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¿Por qué suben las tarifas eléctricas?

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De acuerdo a cifras del INEI, en el año 2015 las tarifas eléctricas para los usuarios regulados se incrementaron en 19%[1]. En ese sentido, en un escenario en el que, de acuerdo a la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía[2], existe una sobre oferta de generación del 40%, algo impensado apenas algunos pocos años atrás, resulta paradójico que las tarifas eléctricas para aquellos usuarios pertenecientes al Mercado Regulado sigan subiendo. ¿Si hay más oferta que demanda, los precios no deberían bajar?

Si bien el principio de la oferta y la demanda aplicaría normalmente en casi cualquier segmento de la economía, el mercado de la electricidad tiene sus propias particularidades por ser un mercado altamente regulado, las cuales delimitan la formación de los precios. Así, en el presente artículo explicaremos brevemente cómo se forman las tarifas eléctricas.

El Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas («LCE»), norma base que regula la industria eléctrica desde noviembre de 1992, establece[3] un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia.

Por tanto, las operaciones sujetas a regulación de precios son:

La transferencia de potencia y energía entre generadores.

Los retiros de potencia y energía en el Comité de Operación Económica del Sistema («COES«) que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres.

Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución, ya que por las particularidades de dichas actividades no se busca la competencia en estos segmentos.

Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto cuando se hayan efectuado licitaciones destinadas a atender dicho Servicio de Electricidad.

Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.

Todas las operaciones no comprendidas en dichos supuestos se efectúan libremente. Sobre la base de dichos principios establecidos en la LCE, se establece el Precio Final de la electricidad, el cual está compuesto por la sumatoria de los precios de generación, costos de transmisión y costos de distribución, conforme se detalla a continuación:

Precios de GeneraciónUsuarios Regulados[4]: El Precio a Nivel Generación («PNG«), es calculado como el promedio ponderado de los precios de los Contratos sin Licitación y los de los Contratos resultantes de las Licitaciones de suministro eléctrico en el marco de la Ley 28832.Usuarios Libres[5]: El precio es negociado libremente por el Suministrador de Energía (Generador o Distribuidor) y el usuario. Es decir, en este segmento se procura la competencia entre los suministradores de energía por atender a los Usuarios Libres.

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Costo Total de Transmisión: Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son remuneradas por el abono de una compensación mensual a ser efectuada por los generadores que estén conectados a dicho sistema. Dicha compensación deberá cubrir el (i) Costo Total de Transmisión, el cual representa la suma de la anualidad de la inversión y los costos de operación y mantenimiento; así como por (ii) el Peaje de Transmisión, el cual es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión una vez sustraído el Ingreso Tarifario, pagado por los generadores en función de su potencia firme. Es decir, en este segmento se paga la infraestructura de transmisión licitada así como otros conceptos «extra» transmisión que incrementan el costo total de la tarifa final.

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Valor Agregado de Distribución[6]: Es el costo reconocido al distribuidor por la prestación de su servicio, el cual es calculado en función a estimaciones que realiza OSINERGMIN sobre la base de sectores de distribución típicos.

En ese sentido, las empresas distribuidoras son remuneradas con el Valor Agregado de Distribución («VAD«), el cual es un costo regulado que representa la operación de los sistemas, lo cual no es más que una simulación hecha por OSINERGMIN que incluye todos los costos para prestar el servicio, fijando un margen de ganancia para las distribuidoras que debe fluctuar entre 8% y 16%.

Así tenemos que, del precio final de la electricidad aproximadamente 52% corresponde a los precios de generación, 21% a la transmisión y 27% a la distribución.  Pero, en el costo de transmisión, la mitad es el costo real de llevar la energía de un lugar a otro, y la otra mitad son otros cargos como el de retribución de las inversiones que se estén realizando.

Después de dicho breve repaso de los componentes del precio final de la electricidad, ¿qué componente del precio ha impactado de forma más significativa en el incremento de las tarifas?

