\", AA) y generado problemas financieros en el sector eléctrico. En todo caso, el rápido crecimiento de la provisión privada de electricidad desde finales de los 90, indica que la desincorporación de esas unidades residuales ha probado no ser indispensable\" 13. En este Documento, se refleja una valoración muy optimista de los resultados de las políticas promovidas por la condicionalidad y la \"asesoría\" de los organismos financieros internacionales. \"Se ha hecho un progreso significativo en atraer inversión privada para expandir los servicios de electricidad. Después de enfrentar crecientes cuellos de botella en la disponibilidad de electricidad a medidos de los 90, la capacidad de generación del país se incrementó desde 400 MW en 1997 hasta más de 600 MW en 2002, mientras los niveles de demanda máxima se han elevado sólo hasta 400 MW. El prospecto de cuellos de botella (y los apagones, AA) en los 90 proveyeron el principal estímulo para buscar desincorporar las unidades de generación de energía, como la vía más pragmática de atraer rápidamente inversión privada al sector. En línea con esta estrategia, el gobierno tuvo éxito en vender una de las compañías de generación térmica (GEOSA) en 2001, mientras entregaba la compañía de generación geotérmica, GEMOSA, en concesión a un operador privado. La mayor parte del incremento en la capacidad de generación, sin embargo, fue debido a la entrada de muchas nuevas plantas (incluyendo plantas de co-generación) a finales de los 90, administradas por operadores privados quienes invirtieron en el sector más vigorosamente que lo inicialmente esperado y ahora dan cuenta de casi la mitad de la capacidad total de generación\". 14. Sin embargo, esta expansión en la capacidad de generación, no estuvo asociada a ninguna estrategia dirigida a modificar la matriz energética del país, para hacerla menos dependiente de las importaciones de combustibles fósiles y promover la generación en base a fuentes renovables. SE trató de una estrategia de privatización y de fomento de la inversión privada como un fin en sí, más que una estrategia de desarrollo energético vinculada a los requerimientos del desarrollo sostenible del país. La expansión de la capacidad de generación se produjo exclusivamente por la instalación de plantas de generación térmica, de manera que la capacidad de generación térmica instalada pasó de representar el 55.6% de la capacidad de generación total en 1995, al 75.5% de la misma en 2004, acentuando de manera pronunciada la dependencia del país de las importaciones de hidrocarburos. Cuando se produce el alza tan pronunciada en los precios internacionales de los combustibles, esto se traduce en un enorme crecimiento en la factura petrolera del país, y en un aumento muy fuerte en los costos de generación, que amenaza con asfixiar a los consumidores y al resto de la economía. Estos altos costos, se agregan a los ya de por sí elevados cargos por potencia instalada, que se paga a las generadoras, a los altos márgenes de distribución que se establecieron para hacer atractiva la privatización de la distribución de la energía, y a los costos asociados a las pérdidas de distribución que son reconocidas por las tarifas. 15. Por otra parte, esta capacidad teórica instalada de generación, no se traduce en el hecho de que la energía generada que en efecto alcanza efectivamente a ser vendida a los consumidores. El 30 por ciento de la energía generada se pierde en la distribución, debido a las conexiones ilegales y a la obsolescencia de la red de distribución. Las pérdidas de distribución son prácticamente el doble del promedio centroamericano, y no se ha verificado una reducción visible de las mismas desde que la distribución fue privatizada a favor de Unión Fenosa. Esta empresa no ha efectuado, en los últimos 6 años, las inversiones indispensables para reducir dichas pérdidas. Estas pérdidas tienen un costo considerable para el país. Significan que el 30% de la factura de importación de hidrocarburos que se utilizan para la generación de energía, prácticamente se pierde. El país vería incrementarse su capacidad efectiva de generación de energía automáticamente, si estas pérdidas se redujesen significativamente. El 50% de estas pérdidas se trasladan a los consumidores a través de la tarifa, mientras el hecho de que Hidrogesa se vea forzada a vender a Unión Fenosa la energía que genera muy por debajo de los precios del mercado, representa un subsidio implícito de Hidrogesa a la empresa distribuidora, que le compensa en parte por las pérdidas no reconocidas por la tarifa. Tampoco el operador privado al cual se entregó la empresa geotérmica GEMOSA ha efectuado en absoluto las inversiones requeridas para llevar la capacidad instalada de generación hasta los 70 MW, a pesar de lo cual el contrato de concesión no ha sido cancelado por incumplimiento. 