Ha transcurrido más de un mes desde que la Sala de Derecho Constitucional y Permanente de la Corte Suprema de Justicia, sentenciase derogando el Decreto Supremo (DS)-043-2017-EM, que tiene connotación en la formación de precios de un sector del mercado eléctrico, denominado mercado spot (MS) y que trae como consecuencia que el Ministerio de Energía y Minas (Minem) tenga que emitir un DS en plazo perentorio, pues la normativa sobre el particular ha quedado a la deriva.

La importancia de las transacciones en este mercado es que tiene enorme trascendencia en el Fondo Consolidado de Reservas (FCR), cuyos resultados de gestión financiera se utilizan para pagar a los pensionistas del Sistema Nacional de Pensiones (SNP) a cargo del Organismo Nacional Previsional (ONP).

El nexo entre operaciones del MS de electricidad y el FCR, se hace a través de la estatal de generación, Electroperu (ELP). El FCR, es propietario del 85.7% de las acciones de esta empresa y el 14.3% restante pertenece al holding estatal Fonafe.

Electroperú ha tenido pérdidas comerciales por 476 millones de soles

Las memorias anuales de ELP, señalan que en el período 2017-2019, en las operaciones de compra-venta de energía, la empresa tuvo pérdidas cuantificadas en millones de soles (MMS/.) de: 124.7 en el 2017; 165.7 en el 2018 y 189.2 en el 2019. En total, 479.6 MMS/. en tres años, un promedio anual de 160 MMS/.

La actuación de ELP como comercializador se le impuso compulsivamente basándose en el DS-003-2011-EM. Tenía que comprar la producción de las hidroeléctricas que ganaron la licitación de suministro en marzo del 2011, con una capacidad de 484 megavatios (MW), debiendo venderla a las distribuidoras de propiedad estatal. Debido al superávit de oferta que se viene experimentando desde el último trimestre del 2016, tiene un excedente que lo tiene que colocar en el MS

El excedente es del orden del 28% de la energía que debe cancelar obligatoriamente y dadas las condiciones de formación de precios en el MS, los vende a cerca de 20% del precio que paga al comprar. De allí la pérdida acumulada en los tres últimos años.

El origen del problema del precio en el mercado spot

Desde el 2017, el precio en el MS se ha desplomado llegando a estar en el orden de 10 dólares/megavatiohora (US$/MWH), promedio anual, mientras que en el mercado de contratos las transacciones se valorizan a 60 US$/MWH.

Se ha llegado a esta situación pues con la legislación (DS-016-2000-EM) que regía las operaciones en el MS en el 2017, correspondía a un mercado de relación oferta y demanda equilibrada y no de excedente de oferta, como el que se está experimentando.

Una primera lectura de las operaciones donde las empresas vienen comprando en el MS a 10 US$/MWH y vendiendo a precios desde 20 US$/MWH, era que estábamos en una señal de mercado que funciona: “a más oferta el precio cae”.

El argumento central era que el costo variable, que define el precio en el MS para las termoeléctricas de mayor capacidad de producción era no mayor 3.28 US$/MWH, porque tienen contratos donde los proveedores de gas natural (GN) obligan a pagar por suministros que no consumen. El costo total real del energético era del orden de 24 US$/MWH, pero solo se consideraba variable 3.28 US$/MWH, que era el cálculo que se hacía de conformidad al DS-043-2017-EM, derogado por sentencia judicial.

El desmentido de la Sociedad de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE)

La teoría del mercado que funciona comienza a desmoronarse mediante un documento remitido por la Gerencia de Hidrocarburos de la SNMPE a la Comisión de Reforma del Sistema Eléctrico (CRSE), de fecha 03.09.2019, donde señalan que las termoeléctricas: Engie, Enel Generación y Kallpa Generación, nunca han pagado por GN no suministrado. De otro lado, la estatal Egesur pagó tan solo 1.33 MMUS$ en 9 años, Termochilca 1.33 MMUS$ en 3 años y Fénix Power 2.0 MMUS$ en 3 años; por gas no suministrado, cantidades ínfimas en su estructura de costos.

Esto tiene enorme significado, pues el suministro del GN representa aproximadamente el 50% del costo de su adquisición, que comprende: suministro, transporte y distribución. De esta manera el 3.28 US$/MWH considerado como costo variable, no es tal, sino es de 12 US$/MWH. Aún está pendiente la discusión sobre el real costo fijo del transporte y distribución.

La necesidad de normar con urgencia

Lo explicado muestra un escenario distinto al que se venía discutiendo, y amerita que el Minem esclarezca y fije reglas de operación del MS, para ello ya existe desde junio del año pasado la CRSE. Habiendo transcurrido más de un año ya deben tener los elementos de juicio por lo menos para hacer una prepublicación del DS que sea el referente normativo.

La urgencia de normar no solo la da la sentencia en la Corte Suprema, sino que las relaciones de mercado distorsionadas se mantendrán hasta el 2025 sino se actúa. Los cálculos de la relación oferta eficiente (hidroeléctricas y termoeléctricas) y demanda, señalan dicha fecha.

Este año 2020 se registrará otra pérdida de ELP en su operación como comercializador, afectando los fondos del SNP. Hay una obligación gubernamental de abordar con seriedad el tema y no estar alargando una decisión, que parecería ser la táctica del Minem, al haber solicitado una aclaración a la Corte Suprema de la sentencia dada.

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