CHRISTIAN LENGUA

La Comisión del Energía y Minas del Congreso de la República se reunió con representantes del Ministerio de Energía y Minas (Minem), Osinergmin y el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para discutir la problemática que se ha generado para modificar la regulación eléctrica en cumplimiento de una sentencia de la Corte Suprema. Este 23 de marzo, el ente regulador Osinergmin realizará la prepublicación de una propuesta en ese sentido.

A manera de contexto, Rolando Salvatierra, socio senior del Área de Electricidad y Derecho Administrativo del Estudio Muñiz, explicó que este tema no es nuevo, sino que viene del 2004 cuando en el Perú se empieza a generar electricidad con gas natural. La legislación en ese momento no estaba preparada para asimilar el ingreso de centrales térmicas con gas porque los costos del mercado de gas estaban en función del diésel y el petróleo.

“Desde ese momento, cuando las empresas comienzan a despachar energía comienza el problema de los costos declarados para la generación eléctrica. Estos costos son importantes porque las empresas generadoras despachan la energía en función de sus costos marginales y mientras estos sean menores, su despacho va a ser primero. Por eso la importancia para las generadoras térmicas y en realidad para todo el mercado”, manifestó el experto.

Lo que se quiere buscar es que se reconozcan los costos verdaderos, hay una distorsión en el mercado eléctrico que se ha corregido no por iniciativa propia de la regulación, sino por una sentencia de la Corte Suprema, señaló Salvatierra. Y agregó que lo importante es que se elimine la distorsión que existe.

¿Qué se espera del documento de Osinergmin? Diego Díaz Pastor, asociado de Marcoconsult y especialista en temas de energía, sostuvo que el COES la semana pasada ya envió su respuestas a Osinergmin a las observaciones que él planteó respecto a la primera propuesta, y en esta última versión se nota claramente un criterio de flexibilidad en la consideración de los conceptos que se deben tomar en cuenta para el cálculo del precio del gas natural.

Esta postura del COES, apuntó, es distinta a la inicial que tenía un planteamiento bastante más rígido que era sumar los tres conceptos de la tarifa total del gas (suministro, transporte y distribución), e incorporar también de manera más formal el periodo de transitoriedad, hasta que se active el mercado secundario del gas natural.

"En nuestra opinión, este planteamiento es más cercano a las consideraciones que dio Osinergmin, que pedía que se evalúe la razonabilidad económica de considerar los conceptos de transporte y distribución firme a los que están sujetos las empresas eléctricas. En ese sentido, creemos que es posible que Osinergmin esté más de acuerdo con este último planteamiento. De hecho, ha habido mucha controversia respecto a cuál va a ser el criterio final, ya que hay posiciones bastante diferenciadas”, puntualizó Díaz Pastor.

Añadió que está en manos del Osinergmin dar la decisión final de cómo va a ser este mecanismo regulatorio, y todavía estamos en una etapa temprana del proceso. Acotó que la próxima semana habrá un espacio de comentarios y los agentes del mercado podrán hacer sus comentarios, y dar sus argumentos técnicos.

Adicionalmente, dijo que ya se tiene prácticamente un plazo claro sobre cuándo debería estar lista la nueva regulación, que apunta a un incremento de los precios spot (precio corriente de un producto) en los próximos meses a partir de julio y de forma progresiva en los próximos años, en la medida que se está cerrando la situación de sobreoferta.

Por su lado, el ex viceministro de Energía, Luis Espinoza Quiñones, cree que solo queda esperar que Osinergmin revise el tema de cómo entran los costos fijos, analice la información y determine el precio de los combustibles. “Debe verse toda la data que el COES le ha mandado y plantearse diversas formas de representar el costo variable de la central”.

Agregó que el problema con el método del COES es que dependería de cómo va el mes para ver al siguiente mes qué costo utilizar. “Eso es lo complejo de ese método. Y diría que por lo pronto tenemos que esperar para medir el impacto”, subrayó.

Efectos en los usuarios

Para Salvatierra se dice mucho que esto va a elevar los precios al mercado de clientes regulados y clientes libres, pero consideró que el costo no debería tener mayor variable, porque es un costo que afecta al despacho de energía o sea al costo marginal dentro del COES.

“Tanto es así que las generadoras técnicas en algunos contratos, no todas, de clientes libres están poniendo que se revisarán los precios dependiendo de lo que se regule. Si se supiera cuáles son los verdaderos costos que van a salir no pondría eso en los contratos”, refirió.

En esa línea, Díaz Pastor manifestó que el efecto en los usuarios regulados será marginal, y probablemente habrá reducciones de centavos al mes. Por el concepto de la Prima RER (Recursos Energéticos Renovables) no debería haber un efecto muy importante.

“Sí podría haber un efecto en los niveles de precios en los contratos que se firmen después del 2025, estamos hablando de un horizonte más a largo plazo, pero todavía hay incertidumbre sobre cuál va a ser el nivel de penetración de las energías renovables en el mercado peruano. Dependiendo del nivel de penetración, los precios se van a equilibrar de un nivel o de otro”, indicó.