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Osinergmin: Tarifas eléctricas subirán 4,37%

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Según la institución, el alza es resultado de la recaudación del CASE que financiará el Gasoducto Sur Peruano (GSP)osinerggg

 

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) prevé un alza de la tarifa eléctrica de 4,37% para 2017, como resultado de la recaudación del Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE) que financiará el Gasoducto Sur Peruano (GSP).

El incremento no contempla el alza del tipo de cambio, al que está expuesta la tarifa. La creación del Mecanismo de Compensación de Tarifas Eléctricas Residenciales (MCTER) en junio pasado ayudó durante el segundo semestre a paliar ese impacto y se espera que surta el mismo efecto el año que comienza.

El Comercio conversó sobre todo esto con el presidente de la institución, Jesús Tamayo. A continuación, la versión completa de la entrevista publicada hoy en la edición impresa de este Diario.

—¿Qué balance hace de 2016?
Lo más importante que hemos hecho en 2016, relacionadO a los usuarios y empresarios, es el Mecanismo de Compensación de Tarifas Eléctricas Residenciales (MCTER). Fue una propuesta nuestra al Ejecutivo y se materializó en una ley en el Congreso en junio pasado y empezó a aplicarse en agosto pasado. Ha permitido que usando fondos del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) podamos reducir las tarifas de los usuarios domésticos, sobre todo en las áreas rurales.

¿Cuánto?
Ha sido variable. Ha habido algunos sistemas eléctricos de zonas rurales muy alejadas que han recibido hasta un 60% de descuento. Este mecanismo en su beneficio ha alcanzado a un 2.9 millones de conexiones domiciliarias, que representa 12 millones de personas.

¿Cómo se ha implementado el FISE?
Hemos atendido a 850 mil familias por mes con subsidio de 16 soles por galón de GLP desde que el fondo fue creado, en 2012. Además, se creó el programa BonoGás. Este se comenzó a implementar en agosto en Lima y en Ica, este mes.

¿Cuánto dinero se ha asignado para estos programas?
En el caso de los vales de descuento del FISE para galones de GLP sumaron S/148,4 millones. Para BonoGás en Lima este año se han asignado S/152 millones y en Ica, S/ 32.9 millones.

¿Qué usos se le darán en 2017?
Vamos a seguir impulsando el uso de gas natural, aumentando las conexiones domiciliariarias. El próximo año entraremos a Pisco, Nazca y Chincha. En estas ciudades también entraremos con BonoGás. Además, usaremos el fondo para dar préstamos para la conversión de unos 10 mil vehículos a GNV en esta región.

¿El ritmo de capitalizacióndescapitalización del fondo esequilibrado?
Lo que puedo decir es que los recursos que tenemos son para financiar 100 mil conexiones domiciliarias al año; y continuar con el programa de vales de GLP. Además,  implementar el programa de instalación de paneles fotovoltaicos y con S/15 millones por mes para el MCTER.  Para eso nos da el fondo.

¿Cuánto podría incrementarse la demanda de gas a partir delFISE?
El consumo de gas natural para usos domiciliarios en Perú no es más del 3% del consumo total. No es que va a incrementar mucho. Lo que sí va a ser importante es que va a desplazar al GLP. El país tiene que importar GLP. Hasta el año pasado nos autoabastecÍamos con Camisea, pero el consumo de GLP crece cada año, porque se usa mucho en vehículos, en la industria. Lo que queremos es mejorar la matriz energética, usando el gas natural en lugar de GLP importado.

¿En qué momento de daría este cambio?
Es lento, porque la penetración del GLP es 70%, mientras que el Gas natral es de 6%. Hay una brecha grande. Pero vamos en esa dirección. La conversión de vehículos a gas natural también va a permitir desplazar la importación de diésel o GLP. Porque los vehículos hoy se mueven a diésel. La idea es usar el GNV en transporte de carga y pasajeros. Creo que el gas natural tiene un gran papel que jugar.

