Análisis: Una Visión General sobre la Situación Actual del Sector Eléctrico en el Perú
Pros y contras del actual esquema regulatorio de la generación.
Eficiencia del actual sistema de transmisión y los cargos adicionales.
¿Puede mejorarse la regulación de la distribución?.
El actual marco regulatorio y política gubernamental en relación con la sostenibilidad del sector eléctrico.
Características del Sector Eléctrico
El sector eléctrico peruano está compuesto por Generadores, que son los que producen la electricidad; Líneas de Transmisión, que llevan la electricidad desde el punto de generación hasta el destino; y Clientes Libres o Empresas Distribuidoras que son las que reciben la electricidad a través de las líneas de transmisión. En el caso de los Clientes Libres, estos son empresas medianas o grandes que reciben la electricidad a través de las líneas de transmisión y no requieren de las líneas de distribución o que si las usan sólo lo es por razones técnicas pero que contratan directamente con generadores o la misma distribuidoras; mientras que las Empresas de Distribución se encargan de recibir la electricidad a través de las líneas de transmisión para distribuirla a través de redes a los consumidores menores, que son hogares o pequeñas empresas.
La descripción anterior, nos permite analizar la situación del sector eléctrico en el Perú enfocándonos en las características de cada sub-sector o actividad. En este artículo analizaremos brevemente las siguientes:
- Pros y contras del actual esquema regulatorio de la generación
- Eficiencia del actual sistema de transmisión y los cargos adicionales
- ¿Puede mejorarse la regulación de la distribución?
- El actual marco regulatorio y política gubernamental en relación con la sostenibilidad del sector eléctrico.
El Esquema Regulatorio de la Generación
La regulación de la generación eléctrica en el Perú fue modificada en 2006 (Ley N° 28832) para cambiarla de un esquema de regulación de precios a través de cálculos de costos a un esquema de subastas de distribuidoras con generadoras para el consumidor regulado, manteniendo las negociaciones para el mercado libre. El objetivo era el de asegurar inversiones en generación, pues las empresas generadoras al obtener contratos en base a sus ofertas estarían interesadas en realizar inversiones en generación. La obligación era que los contratos tuvieran una duración de entre 5 y 20 años, sin establecer otras obligaciones para su duración. Sin embargo, dado que los consumidores libres podían negociar contratos según su conveniencia, no formaban parte de los incentivos de inversión. Este esquema, si bien tuvo un impacto positivo pues se realizaron inversiones sobre todo en generación a gas natural, no tuvo un efecto completo pues no incentivó la inversión en hidroeléctricas, ni fue posible incluir las energías renovables, pues no cumplían con el requisito de potencia firme (capacidad mínima) requerido bajo las licitaciones.
Como se ha mencionado, el esquema regulatorio de generación tuvo un efecto positivo en promover las inversiones en generación. Sin embargo, algunas deficiencias del mismo fueron:
- La duración de los contratos (entre 5 y 10 años) no fomentó inversiones de largo plazo de maduración como son las hidroeléctricas, lo que llevó al ejecutivo a licitaciones separadas que afectaron a los demás generadores
- Las licitaciones sólo son obligatorias para el mercado regulado, el cual es el que ha llevado la carga de la sostenibilidad del sistema ocasionando además distorsiones en los precios
- El requisito de potencia firme o capacidad mínima de generación requerido en las licitaciones no ha permitido la participación de las energías renovables intermitentes (eólicas y solares) para lo cual se estableció un esquema separado.
El siguiente gráfico muestra la evolución de la oferta y demanda de la generación eléctrica para el sistema interconectado nacional (SEIN) así como proyecciones realizadas hasta el año 2028. Se puede apreciar que para el año 2025 entrarían a producir generadores diésel, incrementando su participación, con onsecuencia incrementar el costo marginal, conforme pasen los años. Esto se debe a que a la fecha no existen proyectos significativos para la generación de electricidad tanto por falta de gas natural, como la falta de incentivos para nuevas inversiones hidroeléctricas, y la falta de un marco regulatorio adecuado para energías renovables no tradicionales. Se debe tener en cuenta además que el período de maduración de estos proyectos fluctúa entre 4 y 8 años.
