Nueva Ley de Inversiones: 15 claves para convertir riesgo en inversión energética

Por: Javier Aliaga Lordemann*

1. La ley debe reducir riesgo antes que repartir incentivos. Una rebaja tributaria puede elevar la rentabilidad, por ejemplo, 12% a 14%. Pero si el inversionista exige 16% para Bolivia por riesgo país, regulación, moneda y contrato, seguirá sin invertir. Por eso la discusión no puede limitarse al government take o a cuánto recauda el Estado. La pregunta correcta es cuánto retorno queda al inversionista después de impuestos y después de riesgo.


2. La repatriación de utilidades es una condición básica para inversión extranjera. Un inversionista no solo pregunta cuánto gana en Bolivia, sino si podrá convertir esas ganancias a dólares y transferirlas fuera del país. Una ley puede reconocer expresamente el derecho a repatriar dividendos, capital y pagos de deuda, lo que es positivo. Pero debe distinguirse entre derecho jurídico de transferencia y disponibilidad efectiva de divisas. Si una empresa obtiene USD 50 millones de utilidad pero no puede acceder oportunamente a dólares para remitirlos, el riesgo permanece. La solución pasa por reglas claras de convertibilidad, acceso no discriminatorio al mercado cambiario, cuentas autorizadas en moneda extranjera y, para proyectos grandes, mecanismos contractuales específicos de disponibilidad de divisas.


3. El riesgo cambiario debe asignarse, no dejarse abierto. En proyectos de electricidad o hidrocarburos es frecuente que equipos, deuda y repuestos estén denominados en dólares mientras parte de los ingresos se genera en bolivianos. La gestión puede realizarse mediante indexación parcial de ingresos al dólar, endeudamiento en la misma moneda en la que se generan los flujos o coberturas cambiarias –hedges- que fijan anticipadamente una tasa o un rango de cambio. La Ley de Inversiones puede reconocer estos mecanismos y evitar restricciones arbitrarias a su utilización. Lo que no puede hacer es eliminar el riesgo macroeconómico.


4. En electricidad, la bancabilidad se construye alrededor del contrato de compra. Una planta solar o eólica necesita saber quién comprará la energía, durante cuánto tiempo y bajo qué reglas. El instrumento habitual es un contrato de compra de energía de largo plazo, conocido como PPA, por sus siglas en inglés similares. Un contrato de 15 o 20 años puede establecer precio, actualización, moneda, volumen, garantías de pago y tratamiento cuando la red no puede recibir la energía. Esa previsibilidad permite que el banco financie contra ingresos futuros. Sin ella, una exención tributaria ayuda poco.


5. El riesgo del comprador debe estar cubierto. Si el comprador de electricidad es una empresa pública, los financiadores analizarán su capacidad real de pago. Esto puede gestionarse mediante cuentas de garantía con varios meses de pagos acumulados, cartas de crédito, garantías soberanas parciales o garantías de bancos multilaterales. La lógica es simple: un contrato no es bancable si quien debe pagarlo no es bancable.


6. El arbitraje puede reducir riesgo, pero la Constitución crea un problema real. El proyecto de inversión puede abrir espacio para arbitraje mediante consentimiento estatal expreso. Sin embargo, la Constitución establece que la inversión extranjera está sometida a la jurisdicción, leyes y autoridades bolivianas, y en hidrocarburos es todavía más restrictiva: el artículo 359 señala que no se reconocerá jurisdicción extranjera ni arbitraje internacional respecto de esa materia. Esto genera una tensión central que la Ley de Inversiones no puede simplemente ignorar.


7. En recursos naturales, la repatriación de utilidades tiene además una restricción constitucional específica. El artículo 351 permite contratos con empresas privadas para aprovechar recursos naturales, pero señala que debe asegurarse la reinversión de las utilidades económicas en el país. Esto obliga a una redacción especialmente cuidadosa. Una ley que prometa libertad absoluta de repatriación podría entrar en tensión con esa disposición. Una solución razonable podría distinguir entre una parte de utilidades sujeta a reinversión cuando corresponda constitucionalmente y otra libremente distribuible, con reglas previamente conocidas. La peor alternativa sería dejar la contradicción para que la resuelva después un tribunal.


8. En hidrocarburos y electricidad, los riesgos deben gestionarse dentro del propio marco de inversión. En hidrocarburos, el riesgo geológico puede mitigarse con contratos que permitan recuperar inversión y remuneren adecuadamente los descubrimientos, mientras el Estado mantiene la propiedad constitucional del recurso. En electricidad, el riesgo de precio puede reducirse con contratos de largo plazo; el riesgo de transmisión mediante compensaciones cuando la red impide entregar energía; y el riesgo de construcción mediante contratos a precio y plazo definidos. La Ley de Inversiones debería habilitar y proteger estos instrumentos, no pretender sustituirlos.


