Nacional 24/06/2019 - 12:00 a.m. lunes 24 de junio de 2019

Mercado energético, entre rentabilidad, distorsiones e intereses

La legislación del mercado eléctrico panameño ha fraguado un cuello de botella donde las generadoras acaparan la mayor flexibilidad y rentabilidad. Los usuarios y el Estado terminan pagando los riesgos, las pérdidas —vía subsidio— y hasta energía que no consumieron

Mercado energético, entre rentabilidad, distorsiones e intereses

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Rekha Chandiramani
rchandiramani@laestrella.com.pa

Informe especial Mercado energético PRIMERA PARTE

 

Una de las concesiones que se empezaron a fraguar, después de la invasión de 1989, para que fluyeran los fondos internacionales, y de paso abrir los servicios públicos a la explotación privada, fue el la energía eléctrica. En 1990, después de jurar el poder en una base militar bajo el abrigo del Gobierno de Estados Unidos, Guillermo Endara sentaba las bases para abrir el mercado energético a actores privados. Su sucesor, Ernesto Pérez Balladares, cuyos planes económicos también iban en línea con el modelo neoliberal, a pesar de su pasado político, vio más sentido en lo que llamó ‘corporizar', es decir, conservar la mitad de las empresas generadoras que ya tenía el Estado para conformarse con dividendos anuales.

Jorge Rivera Staff, abogado especialista en derecho eléctrico y quien fuera nombrado como Secretario de Energía a partir del 1 de julio próximo, lo define en cambio como ‘liberalización' en su libro Fundamentos de Derecho Eléctrico. La ley tiene ‘un contenido eminentemente económico y no tanto jurídico', porque aun abierto el sector a la inversión privada, se sigue considerando la actividad como un servicio público, explica. Rivera Staff fue entrevistado para esta investigación en enero, más de cuatro meses antes de las elecciones.

El jurista se refiere a la Ley 6 del 3 de febrero de 1997, que contenía las nuevas reglas del juego para el mercado eléctrico. La actividad, que se divide en tres fases, generación, transmisión y distribución, abría dos de ellas para la inversión privada. La generación no está regulada desde entonces, está abierta a la inversión privada y ofrece precios, al menos en teoría, de libre mercado. La distribución (la tercera cadena del eslabón), también sería privada, pero a diferencia de la generación, sí estaría regulada, es decir, las ganancias de las empresas distribuidoras tienen que ser fijadas y aprobadas por el Estado a través de la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP).

La transmisión en cambio, la segunda cadena del eslabón, la conservaba el Estado. A través de la Empresa de Transmisión Eléctrica (Etesa), el Estado se encarga de garantizar la transmisión de la energía generada hacia las distribuidoras. Por esa transmisión, Etesa recibe entre 2 y 5 centavos por Kw/hora. Con ese monto operar, pagar sus deudas, bonos, dar mantenimiento y expandir la red cuando sea necesario, según los planes de expansión.

Mercado de contratos

El diseño del sistema que se fraguó en 1997 permite a las generadoras vender energía de dos formas: en el mercado de contratos o en el mercado ocasional o spot. El mercado de contratos, que en la jerga eléctrica se le conocen como PPA - Power Purchase Agreement, garantizan - vía licitación abierta o adjudicación inducida - la compra por parte de las distribuidoras de una determinada carga de energía, potencia, potencia y energía o energía excedente. Estos contratos y licitaciones las hacían las distribuidoras (que hoy son Edemet, Edechi (ambas controladas por Naturgy) y Ensa (propiedad de Empresas Públicas de Medellín EPM), directamente según la Ley 6, sin intervención estatal. Es decir, las distribuidoras, según el plan de demanda consensuado, calculaban la energía requerida y otorgaban los contratos a las generadoras, bajo la supervisión de la ASEP.

Pero esto cambió en el 2009 cuando llegó Ricardo Martinelli al poder. La supervisión del Estado se convirtió en participación directa. El expresidente que tiene hoy con una medida de casa por cárcel, modificó artículos neurálgicos del la Ley 6, y a partir de esas modificaciones –la más importantes según Rivera Staff— las licitaciones pasaron a manos de Etesa, que hasta ese momento solo era el ente transmisor. La ASEP seguía supervisando las licitaciones junto con la Secretaría de Energía, pero ahora Etesa trazaba los planes de demanda, hacía las licitaciones y adjudicaba los contratos. A partir de allí, el Gobierno se arrogó la facultad de asignar y seleccionar a las generadoras, el tipo de tecnología de despacho y el precio al cual las distribuidoras les comprarían la energía que luego revenderían a los consumidores finales.

Esto, jurídicamente, no le hacía mucho sentido a Rivera Staff, porque ‘contraviene la Ley 6, donde Etesa tiene funciones privativas de transmisión'. Incluso, aseguró en la entrevista realizada por este medio en enero, que es ‘poco usual' y que no conoce otro país del mundo donde el sistema de adjudicación sea así.

Se rompe el libre mercado, porque ahora el Etesa —o el Ejecutivo o el presidente— son los que asignan los proveedores de las distribuidoras, su tecnología y su ganancia mediante precios fijos por el tiempo que dure el contrato.

El Estado garantiza la adjudicación de energía por contratos hasta el año 2035, o por lo menos un gran porcentaje. Hasta el 2016, el 100% de la demanda de energía debía comprarse por contratos. A partir de 2017, esa exigencia bajó al 90%. El resto se podía comprar en el mercado spot. Hasta el año 2021, aún el Estado garantiza que el 80% deba adquirirse por contratos. Este porcentaje baja paulatinamente un 10% cada dos años hasta llegar al 30% de exigencia para el 2035. Así, las generadoras tienen un mercado asegurado a precios fijos.

