16 Jul 2021

Esta historia continuará: Los costos variables de generación térmica

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Abrimos la entrega más esperada en la controversia relacionada a los precios de gas natural reconocidos para la generación térmica, aquella que nos dirá si el cambio normativo funciona o no para brindar una certera señal de precios en el mercado eléctrico.

 

Recordemos que los inconvenientes en esta materia nacieron con las declaraciones de precios de las empresas de generación térmica al COES SINAC, según lo que contemplaba el Decreto Supremo N° 043-2017-EM. Estas declaraciones cercanas a cero producían que los costos variables de estas centrales sean menores y, en consecuencia, el costo marginal sea bajo (esto se realizaba a fin de asegurar su despacho en la operación y, en consecuencia, asegurar su remuneración por potencia y energía). Las declaraciones cercanas a cero perjudicaban a las empresas de generación de base (principalmente hidroeléctricas), quienes tienen una expectativa de ingresos en función del costo marginal que marque la unidad de generación que opere en la hora punta del sistema. Si este costo es menor, la recuperación de las centrales de base también es menor.

 

El conflicto de esta historia se abre con la demanda de acción popular planteada por Luz del Sur S.A.A. contra el Decreto Supremo Nº 043-2017-EM, por considerarlo inconstitucional al vulnerar el derecho a la igualdad, el principio de interdicción a la arbitrariedad y el principio de eficiencia de la normativa eléctrica. La Corte Suprema de Justicia de la República declaró inconstitucional dicho Decreto Supremo, ordenando al Estado Peruano cumplir con regular la determinación del precio de gas natural para los fines de generación eléctrica, de cara a la previa regulación.

 

Así, a través del Decreto Supremo N° 031-2020-EM, que fungió de una aparente solución al conflicto, el MINEM ordenó al COES SINAC remitir al OSINERGMIN, la propuesta de modificación de los procedimientos técnicos relacionados con la determinación del precio de gas natural para generación eléctrica (entrega de información de combustible, costos de suministro, transporte y distribución de gas natural, con informes sustentatorios), en virtud del régimen de costos auditados establecido en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

 

En vista de ello, el COES remitió al OSINERGMIN una propuesta de modificación del Procedimiento Técnico N° 31 “Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación” (PR-31), el cual incluyó la modificación de la metodología y criterios para la determinación de los costos variables de estas centrales.

 

La propuesta de modificación del COES suponía, a partir del cumplimiento del principio de igualdad identificado en el pronunciamiento judicial, que las generadoras, de manera independiente al tipo de insumo utilizado para su producción eléctrica y de su tipo de tecnología, reciban el mismo tratamiento en cuanto al cálculo de sus costos variables, dado que no existe una base razonable para efectuar un
tratamiento diferenciado.

 

Esto, ha sido recogido por el organismo regulador quien mediante la Resolución N° 092-2021-OS/CD, publicada el 4 de mayo, finalmente ha aprobado la modificación del PR-31. Así, la autoridad regulatoria ha confirmado con el nuevo texto normativo, que ya no existe una declaración de precios, y que, por el contrario, el común denominador para las generadoras será el reconocimiento del costo efectivamente incurrido para la producción eléctrica, debidamente sustentado.

 

En ese sentido, OSINERGMIN advierte, correctamente bajo nuestro entender, que la inclusión de las cláusulas take or pay no se encuentran directamente relacionadas con la producción de energía, por lo que considerar en su totalidad el monto asociado a tales disposiciones contractuales, supondría una afectación del principio de eficiencia en perjuicio de los usuarios libres y regulados. Entonces, el mandato que ha informado la modificación del PR-31, ha sido la adopción de los costos efectivamente incurridos por las centrales, independientemente de si estos han sido calificados como take or pay en sus respectivos contratos de suministro.

 

Entonces, el PR-31 modificado define que el precio unitario del suministro de combustible será el cociente del monto de pago por la energía consumida o la energía equivalente al volumen autorizado por el proveedor, entre la cantidad de la misma energía; en otras palabras, el precio unitario de combustible es el resultado obtenido de la división del precio pagado entre la cantidad. Para los costos de transporte y distribución, se incluye también los costos a firme, debido a que, a diferencia del caso de suministro, en estos últimos no existe previsión de cláusulas “carry forward” y “make up”, por lo que el pago efectuado por estos servicios construye directamente la producción de electricidad. Para todos estos fines, el PR-31 modificado señala que los participantes generadores deberán realizar los cálculos para la presentación de su información, entregando a su vez, de manera obligatoria, el informe sustentatorio correspondiente.

 

Si bien el sustento de OSINERGMIN para la modificación al PR-31 indica que no hay un impacto en el usuario final (únicamente la reducción en 1% de la prima RER), y además, un efecto “colateral” en los contratos de suministro, lo cierto es que sí existe un impacto real en estos contratos en la actualidad, dado que éstos vienen siendo renegociados frente a la expectativa de cómo se comportará el precio spot en el mercado mayorista, una vez producida la efectividad de la modificación del PR-31. En consecuencia, más que un efecto colateral, es un efecto directo y actual respecto a los precios contemplados en estos contratos, que también influye en la posibilidad de extensiones de plazos según los precios que las partes puedan acordar, de cara al futuro comportamiento del mercado mayorista.

 

En menos de un mes de vigencia del PR-31 modificado, se advirtieron aspectos que no quedaron claros. Así, en particular se debe referir al artículo 2 de la Resolución 092-2021-OS/CD, el cual dispuso que la primera información que debía ser remitida al COES, se haría hasta el 20 de junio de 2021, teniendo efectos dentro del cálculo que se realice a partir del 1 de julio de 2021. Esta disposición fue evaluada por el COES, el cual informó al organismo regulador la inconsistencia respecto a los supuestos en que no contara con información para la primera determinación de costos variables, dado que podría haberse dado un escenario en que se mantenga información del régimen declarado inconstitucional.

 

En ese sentido, OSINERGMIN decidió, mediante Resolución 121-2021-OS/CD publicado el 12 de junio, precisar el artículo 2 de la Resolución 092-2021-OS/CD, de manera tal que en caso que los participantes generadores no efectúen la primera presentación de información o no subsanen las observaciones dentro del plazo otorgado, entonces el COES deberá aplicar el numeral 4.2 del Anexo 3 del PR-31 modificado, es decir, aplicar como precio de combustible, el mayor precio del combustible gaseoso definido por el Osinergmin para efectos tarifarios considerando el (100/90) de la tarifa de transporte y distribución, expresado en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica por Giga Joule (USD/GJ), referido al Poder Calorífico Inferior, hasta que la información sea presentada y revisada. Esta primera presentación, también según la precisión publicada por OSINERGMIN, se realiza hasta el 21 de junio.

 

Con la precisión efectuada por OSINERGMIN, entramos con expectativa en la siguiente – ¿y última? – entrega de esta historia, donde veremos el resultado exacto sobre cómo cambiará el costo marginal en mérito a la aplicación del PR-31 modificado. Si bien se han realizado especulaciones sobre el posible incremento del costo marginal en más del 40%, lo cierto es que no podremos saber si estas especulaciones son ciertas hasta que veamos el resultado del costo marginal. En cualquier escenario, lo que se espera es que esta modificación otorgue predictibilidad y una verdadera señal de precios del mercado mayorista, y que con ello, se clarifique el escenario, de aquí en adelante, en el que se realizarán las futuras negociaciones de contratos de suministro.

 

Artículo originalmente publicado en Revista Energía.

Para acceder, visite este link: https://bit.ly/2WqFVad

 

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