Por Ricardo G. Barcelona y Monalisa Dimalanta

(Parte 1)

Las pérdidas del sistema en el sector eléctrico filipino representan mucho más que un problema de facturación. Funcionan como una prueba de si la regulación impone disciplina a los operadores ineficientes o permite que los costos de la mala gobernanza, el robo y la negligencia operativa se trasladen directamente a los consumidores. En un país donde las tarifas eléctricas residenciales figuran entre las más altas del Sudeste Asiático, el alcance de esa prueba va mucho más allá de la contabilidad: incide directamente en la asequibilidad para los hogares y en la competitividad industrial.

El principio de partida es claro. Los mercados competitivos recompensan a los proveedores eficientes, exponen a los ineficientes y obligan a los que persisten en un mal desempeño a reestructurarse, quedarse con activos o salir del mercado. Las pérdidas técnicas constituyen un costo normal de suministro dentro de límites eficientes. Las pérdidas que exceden esos límites —en particular las causadas por robo, mala gobernanza o operaciones deficientes— no deben socializarse mediante tarifas al consumidor ni subsidios.

La prueba de política central puede formularse de manera directa: los consumidores deben soportar solo pérdidas técnicas eficientes y evaluadas con parámetros, mientras que las pérdidas comerciales evitables deben recaer en los proveedores de energía, operadores, accionistas y prestamistas. Este marco vincula la regulación de pérdidas del sistema, la disciplina de mercado, la reforma regulatoria, la inversión en redes y la reestructuración de cooperativas bajo una sola lógica legislativa de reforma.

Cómo funcionan los mercados eléctricos competitivos

La disciplina de mercado comienza con la formación de precios y el despacho. Bajo el diseño de mercado competitivo previsto para Filipinas a través de la Electric Power Industry Reform Act (EPIRA, Republic Act No. 9136), promulgada en 2001 para reestructurar el sector y privatizar los activos de generación de la estatal National Power Corporation (NAPOCOR), los precios de generación se establecen por el proveedor marginal en cada período de negociación. El despacho debe seguir el orden de mérito económico, es decir, los generadores de menor costo y más eficientes suministran primero, mientras que las plantas de mayor costo operan solo cuando la demanda lo exige.

El efecto es directo: la eficiencia se recompensa y la ineficiencia queda expuesta. Los generadores de menor costo obtienen mayores volúmenes de despacho y mejores oportunidades de ingresos. En cambio, los proveedores estructuralmente no competitivos enfrentan una menor utilización, márgenes más débiles y, eventualmente, la quiebra si el bajo desempeño continúa.

La misma disciplina debería aplicarse a los costos del sistema. El suministro eléctrico comprende la recuperación de costos fijos, los costos operativos variables, el combustible cuando corresponde y las pérdidas técnicas eficientes necesarias para operar la red. La cuestión de política es si esos costos reflejan un servicio eficiente o encubren un bajo desempeño evitable.

Planteada correctamente, la cuestión no es si existen pérdidas, sino si el nivel permitido para su recuperación es eficiente, transparente y está debidamente asignado. Una vez formulada en esos términos, las pérdidas del sistema dejan de ser una controversia de facturación y pasan a ser una prueba de la arquitectura regulatoria.

Comprender las pérdidas del sistema

Las pérdidas del sistema surgen porque la entrega de electricidad funciona como una cadena integrada de producción y logística. El sistema debe generar más energía de la que finalmente consumen los clientes, porque la operación de las centrales, los servicios complementarios, los equipos de la red y las limitaciones físicas de entrega consumen energía antes de que la electricidad llegue al usuario final. Cuando las pérdidas superan los niveles eficientes, el problema pasa de la realidad de la ingeniería a la rendición de cuentas regulatoria.

