El mayor nivel de los embalses cambia el cálculo de las tarifas
El operador del sistema eléctrico de Sri Lanka (NSO, por sus siglas en inglés) retiró su solicitud de aumentar un 2,88% las tarifas eléctricas entre octubre y diciembre de 2026. La entidad afirmó que la mejora en las reservas de agua de los embalses y los pronósticos de lluvias por encima de los niveles normales eliminaron la necesidad de un aumento. La solicitud se había vinculado a un déficit de ingresos previsto de unos 4.400 millones de rupias.
Contenido
- El mayor nivel de los embalses cambia el cálculo de las tarifas
- Cómo llegó la propuesta a la consulta pública
- Por qué más agua puede reducir los costos de la electricidad
- La previsión de costos ya había disminuido
- Qué cambió la PUCSL en su revisión preliminar
- Los costos del carbón aún requieren un cálculo cuidadoso
- Los planes de baterías plantean otra cuestión sobre los costos
- ¿Quién toma la decisión final?
- Qué significa el cambio para los consumidores
- Puntos clave
El cambio se conoció durante una consulta con las partes interesadas el 5 de noviembre y fue confirmado posteriormente en un comunicado del NSO. La Comisión de Servicios Públicos de Sri Lanka (PUCSL), que fija las tarifas eléctricas, deberá tomar la decisión definitiva para el trimestre.
El regulador ya había reducido el aumento propuesto al 1,46% en su evaluación preliminar. El NSO fue más allá al retirar su solicitud de tarifas más altas y sostener que las tarifas actuales son suficientes, a la luz de sus nuevas previsiones sobre la disponibilidad de agua y la producción de electricidad.
Para los hogares y las empresas, la novedad inmediata es la retirada de un aumento propuesto, aunque la decisión oficial sobre las tarifas sigue en manos de la PUCSL. Antes de la consulta, el director de Comunicaciones, Jayanath Herath, dijo que la comisión esperaba anunciar su decisión en un plazo de seis días.
Cómo llegó la propuesta a la consulta pública
El aviso oficial de consulta de la PUCSL confirma que el NSO presentó su propuesta de costo del suministro mayorista el 7 de octubre de 2026. Esta propuesta calcula el costo de suministrar electricidad al sistema de distribución, que lleva la energía hasta los consumidores.
El aviso identifica el proceso como la revisión de tarifas para el cuarto trimestre de 2026 y fija el 5 de noviembre como fecha límite para que las partes interesadas presentaran observaciones por escrito. Los comentarios podían enviarse por correo electrónico, fax o correo postal. El aviso indicó que posteriormente se darían a conocer los detalles de las sesiones de consulta oral.
La consulta oral tuvo lugar el jueves 5 de noviembre en el Salón Internacional de Conferencias Memorial Bandaranaike, en Colombo, y estaba previsto que comenzara a las 9 de la mañana. Una descripción inicial situó la consulta el miércoles 4 de noviembre; la cobertura de la consulta con fecha identifica el 5 de noviembre como el día de la reunión y el 4 de noviembre como el día en que la PUCSL dio a conocer la solicitud de aumento anterior.
La secuencia muestra que la revisión ya estaba en marcha cuando el NSO cambió de posición:
- 4 de septiembre de 2026: el NSO presentó un cálculo inicial de costos que se utilizó en la comparación posterior de las previsiones.
- 7 de octubre de 2026: el NSO presentó la propuesta revisada de costo del suministro mayorista mencionada en el aviso oficial de la PUCSL.
- 4 de noviembre de 2026: la PUCSL dio a conocer la solicitud anterior de un aumento de tarifas del 2,88%.
- 5 de noviembre de 2026: venció el plazo para presentar comentarios por escrito, se celebró la consulta oral y el NSO anunció que ya no solicitaba un aumento.
Por qué más agua puede reducir los costos de la electricidad
El NSO atribuyó su cambio de postura al agua almacenada en los principales embalses y a los pronósticos de lluvias por encima de los niveles normales durante el trimestre. Una mayor disponibilidad de agua puede permitir que las centrales hidroeléctricas produzcan más electricidad y reducir la cantidad que debe generarse en centrales térmicas, que son más costosas.
Las centrales hidroeléctricas utilizan el movimiento del agua para accionar turbinas. Las centrales térmicas generan electricidad con combustibles como carbón, diésel o fueloil. Cuando los embalses pueden aportar más energía, el sistema puede reducir las compras de combustible, en función de la demanda y del funcionamiento de las distintas centrales.
