Existe una silenciosa guerra de precios en el desconocido mundo de la comercialización de energía. Nadie en esta cadena de valor, desde la generación a la distribución está conforme con lo que recibe debido a que la distancia entre los precios regulados y libres ha formado un agujero que daña sobremanera el mercado. Javier Alexander Muro Rosado es el gerente general del Grupo Distriluz, que representa a cuatro empresas de distribución eléctrica del país, entre las que se encuentra Hidrandina S.A. con un área de concesión que abarca 12 departamentos., donde destacan las ciudades  de Trujillo, Piura, Chiclayo y Huancayo, entre otras.  Distriluz atiende a casi dos millones de familias peruanas. De formación ingeniero mecánico eléctricista, el trabajo de Muro Rosado es asegurar y mejorar la calidad del flujo de energía de la empresa a los domicilios y clientes al tiempo que mejora los márgenes de ganancia de la firma. Muro, quien asumió el cargo desde julio de este año, plantea para Distriluz ejecutar un ambicioso plan de inversiones del orden de los S/3,700 millones, y la gran parte de este monto tendría que ser inyectado gradualmente y en un plazo de cinco años; también incluye una inversión en nuevas tecnologías de S/1,200 millones.  No obstante ese planteamiento, el ejecutivo que fuera anteriormente director general de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas nos revela algunos de los defectos del mercado y comparte también una que otra inquietud desde el punto de vista de la regulación.

Hay una sobreoferta comercial de energía que se traduce en una guerra de precios entre los generadores. ¿También sucede lo mismo con los distribuidores?

Pues sí; hoy en día las distribuidoras, todas, públicas o privadas, de un tiempo a esta parte atraviesan esta difícil situación. Se hicieron licitaciones de suministro de largo plazo en el marco de la Ley 28832 y otras a cargo de ProInversión para centrales hidroeléctricas, las cuales fueron asignadas a las empresas públicas. Los niveles que tenemos de compromiso, de takeorpay de potencia, de obligación, son casi del 80% en licitaciones que contratamos y en las de ProInversión es del 100%.

Consumamos o no, tenemos la obligación de pagar la potencia y energía asociada, y esa sobrecontratación comercial, dada la actual coyuntura de precios bajos de los últimos años, desde el 2015, ha causado que parte de las demandas del mercado regulado pasen al mercado libre; nos hemos quedado con una significativa sobrecontratación de potencia.

Se han publicado dos decretos supremos este año que nos dan un marco para negociar la ampliación de los contratos con las empresas generadoras. Y en eso andamos. Aún no podemos cerrar los tratos. Hay algunas condiciones que, entiendo, el regulador está solicitando y que esperemos no compliquen estas negociaciones, pues solo tenemos este año para poder ampliar los contratos.

¿Entonces es un hecho que las distribuidoras están perdiendo cada vez más clientes, que pasan del mercado regulado al libre?

Eso es verdad, y es debido a los precios. La evidencia es que los precios de transacción en el mercado libre están por los US$20 por megavatio/hora. Esa es la realidad. Los precios en el mercado regulado están por encima de los US$40, y el spot es aún mucho más bajo, entre los US$8 y US$10. Esto pues anima a los clientes regulados que pueden ser libres de optar por el mercado libre. Las leyes permiten eso; estas son las reglas de juego. Lo que ocasiona esto es, como repito, una sobrecontratación en el mercado regulado al migrar demanda regulada al libre.

¿Ustedes creen que la solución podría provenir desde el Estado?

La solución que evaluamos es ampliar los contratos de licitación, que en muchos casos son de diez años, a un tope máximo de veinte, tal y como lo permite la ley, haciendo que la energía que hoy sobrecompramos se asocie a la extensión del contrato. No sé si me explico. Creo que de esta forma ya no pagaríamos sobrecontratación de potencia, pero sí alargaríamos los contratos de licitación. Esta, lo admito, es una solución de corto plazo.

Aún contamos con clientes que han permanecido en el mercado regulado y no han dado el salto al libre. Por lo tanto allí también hay un riesgo si no se corrige el asunto de fondo: la depresión del mercado de costos marginales. Probablemente no podamos corregir todo, pero por lo menos la sobrecontratación la podríamos aliviar con esta idea de extender los contratos.

