Precio de electricidad a minería a punto de experimentar incremento del orden del 23 %

La altisonante disputa que vienen sosteniendo los generadores de electricidad desde principios del año 2017 tuvo un fallido intento de solución en diciembre pasado mediante la publicación de dos decretos supremos (DS). Uno que prometía solución en plazo perentorio, a la medida de lo que solicitaban los reclamantes, y otro con la supuesta solución, que fue un fiasco.

Ante la frustración, apareció inesperadamente la lucidez del congresista de Fuerza Popular por Lima Provincias, Percy Eloy Alcalá Mateo, exgerente de la Municipalidad del distrito de Mala.

El parlamentario ingresó el 12 de enero de este año el Proyecto de Ley (PL) 2320-2017/CR, bautizado con el pomposo nombre de: “Ley que establece la eficiencia en generación y precios de electricidad garantizando tarifa justa para el usuario”.

El PL pretende cambiar la metodología de la declaración de costos de los generadores térmicos, sobre todo los que operan en base a gas natural (GN), variables que se utilizan para fijar el costo de transacción (costo marginal) en el mercado de corto plazo (mercado spot). Según el autor esto permitirá tener tarifas justas para los usuarios regulados (consumidores de hasta 0.2 megavatios de capacidad de consumo).

La herramienta para cumplir su objetivo es el establecer la obligatoriedad a los generadores de declarar “…los costos totales reales de combustible puestos en planta de generación,…”. Esto que parece que es una perogrullada, tiene complejidad técnica, que el mal uso devendrá en incremento de costos de la electricidad al sector minería principalmente, que pueden estar fácilmente en el orden del 23 %.

EL MERCADO SPOT Y EL PRECIO DE LAS TRANSACCIONES.

El mercado spot es el lugar donde las empresas generadoras que tienen un excedente de capacidad de generación, la venden a demandantes que lo requieren. Pueden ser otros generadores que tienen déficit, distribuidores para atender a clientes no sujetos a regulación de precios (consumidores de más de 2.5 megavatios) o directamente a estos mismos, siempre y cuando registren un consumo superior o igual a 10 megavatios (MW), que en ese caso reciben el nombre de “grandes usuarios”.

Este mercado es de transacciones de corto plazo por definición, calza excedentes con déficits transitorios. Sin embargo desde el año 2011, los generadores sobreinvirtieron, pensando en un crecimiento de la demanda del orden del 10 % anual. La realidad fue otra, el crecimiento no llegó ni al 30 % de lo esperado. Por esta razón desde el año 2016 se viene registrando un excedente de capacidad. Este hecho llevó a que el precio de transacción (costo marginal), se desplomase a valores promedios anuales del orden de 10 US$/MWH, cifra impensable, cuando se había experimentado en julio 2008 un valor promedio mensual de 235.38 US$/MWH.

LA EXCEDENCIA DE OFERTA GENERÓ GUERRA DE PRECIOS

En este escenario de excedencia, para los consumidores el mercado funcionó por primera vez en 24 años de vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Generadores audaces se proyectaron con una mirada de cuatro a cinco años y estimaron que el precio del mercado spot rondaría los 10 US$/MWH y se atrevieron a abordar clientes no sujetos a regulación obligatoria (clientes libres), que venían pagando por energía una media de 45 US$/MWH, ofreciéndoles precios de entre 20 a 30 US$/MWH. Obviamente, se produjo una migración masiva de clientes a otros proveedores. Simultáneamente, los consumidores con demandas entre 0.2 a 2.5 MW, que podían optar por ser no regulados lo hicieron y de los 237 clientes libres que había a diciembre del 2015 se ha llegado a los 700 al cierre del 2017.

En una guerra de precios hay ganadores y perdedores. Entre los primeros están: Enel, Engie y Kallpa; mientras que en los segundos se ubican los demás generadores hidráulicos y térmicos, así como los distribuidores que han visto marchar a sus clientes libres.

Los perdedores han cuestionado la declaración del costo variable total que hacen sus competidores al Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (SEIN), que ordena la operación de las centrales según su costo variable.

EL COSTO MARGINAL ES UN COSTO VARIABLE.

El costo marginal es una definición de las ciencias económicas y es la variación del costo de un bien o servicio por el aumento del número de unidades a vender. Esto significa que es un costo variable.

En las transacciones de compra-venta de GN, los productores del gas estilan fijar una cantidad mínima de consumo que se debe pagar, independiente de la demanda. Por lo tanto, no debe contabilizase como costo variable. Esto llevó a que en el año 2000, mediante un decreto supremo (DS-016-2000-EM), se dejó a libertad de los operadores a que declarasen sus costos variables combustibles y no combustibles.

En esta liberalidad, los generadores empezaron a declarar costo variable total igual a cero o cercano a cero, hay fundadas razones para discutir la racionalidad de esta decisión, que ha permitido que operadores a GN adquieran energía a precios del orden de entre 5 y 10 US$/MWH y vendan a clientes en contratos que culminarán entre el 2020 y 2021, a precios entre 20 a 30 US$/MWH.

EL PROYECTO DE LEY PRETENDE CONVERTIR COSTOS FIJOS EN VARIABLES

Bajo la afirmación que los generadores tienen que declarar obligatoriamente los costos totales, fácilmente se puede caer en la aberración que por ley del Congreso, se cambien conceptos económicos: costos fijos que podrían considerarse como variables. Si eso ocurriese el costo marginal puede llegar a los 31 US$/MWH, con gran perjuicio para los clientes libres que tienen contratos de bajo precio, pero con condicionales de ser sujetos a reajuste en caso se supere un determinado valor en el mercado spot.

LAS EMPRESAS MINERAS SERÁN LAS MÁS AFECTADAS SI LA LEY SE APRUEBA.

Las empresas mineras de la categoría grandes usuarios han conseguido comprar energía hasta en 20 US$/MWH. Si estos contratos tienen cláusulas de reajuste en caso el costo marginal supere el 10 % del precio pactado, que sería el caso si se aprueba la ley, porque el costo marginal puede llegar a los 31 US$/MWH, habrá un efecto grave para los empresarios de este sector.

Una factura con un costo de energía de 20 US$/MWH, también debe pagar por capacidad (potencia) y por uso de la red de trasmisión, ambos conceptos suman 28 US$/MWH, con lo cual el precio unitario llega a 48 US$/MWH. Si la energía se le incrementa a 31 US$/MWH, la factura total tendrá un costo unitario de 59 US$/MWH. Es decir, 23 % mayor.

Una reflexión breve sobre el efecto en el consumidor residencial, con cargo a ampliar en un próximo artículo, el supuesto beneficio de aprobarse la ley, será del orden de 1.0 sol por cada factura de 100 soles.

Es necesario que en el Congreso se escuchen opiniones especializadas, pues las buenas intenciones podrán terminar en una afectación de la minería, en un momento en que su buen desempeño será determinante en el crecimiento del PBI y de generación de inversiones futuras.

Fuente: Expreso