La previsión del NSO calculaba que las principales centrales hidroeléctricas generarían 1.551 gigavatios hora, equivalentes al 32,34% de la producción eléctrica prevista durante el trimestre. Un gigavatio hora es una unidad que mide la electricidad producida o consumida durante un periodo. Se esperaba que otras fuentes renovables aportaran el 28,81%, mientras que el carbón representaría el 25,68%.
Por tanto, las principales centrales hidroeléctricas y las demás fuentes renovables sumarían el 61,15% de la generación prevista. Esa proporción prevista ayuda a explicar por qué los cambios en las lluvias y las reservas de agua de los embalses tienen tanto peso en el cálculo de las tarifas.
El NSO hizo referencia a los pronósticos de lluvia en condiciones de El Niño. La previsión utilizada para la planificación se basó en las perspectivas estacionales del Departamento de Meteorología para las zonas de captación hidroeléctrica, es decir, las áreas donde la lluvia alimenta ríos y embalses. La PUCSL dijo que los supuestos sobre la generación hidroeléctrica debían contrastarse con la generación real y las entradas de agua.
La previsión de costos ya había disminuido
La previsión revisada del costo del suministro mayorista del NSO fue de 125.940 millones de rupias, frente a los 134.160 millones de rupias de su presentación de septiembre. La reducción de 8.220 millones de rupias equivale a cerca del 6,1% de la estimación anterior.
La mayor parte de esa variación se debió a la disminución de los costos previstos de generación eléctrica, que pasaron de 105.580 millones de rupias a 98.310 millones. Estos costos están asociados a la producción de electricidad e incluyen el combustible necesario para operar las centrales.
También bajaron los costos previstos por la capacidad de generación, de 19.940 millones de rupias a 18.980 millones. En general, los pagos por capacidad cubren la disponibilidad de los equipos de generación, en lugar de limitarse a pagar por cada unidad de electricidad producida.
El cálculo detallado de las tarifas situó en el 2,88% el aumento solicitado inicialmente; en otra información publicada, la solicitud anterior también se describió como un aumento del 2,46%. La cifra del 2,88% es la que se vinculó al cálculo inicial del déficit y a la posterior reducción al 1,46%.
Qué cambió la PUCSL en su revisión preliminar
La PUCSL calculó inicialmente un déficit trimestral de ingresos de 4.440 millones de rupias, la cifra más precisa detrás de los aproximadamente 4.400 millones citados en la solicitud original. Su evaluación preliminar redujo el déficit a 2.250 millones de rupias: una disminución de 2.190 millones, o cerca del 49%.
La comisión descontó 669 millones de rupias de los costos por capacidad de generación de Electricity Generation Lanka. Señaló que ese aumento de costos se había producido al margen del marco de los acuerdos de compra de energía, los contratos que regulan las compras de electricidad a los generadores.
La PUCSL también excluyó 1.070 millones de rupias que Electricity Distribution Lanka había presentado para el pago de préstamos vinculados al Proyecto de Mejora de la Fiabilidad del Suministro Eléctrico. La comisión explicó que el gasto correspondía a obras de capital que aún estaban en curso.
Según el tratamiento descrito en la revisión, ese tipo de gasto puede recuperarse mediante las tarifas una vez que los activos estén terminados y se hayan incorporado al capital. La capitalización consiste en registrar la infraestructura terminada como un activo en las cuentas de la empresa. Para los consumidores, esto determina cuándo el gasto en infraestructura puede incluirse en la factura eléctrica.
Las cifras preliminares también indicaron costos totales de suministro eléctrico de 156.660 millones de rupias, frente a ingresos de 154.030 millones con las tarifas actuales. La diferencia entre esos dos totales es de 2.630 millones de rupias, mientras que el cálculo tarifario señalado utilizó una cifra de 2.250 millones. La descripción publicada de la evaluación no ofreció una conciliación de esas cantidades.
Los costos del carbón aún requieren un cálculo cuidadoso
La evaluación de la PUCSL incluyó una estimación distinta a la del NSO para los costos adicionales asociados al uso de carbón de calidad inferior durante el segundo trimestre de 2026. El NSO estimó el monto en 2.860 millones de rupias; el regulador lo situó en 4.380 millones, una diferencia de 1.520 millones.
