Jueves 25 de abril 2024 | Contáctenos
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.
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