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Análisis: Apuntes sobre el Impacto del COVID-19 en el Mercado Eléctrico Peruano

El objetivo del presente trabajo es realizar un análisis general, respecto al impacto de la aplicación de las normas de distanciamiento social dispuestas por el Gobierno Central para enfrentar la epidemia del COVID-19, en el mercado de generación peruano.


El objetivo del presente trabajo es realizar un análisis general, respecto al impacto de la aplicación de las normas de distanciamiento social dispuestas por el Gobierno Central para enfrentar la epidemia del COVID-19, en el mercado de generación peruano.

Impacto en la Demanda y la Producción del Parque Generador

Como primer y más notorio efecto de las normas de distanciamiento social, al igual que en toda la economía, fue una sensible reducción en la demanda de electricidad. Así, para el mes de marzo, con el inicio de la cuarentena, se presentó una disminución significativa de la demanda, lo cual tuvo un impacto en la determinación de la máxima demanda de generación del SEIN y con ello, de los Costos Marginales de Corto Plazo (CMgCP), como resultado de la gradual parada de las actividades productivas y el comercio.

En el siguiente grafico se observa la evolución mensual de la máxima potencia coincidente, en la cual se da cuenta de una disminución de 25.21% para el mes de abril 2020, respecto a la máxima demanda de abril 2019.

En ese sentido es evidente que, si bien el crecimiento durante los meses de enero y febrero 2020 son similares, para el mes de marzo 2020 se ve un menor crecimiento, resultando para el mes de abril 2020 un crecimiento negativo, resultado de la aplicación del distanciamiento social obligatorio implementado por el gobierno.

 

Fuente: Boletín abril 2020 COES – SINAC

De manera similar, en el siguiente grafico se muestra la evolución de los CMgCP para la barra de Santa Rosa 220 correspondiente a los meses de febrero (promedio 7.80 USD/./MWh), marzo (promedio 4.70 USD/./MWh) y abril (3.51 USD/./MWh), evidenciándose una sensible disminución para los meses de marzo y abril, lo cual es consistente con la disminución de la demanda mencionada en el párrafo anterior.

Fuente: Boletín febrero 2020, marzo 2020, abril 2020 COES – SINAC

La disminución de la demanda ha implicado que la mayor parte del suministro eléctrico se haya realizado con fuente hidráulica, la cual, si bien ha sufrido una disminución respecto a la energía producida en el mes de abril, la misma es mucho menor a la que se ha producido para las centrales que utilizan el Gas Natural de Camisea.

Fuente: Boletín Mensual febrero, marzo y abril 2020 COES-SINAC

Cabe mencionar que el costo incremental de generación es menor que el del gas natural, teniéndose como consecuencia los bajos CMgCP detallados previamente.

En los reportes de Horas de Operación para los meses de febrero, marzo y abril, se muestra que las centrales térmicas que poseen Gas Natural como combustible, fueron despachadas en menor medida durante la etapa de cuarentena, desde la segunda quincena de marzo y abril, observándose una disminución de aproximadamente un 31% de despacho para operación de estas unidades térmicas.

Ello se hace más evidente cuando se ve la evolución de la Energía producida mensual (GWh). Se observa que la energía producida con Gas Natural de Camisea para el mes de abril 2020 fue de 1 109.885 GWh, producción menor respecto a los meses anteriores, con una variación aproximada de -86.9 % respecto a marzo 2020. Con ello se puede concluir que el uso de esta fuente de generación ha ido disminuyendo drásticamente los últimos dos meses, consistentemente con la disminución gradual de la demanda y costos marginales que se revisaron en párrafos precedentes.

Fuente: Boletín Mensual febrero, marzo y abril 2020 COES-SINAC

Afectación a las Centrales Térmicas que Operan con Gas Natural de Camisea

Como se sabe, el marco regulatorio establece que las centrales térmicas que operen con gas natural, deben cumplir no solo con disponibilidad de combustible, sino con capacidad de transporte de combustible del campo gasífero a la central[1]; lo cual ha constituido un fuerte incentivo para que suscriban contratos take or pay de suministro de gas natural, así como contratos en firme con transportistas y distribuidores de gas natural, que garanticen el transporte de dicho combustible desde el campo hasta la central.

Si bien este tipo de contratos aseguran para el Generador la disponibilidad del gas contratado, así como su transporte hasta la central; de otro lado, también los obliga a pagar por dicha seguridad independientemente del consumo de la molécula de gas o el servicio de transporte, constituyendo costos fijos para los Generadores que contratan bajo estas modalidades, el mismo que en un contexto sin requerimientos de despacho, tendrá un efecto muy fuerte en sus flujos de caja.

A la fecha se tiene 09 centrales térmicas en el parque generador que cumplen con los requisitos mencionados en el párrafo anterior, es decir, que no poseen ductos propios y deben firmar los contratos mencionados, representando el 45% del total de Potencia Instalada del parque generador térmico total, y el 25% del total de la Potencia Instalada de todo el SEIN, con un valor de 3 365.98 MW de Potencia Instalada de generación eficiente.