En la previsión para el cuarto trimestre, también se esperaba que subieran los precios del carbón. El precio proyectado aumentaba de 61,42 rupias por kilogramo en octubre a 67,44 en diciembre, cerca de un 9,8%. Se estimó que el diésel costaría 382 rupias por litro y el fueloil, 210 rupias por litro durante todo el trimestre.
Estas cifras explican por qué la retirada de la solicitud de aumento depende en gran medida de la combinación de fuentes de generación prevista. Una mayor producción hidroeléctrica puede reducir el gasto en combustible, mientras que el precio de la electricidad generada con carbón o petróleo sigue afectando los costos restantes del suministro.
La PUCSL señaló que los precios del combustible utilizados en las estimaciones debían analizarse más a fondo, junto con la fiabilidad de las previsiones hidroeléctricas. En su evaluación final, el regulador deberá combinar esos supuestos con los costos que permita recuperar a las empresas.
Los planes de baterías plantean otra cuestión sobre los costos
La previsión del NSO incluía la conexión durante el trimestre de sistemas de almacenamiento de energía en baterías con una capacidad de 160 megavatios, para los que se asignaron 703 millones de rupias en costos por capacidad. Las baterías almacenan electricidad producida en un momento y la liberan después, lo que puede reducir la necesidad de utilizar generadores costosos cuando la demanda es alta.
La propuesta no incluía estimaciones mensuales de cuánta electricidad consumirían o liberarían las baterías. Esos datos operativos son importantes porque el beneficio económico depende de cuándo se carguen las baterías, qué electricidad utilicen y qué fuentes de generación sustituyan.
Una capacidad de 160 megavatios indica cuánta potencia pueden suministrar las baterías en un momento dado. No indica durante cuánto tiempo pueden mantener esa producción. La PUCSL dijo que estudiaría más a fondo el uso de las baterías en función de su rentabilidad.
¿Quién toma la decisión final?
El aviso oficial de la PUCSL sitúa la revisión en el marco de los artículos 29(2) y 29(3) de la Ley de Electricidad de Sri Lanka n.º 36 de 2024, con sus modificaciones. También cita el artículo 29(10) de esa ley y el artículo 17(b) de la Ley de la Comisión de Servicios Públicos de Sri Lanka n.º 35 de 2002 como fundamento para consultar a las partes interesadas.
El NSO aporta las previsiones operativas y de costos. La PUCSL las revisa, considera los comentarios de las partes interesadas y determina las tarifas. La diferencia entre ambas funciones explica por qué la retirada de una solicitud por parte del operador va seguida de una decisión regulatoria independiente.
La consulta permitió a los consumidores y a otras partes interesadas opinar tanto sobre los cargos propuestos como sobre las estimaciones de costos en las que se basaban. Al finalizar el proceso, el regulador tenía que considerar la posición revisada del NSO y los ajustes preliminares que ya había realizado.
Qué significa el cambio para los consumidores
Los hogares y las empresas afrontan ahora una revisión tarifaria en la que el operador del sistema afirma que no es necesario un aumento. La estimación anterior de la PUCSL, del 1,46%, era una propuesta preliminar, y el anuncio final determinará los cargos aplicables.
Los porcentajes publicados describen el ajuste tarifario propuesto para el periodo de revisión. La información que acompañó a la retirada no incluye un nuevo cuadro de tarifas para las distintas categorías de consumidores, por lo que no permite calcular el cambio exacto en la factura de un hogar o una empresa concretos.
El cambio central es claro: el NSO pasó de solicitar más ingresos mediante tarifas más altas a prever que las reservas de agua de los embalses y las lluvias le permitirán gestionar el trimestre sin ese aumento. La decisión de la PUCSL definirá las tarifas después de examinar esas previsiones, junto con los costos del combustible, los gastos de las empresas y las opiniones del público.
Puntos clave
- El NSO retiró su solicitud de aumentar un 2,88% las tarifas eléctricas entre octubre y diciembre de 2026.
- El operador citó la mejora de las reservas de agua de los embalses y los pronósticos de lluvias por encima de los niveles normales.
- La PUCSL había reducido previamente el aumento propuesto al 1,46% en su revisión preliminar.
- La previsión revisada del costo del suministro mayorista disminuyó en 8.220 millones de rupias, hasta situarse en 125.940 millones.
- Las principales centrales hidroeléctricas y otras fuentes renovables representaban juntas el 61,15% de la generación prevista.
- La consulta pública se celebró el 5 de noviembre. La PUCSL conserva la responsabilidad de tomar la decisión final sobre las tarifas.