En generación, las pérdidas técnicas suelen ser modestas y provienen de los servicios complementarios y de la operación de los equipos. Las pérdidas de transmisión y distribución son mayores porque la entrega por red es físicamente más compleja. Los sistemas urbanos de distribución eficientes pueden operar con niveles de pérdida relativamente bajos; los sistemas con mala gobernanza o mal mantenimiento, por lo general, no pueden. En Filipinas, los cargos por pérdidas del sistema aparecen como una partida separada en las facturas de electricidad de los consumidores, lo que hace que el costo sea visible —y políticamente sensible— de una manera que no ocurre con los cargos integrados. Las cooperativas eléctricas, que atienden a una gran parte de las zonas provinciales, históricamente han reportado niveles de pérdidas del sistema más altos que las distribuidoras privadas como Meralco, lo que refleja diferencias en recursos de capital, gobernanza y capacidad de cumplimiento.

La distinción decisiva es entre pérdidas técnicas eficientes y pérdidas comerciales evitables. Las pérdidas técnicas eficientes son un costo legítimo de un suministro confiable. Las pérdidas comerciales derivadas del robo, la débil cobranza o fallas de gobernanza constituyen fallas operativas y no deben calificar para la recuperación automática de costos a través del precio de la energía.

Este principio se aplica más directamente a la transmisión y la distribución, los negocios de redes que generalmente operan como monopolios naturales. Como los clientes no pueden elegir entre redes competidoras, la regulación debe simular la disciplina de mercado mediante fórmulas de precio que recompensen la eficiencia y penalicen el bajo desempeño. Uno de esos mecanismos es el enfoque RPI – X ajustado por inflación utilizado en muchos mercados eléctricos liberalizados.

La lógica de RPI – X es simple. Se fija un precio de referencia para un período regulatorio, se ajusta anualmente por inflación y se reduce mediante un factor de eficiencia que refleja las ganancias de productividad esperadas. Por ejemplo, un precio de referencia de P10/kWh, una inflación de 6% y un factor de eficiencia de 2% darían un precio de P10.40/kWh en el Año 1. Ese marco predecible da a las empresas de servicios margen para planificar inversiones de capital, al tiempo que preserva el beneficio financiero de superar la meta de eficiencia.

Bajo ese modelo, las pérdidas del sistema se convierten en una cuestión de gestión y gobernanza, más que en un derecho automático de traslado de costos. Si una empresa reduce pérdidas por debajo del parámetro, conserva el ahorro; si rinde peor, asume la consecuencia financiera en lugar de trasladar automáticamente el costo a los consumidores.

Esta es la razón por la que un sistema con pérdidas elevadas puede justificar un factor de eficiencia más estricto. En las primeras fases de la liberalización del mercado eléctrico, a menudo existen importantes ganancias de eficiencia porque una mejor medición, inversiones de capital dirigidas, la reducción del robo y una gestión profesional pueden reducir las pérdidas más rápido de lo que la inflación eleva los costos.

La práctica filipina debilita este modelo de incentivos cuando la recuperación tarifaria funciona como una protección de costo más margen. Si las pérdidas excesivas pueden trasladarse, el problema comercial del proveedor se convierte en la factura del consumidor; si la recuperación está limitada y evaluada por parámetros, la gerencia tiene un incentivo financiero directo para invertir, hacer cumplir, cobrar y reducir pérdidas.

Quién paga las pérdidas del sistema

La regla de asignación debe ser ahora explícita. Los consumidores deben pagar las pérdidas técnicas eficientes porque esas pérdidas son inevitables en una entrega confiable de electricidad; las pérdidas que exceden los parámetros eficientes deben recaer sobre los proveedores mediante menores márgenes, menor rentabilidad, reestructuración o salida del mercado.

En un mercado que funciona, esta asignación se vuelve autorreforzante. Los proveedores u operadores con altas pérdidas enfrentan costos mayores y márgenes más débiles; los operadores eficientes ganan participación de mercado; los activos ineficientes quedan varados, se reconvierten, se venden o se retiran. El papel del regulador no es proteger la rentabilidad del proveedor u operador, sino hacer cumplir reglas transparentes que alineen inversión, desempeño y bienestar del consumidor.

Cuando las pérdidas se mantienen persistentemente altas, la respuesta de política no debe ser el traslado automático ni un apoyo público ilimitado. La recuperación por encima de los parámetros eficientes debería activar una secuencia gradual: exigencias de reporte más estrictas, planes de reducción de pérdidas obligatorios, límites a los costos recuperables, intervención en la gestión, reestructuración, fusión, venta o salida.

