MECANISMOS PARA PROMOVER INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Rosa María Flores Araoz Gerente del Sector Eléctrico SNMPE
Después de varios meses de trabajo y tras largos debates entre distintos actores, el 23 de julio del 2006 se publicó la norma denominada Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (Ley 28832). Este dispositivo –resultado del trabajo de la Comisión– modificó una serie de aspectos de la LCE. Quisiéramos destacar –como lo hicimos en un artículo anterior– que después de año y medio de arduo trabajo y diversidad de criterios, se logró un consenso entre los diferentes actores del sector: empresas generadoras y distribuidoras (estatales y privadas), empresas transmisoras, el organismo supervisor, el MEM, la Comisión de Energía y Minas, la Comisión Especial Pro inversión del Congreso de la República; y legisladores de distintas agrupaciones políticas. El resultado obtenido demuestra que cuando los peruanos quieren apostar por el desarrollo, nos ponemos de acuerdo y priman los intereses nacionales sobre los particulares. Entre los principales cambios tenemos la introducción de mecanismos que evitaran que en el futuro se vuelvan a presentar problemas como el de la falta de contratos entre generadores y distribuidores, y paralelamente se incentive las inversiones en generación y transmisión eléctrica. A continuación, un breve resumen de lo que se busca y lo que va a lograr este nuevo marco normativo. La elaboración de la Ley 28832 tuvo como punto de partida el análisis de los distintos problemas que atravesó el sector eléctrico en el último quinquenio. Por un lado, tuvimos el rezago de las inversiones en la generación eléctrica que se ha dejado sentir por la escasa instalación de plantas modernas y eficientes que renueven el parque generador. Lo que significó que el crecimiento de la oferta no pueda equiparar al crecimiento de la demanda que hoy bordea en promedio el 7% anual. Escenario que era observado con mucha preocupación por el inversor, sobre todo por el riesgo regulatorio que se veía reflejado en las diferencias existentes entre el costo medio observado en los últimos cuatro años y el precio en barra (conocido también como precio regulado). Situación que motivó que las tarifas en barra no reflejaran el verdadero costo de la generación de energía eléctrica, motivando un notorio desinterés en contratar con el mercado regulado; originando que algunas empresas distribuidoras se quedaran sin contratos. Ante el escenario descrito, había que buscar una solución. Había que terminar con las deficiencias. Así, nace la Ley 28832 que introduce un esquema de mercado: las licitaciones. Este es un mecanismo que no sólo permite asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica, sino que funciona como incentivo para el ingreso de nuevos operadores. A partir de la puesta en vigencia de este nuevo dispositivo, las ventas de electricidad de “generador” a “distribuidor”, destinadas al servicio público de electricidad, se puede efectuar de dos maneras: (i) mediante contratos sin licitación, cuyos precios pactados no podrán superar a las tarifas en barra (como ha venido siendo hasta ahora); o (ii) mediante contratos resultantes de licitaciones. En el caso de realizarse una licitación, ésta deberá ser convocada con la debida anticipación (mínimo tres años, salvo excepciones específicas). La razón es permitir el desarrollo de nuevos proyectos de generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia y asegurar el abastecimiento del mercado regulado. Las licitaciones darán lugar a contratos de suministro de electricidad de largo plazo (con un máximo de 10 años) con precios firmes para atender el mercado regulado. En el caso de que éstas sean convocadas por las empresas distribuidoras se podrá incluir como parte de la demanda a ser licitada, aquella que corresponda a sus “usuarios libres”. Además, se establece la obligación de aceptar la participación en el proceso de otros distribuidores o usuarios libres. Sin embargo, se precisa que la licitación será conducida por la compañía distribuidora de mayor demanda. Otro punto a destacar de la norma es que el Osinerg —entre otras funciones— deberá aprobar las bases del proceso, los modelos de contratos, términos y condiciones de la licitación, las fórmulas de actualización de precios firmes, así como cautelar que no se afecte la libre competencia y establecer un precio máximo, el cual será mantenido en reserva durante el proceso. El precio, para cada contrato, a nivel de generación en el caso de los “usuarios regulados” se calculará a partir del promedio ponderado de los siguientes precios: (i) si es