Proyección del Balance Oferta – Demanda de Potencia en el SEIN
La Transmisión Eléctrica
Respecto a la transmisión eléctrica, la misma ley que estableció un nuevo esquema para la generación eléctrica, realizó ajustes significativos en la regulación de la transmisión eléctrica. En términos generales, hasta el 2006 la regulación de la transmisión eléctrica era un sistema que se había ido adaptado como resultado de la privatización del sector eléctrico de los años noventa. Al privatizarse la transmisión, el Estado se vio en la obligación de promover nuevas líneas bajo un sistema por partes según considerara su necesidad. Este sistema fue convertido en uno más ordenado bajo el cual el Ejecutivo (a través del COES y con aprobación de OSINERGMIN) debía planificar un sistema de nuevas líneas de transmisión para luego darlas bajo contratos BOOT a inversionistas que ganaran las licitaciones correspondientes. Bajo este esquema se le garantizaba al ganador un ingreso anual durante 30 años correspondiente a su oferta ganadora. Luego, los costos del total de líneas de transmisión serían pagado por todos los usuarios. Este pago se puede determinar como una cantidad fija por MW para cada usuario (tarifa estampilla) o según el beneficio del mismo en usar la línea de transmisión. A la fecha se viene utilizando el primer método que si bien puede evitar alzas elevadas en algunas regiones no provee un incentivo para la industria en invertir eficientemente. Ello se debe a que si una región está siendo “subsidiada” por usar grandes extensiones de la línea de transmisión por parte de otra región que necesita poca transmisión, los incentivos a invertir podrían ir a la primera fomentando la inversión en una región de menor eficiencia respecto al costo de electricidad. Otro tema, que valdría la pena analizar, aunque las alternativas no son claras para el autor, es si el sistema planificado de la transmisión podría no ser óptimo comparado con un esquema competitivo.
Un tema adicional respecto a la transmisión es que debido a que es un precio regulado y que lo pagan tanto usuarios regulados como libres, muchos costos resultantes de acciones del gobierno respecto al sector energético son cargados a la tarifa de transmisión, estimándose que éstos son de alrededor del 50% de dicha tarifa. Los principales costos adicionales provienen de los costos de las reservas frías, generación de emergencia y la prima RER cuyos costos se cargan en parte a la tarifa eléctrica a través de la tarifa de transmisión, y de los costos de Nodeo Energético conformado por los generadores destinados a adquirir gas natural del gasoducto que se construiría en el Sur del Perú.
La Distribución Eléctrica
La regulación de la distribución eléctrica no ha sufrido mayores cambios en el marco general desde la Ley de Concesiones Eléctricas de 1992. Sin embargo, ha habido ajustes, pero dentro del mismo esquema como los contemplados en el DL 1221 del año 2015. La regulación de la distribución en el Perú sigue el modelo de empresa eficiente complementado con “yardstick competition”, el cual es aplicado en la actualidad solo a las empresas con menos de 50,000 usuarios. Este modelo fue desarrollado en Chile y adaptado por el Perú. En términos generales consiste en desarrollar un sistema eficiente para cada distribuidora considerando un trazado óptimo de la red junto con costos competitivos de cada componente y fijar las tarifas en base al costo medio de largo plazo. El esquema de “yardstick competition” lo que intenta es ajustar las tarifas estimadas como costos eficientes para evitar que la empresa sufra pérdidas debidos sus costos reales. El esquema ha sufrido variaciones a lo largo del tiempo para crear nuevos sectores típicos (a cada sector le corresponde una tarifa basada en sus características) y evaluar los costos de cada empresa distribuidora en forma individual cuando antes se hacían por sectores similares que se generalizaban para todas las distribuidoras. Existen al menos dos temas que valdría la pena considerar en el esquema de regulación de la distribución. El más simple es que la tasa interna de retorno que se utiliza como base de los cálculos es actualmente de 12%, cuando en otros sectores (infraestructura, por ejemplo) es algo menor a 10%. El otro tema es si el cálculo de empresa eficiente refleja adecuadamente el costo de las distribuidoras, pues por un lado puede subvaluar los verdaderos costos y por otro lado puede estar incluyendo costos que la empresa ya no debe cubrir o que en el momento de realizar la inversión correspondiente eran más bajos.
