El mercado eléctrico del país viene atravesando un periodo de transformación significativa. Luego de años de sobreoferta eléctrica y contratos eléctricos con condiciones de precio y riesgo muy favorables para los clientes, las señales de mercado más recientes apuntan a un cambio de paradigma. En un reciente análisis de Macroconsult, compartido con Gestión, se da una mirada hacia el futuro –cercano– de este mercado.
Este nuevo entorno presenta un reto adicional para el sector empresarial, que busca mantener su competitividad tras años de elevada inflación y alza en el precio de los combustibles, afectando especialmente a las actividades intensivas en uso de electricidad. Típicamente, en el mercado eléctrico peruano, los consumidores con demandas superiores a los 10 MW, como mineras e industrias, firmaban contratos directamente con las empresas generadoras, en condiciones de libre negociación bilateral.
Esto cambió en el periodo de sobreoferta eléctrica, que inició en el 2016, a partir del cual se tuvo un incremento considerable del número de clientes empresariales de menor tamaño (con demandas entre 200 kW y 2,500 kW).
Contratar directamente el suministro de energía con un generador eléctrico o quedarse con el distribuidor de la concesión, pero con un contrato libre, significaba obtener ahorros de hasta 40% respecto a las tarifas reguladas.
Así, a agosto del 2023, existían alrededor de 2,300 suministros de “clientes libres” con contratos vigentes, casi diez veces el número de suministros del año 2014. En este mercado hoy coexisten desde las principales mineras del país hasta edificios de oficinas y pequeñas industrias, quienes en conjunto explican el 63% de la demanda de energía eléctrica del país.
Este incremento en el número de clientes libres implica también que todos los años se deben negociar un número importante de contratos. Por ejemplo, según cifras de Osinergmin, en el 2023 se vencían 471 contratos por una potencia contratada total de 959 MW, 15% de la potencia contratada en dicho mercado. En este 2024, se tendrán que negociar 594 contratos por 761 MW.
Componentes y precios
El componente más importante del recibo eléctrico de un usuario es el precio de la energía eléctrica. Adicionalmente, el usuario paga por la potencia de generación, los peajes de transmisión y distribución, y otros cargos como el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) y Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE).
La mayor parte de los últimos diez años, los consumidores de electricidad del mercado libre se vieron beneficiados por persistentes precios bajos de la energía eléctrica y una competencia agresiva entre los suministradores por la firma de contratos. Sin embargo, desde fines del 2022 se empezaron a percibir señales de que el extenso periodo de “sobreoferta” de electricidad que experimentamos se estaba acabando y, por lo tanto, los precios de energía tendrían que hallar un nuevo equilibrio.
Luego de la pandemia de la covid, la demanda eléctrica se ha venido expandiendo de forma sostenida, por encima de la velocidad de crecimiento de la economía. En el año 2023, la generación eléctrica creció 2.3 TWh, valor más alto en siete años sin considerar el rebote del 2021. Esto ocurrió gracias al inicio de operaciones de dos importantes consumidores eléctricos, como son la mina Quellaveco y la refinería de Talara, y a las altas temperaturas producto del fenómeno de El Niño, que llevaron a más consumidores a adquirir equipos de ventilación o a utilizarlos más intensivamente.
En paralelo, las anomalías climáticas también llevaron a una sequía en las cuencas clave para la generación hidroeléctrica. Así, en el 2022, la producción de las hidroeléctricas cayó 7.3%, y en el estiaje del 2023 (de junio a octubre) la caída fue de 13.9%.
La sincronización de este shock de oferta de generación eléctrica de bajo costo, junto con el crecimiento de la demanda, llevó a una situación de estrés en el sistema eléctrico, que requirió que se utilice toda la reserva de generación a gas natural y se despachen unidades a diésel para cubrir la demanda.
Fuente: COES. Elaboración: Macroconsult.
El mercado peruano de generación eléctrica es, en principio, marginalista. Significa que el precio es determinado por la unidad de generación más costosa necesaria para cubrir la demanda en un momento dado. En condiciones normales, en Perú, la unidad marginal es una central a gas natural, cuyo costo es relativamente competitivo y ha permitido tener una elevada certidumbre sobre el precio de la energía.