Para los generadores que utilizan gas natural de Camisea, se presenta el reto principal de mantener y respetar los contratos contraídos con los suministradores y transportistas de combustible, y recuperar sus costos en el mercado de Corto Plazo o mediante los contratos realizados con Usuarios Libres y Distribuidoras (Contratos Bilaterales o resultado de Licitaciones), pues al ser poco llamados a despachar, no tendrían ingresos importantes por inyecciones en las Valorizaciones de Energía Activa, teniendo una posición eminentemente compradora en el MCP.

En este caso, las generadoras podrán superar esta situación dependiendo de su posición en el mercado de contratos, presentándose dos (02) escenarios contrapuestos:

  1. La de los generadores térmicos con gran parte de su Potencia Firme comprometida mediante contratos de suministro a Usuarios Libres y/o Distribuidores.
  2. La de los generadores térmicos que no lograron cerrar contratos que comprometiesen parte importante de su Potencia Firme (recordemos que los contratos take or pay y de transporte firme, influyen en la determinación de la potencia firme).

Podemos afirmar que los generadores térmicos que retiran del MCP para cumplir con sus contratos con Usuarios Libres y/o Distribuidores podrían verse satisfechos con esta situación, pues estarían comprando energía a bajo precio, vendiéndola a sus clientes a un precio de contrato mayor. Sin embargo, un eventual rompimiento en la cadena de pagos afectaría dicha posición favorable, como lo veremos más adelante.

Así mismo, aquellos generadores térmicos que no tienen compromisos contractuales importantes, se encuentran en riesgo que sus ingresos por contratos no sean suficientes para cubrir sus costos fijos, dentro de los cuales se encuentran los contratos de gas (molécula y transporte), el repago de la deuda con la que financiaron la construcción de su central (recordemos que las centrales instaladas en Chilca son relativamente recientes y todavía se encuentran dentro de los plazos de pago del financiamiento), etc; ya que la parte no contratada de sus inyecciones le generarán ingresos muy bajos en el Mercado de Corto Plazo, como consecuencia de los bajos CMgCP antes mencionados.

Las Centrales RER y su Impacto en la Tarifa Regulada

Como es de conocimiento general, actualmente, las centrales que operan con Recursos Energéticos Renovables RER (Solares, Eólicas, Hidráulicas menores a 20MW y con materia prima como bagazo y biogas), poseen precios de adjudicación resultado de las subastas RER realizadas por Osinergmin desde el año 2009. Esto implica que estas centrales poseen un monto de remuneración asegurada, por el tiempo de duración de sus contratos firmados como resultados de la subasta.

Esta remuneración es pagada de dos fuentes:

  • Los ingresos obtenidos en el MERCADO DE CORTO PLAZO – MCP por concepto de Valorización de Energía Activa y por concepto de Valorización de Potencia, cuando corresponda, ya que no todas las tecnologías RER perciben remuneración por potencia.
  • PRIMA RER, es la diferencia entre los ingresos percibidos del MCP y el precio de adjudicación, la misma que es pagada por toda la demanda a través del Peaje Principal de Transmisión (subsidio cruzado). Los precios a pagarse en el Peaje Principal son establecidos anualmente por Osinergmin y actualizados mensualmente por el regulador.

Fuente: Elaboración Propia

De lo señalado se desprende que, en el supuesto que los Ingresos por el MCP se redujeran, la Prima RER que debería pagar la demanda sería mayor, con la finalidad de cumplir con la Tarifa Adjudicada según contrato establecido con las centrales RER.

Del cuadro siguiente se puede ver que la producción de las centrales Eólicas, Solares, Bagazo y Biogás, no ha disminuido de manera sustancial[2], por lo cual, para cumplir con el pago de la Tarifa Adjudicada de estas centrales, se requerirá un mayor pago de la Prima RER a cargo de la demanda, debido al impacto de la disminución de los CMgCP.

Fuente: Informe Mensual de Operación abril 2020 COES-SINAC

A continuación, se presenta las valorizaciones de energía activa para las centrales RER con la finalidad de evaluar el impacto en los ingresos provenientes del MCP en parte de la cuarentena por el COVID-19.

Fuente: Realización propia

Fuente: Realización propia

Es evidente que los montos por concepto de Valorización de Energía Activa disminuyen para los meses de marzo y abril 2020, de manera consistente con la disminución de los CMgCP.

Como consecuencia de la menor remuneración por concepto de Valorización de Energía Activa, los montos por concepto de Prima RER aumentarán en una proporción similar a la reducción antes señalada, lo que conlleva al aumento del valor del Peaje Principal de Transmisión. Esta situación impacta directamente en la facturación por este concepto de los clientes finales.

