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SETIEMBRE I – 2004 SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO Actualmente, el sector eléctrico en el Perú pasa por una crisis producida, entre otros factores, por la falta de incentivos para firmar contratos entre distribuidoras y generadoras para el mercado regulado. El detalle de cómo se produce esta crisis lo encontrarán en el siguiente informe. El sector eléctrico se compone de tres sub sectores: • Generación Se puede generar energía a través de varias fuentes: o
Agua
o
Carbón, gas natural, petróleo
Energía hidroeléctrica Energía termoeléctrica
También hay otro tipo de energías, que se utilizan mucho en otros países: o
Energía nuclear
o
Energías no convencionales: paneles solares, energía eólica, entre otras
• Transmisión Las líneas de transmisión son usadas para llevar electricidad desde donde se generan hasta una subestación. Las subestaciones tienen transformadores que convierten la electricidad de alto voltaje a electricidad de menor voltaje. • Distribución A través de las líneas de distribución se lleva la electricidad desde las subestaciones hasta los hogares, oficinas y fábricas. Cuando la energía eléctrica pasa del generador al distribuidor, este la reparte entre dos tipos de clientes: •
Clientes Regulados: Lo comprenden las viviendas, el alumbrado público, comercios e industrias con consumos menores a 1,000 KWh al mes, siendo los precios en el mercado regulado fijados por Osinerg. (tarifa cliente final)
•
Clientes Libres: Lo comprenden las industrias con consumos mayores a 1,000 KWh al mes, siendo los precios en el mercado libre fijados en función al juego de la oferta y la demanda.
Además, existe el precio spot o costo marginal que es el precio entre generadoras, es decir, cuando una generadora debe comprarle energía a otra para poder cumplir sus contratos. ¿Cómo se fijan las tarifas a cliente final? Las tarifas de energía que se cobra al cliente final se calculan tomando en cuenta a estos tres
subsectores y los siguientes cuatro componentes: a) El Precio en Barra: Incluye el costo de la energía y de la potencia, y es fijado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg) b) Costo Total de Transmisión: comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado. Los generadores
conectados
al
Sistema
Principal,
abonarán
mensualmente
a
su
propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión. Esta compensación, se pagará separadamente a través de dos conceptos denominados Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión. El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el respectivo peaje. El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario. c) El Valor Agregado de Distribución: Es el costo por unidad de potencia necesario para prestar el servicio de distribución eléctrica con la finalidad de poner a disposición del usuario la energía eléctrica. Los cargos fijos son independientes del consumo de energía eléctrica del usuario y están asociados al costo por la lectura del medidor y procesamiento, emisión, reparto y cobranza de la factura. Su medición se basará en una empresa modelo eficiente y considerará los siguientes componentes: a) Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía; b) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía; y, c) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. d) Garantía por Red Principal: Este factor fue incluido en noviembre del 2002 con el objetivo de garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio a los inversionistas de los Contratos de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos desde Camisea al City Gate y de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao. Según la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), la entidad que se encarga de fijar las tarifas de energía a cliente final es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg), quien calcula la tarifa en función a los precios en barra, el peaje por conexión y el Valor Agregado de Distribución. ¿Cómo se fija el precio en barra? Para fijar el precio en barra Osinerg realiza un estudio de la variación de la oferta y la demanda y además toma en cuenta el precio de los combustibles. Este estudio es revisado y actualizado en mayo y noviembre de cada año, permitiendo un nuevo cálculo del precio en barra en función a una proyección de lo que va a pasar los siguientes cuatro años. Sin embargo, en las últimas fijaciones tarifarias se han dejado de considerar algunos elementos que han hecho que el precio en barra se encuentre por debajo de su verdadero valor. Expliquemos esto en detalle:
Por el lado de la variación de la demanda, Osinerg considera el incremento de la demanda local y el ingreso de nuevos proyectos mineros, agrícolas, pesqueros, industriales, etc. que generarán una mayor demanda de energía. Sin embargo en las revisiones anteriores a noviembre del 2003 no se tomó en cuenta el incremento de demanda por la interconexión con Ecuador, es decir, la demanda fue subestimada y por lo tanto el precio en barra, se fue a la baja. Hecho que fue subsanado tardíamente en mayo del 2004. En lo que corresponde a la variación de la oferta, Osinerg considera las nuevas centrales, ya sean térmicas, hidroeléctricas o de ciclo combinado que ingresan al mercado, sin embargo, para fijar la tarifa, se han incluido anticipadamente proyectos de energía con un horizonte de ejecución superior a cuatro años, con lo que se está generando una expectativa de mayor oferta y por tanto el precio tiende a la baja. Por ejemplo, el proyecto Camisea se consideró desde 1997, cuando aún no se había concesionado, lo mismo pasó con el Proyecto Yuncán que recién entrará en operación en agosto del 2005. Es decir, se ha inflado la oferta, llevando el precio a la baja. Así, estos dos componente han llevado al precio en barra hacia la baja. Respecto del precio de los