Carlos E. Gálvez Pinillos
Expresidente de la SNMPE
Para Lampadia

Desde hace varios años, venimos escuchando una permanente discusión dentro del sector eléctrico, respecto a la declaración del precio del gas. Esto es, si deben declarar una cifra auditada o si la sola declaración de las empresas generadoras, es base suficiente para definir en el COES el orden en que las máquinas deben realizar el despacho.

La Ley General de Concesiones Eléctricas dispone que el COES (operador del Sistema Interconectado Nacional), debe priorizar (como es natural) el ingreso gradual de las máquinas que despachen, en función de su costo marginal de generación, siguiendo estrictamente el orden de más económico a más caro (de más a menos eficiente), estableciéndose en consecuencia, que el de más bajo costo marginal despacha primero y que se irán incorporando gradualmente, en la medida de las necesidades, el siguiente más barato y así sucesivamente.

Para los que no estén familiarizados, se llama costo marginal a aquel costo (costo variable) en que un generador tiene que incurrir, para inyectar, en este caso, una unidad adicional de electricidad (kilowatt-hora) al sistema. ¿Esto qué significa? Pues que una hidroeléctrica que genera electricidad con el paso del agua por sus turbinas y no la consume, tiene prácticamente “costo marginal cero” y consecuentemente, ellas despachan primero. Que, en teoría, una central térmica que tiene que quemar combustible, digamos gas, debe registrar el costo del gas que debe consumir (siempre que lo pague en la medida que lo consume), para generar un kilowatt-hora adicional.

Lo interesante es que, entre los generadores, el MINEM, OSINERGMIN y ahora último los jueces, que no entienden nada, pero sentencian, se han enfrascado en la discusión de, si el costo declarado se debe auditar o si puede ser sólo una declaración libre. Por supuesto que a esta fiesta ¿cómo no se van a meter algunos congresistas que quieren hacer populismo barato a cambio de votos y algunos periodistas, que lejos de ilustrarse, preguntar y educar, quieren bochinche por interés crematísticos?

¡Nadie se sale de la caja y mira el problema en su integridad! El punto es que, en el Perú, los contratos de gas tienen dos componentes; el precio de la molécula de gas y el precio del transporte de esa molécula, desde su origen en Camisea, hasta su destino en la Central de Generación Térmica (CGT) usuaria. Pero el tema es que, desde el inicio del desarrollo del proyecto de gas, agosto de 2004, se autorizó los contratos “Take or Pay”, que fueron acompañados del “GRP” que luego explicaré. Lo importante es, que cuando la CGT tiene que comprar el gas bajo la modalidad “Take or Pay”, lo que significa; “pagas todo el gas comprado y su transporte, aunque no lo uses”, el costo del gas se convierte en costo fijo (ya no se paga en la medida que se consume) y, consecuentemente, ya no interviene en la determinación del costo marginal.

Si hacemos un poco de historia, encontraremos que hacia el año 2002, contábamos con el importante yacimiento de gas de Camisea sin desarrollar, una proyección de demanda eléctrica importante, con previsión de costos de electricidad crecientes, ya que nuestras opciones eran; centrales hidroeléctricas (con muy largos plazos de maduración) o térmicas a diésel, que resultaban de altísimo costo de operación (por muy alto precio del petróleo, rápido desgaste y baja eficiencia), al margen de muy contaminantes.

En esas condiciones, se tomó la decisión de impulsar el desarrollo de Camisea y para ello, se hizo necesario asegurar la rentabilidad del mismo, tanto al desarrollador del proyecto del yacimiento gasífero, como al responsable de construir el gasoducto, con la posibilidad de recuperar su inversión en un plazo de 30 años y con una rentabilidad garantizada de 12%. Este instrumento fue el famoso “GRP” antes mencionado (Garantía de Red Principal), que se impuso y cobró desde el 1 de noviembre de 2002, esto es dos años antes que el Perú usufructúe el uso del gas.

Lo importante es que, este pago del GRP (un subsidio cruzado), creado por la Ley de Promoción y Desarrollo del Gas Natural, fue una inversión de todos los peruanos usuarios de energía eléctrica, a cambio de ver sustancialmente reducido el costo de esa energía a partir del 20 de  agosto 2004, fecha en que Camisea empezó operación. En esa misma ley se autorizaba la contratación de suministro y transporte de gas, bajo la modalidad de “Take or Pay”, como un mecanismo complementario, que debía funcionar para “simular financieramente la operación a tubo lleno” de el gasoducto.

