La Declaración de Precio Único de Gas Natural según la Acción Popular No. 28315-2019-LIMA | Carmen Briceño

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En respuesta a la Acción Popular No. 28315-2019-LIMA iniciada por Luz del Sur (‘LDS’); mediante sentencia (la ‘Sentencia’) publicada el 21 de setiembre de 2020, la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema de Justicia de Lima (la ‘Sala’), declaró NULO el Decreto Supremo 043-2017-MINEM (el ‘D.S. 043-2017’), que aprobó la Declaración de Precio Único de Gas Natural por parte de las generadores eléctricas que utilizan gas natural como combustible para operar (las ‘Generadores a Gas’).

En el presente artículo, analizaremos uno de los tres puntos que la Sala usó para declarar la NULIDAD del D.S. 043-2017, la supuesta vulneración al “principio de eficiencia”. En artículos posteriores, analizaremos también los otros dos puntos que sirvieron para la declaración de nulidad: (ii) La vulneración al principio de interdicción de la arbitrariedad; (iii) La vulneración al derecho a la igualdad.

I. VULNERACIÓN AL PRINCIPIO DE EFICIENCIA

Uno de los motivos principales para usado por la Sala para declarar NULO el D.S. 043-2017, fue que dicha norma afecta el principio de eficiencia, que se deprende de la Ley de Concesiones Eléctricas[1] (LCE) y la Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica[2] (LDE). A continuación evaluaremos si, el D.S. 043-2017 realmente vulnera el principio de eficiencia de acuerdo a lo mencionado por la Sala.

A. El Principio de Eficiencia en el Mercado Eléctrico Peruano no se limita al Mínimo Costo:

Hasta hace algunos años, el servicio de electricidad en el Perú era prestado por un Monopolio Verticalmente Integrado[3] a cargo del Estado. Con la aprobación de la LCE y su Reglamento[4] (RLCE), se cambió el diseño de mercado eléctrico peruano por el de un Sistema de Competencia Mayorista[5], liberando la generación eléctrica para que pueda ser prestada en un régimen de competencia,  en función a los precios ofertados por los generadores en el MME; y manteniendo la transmisión y distribución eléctrica como servicios públicos con precios regulados, debido a su calidad de monopolios naturales.

En un Sistema de Competencia Mayorista, el Costo Marginal de Corto Plazo (CMg) es el resultado del equilibrio entre la OFERTA (energía producida por los generadores) y la DEMANDA (energía consumida por los clientes) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que es operado por el Comité de Operación Económica de dicho Sistema (COES). Dicho costo corresponde al Costo Variable (CV) de la última central de generación que operó en un intervalo de mercado.

Para determinar el orden de operación de las centrales de generación, según el artículo 12 de la LDE[6], el COES debe tomar en cuenta los siguientes criterios:

i) Criterio del Mínimo Costo: Con el objetivo de que el CMg sea de mínimo costo, las centrales de generación son llamadas a operar en orden de prelación, desde la de menor hasta la de mayor Costo Variable. El Costo Variable está compuesto principalmente por el costo del recurso usado para generar electricidad[7]: (i) Los Recursos Energéticos Renovables (RER) como el agua (Centrales Hidroeléctricas), el sol (Central Fotovoltaica), el viento (Central Eólica), entre otros; y (ii) Los combustibles fósiles como el gas natural, diésel, petróleo, carbón y otros, usados por las Centrales Térmicas (CT) de diferentes tipos. Ya que el uso de los recursos renovables (agua, sol y viento, etc.) genera un costo cercano a cero (0), las centrales que operan con dichos recursos casi siempre son operadas antes que las que usan combustibles fósiles.

ii) Criterio de Seguridad: Según el criterio de seguridad, el COES debe operar el sistema evitando que se afecte la Calidad del Servicio Eléctrico (por interrupciones en el suministro) y la Calidad del Producto (por desvíos de la frecuencia, caídas de tensión o perturbaciones). Para ello, muchas veces es necesario que el COES ordene operar a centrales con Costo Variable altos antes que las de costos bajos, es decir, en estos casos no se aplica el orden de prelación en función al mínimo costo.