9. La prueba de éxito de la Ley debe ser cuánto baja el costo del capital. Si después de aprobarla Bolivia mantiene un riesgo soberano de alrededor de 400 puntos básicos y los inversionistas siguen agregando primas elevadas por tipo de cambio, regulación, arbitraje y repatriación de utilidades, los incentivos tributarios tendrán un efecto limitado. Si, en cambio, la ley ofrece seguridad patrimonial creíble, reglas claras para transferencia de capital, mecanismos constitucionalmente sólidos de controversias y contratos que asignen adecuadamente los riesgos, la prima exigida puede caer.


10. La bancabilidad depende también de cuánto endeudamiento puede soportar el proyecto. No basta con que el inversionista espere una buena rentabilidad. Un banco presta cuando observa que los ingresos del proyecto pueden pagar intereses y amortizaciones incluso en un escenario adverso. Por ejemplo, un proyecto de USD 200 millones puede ser rentable con USD 140 millones de deuda en el escenario central, pero quizá solo soporte USD 100 millones si se prueba con menor producción, retrasos o caída de precios. Una Ley de Inversiones que reduzca esos riesgos permite aumentar prudentemente el financiamiento y disminuir la cantidad de capital propio que debe aportar el inversionista.


11. La estabilidad de los ingresos puede ser más valiosa que un precio nominalmente alto. Un proyecto que espera vender electricidad a USD 80/MWh pero está expuesto completamente a variaciones de mercado puede ser menos financiable que uno que recibe USD 70/MWh mediante un contrato estable durante 20 años. El primero puede tener mayor rentabilidad esperada; el segundo puede obtener más deuda y a menor costo. La Ley debería facilitar contratos de largo plazo, mecanismos de indexación y reglas claras para su cumplimiento. Bancabilidad significa reducir la dispersión de los resultados, no maximizar únicamente el escenario favorable.


12. La ley debe considerar el costo completo del proyecto y no únicamente la inversión inicial. Un proyecto energético no enfrenta solo el costo de construcción. Existen gastos de mantenimiento, seguros, conexión, reposiciones importantes, desmantelamiento y, en algunos casos, combustible o pagos por uso de redes. Una inversión que parece atractiva porque cuesta USD 100 millones puede dejar de serlo si necesita USD 15 millones adicionales de conexión y una reposición de USD 10 millones diez años después. La previsibilidad tributaria y regulatoria sobre todos esos componentes es importante porque pequeños costos repetidos durante veinte años pueden modificar significativamente el retorno.


13. La asignación de riesgos debe premiar a quien puede gestionarlos mejor. Una mala Ley de Inversiones puede terminar haciendo al Estado responsable de cualquier pérdida del inversionista. Tampoco es eficiente trasladar al privado riesgos que dependen exclusivamente de decisiones públicas. El constructor debe soportar buena parte del riesgo de sobrecostos que controla; el operador, el riesgo técnico; el inversionista en hidrocarburos, una parte importante del riesgo geológico; mientras que el Estado debe responder por decisiones regulatorias, permisos, restricciones administrativas o incumplimientos que dependen de él. Asignar correctamente el riesgo reduce su costo; simplemente trasladarlo no lo hace desaparecer.


14. La inversión debe analizarse bajo escenarios adversos, no solo con el caso optimista. Una inversión de USD 200 millones puede ser rentable si se construye a tiempo, produce lo esperado y mantiene su precio durante veinte años. La pregunta relevante para un financiador es qué ocurre si el costo aumenta 15%, la entrada en operación se retrasa un año, la producción cae 10% o el financiamiento se encarece. La Ley de Inversiones debería reducir precisamente aquellas variables que dependen de decisiones institucionales: duración de permisos, cambios tributarios, reglas contractuales, acceso a divisas o restricciones regulatorias. Cuantos menos shocks dependen del Estado, más robusto se vuelve el proyecto frente a los riesgos que sí son propios del negocio.


15. El apoyo público debe cerrar fallas de bancabilidad y movilizar capital, no sustituirlo. En determinados proyectos puede ser razonable combinar financiamiento privado con garantías parciales, crédito concesional, seguros de riesgo político o recursos multilaterales. Pero el objetivo debería ser utilizar una cantidad limitada de respaldo público para movilizar una cantidad mucho mayor de inversión privada. Si una garantía de USD 20 millones permite financiar un proyecto de USD 150 millones que de otra manera no ocurriría, puede existir una justificación económica. Si el Estado termina cubriendo prácticamente todos los riesgos de un proyecto privado, la inversión puede realizarse, pero ya no existe una verdadera transferencia de riesgo al inversionista.