El costo marginal sigue al alza pero no por la exportación de gas, aclaran especialistas

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Esta semana el costo marginal de la electricidad (precio spot) volvió a registrar valores inusitadamente elevados debido al reingreso al sistema de la reserva fría a diésel, combustible caro y contaminante, en un contexto de menor producción de energía, tanto hidroeléctrica como de gas natural.

De acuerdo al COES, esto es el resultado de dos eventos que han convergido desde inicios de mes. Uno es el “retraso atípico de la temporada de lluvias” debido a la aparición de La Niña Costera, fenómeno que ha motivado que la generación hidráulica disminuya en 17% (500 MW).

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Y el otro es la falta de suministro de gas natural, que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, como es el caso de Santa Rosa (Enel).

“Cabe aclarar que esto no significa que hay una menor producción de gas en Camisea, pues esta sobra. Y tampoco significa que las tarifas de los usuarios regulados (hogares) han subido”, apunta Felipe Cantuarias, presidente de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH).

¿A quiénes perjudica, entonces, la subida del costo marginal?

PLEITO DE GENERADORES

En esencia, explica Anthony Laub, socio de Laub, Quijandría y Gomero (LQG), los afectados son los generadores eléctricos y algunos grandes clientes - industriales y mineros - que tienen “sus contratos indexados al costo marginal o precio spot”.

Esto es, al indicador que rige las compras y ventas de energía de corto plazo entre generadores eléctricos en el mercado spot.

El problema, anota Arturo Vásquez, experto en energía y presidente de Distriluz, es que dicho indicador se ha disparado desde US$30 MW/hora, que es el costo de generar electricidad con gas natural, hasta US$200 MW/hora, costo de generación con diésel.

“Como consecuencia, este es un pleito de los generadores de energía, particularmente, de aquellos que no pueden despachar toda la electricidad de sus contratos por falta de agua o gas y se ven precisados, por tanto, a comprar la diferencia en el mercado spot al precio de US$200 MW/hora”, precisa Vásquez.

Se trata, como vemos, de un problema que afecta solamente a algunas grandes empresas, más no a los clientes residenciales.

Es más, Laub destaca la resiliencia del sistema eléctrico, pues en medio de esta ‘tormenta perfecta’ no nos hemos quedado sin energía.

“El sistema ha respondido como se esperaba. El costo marginal ha subido, es cierto, porque el COES tuvo que recurrir al diésel, pero si no contáramos con toda esta reserva tendríamos que traer el combustible en buques”, remarca.

¿Por qué entonces nos debería preocupar la subida del costo marginal?

GAS PARA EXPORTACIÓN

La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) considera que el encarecimiento del costo marginal es una advertencia de que urge construir más centrales solares y eólicas, tecnologías baratas y ambientalmente amigables.

Laub sostiene, por el contrario, que se trata de una ‘señal’ de que hace falta construir más generación eficiente, es decir, más centrales térmicas a gas natural, en vez de nuevas plantas solares y eólicas.

“Este no es un problema del transporte ni de la exportación de gas natural, sino del sistema eléctrico que se encuentra al límite”, indica.

Especialistas consultados para este informe advierten, en efecto, que la exportación de gas natural de los lotes 56 y 57 no restringe el suministro para las centrales térmicas, procedente del lote 88.

Esto, por una sencilla razón, y es que “no hay uno sino dos ductos, independientes y diferenciados, los cuales están orientados hacia la exportación y el consumo interno”, anota Felipe Cantuarias.

Según estadísticas de Osinergmin, el volumen de gas destinado a Planta Melchorita (Perú LNG) promedió 559 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2022, es decir, menos que su capacidad de diseño, de 600 mmpcd.

¿Entonces, a qué se debe la falta de suministro de gas natural que “limita la generación de algunas centrales térmicas”, a decir del COES?

DISTORSIÓN REGULATORIA

Anthony Laub refiere que en noviembre se registró un pico en el consumo de electricidad, motivado por el regreso a la presencialidad laboral, tras los agudos embates del COVID-19, y por la proximidad de la campaña navideña.

Sin embargo, esto no explica el por qué varias centrales térmicas no podían ni pueden conseguir más suministro de gas.

Arturo Vásquez apunta que esto es consecuencia directa de la puesta en vigor de una nueva regulación que “exime a los generadores térmicos de la obligación de contratar el gas suficiente para prender sus plantas al 100%”.

Nos referimos al DS 003-2021-EM, el cual “genera una ficción” en la cual un generador térmico solo contrata el 50% o 60% de capacidad de transporte, pero aparece como si hubiera contratado el 100%.

“Con esta medida los productores de energía térmica tienden a contratar menos gas en firme y a firmar contratos interrumpibles que no tienen garantía de suministro de gas en épocas de congestión”, remarca Vásquez.

Eso es, precisamente, lo que ocurre ahora. TGP, operador del ducto de Camisea, viene priorizando el abastecimiento de gas a los clientes que han firmado contratos en firme, como Perú LNG (que consume el mismo volumen que contrata), pero viene dejando en segundo lugar a los que han firmado contratos interrumpibles.

De acuerdo a Laub, este es un riesgo que algunos generadores eléctricos han tomado por política comercial propia, la cual “a veces funciona y a veces no”.

LQG ha calculado que hay 130 o 140 mmpcd de gas que no están contratados y que se manejan de forma interrumpible. ¿Habría aquí una oportunidad para estabilizar los costos marginales?

NODO ENERGÉTICO DEL SUR

Arturo Vásquez considera que sí.

“Lo que esto revela es que el DS 003-2021-EM ha generado distorsiones para el suministro de confiabilidad, porque en la regulación anterior la central térmica Santa Rosa habría tenido un contrato en firme y no interrumpible. Esto amerita una corrección regulatoria”, indica,

Por el contrario, Laub sostiene que esto no resolverá el problema. Para demostrarlo, LGQ efectuó una proyección en la cual asignaba los 130 mmpcd de gas no contratados a las centrales térmicas que los requerían, y el resultado fue que “no habrían mejorado la situación”.

“Esto es así porque el estrés hídrico tan fuerte que igual hubiesen despachado las centrales con carbón y diésel”, anota Laub.

¿Cuál es la solución de largo plazo? Laub y Vásquez están de acuerdo en que la mejor medida para que la escalada de costos marginales no se convierta en una crisis en el futuro consiste en llevar el gas natural al nodo energético del sur.

“Si llevamos el gas a las centrales duales de Ilo y Mollendo tendríamos 2.000 MW, con lo cual no tendríamos el problema de arrancar una planta a diésel nunca más “, indica Vásquez.

El problema con los costos marginales no es hoy una emergencia, pero lo puede ser en cuatro o cinco años más, porque se podría trasladar, entonces, a los nuevos contratos (licitaciones) de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que sí va a tener un impacto tarifario para los hogares.