Hablemos de energía

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