Como se ha explicado, uno de los componentes es el Costo Total de Transmisión, dentro del cual se encuentra el Peaje de Transmisión. Si bien en un modelo regulatorio «puro» dicho concepto debería buscar remunerar exclusivamente a la infraestructura de transmisión, en los hechos sirve para remunerar diversos conceptos que poco o nada tienen que ver con los costos de transmisión. Así, por disposición de diversas leyes y reglamentos, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria[7] («GART») de OSINERGMIN suma al Peaje de Transmisión, entre otros[8], los siguientes cargos que suman en el Costo Total de Transmisión:

Cargo por las primas de los proyectos adjudicatarios de subastas de Recursos Energéticos Renovables («RER»). A partir de la promulgación del Decreto Legislativo 1002, se han implementado 4 subastas RER asignando primas (cargadas al Peaje) a proyectos hidroeléctricos menores de 20 MW, solares, eólicos y de biomasa, 51 proyectos hasta la tercera subasta y 13[9] adicionales en la última subasta adjudicada en febrero del 2016. Así, el ingreso de nuevos proyectos RER genera un impacto en la tarifa, pues las primas son pagadas por todos los usuarios.

Compensación Adicional por Seguridad de Suministro. El Decreto Legislativo 1041 estableció que OSINERGMIN regularía el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible. Así, el Estado Peruano implementó licitaciones organizadas por Proinversión para brindar seguridad de suministro al SEIN, licitando diversas centrales térmicas que funcionan en calidad de «Reserva Fría» al SEIN (se les llama a despachar en casos de emergencia), tales como las plantas de Pucallpa, Puerto Maldonado, Eten, Talara e Ilo, por las cuales existe un cargo en Peaje de Transmisión que remunera dichos proyectos.

Compensación de Generación Adicional. Mediante Decreto de Urgencia 038-2008[10] se dictaron medidas para salvaguardar el servicio público de electricidad y asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica, remunerando la energía generada por empresas estatales para situaciones declaradas por el Ministerio de Energía y Minas («MINEM») por situaciones de restricción temporal. Así, se estableció que los costos totales asumidos por la empresas estatales por la generación adicional, se incluiría como un cargo en el Peaje, distribuyéndose los costos entre Usuarios Libres y Regulados, con un factor de asignación de 2 a 1.

Cargo Unitario por Costos Marginales y Retiros sin Contrato. El Decreto de Urgencia 049-2008 estableció medidas para asegurar la continuidad del servicio eléctrico. Así, la norma señala que los costos marginales del SEIN se determinan considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, estableciendo que la diferencia entre los costos variables de operación incurridos por las centrales con costos variables más altos a los costos marginales predeterminados, serán cubiertos con un cargo adicional. Asimismo, se estableció que los costos variables adicionales en relación a los Precios de Energía en Barra incurridos por centrales para atender retiros sin contrato, serán incorporados al Peaje.

Cargo Unitario por FISE. La Ley 29852 creó el Fondo de Inclusión Social Energético («FISE»), el cual es un sistema de compensación energética que permite brindar seguridad al sistema y brindar compensación social para los sectores más vulnerables. Así, se incluye un cargo en la facturación mensual de los usuarios del servicio de transporte de gas natural por ductos, pagados por los generadores eléctricos y compensado mediante un cargo en el Peaje que es finalmente pagado, de acuerdo a la Resolución OSINERGMIN 151-2013-OS-CD, por los Usuarios Libres.

Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética. A través de la Ley 29970, se establecieron medidas que buscan la diversificación energética, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro de energía. Así, el reglamento de dicha norma estableció los criterios de determinación de dicho cargo cuya finalidad es cubrir el déficit de Ingreso Garantizado Anual y además compensar a los generadores que pagan la tarifa del Servicio de Seguridad de Transporte de Gas Natural. Sobre este punto, la cláusula 14.6 del Contrato de Concesión del Gaseoducto Sur Peruano señala que los adelantos de dichos ingresos se realizan en base a la presente ley, es decir, el Gaseoducto Sur Peruano se financiará a través del presente cargo, de forma similar a como sucedió en el proyecto Camisea.

Como puede apreciarse, las tarifas eléctricas se determinan no solo en base a los costos de generación, de la infraestructura de transmisión y la distribución. El Estado Peruano ha creado diversos cargos que incrementan el costo de la tarifa, lo que supone que al final estos costos sean asumidos por los Usuario Finales (Libres y Regulados, en lo que les corresponde). Por tanto, el alza de la tarifa eléctrica se explica, de forma simplificada, en los siguientes puntos:

