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POLÍTICA Y ENERGÍA

La comisión del MEM para agilizar la reforma eléctrica del Perú. Cómo entender las distorsiones

Para acomodar la sobreoferta

ENERNEWS/MINING PRESS/MEM/Semana Económica

La Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE), creada ayer mediante Resolución Suprema Nº 006-2019-EM, será instalada en 15 días hábiles y entregará sus primeras propuestas en menos de cuatro meses, afirma la viceministra de Electricidad, Patricia Elliot Blas. 

“La comisión priorizará los aspectos que revisten mayor urgencia en el mercado eléctrico para plantear las soluciones en menos de cuatro meses. La revisión del esquema de la declaración de costos del gas natural para la generación eléctrica es una de las tareas inmediatas que tendrá el grupo”, precisó Elliot, quien presidirá la comisión.

En no más de 6 meses, la CRSE propondrá medidas para mitigar temporalmente los desafíos del sector eléctrico en aspectos como la revisión de las reglas del despacho de las unidades de generación, mecanismos para la promoción de energías renovables, entre otros.

La segunda etapa, que tendrá un plazo entre 12 y 24 meses, contempla la elaboración de propuestas estructurales para el mediano y largo plazo, que configuran la nueva reforma en todos los eslabones del sector eléctrico: generación, transmisión, distribución y comercialización, así como en las actividades de hidrocarburos relacionadas a la provisión de energía eléctrica para el sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

“Vamos a proponer medidas sostenibles al corto, mediano y largo plazo para garantizar el suministro eléctrico para los próximos años y el eficiente desarrollo de ese sector. Tenemos el encargo de velar para que el servicio llegue a todas las familias peruana a precios asequibles”, señaló la viceministra. 

La CRSE estará conformada por dos representantes del Minem, dos del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), y uno del Ministerio de Economía y Finanzas. Además, contará con el soporte de consultores internacionales de prestigio y probada independencia, y de organismos internacionales, como el BID.

La CRSE conformará cuatro grupos de trabajo especializados en los que se desarrollarán las propuestas inmediatas y estructurales. A la sesiones de los grupos serán invitados representantes de entidades públicas y empresas privadas, organismos de cooperación internacional, asociaciones de usuarios y la academia, para que compartan sus planteamientos y observaciones.

“Las propuestas que surjan en la CRSE, a nivel de proyectos de ley y de decretos supremos, serán publicadas a fin de recibir comentarios y aportes”, afirmó Elliot. 

Finalmente, la viceministra recordó que han trascurrido más de 12 años desde la última reforma estructural del sector Electricidad y que ahora corresponde revisar y ajustar el marco normativo y regulatorio vigente a fin de optimizar su desarrollo sostenible y eficiente.

Para entender

Desde el 2017 el mercado eléctrico está en guerra de precios debido a la sobreoferta. Un proyecto de ley revivió la discusión sobre las posibles soluciones para acabar con la distorsión. Aquí, varias explicaciones para entender la dinámica actual del sector.

Hidroeléctricas y termoeléctricas

Las hidroeléctricas son generadoras que utilizan el agua como base de producción de la energía. Son consideradas las más eficientes, ya que utilizan recursos renovables. Por ello, no necesitan declarar costos. Las principales hidroeléctricas en el Perú son Electroperú, Enel, Kallpa Generación y Statkraft.

Las termoeléctricas son generadoras que utilizan el gas como base de producción. Éstas deben declarar los costos del gas que usan como combustible para producir energía. Las principales termoeléctricas en el mercado son Engie, Enel y Kallpa Generación.

COES

El Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (COES) es el organismo que opera el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Está conformado por todos los agentes del sector: generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres (industriales). Se encarga de coordinar y asignar el despacho de energía al menor costo operativo posible y preservar la seguridad del sistema. También administra el mercado de corto plazo o mercado spot. Las generadoras reportan sus parámetros técnicos a esta entidad.

Mercado regulado

Los clientes regulados son los consumidores minoristas, principalmente usuarios residenciales y empresas que demandan volúmenes de energía menores a 0.2 MW. Estos reciben energía de las distribuidoras como Luz del Sur y Enel Distribución. La tarifa que pagan estos usuarios es establecida por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y depende de ciertos cargos por transmisión, distribución y generación de energía.

La tarifa cobrada por las distribuidoras a los usuarios finales es llamada Valor Agregado de Distribución (VAD). Ésta se calcula en tres niveles: media tensión —aplicada a consumidores comerciales e industriales de alto consumo—, baja tensión —aplicada a usuarios comerciales e industriales medianos y pequeños y a los hogares— y subestaciones.

Mercado de media tensión

Los clientes de media tensión están compuestos por empresas medianas que demandan entre 0.2 MW y 2.5 MW de energía. Estas empresas tienen la opción de contratar energía en el mercado libre o el mercado regulado.