La Situación y Perspectivas del Sector
Los temas arriba mencionados nos llevan a dos preguntas generales: (a) ¿son eficientes las tarifas actuales del sector eléctrico?; y (b) ¿bajo el marco regulatorio actual aunado a la política de gobierno se puede asegurar la sostenibilidad del sector? En esta sección se tratan dichos temas de manera sucinta.
El siguiente cuadro muestra la tarifa actual que paga un consumidor eléctrico residencial típico y la que podría obtenerse ser de tomarse las medidas propuestas.
Tarifas Actuales y Posibles para un Consumidor Residencial Típico US$ por MWh
(consumo de 125 Kwh mes)
Actividad | Participación | 2019 | Posible | Porcentaje de reducción |
Generación | 50% | 7.0 | 6.3 | 10% |
Transmisión | 15% | 2.1 | 1.2 | 45% |
Distribución | 35% | 4.9 | 4.6 | 6% |
Total | 14.0 | 12.1 | 14% |
Se ha podido apreciar que las tarifas actuales podrían ser más eficientes, aún cuando en algunos casos se requeriría una evaluación más profunda. Para lograr tarifas más eficientes se podría considerar:
- Unificar la regulación de los consumidores libres con los regulados bajo un solo esquema en el marco regulatorio de generación, a fin de maximizar el beneficio de las licitaciones.
- Incluir la posibilidad de una tarifa spot para un porcentaje de los volúmenes contratados bajo las licitaciones de generación. En la actualidad los clientes libres y distribuidoras podrían acceder en un 10% de su demanda al mercado spot pero no lo están haciendo los requisitos administrativos.
- Aumentar la duración de los contratos a largo plazo considerando la necesidad de promover hidroeléctricas como parte de las energías renovables. Estos contratos con mayores plazos deberían ser principalmente para atraer nuevas inversiones y destinados a cubrir los crecimientos de demanda.
- Evaluar posibles mejoras en la planificación de la transmisión considerando la carga a los usuarios.
- Eliminar los cargos adicionales en los costos de transmisión que no estén relacionados con dicha función buscando que sean pagados con otros mecanismos.
- Considerar el cambio de tarifa única de transmisión por una tarifa basada en la proporción del beneficio obtenido por cada usuario.
- Modificar el esquema de distribución para que refleje los costos reales, en particular los asociados a la expansión de la red.
- Reevaluar la tasa interna de retorno (costo de capital) que se usa como base de cálculo de las tarifas de distribución.
El otro tema es sobre si el actual esquema asegura la sostenibilidad del sector eléctrico. Existe la preocupación de que dada la regulación en el Perú y la falta de política adecuada por parte del gobierno, después de un período de exceso de oferta causado primero por el bajo crecimiento de la economía peruana en los últimos años y actualmente por las medidas para controlar la pandemia, posteriormente se puede llegar a una situación de aumento de costos al utilizar tecnologías destinadas a la reserva de generación (generadores a diésel cuyo costo es tres a cuatro veces el de la generación tradicional: gas natural, hidroeléctricas y ahora renovables) y eventualmente a la falta de abastecimiento eléctrico. Por dicho motivo corresponde al gobierno contemplar no sólo medidas para hacer más eficiente (menores tarifas) la provisión de electricidad sino asegurar que en el futuro exista suficiente abastecimiento eléctrico.
Autor:
Alfredo Dammert Lira
Director de la Maestría en Regulación, Gestión y Economía Minera – PUCP.