1. Muchos cargos, nuevos proyectos. Hace solo algunos años atrás, existía una gran preocupación por el vertiginoso crecimiento de la demanda, motivado por el gran crecimiento económico del país traducido en grandes industrias o proyectos mineros cuya implementación necesitaba de más energía. Se pensaba que la curva de crecimiento de la oferta no iba a ser lo suficiente para satisfacer la demanda[11]. Ante la falta de incentivos económicos para desarrollar grandes nuevos proyectos – recordemos que la matriz energética se modificó sustancialmente desde el ingreso de Camisea – el Estado Peruano decidió licitar diversos proyectos para cubrir la creciente demanda presente y futura, los cuales han sido financiados a través de los diversos cargos explicados anteriormente. Así, la tarifa eléctrica se incrementa cada vez que uno de dichos proyectos licitados empieza a recibir la remuneración correspondiente, ya que OSINERGMIN los incluye en el cálculo de las actualizaciones tarifarias.

Estos proyectos, naturalmente, resultan de licitaciones o subastas en las que se ofrecieron grandes precios garantizados por 15, 20 o 30 años, los cuales son pagados por los Usuarios Finales. En mi opinión, si bien resulta razonable que en virtud de los diversos compromisos asumidos por el Estado Peruano en el marco de las «Conference of the Parties (COP)[12]» y la Política Energética Nacional[13], los usuarios finales paguemos un poco más por el desarrollo de proyectos de energías renovables (eólicos, solares, etc) no resulta lógico que paguemos por proyectos caros – como las «Reserva Fría», que funcionan a diésel – para que sirvan de reserva cuando hoy día tenemos una sobre oferta del 40% que, según el Vice- Ministro de Energía- llegará al 50%[14] este año cuando el óptimo es de 30%[15]. Asimismo, muchos de los otros conceptos explicados anteriormente no deberían ser cargados al Peaje[16], ya que lo que generan es una distorsión en el mercado, sin remunerar los costos de transmisión. No obstante, se buscó la manera «simple» de pagarlos, incluyéndolos en el precio a través del Peaje e incrementando consecuentemente la tarifa.

2. «Insuficiente» demanda. El esquema regulatorio está diseñado de tal forma que los Peajes de Transmisión se paguen independientemente de la demanda que exista. De forma simplificada, al haber proyectos que deben remunerarse sí o sí y no hay tanta demanda que pague los cargos correspondientes, la tarifa eléctrica se incrementa.

3. El Dólar. Los diversos contratos suscritos a raíz de licitaciones implementadas por el Estado Peruano tienen pactados en sus cláusulas de retribución fórmulas de reajuste indexadas al Dólar Americano. Asimismo, los costos del Contrato del Gas de Camisea para la generación eléctrica está pactado en Dólares Americanos. Por ende, la apreciación del Dólar Americano frente el Sol (moneda en la cual se paga la tarifa) ha significado un incremento en el costo final de la tarifa.

4. Mala planificación. Relacionado con el punto 1, la implementación de las diversas licitaciones y subastas, así como la desordenada e inorgánica creación de los cargos antes comentados, han devenido en un crecimiento accidentado del mercado. La planificación ha sido mala, los distintos gobiernos han ido «parchando huecos» en la oferta y en situaciones temporales que se volvieron permanentes, respondiendo a necesidades coyunturales y no de largo plazo; es decir, ha habido una mala planificación. El Plan Energético Nacional 2010-2040 debería servir como guía, pero lamentablemente se siguen introduciendo cargos a la tarifa que distorsionan el mercado.

A manera de conclusión, las tarifas eléctricas han subido por diversas razones. Como recientemente ha señalado el Presidente del COES, uno de los grandes desafíos en el sector será revisar y mejorar el marco regulatorio para corregir las distorsiones presentadas[17], promoviendo, por ejemplo, la construcción de grandes centrales hidroeléctricas sin regímenes especiales a través de Proinversión. Sobre este punto, hay gente que piensa que el hecho que el inversionista gane plata en base a subsidios es inmoral[18]; en mi opinión, los subsidios deberían otorgarse, de forma contraria a lo que se ha dado en los últimos años, en casos muy específicos y en base a una política de largo plazo definida.

En este contexto, el Consejo de Ministros ha aprobado un proyecto para exportar electricidad, el cual será enviado al Congreso próximamente[19]. Lo que se buscaría es, mediante contratos de costo plazo e interrumpibles, se exporten excedentes no requeridos por el mercado local.

Esperemos que el siguiente Gobierno pueda definir a dónde queremos ir como país en materia energética, buscando un mercado sin distorsiones, que priorice el respeto del medio ambiente y con visión a largo plazo, teniendo como base la Política Energética Nacional.