Mercado libre

Los clientes libres están compuestos por grandes industrias —como mineras y cementeras— que demandan volúmenes grandes —mayores a 2.5 MW— y por las empresas medianas que eligen contratar energía en este mercado. Estas industrias no están sujetas a las tarifas reguladas por el Estado y  pueden firmar contratos de suministro de energía directamente con las generadoras a un precio ‘libre’. Según Osinergmin, a febrero hay 1,844 contratos firmados de este tipo. Los precios del mercado libre son menores que los del mercado regulado desde el 2016. 

Mercado spot

En el mercado spot se realizan transacciones de corto plazo de energía disponible. En este mercado las empresas generadoras ofrecen la energía que no tienen contratada a otras generadoras, las cuales la compran al precio spot en caso les falte energía para cumplir con sus contratos. Así, el precio spot se fija en función a los costos variables de producción de las generadoras.

El contexto de sobreoferta, la menor declaración de costos marginales, y la declaración irreal de las inflexibilidades operativas de las generadoras térmicas han generado que el precio spot esté deprimido. Éste ha caído 29% desde el 2017, año en que iniciaron las distorsiones por la sobreoferta en el mercado eléctrico.

Prima RER

Cuando los proyectos de energías renovables no convencionales (RER) —que incluyen principalmente la energía eólica y solar— iniciaron a desarrollarse, eran muy costosos. Por lo tanto, el Estado se comprometió a impulsarlos a través de subastas que le aseguraban un precio y retorno alto a las empresas. Para cubrir ese subsidio dado por el Estado a los proyectos RER, se creó la prima RER.

La prima RER se obtiene de la diferencia entre los ingresos garantizados —asegurados por el Estado en las subastas— que obtienen los proyectos RER y el precio spot. Así, mientras más bajo sea el precio spot, más alta será la prima RER; si el precio spot sube, la prima RER baja. Éste es un componente de la tarifa que pagan los usuarios regulados. Según Osinergmin, ésta representa el 4% del total de la tarifa.

El Estado busca que los proyectos RER tengan mayor peso en la matriz energética. En el 2018, estos solo representaron el 4% del total de energía producida. Al 2030 el Ministerio de Energía y Minas (MEM) apunta a que las RER representen el 15% de la generación total.

Contratos take or pay

Las generadoras térmicas, al usar gas natural como suministro básico de producción, necesitan firmar contratos de suministro de este combustible para asegurar su producción. Estos contratos son de tipo take o pay, es decir, estas generadoras están obligadas a pagar por el gas contratado independientemente de si finalmente lo consumen o no.

Declaración del precio del gas natural

Las generadoras térmicas incurren en costos fijos y variables en la compra del gas. Los costos fijos se relacionan con los contratos take or pay. Por la inflexibilidad de estos contratos, actualmente las generadoras solo declaran sus costos variables, que incluyen los costos de distribución y transmisión de gas.

Sin embargo, las hidroeléctricas consideran que los costos fijos también deben ser declarados. Ello debido a que las generadoras térmicas estarían declarando precios menores a los reales. Dado que en el Perú las generadoras con menor costo marginal —costo variable de producción— son las primeras en ‘despachar’ —vender electricidad—, las generadoras térmicas declaraban precios cercanos a cero para asegurar su despacho. Esto deprimió el precio spot.

Como resultado de esta controversia, el MEM cambió el esquema de declaración del precio único del gas natural y a fines de diciembre del 2017 propuso una fórmula que establecía un precio piso en los valores declarados por las termoeléctricas.

Inflexibilidades operativas

Son parámetros técnicos, declarados por las generadoras térmicas al COES, que son utilizados para asignar la cantidad de energía despachada por cada generadora. Éstos incluyen el tiempo mínimo de operación, el tiempo de arranque y el tiempo mínimo entre arranques para las máquinas térmicas.

Las empresas estarían declarando información distorsionada. Esto se da también porque las generadoras con menor costo marginal son las primeras en ‘despachar’. Por ello, las generadoras térmicas declaran valores valores mayores a los reales para operar por un mayor periodo de tiempo e inyectar mayores volúmenes de electricidad al sistema.

Sobreoferta

En el 2016 se proyectaba una alta demanda energética, por lo que el Estado licitó varios proyectos de generación. En ese entonces se proyectaba que el PBI crezca más de 5%. Sin embargo, la desaceleración económica recortó la demanda esperada y generó que las empresas generadoras queden sobrecontratadas, lo que provocó una distorsión de precios en el mercado libre y el mercado regulado, y deprimió el precio del mercado spot.

Las generadoras eléctricas desataron una guerra de precios para captar clientes, que empezaron a migrar del mercado regulado al libre, ya que sus precios era menores. Las generadoras térmicas optaron por la estrategia de comprar energía en el mercado spot y luego revenderla a mayores precios en el mercado libre. Estas prácticas fueron criticadas por algunas distribuidoras y generadoras hidroeléctricas, que consideraban que el contexto como competencia desigual ya que, por ley, deben vender el 30% de su energía en el mercado spot, analizó Claudia Gutiérrez en Semana Económica.

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