Costos para generación eléctrica se disparan y hay riesgo que eleve tarifas a largo plazo

Hasta ahora, la merma en la generación hidráulica -que se aprecia desde octubre del 2022-, ha llevado a un mayor uso de generación con térmicas a gas natural, pero como esto aún no alcanza para cubrir la demanda, ha llevado a un mayor uso de plantas a diésel.

Situación actual

Según el Minem, de enero a julio la producción con centrales hidráulicas ha caído en -8%, mientras que con térmicas a gas natural en el acumulado se elevó en 27%, aunque que con Diésel, carbón y petróleos residuales (que resultan más caros), creció igualmente en 27%.

Esos mayores costos marginales (costos de producción) se han reflejado en incrementos en los precios reales de la energía en el mercado de corto plazo o spot (donde generadoras ofertan a otras eléctricas, su energía excedente no contratada).

Hasta ahora se afectó a clientes libres

Esto último a su vez ha encarecido el precio de la energía particularmente para cerca de 3,000 clientes libres (comercios e industrias) que forman parte del mercado no regulado, pero hasta ahora no ha afectado a los más de 7 millones de usuarios regulados.

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Esto se debe a que las tarifas de estos últimos se basan en precios fijos de generación, establecidos en subastas realizadas décadas atrás entre distribuidoras y generadoras, y plasmados en contratos de largo plazo (entre 10, 15 o 20 años).

Surge riesgo para usuarios regulados

Sin embargo, el problema ahora surge porque los plazos de esos contratos están por vencerse, y Osinergmin ha previsto que el 2024 se convoque nuevamente a subastas para comprar la energía, pero con el riesgo de que sus precios se basen en los mayores costos que enfrenta hoy el mercado.

Esto último lo había advertido Osinergmin, en el Informe N°711-2022 GRT, emitido en diciembre del año pasado, su Gerencia de Regulación de Tarifas, indicó que los costos marginales elevados en el mercado de corto plazo afectarían los costos de operación del sector.

Lo antes referido a su vez -según el informe- tendría un doble efecto en el mercado, el primero de ellos, el alza (ya ocurrida) en los precios de la energía que usuarios libres pactan con generadoras o distribuidoras de la energía.

Mala señal para próxima subasta

El segundo efecto, advirtió, es que daría una pésima señal de precios para las próximas licitaciones de suministro de largo plazo (que prevé se realicen el 2024), y que se reflejan en las tarifas para consumidores regulados).

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El regulador proyectó que, los costos marginales antes mencionados, en un escenario sin lluvias por fenómenos climáticos, se podrían elevar y alcanzar los US$100 por megavatio por hora (Mwh), en 2023, y el 2024.

La realidad supera los pronósticos

En la realidad, esos pronósticos han sido largamente superados, pues, según indicó a Gestión Carlos Túpac Yupanqui, gerente comercial de Celepsa, esos costos marginales (que hace un año se encontraban en US$35 por Mwh), ahora se mantienen encima de los US$200 por Mwh desde hace varias semanas, llegando hasta los US$250 por Mwh.

El experto alertó que se trata de una cifra récord, que se podría mantener por los siguientes dos a tres años. “El problema del esquema de licitaciones para el mercado regulado es que no hay mucha flexibilidad, porque hay un procedimiento establecido y aprobado”, anotó.

En tal sentido, consideró que se debe poner sobre la mesa (discutir) esos contratos, estableciendo un precio pensado en 10 a 15 años, que no tome en cuenta la coyuntura o el costo marginal del momento.

Propuesta de solución

Para evitar que un escenario de altos costos afecte a los precios de los usuarios, el regulador había planteado al Ministerio de Energía y Minas (Minem), que, si ocurría una hidrología seca, se priorice el uso de gas natural para térmicas, para reducir los costos marginales.

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Ante tal advertencia, el Minem prepublicó en julio último, un proyecto de decreto supremo para que el mercado de gas natural priorice el suministro como lo indica Osinergmin, considerando un escenario de sequía ante el fenómeno El Niño.

Solución: vender gas sin restricción

Ese proyecto, según explicó Rafael Laca, especialista de la consultora EnerKory, en la práctica, significa que Transportadora de Gas del Perú (TGP) le venda sin restricción ese combustible a la Termoeléctrica Santa Rosa (de Enel) la de mayor capacidad en el país, y que se ubica en Ventanilla.