combustibles, era difícil prever un incremento tan alto como el que se ha dado desde abril de este año, por lo que no está considerado. Adicionalmente hay que considerar que este ha sido reducido arbitrariamente por Osinerg para poder incluir en la tarifa a cliente final, sin variarla, el factor Garantía por Red Principal (GRP). Todo ello ha generado que el precio en barra actual (precio básico de energía y precio básico de potencia) actualmente sea de 33 US$/MWh. El precio de la energía se mide en horas punta (horas de máxima demanda) y horas no punta. Actualmente, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES-Sinac) que agrupa a las empresas generadoras ha planteado que el precio de la energía en horas punta se eleve en un 40.2%, y para las horas no punta en 36.0%, para el período noviembre 2004-abril 2005. Osinerg está evaluando la propuesta y este 20 de setiembre va a prepublicar la resolución que decidirá las nuevas tarifas en barra, que entrarán a partir del 1 de noviembre próximo. ¿Cómo se fija el precio spot? Las empresas de generación eléctrica pueden generar energía a través de distintas fuentes. Las principales fuentes para la generación de energía son el agua (Energía Hidráulica) y el gas natural, petróleo y carbón (Energía Termoeléctrica). El despacho de energía se hace a través del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), entrando en operación primero las centrales hidráulicas, cuyos costos variables (utilización del agua) son los más bajos, posteriormente entran al sistema las centrales de carbón, luego las gas y finalmente las de petróleo. Es decir del costo más bajo al más alto. Estas centrales marcan el costo marginal o precio spot del sistema, que viene dado por la central más cara que entra a operar cada día en el mercado spot. Evidentemente cuando no
hay sequía, el costo marginal lo determinan las centrales hidroeléctricas que son las más baratas. Cuando se inicia la época se sequía entran a operar las centrales térmicas, que son más caras y por lo tanto el costo marginal aumenta. Lo que ha sucedido en este año son dos cosas: 1. La sequía severa ha originado que entren a operar centrales térmicas muy ineficientes, llevando así a una elevación en el precio spot o costo marginal. Durante todo el año, el nivel de lluvias ha sido muy bajo, lo cual ha ocasionado una disminución en la participación en el suministro de energía por parte de las centrales hidráulicas, originando que el costo marginal suba considerablemente y por lo tanto el precio spot del sistema (precio entre generadoras) continúe en alza. El precio spot o costo marginal, es el monto que pagan las generadoras hidroeléctricas que no están produciendo lo suficiente como para afrontar todos sus contratos a los generadores térmicos que son más caros. 2. No ha habido nuevas inversiones. Ante esta situación, a la cual se suma el hecho de que el precio en barra ha estado cayendo notoriamente, se ha producido una gran brecha entre ambos precios. Este costo marginal ha pasado de 19 US$/MWh a 120
US$/MWh,
habiendo
llegado
en
algún
momento hasta 140.25 US$/MWh (15 de mayo de 2004), dado que al haber sequía, las centrales hidroeléctricas no pueden trabajar, dando paso a las térmicas, muchas de las cuales tienen costos muy
elevados.
constante
Esto
incremento
se
ve del
agravado precio
por de
el los
combustibles en el último año. ¿Qué pasó con los contratos entre generadoras y distribuidoras? De esta manera se genera una brecha entre el precio en barra y el precio spot lo que ha inducido a que algunas generadoras (tanto estatales como privadas) no quieran renovar sus contratos de suministro con las empresas distribuidoras para abastecer al mercado regulado . Expliquemos esto en detalle: La Ley de Concesiones Eléctricas obliga a las empresas generadoras a venderle la energía eléctrica a las empresas distribuidoras para suministrar el mercado regulado al precio en barra que fija Osinerg (precio regulado), lo cual en la coyuntura actual no es negocio alguno para ellas. Las generadoras tendrían que venderle a las distribuidoras a 33 US$/MWH mientras que el precio en el mercado spot está en 120 US$/MWh . Así, las empresas generadoras hidroeléctricas han dejado que venzan sus contratos con algunas distribuidoras, porque de lo contrario, en épocas de sequía como hoy, tendrían que vender a 33 US$/MWh y comprar en 120 US$/MWh en el mercado spot a otras generadoras (térmicas) para poder hacer frente a dichos contratos, de haberlos renovado. En esta situación, evidentemente las generadoras prefieren vender en el mercado libre (a
grandes consumidores como mineras, cementeras, pesqueras, textiles, etc. en donde fijan el precio, la cantidad y todo los parámetros) y en el mercado spot. Hace más de dos años que ninguna compañía de generación ha suscrito contratos importantes con empresas distribuidoras, incluso muchas empresas eléctricas han tenido que rescindir sus contratos con sus clientes libres, pagando las multas respectivas. Estos clientes se han visto obligados a buscar suscribir contratos de compra de energía por tres meses en el mercado spot. Finalmente, este margen de precios está dando señales inadecuadas y por lo tanto, no se está creando el marco adecuado para atraer nuevas inversiones en la generación de energía para poder renovar el parque de reservas y producir la oferta necesaria para hacer frente a los incrementos de la demanda eléctrica del orden del 7% anual. Para revertir esta desaceleración de la inversión en el sector eléctrico, se deben hacer dos cosas, en primer lugar continuar con la reforma del sector y en segundo lugar dar señales adecuadas de precios y, en general, dar confianza para que se crea en la regulación, y el inversionista desee traer sus capitales a nuestro país. De no solucionarse estos problemas, se podría provocar un déficit de energía eléctrica en los próximos años en perjuicio de todos.