¿Podría ser más específico y explicar por qué el modelo de contrato takeorpay es un problema en el mercado de distribución eléctrica?

Por supuesto. Cuando se habla de takeorpay, esto se asemeja mucho a los contratos de generación con el productor de gas natural. Pero en este caso funciona de la forma siguiente: por ejemplo, en el 2010 Distriluz contrató un promedio de 600 megavatios para diez años. De ese total, el 80%, de acuerdo a unas bases del modelo de contrato que aprobó el regulador, debíamos comprometernos a pagar ese 80% así no lo consumiéramos. 

Entonces estamos hablando de 480 megavatios que nosotros nos comprometimos a pagar así la demanda fuera menor a 480 megavatios. Si  la demanda estuviera entre los 480 y los 600 megavatios, no habría problema alguno. Ahora bien, si la demanda hubiera sido superior a los 600 megavatios, hubiera sido necesario realizar licitaciones de corto plazo para cubrir esa brecha.

La demanda fue creciendo. En su momento despachábamos 500 megavatios, y entonces proyectamos tener más de 600, pero la realidad es que la demanda se ha contraído producto de que los clientes regulados han pasado al mercado libre. Es así que hemos bajado la valla de los 480 megavatios de takeorpay y esa diferencia la asume el distribuidor, o sea nosotros, dado que no la podemos trasladar. No hay forma de mitigar este riesgo comercial, que nos viene afectando en los últimos dos años de forma significativa.

¿Uno de los problemas más evidentes dentro del mercado de distribución es la fijación de tarifas?

Los distribuidores somos quienes facturamos al usuario final, aunque también somos comercializadores. La facturación al usuario final tiene tres componentes: generación, transmisión y distribución. Por cada sol que se recibe del usuario, la mitad lo acapara el generador de energía, de un 15% a un 20% termina en manos del transmisor y lo restante, alrededor de un 30%, queda para el distribuidor. Ese es el margen de ingreso que tenemos de cada sol que el usuario paga por la energía. Ultimamente ha subido un poco más la participación de  la transmisión y reducido la del distribuidor.

Con todo, las tarifas de la distribución se fijan cada cuatro años. La transmisión sí se fija anualmente; la generación, en tanto, es de libre competencia.

El proceso de fijación de tarifas cada cuatro años a las distribuidoras se divide en dos, privada y pública. La privada acaba de culminar el proceso y ahora está en una etapa de reconsideración. Nosotros, la pública, lo iniciaremos el próximo año para ser aplicado a partir de noviembre del 2019.

Los criterios aprobados para el sector privado, a nuestro entender, serán los mismos para el público. Y es en esta parte que estamos muy preocupados porque realmente estamos mirando que el regulador ha cambiado de criterios con respecto a la fijación de hace cuatro años, con lo cual le quita la predictibilidad que necesita un proceso, sobre todo de una actividad de distribución cuyos inversionistas apuestan por el largo plazo. Se necesita una estabilidad porque la distribución es una actividad de poco margen de ganancia, pero de largo plazo de inversión.

Lo que vemos con preocupación es que hay hoy elementos discrecionales. Hablo por ejemplo de los costos de manos de obra. Entiendo que el regulador ha utilizado costos de manos de obra de una encuesta del Ministerio de Trabajo. Antes se hacía, en todos los procesos, con costos de la Cámara Peruana de la Construcción. Entones allí se observa una presión hacia la baja.

Otro asunto importante son los costos de los materiales y de equipos. El regulador recopila información de todas las empresas y utiliza los costos más bajos de todo y para todo. Y esto es un escollo dado que los cálculos más justos deberían ser elaborados con costos promedio.

¿Entonces las distribuidoras no están conformes con el desempeño del Osinergmin?

Hasta ahora entendemos que hay temas que suscitan, por lo menos, observaciones. No hemos entrado en el detalle. Con todo, intentaremos sustentar lo mejor posible nuestra propuesta de tarifas el próximo año.

¿Le agrada a las distribuidoras la idea de vender energía a los países vecinos?