El ingeniero Aníbal Grimaldo, con un doctorado en el área y más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico, explica que el mercado spot nivela los excedentes o faltantes que surgen entre la energía despachada por las generadoras y la consumida por las distribuidoras. Además de servir al mercado de contratos para cumplir con compromisos de entrega previamente ganados por licitación y en base a los porcentajes que le garantiza el Estado (descritos en el párrafo anterior). Este precio de referencia también da luces de la tecnología que predomina en la generación.

Hace más de quince años ha sido marcado por los motores de media velocidad a base de búnker y ciclos combinados de diésel, sostuvo.

El precio promedio del kilovatio en el mercado de contratos es de unos 18 centavos según las fuentes consultadas.

Mercado ‘spot'

El mercado ocasional o spot se basa en el despacho real de energía, donde las centrales son llamadas a operar según el orden creciente de su costo variable. El precio spot es el de la generadora que haya reportado el precio variable más alto, y es el que se utiliza como referencia. Así, el Centro Nacional de Despacho (CND) va llamando a las generadoras por orden de costo variable, empezando por el más bajo.

El CND —bajo el paraguas de Etesa – es quien otorga el precio spot a cada central, mediante una fórmula técnica preestablecida. En teoría, esto sería lo más cercano al precio de mercado, ya que depende de los costos variables de cada generadora, es decir, el costo neto de producción. Así, la energía renovable (hidro, eólica y solar) tienen costo variable nulo, mientras que las de gas natural, búnker o diésel sí lo tienen.

Podría pensarse que el problema del alto costo de la energía podría resolverse desechando los contratos y comprando toda la energía en el mercado spot. Pero hay otra distorsión. Etesa controla la fijación de precios variables de todas las generadoras, menos una: la del Canal de Panamá, que se clasifica como autogeneradora, sin ser la única.

Por ley, el Canal es el único que ‘oferta' su precio. Y según fuentes ligadas al sector, es la que usualmente fija el precio spot, por reportar el costo variable más alto.

Un párrafo del prospecto informativo para la emisión de bonos por parte de Alternegy S.A, subsidiaria panameña de la generadora colombiana Celsia, destaca algo contundente: ‘Ciertos participantes en el mercado, tales como la Autoridad del Canal de Panamá (la ‘ACP'), podrían tener ciertas ventajas competitivas respecto al Emisor (Alternegy), ya que no están obligados a pagar ciertos impuestos ni a acatar ciertas regulaciones laborales que el Emisor debe cumplir. En caso que la ACP utilizase sus ventajas competitivas para expandir su participación en el mercado de generación eléctrica (específicamente mediante generación hidroeléctrica), el precio prevaleciente de la electricidad podría disminuir, lo cual, a su vez, podría afectar adversamente los negocios, la condición financiera y/o los resultados operativos del Emisor'. Así, una generadora que tiene dos contratos PPA en Panamá que vencen en 2021, subraya el ‘riesgo' de la estrategia canalera para sus inversionistas.

Grimaldo coincidió con la tesis: si una autogeneradora (la ACP), que además es un brazo estatal, no juega con las mismas reglas que tienen las demás generadoras, se podría estar manipulando el mercado spot.

El precio spot está en unos ocho centavos el kwh en promedio -al que lo vende la generadora-, mientras que el promedio en el mercado de contratos se paga a 20 centavos. Es decir, que una central cuyos costos variables sean más altos al costo en mercado spot o bien que no pueda iniciar el despacho cuando es llamada a arrancar por el Centro Nacional de Despacho (CND), puede comprar energía en el mercado ocasional ‘spot' y cumplir con la cuota del contrato, y con mayores márgenes de ganancia.

‘Hay que revisar los contratos'

Grimaldo apunta a la necesidad de revisar los contratos porque ‘no se ajustan a la eficiencia actual del sistema'. El experto critica que los precios están por encima de los costos variables, lo que evita que la eficiencia en la generación llegue al usuario final. Advirtió que la interacción del mercado ocasional y el de contratos es compleja y flexible, pero existe el riesgo de que una planta que no esté usando su propia generación se vaya a comprar en el mercado ocasional para satisfacer el contrato. ‘Por eso los contratos deben estar alineados al precio del mercado ocasional', explica.

La teoría inicial con la que se abrió el sector energético en 1997, según Rivera Staff, tenía sentido porque en ese momento se quería incentivar la inversión privada en el sector, ampliar el inventario de generadoras y favorecer la competencia entre ellas. Además de que para obtener el financiamiento para esas inversiones, los bancos exigen el PPA previamente. Pero, hoy, 22 años después, Staff piensa que ‘hay que revisar las reglas del juego'.

Panamá, uno de los países con la energía más cara

ESTUDIO CNC

El precio promedio del kilovatio en el mercado ocasional, según el informe del CND del 15 de marzo rondaba los 8 centavos. Por otro lado, el precio promedio del kv en el mercado de contratos está en unos 11 centavos. El precio promedio final (el que paga el usuario) por kw es de 20 centavos según la medición del Centro Nacional de Competitividad (CNC).

Un estudio del mismo CNC estableció que el precio promedio de la región en 2018 fue de 15 centavos. Solo República Dominicana y Nicaragua estaban por encima de Panamá en el precio final. Pero Panamá tiene la energía más cara que Honduras, Belice, Bolivia, El Salvador, Costa Rica, Colombia, Brasil, Ecuador, Guatemala, Argentina, Chile y México, en donde el promedio ronda los 15 centavos por kw.


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