un contrato sin licitación, será lo que resulte de promediar los precios en barra con los precios del contrato sin licitación; (ii) si es un contrato resultante de una licitación, será igual al precio firme resultante de la licitación, considerando el régimen de incentivos establecidos. En la transmisión eléctrica también se presentaban varios inconvenientes, puesto que en su momento no se pudo planificar ordenadamente esta actividad y, por tanto, al no incentivarse las inversiones el problema trajo consigo que hoy tengamos algunos cuellos de botella: líneas congestionadas o saturadas, que necesitan en algunos casos refuerzos y, en otros, tendido de nuevas líneas para expandir y fortalecer la red de transmisión a nivel nacional. Con la Ley 28832 se crean los mecanismos legales que permiten tener una planificación adecuada de la transmisión a nivel nacional, e incentivar las inversiones en ampliaciones de la red que permitirán el ingreso de nueva oferta eléctrica. Este plan de transmisión propuesto por el Comité de Operaciones Económicas del Sistema (COES) –aprobado por el MEM, con opinión favorable del Osinerg– tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia, debiendo actualizarse y publicarse cada dos años. Un tercer cambio importante que se introduce en la ley es el referido a la institucionalidad del sector eléctrico. En este punto, quienes elaboraron la norma vieron por conveniente modificar la naturaleza, funciones y conformación del COES. La razón de esta decisión es que actualmente se percibe a este comité como un club cerrado de grandes generadores y que requería mejoras para lograr la transparencia en las decisiones operativas, administración del mercado y en cuanto al manejo de la información. La idea es lograr una mayor eficiencia en la operación del sistema. Así, las modificaciones introducidas plantean tener un COES con un directorio independiente y representativo de todos los agentes del mercado. En la norma también se precisa que la asamblea estará integrada por los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) agrupados en cuatro subcomités: de generadores, de distribuidores, de transmisores y de usuarios libres. En lo que se refiere al directorio, éste estará integrado por cinco miembros, por un período de cinco años, cuatro en representación de cada uno de los subcomités antes mencionados y uno designado por la asamblea, quien lo presidirá. Adicionalmente, en la ley se crea el mecanismo de compensación para que las empresas distribuidoras atiendan a sus “usuarios libres” y a los “grandes usuarios” de sistemas aislados, destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica para los “usuarios regulados” atendidos por sistemas aislados. La finalidad es compensar, en parte, el diferencial que se genera entre los precios en barra de sistemas aislados y los precios en barra del SEIN. Cabe mencionar que el nuevo dispositivo también permite que las empresas (usuarios libres con una potencia contratada igual o superior a 10 MW, o agrupaciones de éstos cuya potencia contratada total sume por lo menos 10 MW), accediendo al llamado “mercado de corto plazo” –en el que se realizan las transferencias de potencia y energía, determinadas previamente por el COES– según las condiciones que se establezcan en la norma reglamentaria respectiva. Finalmente, para solucionar el riesgo de interrupción en el suministro de gas natural que afecta al sistema eléctrico, se introdujo una disposición complementaria final que mejora el perfil de riesgo de los generadores térmicos. Esta nueva normatividad contribuirá a que el Perú esté en mejores condiciones para atraer a nuevos inversionistas que deseen construir nuevas centrales eléctricas, garantizando así la continuidad y la calidad del suministro eléctrico en el país. Asimismo, estaremos en condiciones continuar renovando el parque generador e ir incrementando progresivamente la oferta eléctrica, dando así respuesta al crecimiento de la demanda. Se ha dado un paso firme hacia las soluciones efectivas en la actividad de transmisión pues, por primera vez, tenemos una legislación clara en esta materia, así como un plan de transmisión a nivel nacional. Ahora, sólo nos queda seguir trabajando y buscando los consensos que hemos venido logrando, para preparar una reglamentación que nos otorgue la claridad que requiere nuestro futuro eléctrico en el mediano y largo plazo. Hoy el sector eléctrico nacional tiene una importante tarea pendiente: cómo responder a las necesidades de las zonas rurales más alejadas y desconectadas del resto del país. Ese es nuestro gran reto.
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