En diciembre, un decreto legislativo autorizó a lasmunicipalidades a usar la factura para abonar el servicio deserenazgo. ¿Se autorizará para otros usos?
La ley de concesiones eléctricas determina que la factura debe incluir los servicios de energía. Por transparencia, se detallan. Por eso, aparecen tantos rubros. Se ven rubros como electrificación rural, alumbrado público…. Nosotros no somos lo que ponemos los cargos. En el caso del serenazgo es una iniciativa del Ejecutivo, que ya ha sido aprobada por el Legislativo. Pero tiene que haber un convenio entre las municipalidades con las empresas de distribución electrica. Así, por medio de la factura se recaudará ese pago. Pero si uno no quiere pagar, no significa que le van a pagar la luz.

¿Cómo se va a diferenciar?
Sobre ese tema se tienen que poner de acuerdo las municipalidades y las empresas de distribución.

En relación a estas últimas, en el sector se habla de que existeuna “guerra de precios”. ¿Qué está pasando? ¿Cómo regulanesta situación?
El 50% de la energía que producen los grandes generadores es para el sector regulado, que son las empresas de distribución eléctrica, las que compran para los pequeños consumidores. Así, a través de licitaciones compran energía a largo plazo. Hace varios años se hicieron licitaciones y los usuarios regulados estamos pagando ese precio. El 50% lo usan los grandes consumidores, que pueden negociar por ley sus tarifas libremente al precio que dispongan.

Lo que ha pasado es que han entrado varios proyectos nuevos a operar, pero ha bajado la demanda, que no ha sido la misma que la esperada. Entonces, tenemos una cantidad de energía adicional en el mercado. Ante esto, lo que hace que varios generadores para no quedarse sin vender han empezado a ofrecer a un menor precio a los grandes consumidores. Estos han estado deshaciendo  los contratos con un generador y trasladándose a otros. Ellos son libres.

Esta cantidad adicional de energía que existe en el mercado ha beneficiado a los grandes consumidores, más no a los consumidores regulados, cuyos contratos vienen de hace años y tienen un precio fijo. En primer lugar, contrariamente a otros países y otras épocas, hoy tenemos energía disponible y eso es bueno. El Ministerio de Energía y Minas está empezando a hacer un estudio de propuestas recibidas de los generadores para evaluar cómo se pueden corregir estas distorciones. Esto tiene que estudiarse.

¿Qué distorsiones ven en el mercado?
Los consumidores residenciales no se han beneficiado ni afectado. Los grandes, sí, porque tienen menores precios. Las que sí tienen algunos problemas son algunas  generadoras, que están vendiendo a precios mas bajos que los que les cuesta producir. Eso a lo largo va a generar algunos problemas. Hay que trata de darle estabilida a todo el sistema. Porque las empresas tienen que tener suficientes ingresos para seguir operando. Se va a trabajar.

También hay distorsiones en el mercado del gas.
Este es uno de los temas parte de este análisis. Las empresas tienen diferentes formas de contratar tanto la molécula como el transporte. Esto los obliga a hacer unas declaraciones de precios. El COES empieza a despachar a las centrales que tienen el costo variable más bajo. Entonces, las empresas que tienen contratos de TOP (Take or Pay) declaran precios muy bajos de su costo marginal, para ser los primeros en despachar. Esto crea algunas distorsiones.

¿Cuánto ayudaría la creación de un mercado secundario?
Eso parte de lo que va a analizar en los próximos meses.

¿Cómo se va a aterrizar el costo del gasoducto en la facturaeléctrica?
Tal como esta diseñado el contrato, lo que el concesionario recibe es un ingreso garantizado. El concesionario tiene la obligación de construir un tubo para transportar 500 millones de pies cúbicos (de gas) al día y los transporte o no tiene que recibir el ingreso garantizado. Es la forma en que puede recogerse financiamiento y hacer un proyecto de este tamaño. El ingreso garantizado lo recibe de dos fuentes: de las ventas por el transporte que hace y del Cargo por Afianzamiento de Seguridad Energética (CASE). Este cargo fue creado en 2012 y dispone que se use en proyectos que van a asegurar la energía para el país. Conforme el tubo se va llenando, el cargo va disminuyendo, por lo que es temporal.

