Nuevas tarifas eléctricas (Publicado: Octubre de 2004)

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OCTUBRE II - 2004

NUEVAS TARIFAS ELÉCTRICAS En el Informe Quincenal 02-2004 de la SNMPE explicamos cómo se realiza el cálculo de las tarifas de energía al usuario final, en este vemos cómo se realizó la última regulación tarifaria realizada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg), que regirá a partir del 1 de noviembre de 2004.

El 15 de abril del 2004 se publicó el DS 010-2004-EM, el cual modifica el literal b) del artículo 119 y el artículo 123 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, precisando los requisitos y condiciones que Osinerg debe tener en cuenta en el proceso de fijación de los precios en barra a la hora de determinar el Plan de Obras de los proyectos de generación y transmisión que podrían entrar en operación en los próximos cuatro años, así como los proyectos con demandas superiores a 10 MW. Asimismo, se reglamenta el tratamiento que se deberá dar a la demanda y oferta internacional.

Estas modificaciones han sido consideradas en el proceso de fijación tarifaria para los precios en barra, realizado recientemente por Osinerg, los cuales tendrán una vigencia de seis meses, período luego del cual nuevamente se fijará las tarifas vigentes para los siguientes seis meses y así sucesivamente.

Las tarifas en barra son revisadas y actualizadas por Osinerg en mayo y noviembre de cada año y en cada una de las fijaciones se proyecta lo que va a pasar en los siguientes cuatro años, tanto por el lado de la demanda de energía eléctrica como por el lado de la oferta.

El Comité de Operaciones Económicas del Sistema (COES), institución técnica independiente que se encarga de operar el sistema eléctrico en su conjunto a nivel nacional presenta su propuesta para la fijación del precio en barra y Osinerg revisa dicha propuesta con la que puede o no estar de acuerdo.

El 24 de setiembre de este año, Osinerg realizó la prepublicación de las tarifas en barra, luego del análisis del informe presentado por el COES, las cuales regirán a partir del 1 de noviembre. Finalmente el 18 de octubre y después de analizados los recursos de reconsideración formulados por diversas empresas e instituciones, Osinerg publicó en el diario oficial el Peruano la Resolución con las tarifas que regirán para los siguientes seis meses.

Criterios utilizados para la fijación de la Tarifa en Barra Para la fijación de las tarifas, Osinerg se rige por un marco legal basado en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y la Ley de Transparencia y Procedimientos Regulatorios.

El precio en barra incluye el precio de la energía, el precio de la potencia, el peaje de transmisión y la Garantía por Red Principal de Camisea. El 70% del precio en barra está constituido por el precio de la energía y de la potencia, lo que a su vez representa el 48% del componente de la tarifa al cliente final.

El precio de la energía depende de la proyección que se haga de varios factores como lo son: o la demanda estimada para los próximos cuatro años, o la oferta estimada para los próximos cuatro años, o el comportamiento del precio de los combustibles, o el escenario de hidrología asumido y la situación de los embalses, entre otros.

Para proyectar la demanda de energía se utilizó un modelo econométrico que pronosticó las ventas desde el 2005 hasta el año 2008, considerando las siguientes variables: o Las pérdidas de distribución reconocidas y esperadas, así como las pérdidas en subtransmisión y transmisión, o La demanda de algunas cargas incorporadas y proyectos considerando la documentación presentada por las empresas responsables, y o La demanda asociada a la interconexión con Ecuador, según lo establecido en el D.S. 0102004EM. La proyección de la demanda para el 2004 se realizó mediante un procedimiento de estimación basado en los datos de producción de enero a agosto del 2004. Además se consideraron las proyecciones del PBI de los años 2004 y 2005 calculados por el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) y no se consideraron por separado la demanda de los proyectos mineros como Minera Aurífera Retamas (Marsa) y Consorcio Minero Horizonte, como inicialmente lo había propuesto el COES. Para la Interconexión con Ecuador se estimó una demanda anual de 138 GWh considerando la entrada en operación desde enero del 2005 con algunas restricciones operativas del enlace, y magnitud y configuración de la Sub Estación Machala. Cabe señalar que el COES consideró una demanda anual de 243 GWh. Para proyectar la oferta de energía eléctrica se tomaron en cuenta los siguientes aspectos: o Las fechas de puesta en operación de las obras en construcción y las establecidas en los contratos de privatización. o Se identificaron tecnologías factibles para el desarrollo de la generación. o Se buscó la adecuada combinación de tecnologías que minimice el costo esperado de inversión, operación y racionamiento del sistema. o La estimación de los ingresos que obtendrían las nuevas plantas sólo de la venta de su energía y potencia a tarifa en barra. o El monto de inversión y los costos de operación y mantenimiento inherentes a cada planta. o La diferencia actualizada entre los ingresos y costos de un proyecto debe ser mayor o igual a cero, considerando la tasa de descuento establecida en la ley.

A partir de esta última fijación tarifaria, Osinerg debe aplicar, como ya lo mencionamos, lo dispuesto por el D.S. 010-2004-EM, el cual señala expresamente: “Se consideran factibles de entrar en operación en el período para los próximos 48 meses, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación según corresponda y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial”.

Así, Osinerg ha argumentado que como consecuencia de la aplicación del D.S. 010, no fue posible evaluar como parte de la oferta los proyectos que aún no cuentan con títulos de concesión o autorización, los mismos que se pueden resumir en: o La ampliación de la central Machu Picchu (70 MW adicionales) entre el 2007 y el 2008. o La reconversión de la unidad Westinghouse de EDEGEL para usar gas natural entre el 2007 y 2008. o Una nueva unidad de ciclo combinado (340 MW) prevista en el Plan Referencial y en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP a mediados del 2008.

