Hay un proceso regulatorio en curso para el sector de generación en el Perú que preocuparía a algunos actores por sus posibles implicancias en el suministro eléctrico.
Se trata del proceso que inició el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) para establecer el cálculo del Factor de Referencia de Contratación (FRC) para el transporte de gas natural destinado al consumo de plantas generadoras termoeléctricas.
En nuestro país, la producción eléctrica con térmicas a gas es la segunda fuente principal de generación después de las hidroeléctricas, aunque la realizada con energías renovables no convencionales (RER) crece cada vez más y en abril último ya alcanzaba al 15.28%, según el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado (COES).
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Nueva regulación que genera polémica
Como parte del citado proceso regulatorio, Osinergmin publicó en abril último una resolución en la cual fija el FRC antes mencionado a las térmicas a gas, para el periodo regulatorio mayo 2025 - abril del 2029, pero que ha generado polémica en el sector.
El FRC debe establecer un porcentaje mínimo de contratación de gas natural para que las térmicas aseguren su disponibilidad para operar cuando se les necesite, y en este caso, el regulador está reconociendo a esas generadoras aproximadamente un 66% de sus costos fijos correspondiente al transporte de dicho combustible.
Durante el plazo para plantear reconsideraciones a esa resolución, diversos actores del mercado presentaron observaciones y recursos de reconsideración.
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¿Qué reclamó el gremio empresarial?
Entre esos actores, destaca por ejemplo la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), que consideró inadecuada la fijación del ente regulador para determinar el FRC, afirmando que pondría en riesgo el suministro eléctrico seguro y el proceso de masificación de ese gas.
Según un comunicado de ese gremio, un FRC como el establecido aumenta la posibilidad de que, ante situaciones de variabilidad climática y sequía, esas térmicas no estén en capacidad de asegurar el suministro (al no tener mayor disponibilidad contratada de gas).
Ello, según la SPH, podría llevar a que (de no haber más gas contratado para las térmicas) se tenga que recurrir a generar con diésel, elevando el costo de producción de la energía, y acercándonos además a escenarios de riesgo de apagones.
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Se tendría un efecto contrario
Sin embargo, para el exviceministro de Energía Luis Espinoza, el atender el reclamo de la SPH, podría llevar a aumentar el FRC (del actual 66% planteado por el regulador) a un porcentaje mayor, pero que, de hacerlo Osinergmin, se tendría un efecto contrario al de intentar asegurar el suministro.
En diálogo con Gestión, el experto observó que, atender el pedido del gremio antes citado llevaría a que esas térmicas tuvieran que contratar transporte de gas natural como para atender al 100% su capacidad de producción, pero que ello aumentaría los costos fijos de esas empresas, presentando riesgos.
“Obligar a las generadoras térmicas a contratar transporte firme que no utilizarán eleva innecesariamente sus costos y podría forzar su salida del mercado, como ocurrió con EGASA en 2019. En ese escenario, algunas empresas podrían optar por concentrarse en otras tecnologías más competitivas, como las energías renovables, dejando de usar el gas natural como fuente de respaldo. Ese sí es un riesgo”, consideró.
Espinoza, quien fuera gerente de la División de Gas Natural de la Gerencia de Regulación Tarifaria de Osinergmin, explicó que el factor FRC fue aprobado el 2021 por norma del Ministerio de Energía y Minas (Minem) para reconocer el uso promedio de gas que las térmicas requerirán en los siguientes años, pero no un uso al 100%.
“Por ejemplo, si un generador tiene una planta térmica con capacidad total de generar 100 Mw, pero en promedio se calcula que va a usar 50 Mw (en los siguientes años) no se le puede exigir que tenga contratos de transporte de gas por los 100 Mw, sino por su consumo promedio, según la expectativa proyectada de consumo”, apuntó.
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Mayor costo no se podría trasladar a tarifas
Además, como las térmicas no podrían trasladar un mayor costo del transporte de gas (que no tienen la certeza de tener que usar) a los usuarios, a través de las tarifas eléctricas, al tratarse de costos fijos, éstos los tendrían que asumir esas mismas generadoras.
Recordó que lo que las tarifas reconocen son costos variables, en este caso, el consumo de la energía producida, más no costos fijos (como el transporte de gas), y que cargar a las térmicas más costos fijos, haría más rígida su operación, en desmedro de la competencia que buscan lograr frente a las otras tecnologías (hidroeléctricas, eólicas y solares).
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Asimismo, dio a entender que el espíritu de la norma que sustenta esta nueva regulación desde el 2021 (en reemplazo del anterior esquema de declaración de costos del uso del gas que fuera derogado por sentencia del Tribunal Constitucional), es determinar vía el FRC un valor que sea razonable, tanto para ser reconocido como costo fijo para las térmicas, sin causarles problemas graves, como razonable para el resto del sistema.
Así, Espinoza concluyó que, si por aumentarles el costo fijo las térmicas tienen problemas, ya no habría quien consuma ese gas (la generación consume el 50% del gas de Camisea), se afectaría más bien gran parte del suministro eléctrico.
Igualmente, advirtió, se estaría afectando a su vez la masificación del gas, pues las térmicas también subvencionan las redes del tendido de ese combustible, y con lo cual más bien subirían las tarifas de este último.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