Como parte del criterio de seguridad, se encuentra el criterio de confiabilidad, que se concreta con la producción estable y predecible de energía eléctrica. Ello se logra con la diversificación del parque generador–para evitar depender de un único recurso para producir energía-; y con la previsión de una Reserva adecuada para el Sistema, entre otras medidas. Por ejemplo, si bien la generación eléctrica con RER es menos costosa a corto plazo, su intermitencia puede generar riesgos a la confiabilidad del Sistema, ya que dicha tecnología se caracteriza por ser variable y sensible a las condiciones climáticas. En tal sentido, una industria eléctrica no puede estar compuesta sólo por dichos recursos, sino que necesita la participación de tecnologías de producción más estable, como las que usan combustibles fósiles, por ejemplo.

iii)   Mejor Aprovechamiento de los Recursos Energéticos: Este criterio es aplicable tanto para el aprovechamiento de la energía producida por las centrales, como para el aprovechamiento de los recursos usados para producir dicha energía. Por ejemplo, en el caso de CH es necesario aprovechar el agua embalsada para evitar vertimientos; en el caso del gas natural, cuando hubo congestión en el ducto de transporte, se estableció la reasignación del gas natural a la central de generación más eficiente, es decir, la que con la misma molécula de gas pudiera producir mayor energía eléctrica; etc.

Ahora bien, ya que el objetivo principal de la LDE fue perfeccionar las reglas establecidas en la LCE para: Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía; asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva; podemos concluir que para que se cumpla con el principio de eficiencia en la actividad de generación eléctrica, es necesario que se cumplan con los tres criterios mencionados y no sólo con el de mínimo costo, como señaló la Sala en la Sentencia analizada. Por lo que, la Sala ha declarado nulo el D.S. 043-2017-EM, sin evaluar el contenido completo del principio de eficiencia, y sin respetar lo dispuesto en la LDE.

B. La Generación a Gas Natural es necesaria para la Eficiencia del Mercado Eléctrico Peruano

En el año 2000, se aprobó el marco normativo necesario para promover la inversión en la industria de gas natural y se concesionó la producción, transporte y distribución del gas descubierto en Camisea (Proyecto Camisea). La norma principal fue la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural[8] (LPGN), su Reglamento y otras normas que promovían la construcción de centrales térmicas a gas natural[9]. Uno de los objetivos de dichas normas, fue que se produzca energía eléctrica en base al Gas Natural, con el objeto de incrementar la CONFIABILIDAD del suministro de energía eléctrica y de contribuir a la estabilización de los costos marginales de corto plazo.

En efecto, antes de la instalación de centrales de generación operadas con el gas del Proyecto Camisea, el sistema eléctrico peruano no era confiable; ya que para el año 2000, el 87% de la producción de energía eléctrica era de origen hidráulico, dependiendo de las épocas de estiaje-avenida, y de otros eventos climáticos imprevisibles como el fenómeno del niño. Luego de Camisea, al 2008 el país contaba con un 61% de generación hidráulica, 31% de generación de gas, al 2015 la composición del parque generador era 48.4% de centrales hidráulicas y 46.4% de gas natural, lo que significa una matriz energética más equilibrada y confiable.[10]

Una de las normas para promover la construcción de centrales de generación a Gas Natural fue el Decreto Supremo No. 016-2000-EM (D.S. 016-2000). Así, si bien el artículo 99 del RLCE[11] requería que los valores del precio de combustible usados por las Centrales Térmicas sean acompañados de un informe sustentatorio; según el artículo 5 del D.S. 016-2000, las Generadoras a Gas debían presentar una vez al año una Declaración de Precio Único del Gas Natural, cuyo TOPE MÁXIMO era la suma del precio contratado por el suministro, transporte y distribución.