Muy importante mencionar que este GRP, significó una recaudación (subsidio) de US$433 millones en esa etapa inicial, pero permitió durante los primeros diez años un ahorro a los usuarios de la energía por US$1,936 millones y se estima que al 2030 el ahorro sería del orden de US$3,000 millones. Es claro que, sin ese impulso, Camisea hubiera tardado mucho en desarrollarse.

Pero debemos aprender que, lo que es bueno para el arranque, no debe ser permanente. La modalidad de contratación “Take or Pay” para simular “tubo lleno”, se justifica mientras la demanda del mercado va llenando realmente el tubo, pero una vez lleno, esa “muleta” se debe eliminar. Pues resulta que, a inicios del año 2010 y contra todo pronóstico, la capacidad del gasoducto se colmató y fue necesario instalar un sistema de  compresoras, hacer un “loop” con tubería de 24”, paralelo al ducto de 18” y aumentar el espesor del ducto en 2,000 mts, aguas arriba y abajo de la planta compresora.

Con lo antes descrito, es evidente que ya no se requería ninguna “muleta” como el “Take or Pay” y que el MINEM, al tiempo de autorizar la primera ampliación, debió eliminar la autorización de aplicar el mencionado mecanismo.

En el camino, muchos intereses se vienen jugando entre intervenciones regulatorias del Estado, que afectan al mercado eléctrico, al meterse a garantizar precios para que se construyan centrales hidroeléctricas, eólicas y solares. Así como, malas decisiones de contratación por parte de los principales demandantes, entre los que se encuentran las distribuidoras y grandes consumidores.

En el Perú, el MINEM es la autoridad normativa, el OSINERGMIN es el organismo supervisor y regulador y finalmente el COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional) que, a diferencia de los dos primeros, es un organismo privado que está constituido por los integrantes del sistema; generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres y cuyo rol es operar adecuadamente el despacho de energía, controlar posibles fallas y tomar en tiempo real las medidas correctivas, obviamente bajo las normas dictadas por el supremo gobierno.

Ahora, frente a la sentencia judicial emitida, disponiendo que el MINEM dicte nuevas normas, el ejecutivo quiere evitar cumplir su rol normativo y pretende “soplar la pluma”. Todo parece indicar que estaría disponiendo que el COES (entidad privada) emita la norma a ser confirmada por el OSINERGMIN, esto significa que la autoridad del MINEM no existe.

Lo que debe quedar claro es, que la disputa vigente, no es un tema de la forma de declaración  del precio de un insumo, sino la resultante de un mercado con sobreoferta, provocada por un Estado que intervino indebidamente, para fomentar la construcción de varias centrales hidroeléctricas, a las que garantizó, con participación de PROINVERSION, un precio alto con larga vigencia, forzando para esto a las empresas distribuidoras, a suscribir contratos de largo plazo (hasta ese momento sólo requerían dos años), creó para estos fines un sistema de subastas, con parámetros rígidos y contratos cuyos términos fueron definidos por OSINERGMIN, mientras paralelamente destruyó la actividad de los distribuidores, al minimizar la magnitud de la demanda requerida para ser considerado cliente libre. Por otro lado, garantizó precios para centrales eólicas, solares y pequeñas hidroeléctricas RER, permite hasta la fecha, continuar con contratos “Take or Pay”, que ya cumplieron su rol. Con todo esto, desde el Estado, se indujo a la toma de malas decisiones comerciales, que permitieron a algunos generadores, aprovechar ciertas “oportunidades”.

En consecuencia, esto se debe arreglar con reglas de mercado, induciendo a los actores de este mercado, a llevar a cabo renegociaciones comerciales y eliminar, además, futuras intervenciones del Estado, pues el mercado se regula solo. Lamentablemente, los precios de subasta de RER ya ejecutados, no se podrán revertir, pero felizmente son la menor parte del problema.

Esta solución, implica que la autoridad tome decisiones duras y desate nudos provocados por el Estado, pero no le va a quedar otra opción, a menos que quieran “patear el problema” al siguiente gobierno. Pero si no lo arreglan, ¿para qué son gobierno? Lampadia

Carlos Gálvez Pinillos
Ex presidente de la SNMPE
Para Lampadia

Hay una discusión permanente respecto a cómo se debe reportar el costo marginal de generación eléctrica de corto plazo ante el COES (Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico), la misma que se exacerba ante las ganancias o pérdidas potenciales de los generadores térmicos e hidráulicos.