Esa es la disciplina central de política: los consumidores quedan protegidos de fallas evitables, los operadores eficientes conservan el beneficio de un buen desempeño y los operadores débiles asumen el costo de una ejecución deficiente.

Por qué las “pérdidas del sistema” se perciben erróneamente como “crisis”

Esta distinción explica por qué las pérdidas del sistema se interpretan con frecuencia como una crisis. El problema no es que las redes eléctricas registren pérdidas; las pérdidas técnicas eficientes son inevitables. La falla de política ocurre cuando las pérdidas comerciales evitables se tratan como costos recuperables en lugar de como evidencia de operaciones débiles, débil cumplimiento o mala gobernanza.

Una mentalidad de costo más margen sitúa a consumidores y proveedores en un curso de colisión. Los consumidores esperan energía confiable a precios asequibles. Los proveedores buscan la recuperación total de costos incluso cuando operaciones débiles, pérdidas elevadas o mala gobernanza inflan la base de costos. El resultado no es una señal de mercado, sino un subsidio regulatorio a la ineficiencia.

Esta distinción tiene consecuencias reales para el diseño de la reforma. Una prohibición general puede reducir una partida, pero solo desplaza costos a otro lado si las pérdidas técnicas no se financian. En cambio, un régimen de rechazo basado en parámetros ataca el problema real al proteger a los consumidores de pérdidas evitables mientras preserva una recuperación financieramente viable para la operación eficiente de la red.

La decisión de reforma resultante no es desregulación versus protección al consumidor; es si la protección al consumidor se entrega mediante incentivos disciplinados o mediante la socialización permanente de los costos creados por los fallos de los proveedores.

La misma prueba se aplica al Wholesale Electricity Spot Market (WESM) y a su ecosistema institucional. Debería funcionar como un mercado mayorista genuino en el que la oferta se presenta de forma competitiva, se despacha de manera eficiente y opera con disciplina financiera; si funciona principalmente como un mecanismo de recuperación de costos, no puede entregar las ganancias de eficiencia que la reforma de mercado pretendía producir.

Lecciones operativas de la reducción del robo

La experiencia de empresas de servicios que redujeron con éxito el robo en zonas de difícil prestación muestra que las pérdidas comerciales pueden abordarse cuando los incentivos están bien diseñados. Un enfoque práctico es alinear la capacidad del transformador con la demanda contratada que paga. Si las conexiones ilegales sobrecargan el sistema y provocan interrupciones, los clientes que sí pagan tienen un incentivo directo para identificar conexiones no autorizadas dentro de su comunidad e incorporarlas a la base pagadora antes de ampliar la capacidad.

La lección relevante de América Latina, la reforma de distribución en el Reino Unido y la experiencia de Meralco en Tondo es limitada pero importante: la reducción del robo tiene éxito cuando se alinean la disciplina de ingeniería, la rendición de cuentas local y una aplicación creíble. No debe depender de la recuperación tarifaria que traslada el costo de pérdidas evitables a los clientes que pagan.

La lección operativa es, por tanto, directamente pertinente para el diseño de políticas: las pérdidas disminuyen cuando la rendición de cuentas es local, los incentivos son creíbles y el incumplimiento tiene consecuencias financieras.

(Continuará.)

Ricardo G. Barcelona, FEI, PhD, fue elegido miembro del Energy Institute, Reino Unido, y es profesor adjunto en el Asian Institute of Management, Filipinas. Fue director de la práctica de energía en SBC Warburg y ABN Amro/Rothschild, Londres, Reino Unido, analista mejor calificado para European Utilities y miembro del principal grupo de privatización energética. Es autor de los libros Energy Investment y Dynamic Decisions, publicados respectivamente en Londres, Reino Unido, por Palgrave Macmillan y World Scientific Publishing Europe. Contacto:

Monalisa Dimalanta es la ex presidenta y directora ejecutiva de la Energy Regulatory Commission (agosto de 2022–agosto de 2025). Actualmente es columnista en Businessworld, socia principal de PJS Law, profesora en la Ateneo Law School y asesora en el Institute for Climate and Sustainable Cities. También fue presidenta del National Renewable Energy Board (Filipinas) de 2019 a 2021. Contacto: