Mercado eléctrico en cortocircuito ante pasividad del Ministerio de Energía y Minas
Guerra de Precios entre operadores sin beneficio para 28
millones de peruanos.
Por César Gutiérrez
Del despliegue mediático en el año 2012 que anunciaba que habrá
racionamiento de suministro de electricidad por falta de oferta oportuna;
pasamos a la prédica que se mantiene desde el 2015, que hay una sobreoferta y
que estamos ante un mercado de precios subvaluados. Variación de opinión en el
pequeño lapso de tres años, en un sector cuya característica de visión es de
largo plazo.
En este clima enrarecido, desde el Congreso de la República, a
través de la Comisión de Energía y Minas, se alienta un Proyecto de Ley
(PL-1174/2016) para incrementar la participación de energías renovables no
convencionales (RER), de un 5% actual a un 10% en el 2021; porcentajes
expresados sobre el denominado Consumo Nacional.
Los ejecutivos de las operadoras del mercado están en un estado
de crispación altísimo, manifestado explícitamente en la prensa económica,
dejando sentado su malestar por la pasividad del Ministerio de Energía y Minas
(MEM) que no atina sino anunciar comisiones de análisis. Han pasado casi diez
meses que el gobierno está en el ejercicio del poder y no se ve planteamiento de
solución alguno.
LA RESPONSABILIDAD DE LOS OPERADORES EN LA LLAMADA
SOBREOFERTA. El origen se remonta al año 2008, cuando en la vorágine
de crecimiento económico del gobierno aprista, que llegó a 8.40% en promedio
entre el 2006 y 2008; la oferta de electricidad no había crecido lo suficiente y
se dieron medidas de emergencia para suministros temporales en base a petróleo
diesel e intensa promoción a la inversión para el largo plazo.
Se hicieron licitaciones para contar con oferta eléctrica de
generación hidroeléctrica en el último trimestre del 2009 y primer trimestre del
2011. Se licitó para contar en total con una capacidad de 653 Megavatios
(MW) y los ganadores del proceso construyeron centrales por una potencia que
excedió el requerimiento en 447 MW, sin contar con la Central de Pucará, de 60
MW aún pendiente de ejecutar, con lo cual el excedente a cuenta y riesgo de los
inversionistas ascenderá a 507 MW.
Pero no solo eso, luego, bajo la modalidad de reserva fría
(unidades termoeléctricas preparadas para ingresar a operar cuando se les
requiera), se construyó 100 MW en exceso y en las centrales que se prepararon
para operar con el gas a transportar con el hoy paralizado gasoducto sur peruano
(GSP), que se ha denominado Nodo Energético del Sur, el exceso sobre lo
solicitado ha sido de 240 MW.
Sumando todos los excedentes llegamos a la nada despreciable
cifra de 847 MW, que a este año representará un 12% de la demanda. Así que hay
que hacer también un mea culpa en el sector empresarial.
Al 2017, la diferencia de oferta efectiva y demanda es de 2,706
MW, si descontásemos el excedente construido (847 MW), se reduciría a 1, 847 MW,
que representaría 27% de la demanda. Cifra muy cercana a la reserva normada por
Osinergmin (Resolución 027-2017-oS/CD) para el período 2017-2021, que es de
23.45% de la demanda.
EL EFECTO DE LOS EXCEDENTES EN LOS
PRECIOS Hoy, los excedentes de demanda ha llevado a los generadores
a una guerra de precios donde los perjudicados son ellos; los beneficiados unos
pocos, los clientes libres (346 consumidores de más de 2.5 MW) y los que miramos
sin recibir beneficio alguno, unos 28 millones de peruanos, que contamos con 7.0
millones de suministros que se llaman regulados.
Un consumidor pedestre paga por la energía producida, sin
contar uso de redes (transmisión ni distribución), por todo concepto la suma de
60.27 US$/MWH, mientras que los clientes libres llegan a pagar tan solo 37.00
US$/MWH en promedio, es decir 39% menos.
En estos momentos no hay mecanismo alguno para que el
consumidor regulado reciba beneficios del buen precio que tiene el consumidor
libre. Desde el año1992 hasta el 2006, fecha en la que se promulga la Ley de
Generación Eficiente (Ley 28832), la normativa obligaba a una comparación entre
precio libre y regulado, estableciendo que entre ambos el diferencial no debería
ser mayor al 10%, hoy esta medida hubiera significado un ahorro al pequeño
consumidor. Actualmente no sería posible restituir la medida por el
procedimiento con el que se forman los precios.
MEDIDAS PARA UNA SOLUCIÓN. Bajo la premisa
que los contratos firmados con los operadores donde se garantiza un ingreso
anual no pueden ser cambiados unilateralmente por los representantes del estado,
tienen que haber señales claras sobre el futuro de la oferta, pues pensar que el
gobierno pueda alentar la demanda se está convirtiendo en una quimera.
Tendrá que haber una moratoria para ingresos de nuevas
centrales de construcción de corto plazo, incluirá termoeléctricas y ante la
protesta de los interesados, deberá comprenderse la generación RER. Esta
decisión tendrá que venir acompañada con la decisión de sacar adelante el
gasoducto sur peruano, que en el mejor de los estimados estaría operando en el
2023, de no ser así a partir de ese año las centrales del Nodo Energético Sur
tendrán que operar en régimen continuo con diesel.
La posibilidad de nuevas hidroeléctricas, cuyo ciclo de
otorgamiento y construcción demora 6 años, tendrá que haber el compromiso de
tomar decisiones el próximo año.
La relación de generadores con distribuidores, donde se
originan sobrecostos en los últimos ante la pérdida de clientes libres por parte
de los primeros, amerita revisión en los procedimientos de contratación.
Finalmente las sombras que se crean por la operación en el
mercado de corto plazo y de la generación dentro de las redes de distribución,
cuya reglamentación está en espera desde hace 11 años, tienen que disiparse por
la publicación del reglamento.