Mediante Decreto Supremo No. 034-2001-EM, se modificó temporalmente el artículo 5, al exigir a las Generadoras a Gas que sustenten el precio de gas natural presentado, sin embargo, mediante Decreto Supremo 055-2002 se volvió a la Declaración de Precio Único de Gas Natural pero sin TOPE MÁXIMO. Mediante Decreto Supremo No. 014-2006-EM, se modificó el artículo 5, manteniendo la declaración una vez al año y volviendo a incluir el TOPE MÁXIMO. El numeral 5.2 del Decreto Supremo No. 019-2017-EM dispuso que la declaración del precio único de gas natural sea presentada por las entidades de generación dos veces al año. Mediante Decreto Supremo No. 039-2017-EM publicado el 14 de noviembre de 2017, se decidió suspender hasta el 31 de diciembre de 2017, la aplicación del numeral 5.2 del artículo 5 del D.S. 016-2000.

El D.S. 043-2017 publicado el 28 de diciembre del 2017, modificó el artículo 5 del D.S. 016-200 introduciendo por primera vez un TOPE MÍNIMO a los valores del precio de gas natural presentado por las generadoras; y disponiendo por primera vez que el COES verifique que los valores de los precios presentados no son inferiores al tope mínimo.

Según su Exposición de Motivos; “El inconveniente de mantener el esquema actual de declaración de precios, es que origina distorsiones en la operación económica del sistema, ya que, centrales a ciclo simple que declaran como combustible el valor de cero, llegan a operar antes que centrales de ciclo combinado que declararon un valor superior”[12]; razón por la cual, mediante D.S. 043-2017 se dispuso un tope mínimo.

De acuerdo a lo expuesto, la generación a Gas Natural fue una actividad promovida por el Estado, con el objeto de buscar que el Sistema eléctrico peruano fuera CONFIABLE, por lo que, las reglas especiales para la promoción y protección de dicha actividad cumplen con el principio de eficiencia que rige el mercado eléctrico, y con lo dispuesto en la LDE. Asimismo, al modificar el criterio aplicado desde la aprobación del D.S. 016-2000, el D.S. 043-2017 cumplió con el principio de eficiencia y el criterio de “mejor aprovechamiento de recursos energéticos”; ya que al establecer un TOPE MÍNIMO al precio del gas natural, evita que las Generadoras a Gas operen antes que otras centrales con Costos Variables menores.

C. CONCLUSIONES

Ahora bien, a pesar de lo expuesto, la Sala declaró nulo el D.S. 043-2017, debido a que la fórmula de cálculo del TOPE MÍNIMO no incluye los costos pagados sin consumir gas, en cumplimiento de las cláusulas “take or pay” o “ship or pay”; porque considera que se deben incluir todos los costos en que incurren las generadoras [13]. Según a Sala, limitar sus costos únicamente a los usados para generar energía, permite a las generadoras obtener una ventaja indebida al alterar el orden de despacho de energía eléctrica[14].

Por ello, considera que el D.S. 043-2017 estaría contraviniendo el principio de eficiencia que “busca generar electricidad al mínimo costo, lo cual significa que la central de generación que produzca energía por un menor costo variable será la primera que inyecta energía al sistema eléctrico interconectado nacional, mientras que la menos eficiente será la última en inyectar su energía al SEIN”.

Es cierto que la fórmula de cálculo del TOPE MÍNIMO del D.S. 043-2017, sólo considera los costos pagados por el gas efectivamente usado para operar y los costos por el gas no usado en su momento, pero recuperado de forma diferida (make up); y no considera a los costos (de suministro, transporte y distribución) pagados en aplicación de las cláusulas “take or pay” o “ship or pay”, es decir, aquellos pagados sin haber consumido gas natural para generar energía eléctrica. Sin embargo, ello se debe a que, dichos costos son considerados Costos Fijos y no Costos Variables, al no ser necesarios para producir una unidad adicional de electricidad.