El tema se complica cuando el análisis se quiere reducir solo a la generación eléctrica y no a los componentes y costos de la energía. Unos exigen que, para el cálculo del costo marginal de generación térmica con gas, se asuma que el costo del gas puesto en planta para generación sea considerado como costo variable. Por otro lado, los generadores termoeléctricos reclaman, con justa argumentación técnica que, para el costo marginal deban reportar sólo el costo variable del gas consumido y no el total proveniente de los contratos “take or pay”.

Este es precisamente el meollo del asunto, pues los contratos “take or pay” se diseñaron para asegurar el desarrollo del proyecto de gas de Camisea, la infraestructura de su transporte y la planta criogénica de Melchorita para la exportación. Tal modalidad de contratación buscaba cubrir los riesgos de inversión propios de la incertidumbre de la demanda, puesto que no se contaba con compromiso de consumo asegurado.

Todos comprendemos que la solución adoptada de suscribir contratos “take or pay” era indispensable, tanto para la comercialización del gas, como para el transporte del mismo. Lo que resulta muy claro es que, estas soluciones son temporales y sólo aplican mientras se den las condiciones de debilidad e incertidumbre de la demanda, condición que debe eliminarse cuando el proyecto madura y la demanda es suficiente.

Es el caso  del proyecto del gas de Camisea, que se construyó hace quince años y la demanda del gas creció lo suficiente, al extremo que TGP (Transportadora de Gas del Perú) se vio obligada hace varios años a incrementar la capacidad de transporte del tubo, instalando compresores para aumentar el volumen de gas transportado.

Lo anterior hace que nos preguntemos si hay, a estas alturas de la historia, razón alguna para las empresas que compran gas estén obligadas a suscribir cláusulas “take or pay” con el productor del gas y con el responsable de su transporte. La consecuencia de mantener esa modalidad de contratación genera un ingreso (utilidad) por un bien (gas) o servicio (transporte) no vendidos y en exceso a lo realmente consumido. Claramente eso no es adecuado.

Cuando introducimos este ajuste (corrección) en la comercialización del gas, inmediatamente convertimos el costo del gas y su transporte en costo variable. Entonces la fórmula planteada y discutida entre los generadores térmicos e hidráulicos adquiere sentido y a partir de ese momento alcanzaremos un costo marginal de generación de corto plazo más adecuado y justo.

Es claro que también se debe transparentar TODOS los elementos que impactan los costos de generación, como, por ejemplo; las restricciones técnicas de arranque y tiempo mínimo de operación de las máquinas térmicas, pues, por esa vía también se ha impactado por muchos años los costos marginales de generación en beneficio de tales generadoras térmicas.

Para que cualquiera entienda con facilidad, cuando alguien declara que su máquina “tiene que operar” como mínimo un número de horas (168 horas) muy superior al real (2 horas), está obligando al mercado a pagarle por horas de operación, pero de una forma muy graciosa; el generador térmico obliga a que todos los generadores  le paguen entre ellos el costo total del gas y su transporte como costo variable, mientras que para generar regularmente, asumen que tal costo es fijo y no se debe computar.  La consecuencia es que les deben reconocer un costo en el que no incurren realmente. Eso no es correcto e impacta la tarifa, exacerbando el conflicto entre hidroeléctricas y termoeléctrica, pues se manipula ciertos parámetros en beneficio de estos últimos y perjuicio de los primeros. Lampadia

Entrevista a César Butrón Fernández, presidente del directorio del COES

Por Luis Hidalgo

(Gestión, Martes, 27 de enero del 2015)

—El presidente del COES opina que la idea del Ejecutivo de subastar 1,200 MW en hidroeléctricas es buena pero cree en la necesidad de debatir el esquema bajo el cual se hace.

Según las proyecciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la demanda de electricidad creció solo 5.3% en el 2014, la mitad de lo programado inicialmente. César Butrón nos muestra el panorama venidero.

¿Cuál es la situación del sector eléctrico nacional?

La primera conclusión que tenemos es que el sistema eléctrico interconectado del Perú está actualmente en una situación cómoda. Hemos salido de aquellos años en los que casi no teníamos reserva operativa, cuando estábamos al borde del corte de energía por cualquier motivo.

¿Y cómo se ha llegado a esta buena situación?

Se han producido una serie de inversiones en el sector, producto de muchos esquemas (de promoción) diferentes, además de las inversiones en transmisión, por lo que actualmente el sistema tiene capacidad para atender la demanda. Incluso tenemos una reserva de 23%. Y hay un programa de inversiones en plena ejecución de acá al 2018 (ver vinculada).

¿Podría crecer la demanda más que lo proyectado?

Sí, si se ponen en marcha inversiones mineras que han sido anunciadas pero que no se están ejecutando. Nuestras previsiones actuales no incluyen proyectos como Tía María, Conga entre otras, porque no tenemos fecha cierta de su ejecución.