Sin embargo, durante el segundo semestre del 2023, la mayor frecuencia de horas con despacho a diésel se tradujo en un alza importante del precio spot de la energía eléctrica, alcanzando en septiembre del 2023 un promedio de casi US$ 180 por MWh. Esto es seis veces más que el promedio de los últimos años y su mayor nivel desde el 2008.
Al ser la proyección del costo marginal la guía clave para la determinación de los precios contractuales de la energía eléctrica, la perspectiva de un costo marginal más elevado o volátil que el del periodo de sobreoferta es una condición que miles de clientes libres no habían experimentado en el pasado. Es así que un número importante de empresas se ha visto expuesta a un contexto de mercado adverso para la renovación de sus contratos eléctricos.
De hecho, se han tenido negociaciones con niveles de precios inclusive superiores a los regulados, por lo que algunas empresas decidieron retornar a la condición de usuario regulado. Asimismo, en algunos nuevos contratos, los precios se han indexado al costo marginal o se han fijado con base en el costo marginal del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
En los casos donde se ha fijado un precio base para la energía, los precios fluctúan alrededor de los US$ 50 por MWh, esto es casi 70% más que los precios promedio de los contratos que se firmaron entre 2017 y 2022. Considerando el costo total del recibo eléctrico, estamos ante un aumento promedio de 30% en el costo de suministro eléctrico para las empresas que firmaron contratos en los últimos seis meses.
Fuente: COES, Osinergmin. Elaboración: Macroconsult.
Próximos años
Luego de la sequía de los años 2022-2023, la temporada de lluvias de este año viene desarrollándose positivamente. La generación hidroeléctrica se encuentra por encima de los niveles promedio para esta temporada, y las perspectivas sobre El Niño de fuerte intensidad se han moderado. Es así que los costos marginales en el sistema se han normalizado.
¿Es esta situación sostenible en el tiempo? Las proyecciones de Macroconsult apuntan a una estabilización de los costos marginales durante los próximos dos años, pero en niveles superiores a los vistos en la época de sobreoferta.
Esto se deberá a un crecimiento más débil de la demanda, ante la ausencia de nuevos grandes proyectos y un crecimiento esperado del PBI de 2.2%. Desde el lado de la oferta, junto con la normalización del despacho hidroeléctrico, la ola reciente de inversiones en generación eólica y solar dará sus frutos este año.
En este año se alcanzará la operación plena de 724 MW de nueva capacidad instalada RER, que producirá lo equivalente al 6% de la demanda de energía del 2023. Es decir, el crecimiento de la oferta de bajo costo superará al de la demanda y, por lo tanto, el estrés que observamos en el balance oferta-demanda en los últimos dos años debería mitigarse.
Ante estas condiciones menos adversas, los clientes libres deberían encontrar espacio para negociaciones más favorables que las vistas en los últimos meses, pero difícilmente obtendrán los precios de la era de la sobreoferta.
Modernizar otra vez el marco regulatorio
Diego Díaz Pastor, socio de Macroconsult
Si bien prevemos una estabilización de los precios en el mercado que debería perdurar hasta el 2025, a la fecha no existen proyectos en construcción, o por iniciar construcción, que nos permitan decir lo mismo sobre el 2026 en adelante. Esto hace de urgente necesidad el poner en agenda la discusión sobre la modernización del marco regulatorio del sector nuevamente. Los precios más altos de la energía deberían otorgar los incentivos para que se activen nuevos proyectos renovables, pero, ¿será esto suficiente para cubrir la creciente demanda el próximo quinquenio con seguridad y eficiencia? Los clientes libres deben enfrentar esta coyuntura poniendo especial énfasis en el diseño de una estrategia óptima de contratación del servicio eléctrico. El entorno de negociación en este mercado ha cambiado, y obtener estructuras contractuales de precio y asignación de riesgos favorables para el cliente no será tan sencillo como en los últimos diez años.