En efecto, según la LCE[15], el Costo Marginal de Corto Plazo (CMg) es el Costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-transporte. Éste varía por barra o nodo”. Asimismo, el artículo 105 del RLCE dispone que “El Costo Marginal de Corto Plazo de energía, conforme a la definición Nº 5 del anexo de la Ley, se calculará teniendo en cuenta el costo promedio en que incurre el sistema eléctrico en conjunto durante una hora para suministrar una unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando la operación óptima determinada por el COES”. Así, según el Glosario de Términos[16], los Costos Variables son los Costos de operación de una Unidad de Generación que dependen de su nivel de producción, los cuales son determinados de acuerdo a los Procedimientos Técnicos COES”.

Ahora bien, independientemente de la discusión técnico-económica sobre si dichos costos son fijos o variables; lo importante es que para la Sala, alterar el orden de despacho de las centrales de generación, contraviene el principio de eficiencia y la LDE y LCE, porque no respeta el criterio del mínimo costo, lo que es totalmente errado. En efecto, respetar el criterio del mínimo costo no significa mantener inmutable el orden de despacho, significa buscar el mínimo costo para la operación del Sistema en su conjunto, para lo cual, entre otros aspectos, es necesario que la composición del parque generador sea de mínimo costo, que cada tecnología obtenga una remuneración que le permita recuperar todos sus costos, que el parque generador sea confiable y seguro.

Además, existen una serie de situaciones en que el COES ordena la operación de centrales fuera del orden del despacho, justamente para cumplir con el criterio del mínimo costo, ya que de no hacerlo, el costo para el Sistema sería mayor. Cuando por congestión en las líneas de transmisión, se crea un sistema aislado en el SEIN, el COES ordena la operación fuera del orden de despacho, de las centrales ubicadas dentro de dicho sistema, porque modificar el orden del despacho es menos costo para el Sistema que asumir los costos de RACIONAMIENTO. Asimismo, los costos de las centrales de Reserva Fría, que están a la espera de que se necesite su operación, son asumidos por el Sistema, para evitar que haya racionamiento. De otro lado, existen diversas centrales que operan fuera del orden del despacho, debido a sus inflexibilidades operativas o a que prestan servicios complementarios, cuyos costos también son asumidos por todos en el Sistema (compensaciones) ya que de no ser así, sería más oneroso asumir el daño de dichas centrales o del Sistema.

Por otro lado, como hemos desarrollado líneas arriba, según la LDE, la generación de energía cumple con el principio de eficiencia no sólo cuando cumple con el mínimo costo, sino cuando es segura y confiable, y busca el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Por lo que, el D.S. 043-2017 vulneraría el principio de eficiencia sólo si contraviene de forma integral los criterios mencionados, lo que no se ha desarrollado ni demostrado en ninguna parte de la Sentencia.

Contrariamente a ello, con lo ordenado por la Sala, actualmente sí está en riesgo el principio de eficiencia que rige el mercado eléctrico, ya que, dicha decisión pone en riesgo la permanencia de las Generadoras a Gas en el Sistema, y con ello la CONFIABILIDAD y SEGURIDAD del Sistema. También afecta el criterio del mínimo costo de la composición del parque generador, ya que, en las circunstancias actuales, las centrales de generación a gas no podrían recuperar todos sus costos, los variables y los fijos. Finalmente, no permite el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, ya que, incluir en los costos variables de las Generadoras a Gas los costos pagados por take or pay o ship or pay, impediría la operación de dichas centrales y con ello el consumo de un recurso tan importante para el país como el Gas Natural.

De acuerdo a lo expuesto, la Sentencia contraviene la Constitución, ya que, al analizar la validez del D.S. 043-2017 ha vulnerado el principio conservación de las normas, que según el Tribunal Constitucional es un principio rector de la actividad jurisdiccional-constituyente, según el cual, el juez constitucional tiene la obligación de “salvar”, hasta donde sea razonablemente posible, la constitucionalidad de la norma impugnada, en aras de afirmar la seguridad jurídica y la gobernabilidad del Estado[17].