Fuente de Imagen: says.com

[1] Sin perjuicio de ello, seguimos teniendo una de las tarifas más competitivas de la región.

[2] Ver: http://www.snmpe.org.pe/prensa-y-multimedia-snmpe/sintesis-de-noticias/editoriales-y-opini%C3%B3n/tarifas-el%C3%A9ctricas-e-inflaci%C3%B3n.html

[3] “Artículo 8°.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.(…)”.

[4] Usuarios Regulados: aquellos que tienen una demanda menor a 200kW y cuyas tarifas son reguladas por OSINERGMIN. Se entiende que por ser usuarios pequeños, sin conocimiento de la industria, existe una fuerte asimetría de información, por lo que el Estado, a través de la regulación, los protege, imponiendo diversas condiciones a las empresas eléctricas para asegurar un suministro.

[5] Usuarios Libres: aquellos que no se encuentran sujetos a una regulación de precios por la energía y potencia que consumen, y que realizan sus transacciones en forma libre vía contratos con generadores y distribuidores. De acuerdo al marco legal vigente, aquellos que cuentan con una demanda superior a 2.5 MW se considerarán Usuarios Libres, y aquellos que cuentan con demanda superior a los 200 kw, sin llegar a los 2.5 MW podrán optar por dicha condición. Estos son los grandes clientes, la regulación entiende que conocen bien el mercado y por consiguiente pueden negociar directamente sus contratos, por lo que los contratos son libres.

[6] El VAD es calculado para cada sector típico de distribución, el cual agrupa a diversos usuarios en 6 clases en función a las características del suministro.

[7] Conforme a los artículos 136 y 137 del Reglamento de la LCE, corresponde a OSINERGMIN fija el Peaje de Transmisión por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión, así como sus respectivas fórmulas de reajuste, cuando se aprueben los Precios en Barra.

[8] Adicionalmente, está el i) Cargo por cumplimiento del Mandato Judicial a favor de San Gaban S.A. y Enersur S.A. y ii) el Cargo pagado a las empresas estatales que ante situaciones de declarada emergencia eléctrica deba prestar el servicio termporal de capacidad adicional de generación y/o transporte para asegurar el abastecimiento oportuno del suministro de energía eléctrica.

[9] Según la Ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, el ingreso de estos 13 proyectos tendrán un impacto en la tarifa final de alrededor de 1%, a pesar que los precios adjudicados han sido bastante bajos (Diario Gestión, 1 de marzo del 2016).

[10] Si bien dicha norma culminó su vigencia el 31 de diciembre del 2013, de acuerdo al Decreto de Urgencia 049-2011, corresponde pagar los saldos remanentes.

[11] De hecho, en el año 2009 y a raíz de la crisis financiera internacional que se tradujo en una pausa en el crecimiento económico del país, se logró evitar restricciones significativas en el consumo ante la falta de nuevos proyectos eléctricos, lo cual no se hubiese evitado si el país hubiese crecido a las tasas de años anteriores.

[12] Ver: https://www.cbd.int/cop/

[13] Aprobada mediante Decreto Supremo No. 064-2010-EM.

[14] Un efecto lateral de la sobre oferta es que en el Mercado Libre, los precios que se negocian hoy son muy bajos, lo cual desincentiva el desarrollo de nuevos proyectos cuyo soporte financiero sean Contratos de Suministro («PPAs») a largo plazo que permitan «bancar» el proyecto. Así, los precios para hidroeléctricas hoy rondan los US$30 MW/h lo cual se ha reflejado en la competitividad del precio para hidroeléctricas en la última subasta RER, cuando los precios adjudicados mediante licitaciones de Proinversión hace pocos años rondaban los US$60 MW/h.

[15] Diario Gestión, 3 de marzo del 2016.

[16] Desde mi punto de vista, tampoco tiene justificación válida que el Gaseoducto Sur Peruano sea pagado por todos los usuarios finales.

[17] Ing. Cesar Butron. Revista Desde Adentro, página 10.  Edición Marzo 2016.

[18] Ver Diario Gestión (11 de febrero del 2016), página 10.

[19] Ver: http://gestion.pe/economia/peru-apunta-convertirse-hub-energetico-exportando-luz-hacia-ecuador-y-luego-chile-2155715

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