¿Cuánto sería el crecimiento de la demanda de electricidad si ingresaran esos proyectos mineros ahora paralizados?

Con esos proyectos la demanda podría crecer a 12% o 13%. Aun así alcanzaríamos a atenderla, pero habría que adelantar algunas obras previstas para el 2019.

¿Cuáles, por ejemplo?

Habría que definir qué nuevas centrales de generación se adelantan porque hay mucho nombres pero se tendrían que concretar en estos días para lleguen a tiempo.

¿Hablamos de centrales térmicas?

Centrales térmicas ya no, la base tendría que ser de centrales hidroeléctricas, porque con las primeras ya hemos crecido, como es el caso del Nodo Energético del Sur, ahora hay que crecer con hidroeléctricas.

¿Y cuáles son las hidroeléctricas pendientes?

Las conocidas son Santa Rita, Molloco, Santa María, San Gabán I, III y IV, Santa Teresa II, Chavín, Santa Cruz, Curibamba, hay mucho proyectos que fácilmente suman 3,000 MW, pero no se pueden hacer todos y sí unos 1,500 MW.

¿Por qué no seguir instalando generadoras a gas natural?

Actualmente tenemos 51% de la potencia instalada a gas y 49% en hidroeléctricas. Con el potencial que tenemos de esta última fuente, deberíamos tener una distribución 70% y 30%, o 60% 40% entre térmicas a gas e hidroeléctricas.

La generación hidroeléctrica es renovable, no produce gases de efecto invernadero y tiene un costo variable (operación) muy pequeño. Entonces, lo racional y conveniente es basar el crecimiento del país en centrales hidroeléctricas, complementadas con generación a gas y energías renovables, y no al revés.

El titular del MEF ha anunciado que este año adjudicarán 1,200 MW en hidroeléctricas…

Es bueno que el Gobierno tenga esa iniciativa; la forma que lo está haciendo es a través de concursos lanzados por ProInversión mediante contratos de concesión, pero lo que hay que tener cuidado es de no adelantarse demasiado en el tiempo y ponerlos cuando se necesita (según nuestros cálculos se necesitan para después del 2022). Y ese es el gran problema a resolver.

¿Por qué?

Porque cuando ProInversión licita proyectos de este tipo (o de infraestructura) tiene que garantizar un ingreso a los concesionarios.

Una especie de garantía de red principal (GRP)…

Sí, pero más delimitada; el Nodo Energético del Sur se ha hecho así: poner en el peaje de transmisión una especie de GRP con lo cual a las empresas de este nodo se les va a pagar un cargo especial para garantizarles un ingreso. La pregunta es si en la siguiente subasta para hidroeléctricas le van a dar esa GRP, o qué, pero algo les tienen que dar para que sean rentables.

¿Y cuál es el problema?

Uno es que no es gratis, lo tiene que pagar el usuario vía las tarifas. No estoy diciendo que sea un mal esquema, pero habría que determinar si es el más apropiado.

¿Y cuál sería en su opinión el mejor esquema a aplicarse en este caso?

Lo importante es que tenga el impacto más eficiente en la tarifa. No hay que olvidar que no siempre la tarifa debe ser la más baja posible, sino que debe ser lo más justa posible, que remunere el capital y demás componentes de manera adecuada, y que la tarifa resultante (para el usuario) sea competitiva. El gran tema a debatir sería: cuál es el mecanismo más conveniente para el país que debe utilizar el Estado para promover la inversión en hidroeléctricas; todavía no está claro.

Oferta puede atender el crecimiento de demanda hasta el 2018

¿Hasta cuándo se sostendrá el actual estado de comodidad? Hasta el 2018, dice Butrón, porque por un lado hay un programa de inversiones en plena ejecución y se van a incorporar unos 4,800 MW nuevos de capacidad de generación de acá a esa fecha y, por otro lado, el crecimiento de la demanda de energía se ha desacelerado (por la disminución del ritmo de crecimiento de la economía).

Precisa que con las inversiones en generación eléctrica en marcha, las proyecciones del COES indican que se puede atender la demanda, si esta crece a tasas de 8% a 9% anual, hasta el 2018.

Refirió que en el 2013 el COES proyectaba que la demanda nacional de electricidad iba a crecer 10% en el 2014, pero “al final el año pasado terminó creciendo solo 5.3%”, debido al impacto de la desaceleración de la economía nacional (pasó de crecer 5.8% en el 2013 a 2.4% el año pasado, según la última cifra del BCR).