Asimismo, asume competencias exclusivas del Poder Ejecutivo al exceder los límites de la actividad jurisdiccional constituyente. Sobre el particular, el Tribunal Constitucional, ha señalado que: “por la vía de la acción de inconstitucionalidad, ejecuta su acción controladora sobre la legislación en materia económica, específicamente en cuanto al cumplimiento de las formalidades procesales para la dación de una ley, su compatibilidad con los principios y valores constitucionales o los vacíos por ocio legislativo. Asimismo, por la vía del amparo evalúa la arbitrariedad de la aplicación, o inaplicación, de la normativa aludida. Evidentemente, prescindirá, para el análisis y fundamentación de su fallo, de la conveniencia, necesidad, oportunidad, eficiencia y eficacia de la política nacional relativa a la promoción temporal del desarrollo productivo nacional”[18].

En consecuencia, si bien la Sentencia pone fin a la vía de Acción Popular (no es apelable), consideramos que, el MINEM debería analizar la posibilidad de presentar una demanda de agravio constitucional contra la Sentencia, o una demanda de conflictos de competencia ante el Tribunal Constitucional, como supremo interprete de la Constitución. De lo contrario, dicha sentencia sentaría un precedente para que cualquier juez pueda modificar una decisión político-discrecional del Estado, por no estar de acuerdo con dicha política nacional o no considerarla conveniente.


[1] Decreto Ley No. 25844

[2] Ley No. 28832

[3] Monopolio Verticalmente Integrado: También llamado utilities donde todas las actividades pertenecen a un solo operador.

[4] Decreto Supremo No. 009-93-EM

[5] Sistema de Competencia Mayorista: Sistema donde no hay un comprador único y las generadoras compiten por vender la energía a distribuidores o clientes libres.

[6] Artículo 12.- Naturaleza del COES

12.1 El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

[7] Si bien el Costo Variable de una central térmica está compuesto por el Costo Variable Combustible (CVC) y el Costo Variable No Combustible (CVNC), el costo predominante es el CVC, además, en el presente artículo vamos a centrarnos en analizar sólo el CVC.

[8] Ley 27133, publicada el 04 de junio de 1999

[9] Entre dichas normas podemos mencionar el Decreto Supremo No. 019-2004-EM, cuyos considerandos señalaban lo siguiente: “es necesario introducir medidas promocionales para la instalación de plantas de generación térmica que utilicen gas natural como combustible, con el objeto de incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica y de contribuir a la estabilización de los costos marginales de corto plazo”. (Énfasis agregado)

[10] Datos extraídos del Estudio elaborado por OSINERGMIN “La Industria de la Electricidad en el Perú” 25 años de Aportes al crecimiento económico del País, Segunda Impresión, Lima, 2017, p. 212

[11] Artículo 99.- La información relativa a precios y la calidad de combustible en centrales termoeléctricas para los primeros doce meses de planificación, será proporcionada a la Dirección de Operaciones por los titulares de las entidades de generación, acompañados de un informe sustentario de los valores entregados.

La Dirección de Operaciones respetará la información alcanzada para un período mínimo de dos meses. Cualquier modificación de la misma, que solicite un integrante, dentro del lapso indicado, requerirá del acuerdo de los demás integrantes.

La información para el resto del período de planificación, será elaborada por la Dirección de Operaciones.

[12] Numeral 2.10, página 6 de la Exposición de Motivos.

[13] Numeral 9.14 de la Sentencia

[14] Numeral 9.5 de la Sentencia

[15] Numeral 5 del Anexo de Definiciones de la LCE.

[16] Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizados en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC, aprobado por Resolución Ministerial No. 143-2001-EM.

[17] Expediente 004-2004-CC-TC

[18] Expediente No. 0018-2013-AI-TC

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