Publicado en Utilities Perú*
Miércoles 2 de Diciembre del 2015
Reemplacemos el discurso genérico e impreciso por propuestas serias
Han bajado los bríos mediáticos de la confrontación entre un grupo de empresas operadoras del sector eléctrico peruano y el Ministerio de Energía y Minas, con la presencia de la no mencionada explícitamente pero que obviamente es la concesionaria Luz del Sur SA, empresa de propiedad mayoritaria de la californiana Sempra Energy. Esto no significa que las aspiraciones de los reclamantes hayan sido satisfechas, lo que pasa es que los titulares se agotaron y el discurso también. Lo importante es escudriñar en los temas de fondo porque las implicancias de lo que se decida las cargaremos todos los peruanos.
LA AGENDA PENDIENTE DEL MINISTERIO
En la bandeja de entrada del Ministerio de Energía y Minas hay muchos archivos que ni siquiera han sido abiertos. Los interesados inmediatos, las empresas operadoras, de acuerdo a sus intereses pugnan por llevar agua para su molino, es su rol; mientras que el del gobierno es buscar que confluyan en armonía los intereses de todos los agentes, dentro de los cuales estamos los consumidores. Siendo la agenda prolífica lo que es de interés inmediato, es el Reglamento del Mercado de Corto Plazo (MCP), que según la legislación (artículo 2 del DS 032-2012 del 29.08.2012), debería ponerse en vigencia a partir del próximo 01 de enero del 2016.
El Viceministro de Energía, funcionario a “part time”, con consentimiento de la Ministra Rosa María Ortiz; declaró en Radio Programas del Perú (RPP) en días pasados, que en la presente semana se prepublicaría el proyecto de Decreto Supremo con el reglamento, hay que anotar que no es ningún favor que no es hacen, sino que el propio DS-032-2012 , en su artículo 3, refiere que habrá prepublicación, la que estaba programada según esta norma, para fines de febrero del 2013. Superando el “ligero” retraso estamos ávidos por leer la propuesta ministerial.
EL PUNTO ÁLGIDO DEL REGLAMENTO DEL MCP
Los puntos a desarrollar en el reglamento del MCP; que no viene a ser sino el mercado donde se hacen transacciones diarias de compra y venta de potencia y energía para conciliar los déficits transitorios de algunos con los excedentes de otros, son diversos, pero para iniciar, me referiré a las compras que están autorizados a realizar los distribuidores para sus clientes libres (los que consumen más de 2.5 Megavatios) y los grandes usuarios (los que consumen más de 10 Megavatios), según lo establece el artículo 11.1 de la Ley 28832 del 23.07.2006.
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| ministra con Humala |
El problema es que en el mercado de contratos, donde se hacen transacciones de compra y venta de energía para plazos de 10 años, el precio por todo concepto (monómico) es en promedio del orden de 59 dólares/megavatio-hora (US $/MWH), mientras que en el MCP, conocido también como mercado spot, el precio monómico asciende a la cifra de 24 US $/MWH. El temor de los generadores es que los distribuidores o los propios grandes usuarios salgan a comprar en el MCP, y con los valores actuales, se tendría un ahorro del 59%, cantidad importante para solicitar por parte de los grandes usuarios la resolución de contratos que tienen con los generadores. Teniendo en cuenta que la penalidad por resolver un contrato en caso extremo significa el pago de tres facturas mensuales, con el ahorro señalado en 5 meses se recupera la penalidad y a partir del mes 6, se tendrá un ahorro mensual de 59%.
CIFRAS REALES DE UNA MIGRACIÓN DE UN GRAN USUARIO AL MCP
Para que tengan una idea de los montos, un cliente de 12 MW (pequeño dentro de los grandes consumidores), se ahorraría mensualmente por una transacción de este tipo la suma de 242 mil US $, más de 1.2 millones de dólares (MM US$) en 5 meses. Obviamente es muy atractivo desde el punto de vista de un consumidor. Sin embargo para tomar una decisión de este tipo hay otras consideraciones adicionales que se tienen en cuenta: garantía que el precio del MCP se mantendrá muy por debajo del mercado de contratos durante varios años, que haya la cantidad de energía suficiente y la ponderación del costo de la energía en los costos de producción. Con todas estas variables resueltas favorablemente las empresas pueden tomar una decisión que tendrá siempre algunos riesgos, por ejemplo que haya un crecimiento desmesurado de la demanda o años hidrológicos muy secos o ambos escenarios en simultáneo.