Sin embargo, objetó que, a dos meses de planteada, tal propuesta normativa hasta ahora no sea aprobada por el Minem, en tanto, indicó, TGP mantiene su restricción a vender gas (a la térmica antes citada), lo que trae como consecuencia que se haya ya elevado el precio de la energía a clientes libres.

Esa situación, precisó Laca, está afectando particularmente a las pequeñas empresas que son clientes libres, que han visto eleva sus costos de la energía entre un 20 a un 30% (desde que empezaron a subir los costos marginales del sector), y de todas maneras puede afectar a los usuarios regulados, en caso se licite a los precios actuales de la energía en el mercado libre.

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Minem aún evalúa propuesta

Gestión consultó sobre el tema al viceministro de Electricidad, Jaime Luyo, quien refirió a este diario que el proyecto de D.S. antes mencionado, todavía se encuentra en evaluación (en el Ejecutivo), señalando que su motivación principal es prever los efectos de El Niño (en la generación).

“Pero lo que ocurre es que no todos los agentes piensan igual y tienen intereses diferentes; no piensan en los intereses generales, sino en los intereses particulares de la empresa o grupo que representan, ese es el problema”, aseveró.

Explicó que hoy la producción termoeléctrica con gas natural representa hoy el 50% (de la producción eléctrica), por lo que se debe ver (desde los proveedores) una solución integral al mercado, tanto de gas como de electricidad.

“El mercado gasífero y eléctrico están íntimamente vinculados, no se puede resolver el problema en forma independiente uno del otro, son interdependientes”, insistió Luyo.

¿Porqué los proveedores de gas no quieren vender a térmicas?

Se sabe que la oposición de los proveedores de gas natural en general, es a venderle a clientes que tienen contratos de suministro interrumpibles (como sería el caso de la térmica antes citada) sino priorizar a quienes tienen contrato “a firme”, es decir se paga, sea que se consuma o no.

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Argumentan que, si se vende a las térmicas, se puede generar problemas en el abastecimiento de gas a las concesiones de distribución de ese combustible en el país.

Piden contratos “a firme”

En un reciente evento, Pablo Campana, gerente comercial de Grandes Clientes de Pluspetrol, advirtió que el país enfrenta un año seco, en el cual el consumo de gas natural ya está al tope y cuestionó que el sector energético tenga contratado “a firme” menos de un tercio del gas que requieren en época de escasas lluvias.

Por eso, consideró importante no dar estímulos en contrario, “como vemos en algunas normas que podrían ir en contra”, y habría que revisar, como la normativa que se está pensando para esta especie de redistribución en épocas de emergencia del transporte de gas”.

No es momento de hacer licitaciones

Por su parte, el ex viceministro de Energía, Luis Espinoza, ex gerente de gas natural de Osinergmin, consideró que no es bueno hacer licitaciones (que convoquen distribuidoras eléctricas para comprar energía) cuando el precio (en el mercado de corto plazo) está elevado, sino al revés.

Recordó que el 2010, cuando se hicieron las últimas licitaciones de ese tipo, se realizaron también con precios altos, donde el costo marginal estaba subiendo, lo que se tradujo en precios (tarifas) altos.

En cualquier caso, refirió que la solución pasa por que el Gobierno asegure el suministro de gas natural para las centrales térmicas duales a gas natural (nodo energético del sur) que se construyeron años atrás en Ilo y Mollendo, y que, como no tienen gas, operan a diésel (y contribuyeron a elevar los costos del sector).

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Para el efecto, indicó que la solución más inmediata es que se facilite la extensión del actual gasoducto (de la empresa Contugas) en Ica, hasta el extremo sur del país donde están instaladas las térmicas antes mencionadas.

Espinoza estimó que, de haber una licitación con contratos de largo plazo el año que viene, los precios que allí se determinen, se reflejarán en el mercado (regulado) a partir del año 2027 ( en adelante).

“Hay expectativa de precios altos, y siempre cuando hay precios altos los generadores van a tratar de sacar un poco más de precio hacia arriba”, observó.

SOBRE EL AUTOR

Elías García

Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.