16. Mientras tanto, Nicaragua continúa siendo el país con la menor cobertura poblacional de la red de distribución de la energía eléctrica. Esto refleja un grado muy bajo de eficiencia de la distribución, mientras que la capacidad instalada es muy superior a la demanda máxima. De esta manera, mientras en El Salvador el índice de electrificación pasó del 64% en 1995 al 81% en 2004, y el de Guatemala de 46% a 83%,en Nicaragua este apenas pasó del 48% en 1995 al 52% en 2004. 17. Ahora bien, ya hemos visto que el precio de la energía en Nicaragua es el más elevado de Centro América. Para extensos segmentos de la población nicaragüense, el acceso a la energía eléctrica les está vedado, no sólo por el hecho de que la red de distribución no se haya expandido hasta las zonas geográficas que habitan, sino porque un precio tan elevado de la energía se encuentra fuera del alcance de gran parte de la población, que en un 45% sobrevive con menos de US$ 1 al día. Inclusive para los que tienen acceso a la energía, los crecientes precios de esta se convierten en una carga agobiante. En este contexto, las principales preocupaciones de los organismos financieros internacionales se centran actualmente en asegurar que los ajustes en las taridas de la energía se hagan de la manera más automática posible, para cubrir en todo momento los altos cargos por potencia instalada a los generadores, los costos crecientes de compra de combustibles, las pérdidas de distribución reconocidas y el margen de comercialización de Unión Fenosa. Este es el compromiso adquirido por el Gobierno de Nicaragua, ante el Directorio del FMI, en Diciembre de 2005: \"Hemos empezado a incrementar las tarifas de la electricidad para eliminar las pérdidas cuasi-fiscales en el sector. Las plantas que generan petróleo en base a combustible representan cerca del 80 por ciento de la electricidad generada en Nicaragua, y el sector ha sido fuertemente afectado por los crecientes precios internacionales de petróleo. Para empezar el proceso de eliminar estas pérdidas, hemos aumentado las tarifas cerca del 20 por ciento entre julio y diciembre 2005. Estamos comprometidos a efectuar aún más ajustes de tarifas para junio 2006 requeridas para eliminar las pérdidas cuasi-fiscales en el sector para diciembre 2006. Para sostener el logro de estas metas, el Programa incluye un criterio de desempeño de aumentos adicionales en el precio promedio de las tarifas. En línea con esto, hemos estimado que los precios medios de la tarifa necesitarán ser incrementados por un 6½ por ciento adicional antes de junio el año próximo, para alcanzar un nivel de 0,1588 US$/KWh. Revisaremos en coordinación con el ente regulador de energía, la necesidad de mayor acción dependiendo de los desarrollos en los costos reales de la energía. Además, pensamos introducir para junio 2006 un mecanismo para el ajuste automático de las tarifas según las fluctuaciones en los costos del petróleo para evitar una repetición de la crisis reciente en el sector. Continuaremos la política de subvenciones focalizadas para proteger a los consumidores de bajo uso de energía de los aumentos de las tarifas\". En la actualidad, el INE no ajusta automáticamente las tarifas en función exclusiva de los aumentos de precios del petróleo, sino que toma en consideración otros factores como el cumplimiento de las normativas de calidad del servicio y otros, de manera que los ajustes tarifarios no siempre se corresponden con las demandas de Unión Fenosa. Esto, de acuerdo a la Empresa distribuidora, le impide contar con los recursos para pagar cumplidamente a los generadores y cubrir sus propios costos (y margenes). El FMI esta presionando para que el ente regulador deseche estos otros criterios, y establezca un mecanismo de ajuste automático de las tarifas, de conformidad a los incrementos de precio del petróleo. Las Empresas generadoras, por su parte, han comenzado a parar sus plantas, provocando largos apagones, para forzar ya sea aumentos de tarifas o subsidios a Unión Fenosa, que permitan a esta hacer cumplidamente los pagos a las generadoras, al costo que sea. En todo caso, queda claro que detrás de la crisis del sector, no solo hay factores \"técnicos\", sino de Economía Política.