Como se puede apreciar, pese a la reducción de la demanda y CMgCP que deberían empujar a la baja los precios para los usuarios finales (libres y regulados), gracias al esquema regulatorio peruano, dicha reducción de precios en el MCP no se traslada a los clientes finales, sino que por el contrario empujará la tarifa al alza, distorsionando las señales de consumo al mercado. Esto es una distorsión que se presenta en el mercado peruano que distorsiona las señales de precios que recibe la demanda y que no sólo se encuentra presente en el caso de las centrales RER; ya que algo parecido sucede con otros cargos regulatorios adosados a la tarifa de transmisión (centrales de reserva fría, nodo energético, entre otros) y que no responden a las señales de precio del mercado, mostrando mucha rigidez.

Rompimiento de la Cadena de Pagos

Desde el lado de la demanda han acontecido eventos muy importantes que han impactado negativamente en el consumo en toda la economía, y consecuentemente en la capacidad de pago de los Usuarios Libres. Por su parte, no podemos dejar de destacar que el gobierno peruano emitió el Decreto de Urgencia N° 035-2020 disponiendo que todos los Usuarios Regulados con consumos de hasta 100 kWh-mes, podrían fraccionar los montos de sus recibos de energía eléctrica hasta en 24 meses, sin interés ni moras.

Así, desde que se anunciaron las medidas mencionadas, la morosidad del pago por el servicio eléctrico se incrementó en 40%, sin embargo, en ciudades del interior del país, el retraso en el pago del servicio, ha llegado en algunos casos en hasta el 80%.[3] Estos datos son coincidentes con los expresados por la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, en el cual indica que, ante la crisis relativa al COVID-19, el no pago de facturas eléctricas a nivel nacional, ha llegado al 60%, lo cual pondría en riesgo la provisión del servicio eléctrico.[4]

Los eventos descritos, tienen como corolario inevitable una disminución en los ingresos de las empresas Distribuidoras, lo que podría afectar su capacidad de cubrir sus costos fijos, entre ellos, los correspondientes a los contratos a firme de suministro de electricidad suscrito con los Generadores.

Lo señalado está generando que se inicien negociaciones a fin de no caer en situaciones de impagos (default) masivos, que de no tener resultados favorables, podría derivar en una afectación a las empresas generadoras, lo cual podría devenir en un efecto dominó, llevando a las generadoras a tener dificultades en el pago de las cuotas pendientes con los bancos nacionales y extranjeros que financiaron el desarrollo o adquisición de centrales de generación o su ampliación; pudiendo finalmente decantar en controversias en el fuero arbitral, judicial o administrativo.

Comentarios Finales

La reactivación económica no solo pasa por echar a andar los comercios y negocios en general, sino que se deben dar mecanismos para poder preservar la cadena de pagos en el sector energía, de esa manera se pueden dar las garantías para preservar el parque generador que provee la generación eléctrica indispensable para poner en marcha la economía y recuperarnos de la crisis económica después de la cuarentena por el COVID-19.

El Estado debe tomar nota de los efectos de la suspensión de pagos dispuesto por el DU 035-2020 y las consecuencias de la crisis por la paralización económica y, adoptar medidas que eviten la ruptura de la cadena de pagos que se podría extender hasta el sistema financiero, afectando así a la economía en su conjunto.

Autores:

Pablo Arturo Okumura S.

Abogado, Magíster en Finanzas y Derecho Corporativo, docente y ponente universitario, árbitro, Jefe del Departamento de Gestión Jurídica y Regulatoria del COES SINAC.

Maria Azucena Cabrera Ch.

Ingeniero, Magister en Ciencias con Mención en Energética y estudios de economía, Especialista en Transferencias en la Subdirección de Transferencias del COES SINAC.

 


[1] Articulo N° 110 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

“La Potencia Firme de una de las unidades generadoras del sistema se calculará según los siguientes criterios y procedimientos:

(…)

c) El COES propondrá al Ministerio el procedimiento para calcular la indisponibilidad de las unidades de generación, considerando entre otros, los siguientes criterios:

(…)

VII. Capacidad de transporte de combustible garantizado para las centrales térmicas. En el caso de unidades térmicas que usan gas natural como combustible, se considerarán los contratos a firme por el transporte del gas desde el campo hasta la central.”

[2] El DL 1002 establece que las Centrales de Generación RER tienen prioridad en el despacho.

[3] Articulo Diario Gestión del 22.05.2020: https://gestion.pe/economia/morosidad-en-el-pago-de-luz-llega-a-40-en-lima-y-a-80-en-provincias-noticia/?ref=gesr

[4] Boletín Estadístico Mensual Electricidad Marzo 2020: https://www.snmpe.org.pe/informes-y-publicaciones/boletin-estadistico-mensual/electrico/6217-bolet%C3%ADn-estad%C3%ADstico-mensual-el%C3%A9ctrico-marzo-2020.html


Sobre el Autor

Pablo Arturo Okumura S.

Abogado, Magíster en Finanzas y Derecho Corporativo, docente y ponente universitario, árbitro, Jefe del Departamento de Gestión Jurídica y Regulatoria del COES SINAC.

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