CENTRAL TERMOELECTRICA FENIX POWER EN CHILCA
Si se echan todas las cartas del Tarot de Marsella en la mesa, con sus arcanos mayores y menores, con una posición conservadora se prevé lo siguiente: el crecimiento de la demanda eléctrica anual será del orden del 5% y con ese crecimiento la situación de excedencia será similar a la actual por lo menos en los próximos tres años, y el precio monómico esperado del MCP en caso extremo no excederá los 30 US$/MWH. Con esa cifra el ahorro será de 49%, es decir será siendo igual de atractivo que ahora.
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| CENTRAL TERMOELÉCTRICA FENIX POWER EN CHILCA |
Puestas así las cosas, el temor es que el esperado reglamento del MCP otorgue carta libre o muy laxa a las compras de distribuidores para sus clientes libres o la de los grandes usuarios. Piensan los generadores que podría haber un éxodo comparable con el liderado por Moisés ofreciendo la tierra prometida a los hebreos. No soy tan pesimista, los grandes usuarios que pueden hacer transacciones directamente o a través de los distribuidores, son conservadores por naturaleza; sin embargo más vale prevenir.
LA PROPUESTA PARA EL REGLAMENTO DEL MCP
La gran discusión será cuantificar que cantidades de potencia y energía podrán contratar distribuidores y grandes clientes en el MCP. Opino que hay dos puntos a tomar en cuenta: primero, que siempre se conceptualizó este mercado como el de oportunidad para operaciones transitorias, no de relaciones de largo plazo y segundo que hay una referencia para establecer la cantidad y ella está contenida en la Ley 28832, en el Capítulo Segundo: Contratos, Licitaciones e Incentivos para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica; artículo 5: Plazo para iniciar el proceso de licitación, acápite 5.2. Aquí se refiere a los mecanismos para cubrir desviaciones de la demanda que se han estimado con anticipación y establece que las distribuidoras para atender a sus usuarios regulados, como consecuencia de las desviaciones, pueden contratar hasta el 10% de la demanda de ellos, convocando a concursos con menos de tres años de anticipación. Es decir se ha establecido que el margen de error en que se puede incurrir al hacer estimados a futuro son del 10% como máximo, por tanto si en el MCP se pueden atender diferencias entre oferta y demanda, la cifra autorizada no deberá exceder del 10% de lo que tienen contratado los distribuidores para los clientes libres.
Si queremos ser más precisos aún, podemos utilizar los Boletines Estadísticos del Mercado Libre elaborados por Osinergmin, allí encontraremos que a septiembre de este año y esa es la tendencia de los últimos años, los distribuidores atienden una máxima demanda no coincidente de hasta 2,909.85 MW, una demanda coincidente con la máxima demanda del mercado libre de 2,309.66 MW y una demanda coincidente con la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de 2,294.34 MW. El caso extremo sería que el mayor valor se consuma simultáneamente, con ello el error que se podría contratar en el MCP en potencia sería de 290.99 MW y la energía asociada al factor de demanda de 0.7385, que es la registrada en el mercado libre, ascendería a 154.73 GWH mensuales. Estas cifras no tienen que significar preocupación alguna para los generadores pues solo representan del mercado total el 5% en potencia y el 4% en energía.
En conclusión en cuanto al límite de contratación en el MCP para toda la atención del mercado libre a través de distribuidores, este no tendrá razón alguna para exceder el 10% de la demanda transada en dicho mercado por los distribuidores. Aún hay otros aspectos que deberá tener el reglamento que serán materia de otras publicaciones.
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