¿A cuánto equivale el ingreso garantizado?
El ingreso garantizado corresponde a US$930 millones anuales. Este ingreso se cubre por las ventas de transporte y el CASE. A lo largo del tiempo, lo que se espera es que en un momento el CASE se vuelva cero. Conforme se vaya colocando el gas, se pagará transporte y el CASE será menor.  Es un cargo que se va a extinguir en la medida que el tubo se llene.

¿En cuánto tiempo?
No. Porque de partida, de los 500 millones de pies cúbicos (de gas), ya hay 300 millones de pies cúbicos de demanda, que son las dos plantas del Nodo Energético Sur, más la Central de Quillabamba. Ya están construidas y están a la espera de que llegue el gas. Los otros 200 millones de pies cúbicos son para otros proyectos o para industrias o consumo domiciliario.

¿Cómo se va a pagar el CASE?
Va a la tarifa eléctrica de los usuarios hasta que se extinga.

¿Cuánto se va a demorar en extinguirse?
Probablemente hasta que se llene el tubo van a pasar entre siete u ocho años. Cuando empiece a operar, se debe pagar de forma completa los US$930 millones porque transporto cero. Esto estaba previsto contractualmente para 2019. A partir de 2015 hemos empezado a recaudar para llegar a los US$930 millones. Se ha dado un pequeño incremento de tarifa ese año y en 2016 habrá otro. En 2017, habrá otro. En 2018, habrá otro.

¿Cuánto va a ser el aumento?
El contrato tiene porcentajes. El primer año el 5%, el segundo 15%, el tercer 25% y 45% por año del valor. Entonces, cuando va a empezar a operar tengo los US$930 millones. Luego, en el primer año de operación se empieza a vender el gas. Así sucesivamente (el porcentaje) irá bajando. Si me pregunta cuántos años, es complicado, porque es mucha suposición.

Hasta 2019, ¿cuánto se va a sentir esto en la tarifa?
Hoy, a diciembre, pagamos 2.87% de cada S/ 100 es para el ingreso garantizado del Gasoducto.

¿Cómo va a ir aumentando hacia 2019?
Lo va a hacer en función de esta proporción. Para 2017 probablemente tengamos en mayo un 1.5% más, pero es difícil decirlo porque también está creciendo la demanda. Voy a recaudar de más gente.

¿Y en 2018?
Ahí si es más difícil (saber).

¿Va a afectar a todos los consumidores?
Sí. A todos por igual. Ese es otro tema que estamos estudiando si se puede hacer una mejor distribución de esta afectación. Es parte del trabajo que se va a hacer en los próximos meses.

¿Se va a dirimir en 2017?
En 2017, vamos a tener 1.5% más. Vamos a llegar a llegar a 4.37%.

¿Cuánto afecta el alza del tipo de cambio a la tarifa?
En generación, el 92% viene del resultado de licitaciones, que son contratos privados con fórmulas de indexación. El 8% es regulado por la Osinergmin. Entonces, no existe ninguna acción que podamos hacer, porque sólo afecta ese porcentaje. El 82.8% del costo de la generación se reajusta por el precio del gas natural, que está en dólares. Entonces, tampoco hay forma de intervenir. El carbón es importado y el diésel viene en la fórmula. Entonces, esto te demuestra que es muy difícil (intervenir). Está todo amarrado a la moneda extranjera. En transmisión, el 100% de los precios se indexa con el dólar.  En distribución, sí regulamos. En lo demás, es por contratos.

Hay una alta exposición a la volatilidad del dólar, que seespera que se incremente.
Así es.

Sumado a las proyección al alza de la tarifa por los cargos delgasoducto en 2019, ¿el incremento sería superior al 4.37% en2017?
Sí. Si es que hay una variación importante en el tipo de cambio.

¿Cómo prevén regularlo?
Son contratos. Lo que hemos usado para esto es el Mecanismo de Compensación, que permite suavizar el efecto. En 2015 tuvimos 18% de incremento (en la tarifa). La mitad fue por el dólar.

 

El Comercio

 

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