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Ronald Fischer asesora a Perú para mejorar su regulación eléctrica

Esta es la segunda vez que Ronald Fischer, Director del Centro de Economía Aplicada (CEA) de Ingeniería Industrial y experto en temas regulatorios, asesora al país vecino en este tema. Junto con Rodrigo Moreno, investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), trabajan para perfeccionar la regulación existente con miras a materializar una reforma en este sector.

La lógica indica que la situación perfecta es cuando un recurso sobra. Sin embargo, hay casos en los que esto juega en contra, contexto que Perú vive con su producción de electricidad.

¿Cómo se explica esto? Fischer, requerido por Perú para dar una salida a esto, entrega luces sobre este fenómeno.

“El mercado peruano de electricidad tiene una serie de distorsiones. Una de ellas es que el gas de Camisea, en vez de regirse por el precio internacional, se decidió vender más barato para el mercado interno, especialmente para generación eléctrica. Se trata de una situación algo equiparable a lo que hizo Venezuela con su petróleo”, explica Fischer.

A esto, dice, se suma el problema que el monopolio privado de gas ofrece este recurso a las empresas bajo condiciones de Take or Pay, que consiste en que el comprador se compromete a consumir determinadas cantidades, y está obligado a pagar por ese volumen, lo haya consumido o no en la fecha de vigencia del contrato.

“Lo que sucede en el caso peruano, sin embargo, es que hicieron muchas inversiones en centrales de electricidad y, por lo tanto, algunas centrales podrían no poder consumir todo el volumen que contrataron, con lo cual podrían tener que pagar por el recurso no consumido”, analiza el investigador.

Agrega: “Adicionalmente, en el sistema peruano, el precio de gas que declaran las empresas generadoras, y que determina si la central entra en operaciones, se fija una vez al año. Por lo tanto, declarar un precio elevado significa que el generador podría no operar gran parte del año, consumir menos gas y tener que pagarlo igual, pese a no generar ingresos”.

Más aún, pese a la sobreoferta, se decidió la entrada de centrales renovables no convencionales, haciendo licitaciones en que las centrales que solicitaban el menor precio por su electricidad eran elegidas. Y la diferencia entre el precio de mercado y el de la licitación lo pagan los usuarios. Por ello, cada vez que baja el precio en el mercado, aumenta el costo de este subsidio para los usuarios. Y los precios bajan porque los incentivos para los generadores que usan gas es declarar precios cada vez más bajos. Aunque los montos del subsidio son pequeños, la situación es políticamente inaceptable.

El investigador comenta que dados los menores precios en el mercado libre, los consumidores medianos y grandes contratan en ese mercado, reduciendo las ventas de las empresas de distribución. Y estas empresas, cuyos contratos de suministro eléctrico  son también del tipo Take or Pay, tienen grandes pérdidas porque deben pagar por electricidad no consumida.

Solución posible y solución óptima
Hace dos años, en su primera asesoría, nuestro investigador sugirió establecer un precio mínimo del gas que considerara la cláusula Take or Pay, y las ineficiencias de las centrales. Se trató, según cuenta, de una solución subóptima, pero que mejoraba la situación respecto a lo existente.

24 meses después, y ya en el contexto de esta segunda asesoría, Fischer y Moreno apuntan a una solución que incorpore los aspectos dinámicos que tienen los contratos con Take or Pay de menos del 100% y otras condiciones que les dan flexibilidad. Otra condición es que la solución no introduzca nuevas distorsiones al sistema. Aquí hay dos alternativas, la segunda de las cuales implica cambios mayores.

“Una posibilidad, que es un poco lo que se hace en Chile, es que el centro de despacho del sistema eléctrico conozca las características de los contratos e incorpore las inflexibilidades en su programa de optimización del despacho de centrales”, expone Fischer. La segunda opción, de más largo plazo, es la de pasar a un mercado de ofertas. En ese caso, las empresas de generación harían ofertas por cantidades de energía y su precio todos los días, y el centro de despacho las usaría para determinar qué centrales  utilizar.

Complementa: “Incluso sin hacer esos cambios, si las empresas pudieran declarar los precios del gas dos veces al año, la situación mejoraría algo. Eso, porque, además, tienen un período de lluvias intensas, en el que se genera mucha hidroelectricidad. Al poder declarar precios distintos de la temporada de estío, el sistema eléctrico se podría adaptar mejor a las variaciones en la producción de hidroelectricidad”, concluye Fischer.