Como distribuidores, nos importa que haya la suficiente energía, la confiabilidad idónea con los precios más bajos. En resumen, seguridad de suministro, calidad de suministro y energía barata. Esos puntos son los que más nos interesan como distribuidores.

Si nos interconectamos con Ecuador, por ejemplo, la confiabilidad podría ser mayor en la zona norte, en donde opera Distriluz. La energía hoy viaja del centro hacia el norte. Por tanto, es razonable pensar que la energía que provenga en todo caso del norte, del sur ecuatoriano al norte peruano, aumentaría la confiabilidad del servicio.  En cuanto al precio de la energía, dependerá de otros factores.

Lo más difícil es tomar la decisión de montar la infraestructura de interconexión entre países porque hay que decidir si se hace con fondos públicos o garantizar a un tercero la existencia de una rentabilidad aceptable para que haga la inversión, y esto es lo que hasta ahora no se ha resuelto.

En conclusión, creemos que la interconexión con otros países sería positiva porque reforzaría la confiabilidad del servicio del sistema eléctrico nacional en el largo plazo. Empero, no se han producido avances concretos en esa dirección debido a que intervienen muchos factores, como comerciales, de carácter técnico y hasta políticos. 

¿Es la aparición de termoeléctricas una de las razones subyacentes de esta guerra de precios en el sector de la energía??

Si te refieres a las que utilizan gas natural, sus costos obedecen al costo de oportunidad de un recurso barato y al sistema de declaración de precios.

Otro aspecto que influye en los precios lo constituyen las termoeléctricas a diésel de reserva fría dado que ese componente de precio se plasma en los precios de transmisión, elevándolos. Pero insisto en que la guerra de precios es básicamente por la demanda, que no ha sido la esperada, probablemente porque estaba ligada a los proyectos mineros que no se concretaron.

Según el especialista en temas energéticos Jorge Manco Zaconetti, el exceso de energía debería hacer que nuestros recibos de luz bajen, pero lamenta que esto no suceda por las “distorsiones” del mercado.

Es cierto, deberíamos tener un marco regulatorio que pueda acompañar estas bajadas de precios pero también las subidas. Históricamente se han visto situaciones inversas, en las que había restricciones y por tanto costos de corto plazo muy altos, y estos no eran trasladados al usuario final. La estabilización de precios en el largo plazo es lo mejor, pero habrá situaciones de corto plazo en las que estaremos en restricción y otras en sobreoferta, lo que hará que el usuario no sienta en su bolsillo estas fluctuaciones. Someter al usuario a una variabilidad de precios sería un error.

¿La electromovilidad entusiasma a las distribuidoras? Sabemos que el Perú está muy lejos aún, pero en algún momento llegará.

Sí, por supuesto, porque no solo es una fuente que ampliará la demanda, sino también porque corregirá y hasta optimizará la infraestructura eléctrica de las distribuidoras. Hoy tenemos una curva de carga con un factor muy bajo. Lo que significa que hay un pico de consumo en una determinada hora del día (hora punta) y en el resto de horas no es así. Esas horas podrían ser mejor aprovechadas con la misma infraestructura con la llegada de la electromovilidad.

¿Qué planes de inversión planea ejecutar la empresa?

Tenemos cerca de 800 proyectos para los próximos cinco años. El fin es suministrar de forma oportuna y con calidad la energía y potencia que necesitan los clientes. Nos enfocaremos en renovar redes optimizando las pérdidas de energía, vinculadas a la infraestructura con la que cuenta Distriluz.

Un cuarto componente es la reducción de costos operativos con la implementación de nuevas tecnologías. Apuntamos a desplegar un proyecto de medición inteligente. Tenemos redes inteligentes en la distribución. Contamos con centros de control para nuestra transmisión pero necesitamos centros de control para nuestra distribución, para que todo nuestro sistema esté comunicado.

Unos S/1,200 millones inyectaremos en el montaje de nuevas tecnologías. En total, el paquete de inversión que preparamos para los próximos cinco años es de S/3,700 millones.El 80% de los ingresos de Distriluz provienen de los clientes regulados, aunque tenemos casi doscientos clientes libres.