De haberse incluido dichos proyectos en la fijación del precio de la energía, éste se hubiera incrementado en menor cuantía. El plan de obras considerado en la oferta se resume en el siguiente cuadro: FECHA DE

PROYECTO

INGRESO Ene. 2005

Presa Pillones (71 MMC)

Ene. 2005

Regulación de la laguna Rajucolta (10 MMC)

Abr. 2005

Rehabilitación del Grupo 1 C.H. Callahuanca (2.5 MW)

Jul. 2005

Rehabilitación del Grupo 2 C.H. Callahuanca (2.5 MW)

Jul. 2005

C.H. Yuncán (130 MW)

Oct. 2005

Rehabilitación del Grupo 3 C.H. Callahuanca (2.5 MW)

Jun. 2006

TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversión Ventanilla TG4)

Cabe resaltar que muchos de los analistas expertos en temas energéticos argumentan que la dación del D.S. 010 fue necesaria y que se debió haber expedido con anterioridad. Con esta nueva normativa se da seguridad a los inversionistas, quienes ahora saben de antemano que existen requisitos mínimos que deben cumplirse a la hora de introducir las nuevas ofertas en la fijación tarifaria. Así por ejemplo, no se podría incluir la ampliación de la central de Machu Pichu porque ni siquiera Pro Inversión ha convocado a la licitación y las bases no están listas.

Una nueva unidad de ciclo combinado tampoco se debiera incluir en la proyección porque no hay ningún inversionista que haya solicitado autorización para ello.

Por último, si Osinerg quisiese introducir dichos proyectos, lo puede hacer en un futuro cercano, de cumplir con los requisitos básicos que menciona el D.S. 010, dado que la fijación tarifaria se revisa cada seis meses.

Lo único que hace el D.S. 010 es dar mayor predictibilidad al proceso de fijación tarifaria, lo cual ayuda a atraer nuevas inversiones al sector, necesarias para hacer frente al crecimiento de la demanda eléctrica, la cual a la fecha es del orden del 6% al año.

En lo que respecta al precio de los combustibles, se considera los precios del Diesel 2, Residuales, Gas Natural y Carbón.

El incremento del precio de los combustibles representa un aumento de la tarifa a usuario final de aproximadamente 0.5% y 1.6% con respecto a la regulación tarifaria de mayo del 2004.

Para el caso del carbón se utiliza el precio promedio de los últimos doce meses (set. 2003ago. 2004) de los tres carbones más baratos según el International Coal Report (Venezuela, Indonesia y Australia). En total el promedio fue de 61.72 US$/Ton. Para el gas natural se utiliza el precio del gas en boca de pozo y las tarifas de transporte y distribución del gas natural, en total el precio del gas natural es de 1,746 US$/TM. Adicionalmente, para la fijación del precio de la energía se ha considerado: o Potencia efectiva del Complejo Mantaro, los registros de producción del 2003 y 2004, existiendo evidencia de que la potencia se ha incrementado como consecuencia de la modernización efectuada en las turbinas. Se ha estimado la potencia efectiva considerando un margen de error de 1,5%: 643,1MW. o Lago Junín, en el caso de la operación de los embalses que alimentan centrales hidroeléctricas las decisiones de almacenamiento se realizan en función del costo de oportunidad del agua almacenada en el embalse, la cual se determina a través de modelos de simulación de mediano y largo plazo. No se encuentra satisfactoria la absolución del COES-SINAC, habiéndose procedido a fijar el volumen del lago Junín igual a 60 MMC (mínimo).

Para el caso del precio de la potencia se debe definir el tipo, tamaño y ubicación de la unidad de punta y estimar los costos de inversión y los costos fijos de operación y mantenimiento de la unidad de punta y de su conexión a la red.

Finalmente, el incremento en la tarifa de barra fue la siguiente: TARIFAS

Unidades

Vigente al 30 Set. 2004

Propuesta

Variación

Osinerg

Precio Promedio de la Energía

ctm S/./kwh

8.93

10.16

13.8%

Precio de la Potencia

S/./Kw - mes

15.99

17.10

6.9%

Peaje por Conexión

S/./Kw - mes

16.48

16.48

0.0%

Precio Promedio Total

ctm S/./kwh

16.94

18.45

8.9%

¿Qué pasa con el Usuario Final?

Finalmente, el usuario final de tipo residencial verá un incremento en su tarifa de entre 3.5% y 4.5% para consumos mayores a 30 KWh/mes, dependiendo de su nivel de consumo. Para aquellos que consumen menos de 100 KWh/mes, el incremento va a ser menor, y será mayor para los que consuman una cantidad superior.

Se han esgrimido algunas opiniones en contra del D.S. 010-2004-EM, en las que se afirma que de no haberse publicado, el incremento en la tarifa hubiera sido menor, porque se hubieran tomado en cuenta otros proyectos para la estimación de la oferta y se hubiera dejado de considerar la demanda del Ecuador.

Ya hemos mencionado que la dación de dicho Decreto Supremo era necesaria por cuanto le otorga al Osinerg nuevas variables que deben ser consideradas en la fijación tarifaria y le dan al inversionista mayor seguridad y confianza con lo que sucederá en el futuro cercano, lo que sin duda tiene dos grandes ventajas: en primer lugar se incentivan las inversiones en el sector lo que producirá que los siete millones de peruanos que no tienen luz puedan acceder a ella y en segundo lugar: que la tarifa disminuya en el mediano plazo, una vez que se construyan nuevas centrales eléctricas y se renueve el parque de reserva, con la utilización del gas natural.

La fijación tarifaria no debe ser vista en el corto plazo, sino en el largo plazo, es preferible pagar hoy un poco más que no tener asegurado el suministro en el largo plazo. La reducción de las tarifas llegará en la medida en que vengan nuevas inversiones.