Imagine por un momento que se fue la luz en su casa. Si en el mejor de los casos ocurrió en el día, lo más probable es que, al menos, no pueda ducharse con agua caliente, prender el wifi o cargar la batería. La electricidad es tan importante para nuestras vidas que de su disponibilidad depende el crecimiento de la economía.
Mientras que los depósitos se incrementaron en 5.1% en el octavo mes del año.
En Perú, para garantizar la calidad y fiabilidad del suministro eléctrico se elabora un “plan de transmisión”, que en base a la proyección de crecimiento de la demanda y de la producción de energía eléctrica, se prioriza los equipamientos necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad del sistema eléctrico en un horizonte de 10 años.
Entonces, si el consumo de electricidad es un indicador de desempeño de la economía, qué podemos esperar de esta en los próximos 10 años. César Butrón, presidente del COES, tiene la respuesta: “En el escenario base, se prevé que la demanda de electricidad crezca, en promedio, 3% al año. Y en el escenario optimista, 4%”.
El COES es el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado y su titular fue el conferencista en Perumin 37 del Foro de Transición Energética Minera, un espacio de debate sobre el futuro de la transición energética en Perú, donde abordó los desafíos de la política energética y competitividad minera.
Los aportes de Butrón sobre la materia fueron tan valiosos como los del equipo de debate que acompañó la ponencia. Este fue liderado por Rosa María Flores Aráoz, gerente general de Kallpa y contó con la participación de los exministros de Energía y Minas, Carlos Herrera Descalzi y Gonzalo Tamayo, así como del gerente de Proyectos de Apoyo Consultoría, Miguel Figallo, y el coordinador General de Videnza Instituto, Nicolás Besich.
“¿Y por qué tan bajo (el crecimiento esperado)? ¿Y dónde están todas las inversiones en minería que se hablan en este mismo foro? Nosotros les pedimos a todas las empresas del país que nos envíen sus proyecciones de cuándo y cuánto van a consumir (de energía) en el futuro. Y la conclusión es que ninguno nos envía grandes proyectos a futuro”, comentó Butrón, dejando boquiabierto a un auditorio de centenares de personas.
Pero este no es el único hallazgo que debería preocupar a un país que por el impulso de los precios de las materias primas debiera crecer a tasas de 5%, el representante del COES asegura que el crecimiento de la demanda de electricidad está a punto de alcanzar la generación de energía eficiente, es decir, la proveniente de fuentes distintas al diésel; con lo cual, a partir del próximo año, “en horas punta” tendremos que abastecer la demanda a base de diésel, que además de contaminar es caro.
¿Qué pasa si el gas se lleva al sur?
Independientemente del mecanismo de transporte, si el gas llega al sur en 2031, 1,500 megavatios de dos centrales térmicas operarían con gas natural y aportarían nueva generación eficiente. “Si eso se hace ya no se necesitarían otras fuentes adicionales para atender a la demanda al 2036”, refirió Butrón.
Nosotros les pedimos a todas las empresas del país que nos envíen sus proyecciones de cuándo y cuánto van a consumir (de energía) en el futuro. Y la conclusión es que ninguno nos envía grandes proyectos a futuro”, comentó Butrón
Así, este factor sería determinante para cualquier inversionista del sector, debido a que no habría sitio para las plantas de generación renovables con fuentes como el viento y el sol.
“Esto ya debería estar resuelto, pero en el gobierno actual no vemos señales que se vaya a resolver”, indicó el titular del COES.
“Cada día o mes que pasa sin que se tome esa decisión (de si se va a llevar gas al sur) continúa elevando la incertidumbre para el resto de los inversionistas de otras tecnologías”, comentó Tamayo.
Proyectos futuros
Para evitar el uso del diésel en la generación de energía, suponiendo que el gas no llegue al sur, Butrón señaló que se necesitan 3,000 megavatios generados por máquinas térmicas o hidroeléctricas o el doble (6,600 megavatios) si la generación proviene de plantas solares o eólicas.
Pero ¿cuáles son las inversiones que actualmente existen en el mercado para el abastecimiento futuro? Según el COES, los estudios de preoperatividad, un paso previo a la solicitud de concesiones para generar electricidad, dan cuenta de una oferta de 33,067 megavatios en proyectos presentados. De estos, la mayor parte provienen de fuentes eólicas y solares.
Existe una oferta de 33,067 megavatios en proyectos presentados al COES
Existe una oferta de 33,067 megavatios en proyectos presentados al COES
Los desafíos
Un problema inherente a estas fuentes renovables no convencionales es la variabilidad en la generación de energía. Esto significa que, en algún momento del día, se puede interrumpir el fluido eléctrico porque una nube tapó el sol o por otras causas, por lo cual es difícil predecir su producción.
Y un sistema eléctrico para ser estable requiere atender las contingencias de variabilidad en la generación para lo cual debe contar con algo que se llama “regulación primaria de frecuencia”, en otras palabras, una fuente de energía que ayude a compensar los vacíos.
“Justamente los apagones que se dieron en Chile y en España respondieron a que las tantas generadoras de energía con fuentes renovables no tenían las capacidades de regulación de frecuencia, por lo que el sistema no aguantó y colapsó”, aseveró Butrón.
Para Butrón la solución para Perú es simple, las renovables que enfrentan el problema de variabilidad deberían brindar el servicio de regulación de frecuencia. Y para ello se necesita que la regulación lo exija.
“Sin embargo, en nuestra actual normatividad todas las renovables que enfrentan este problema (de variabilidad) están exoneradas de brindar regulación primaria de frecuencias. Entonces introducen la variabilidad, pero no colaboran en controlarla”, explicó.
“Esa exoneración debe desaparecer para que tengan la obligación. Nuestra recomendación es que como solo van a venir renovables, tenemos que tomar los cuidados desde ahora a través de las normas”, sentenció Butrón.
Otras complejidades
A la falta de oferta de servicios que permitan compensar las interrupciones en la generación de energía por parte de las solares y eólicas, está el agotamiento de las reservas de gas y las barreras para la exploración.
Un estudio de Perupetro estima que tenemos reservas de gas para 10 0 12 años, pero no se han hecho inversiones en la búsqueda de nuevas reservas porque el precio de este recurso depende Camisea, es decir, de una fuente de energía que se tenía certidumbre de su cantidad y que solo requería de un operador para extraerlo, por lo que paga regalías de 37.24%.
En cambio, una nueva exploración, debido a la falta de certidumbre de las reservas de gas que pueda hallar, el precio del recurso debería ser mayor al de Camisea.
“No se puede seguir pagando 37.24% de regalías. Nadie va a hacer esfuerzo de encontrar gas si lo que se espera es que los precios del futuro del gas de generación sean los de Camisea”, dijo Herrera Descalzi.
“No se puede seguir pagando 37.24% de regalías. Nadie va a hacer esfuerzo de encontrar gas si lo que se espera es que los precios del futuro del gas de generación sean los de Camisea”, dijo Herrera Descalzi
A dicho problema se suma el plazo finito de los contratos genera desincentivos para la inversión en exploración conforme se acerca el fin del contrato. “Hay una necesidad urgente de adaptación de nuestras normas”, comentó Tamayo.
“Perupetro tiene que hacer su trabajo, tiene que dedicarse a fomentar inversiones en exploración, tiene que revisar si los contratos actuales pueden seguir siendo vigentes con regalías tan altas en el escenario actual y nosotros los actores tenemos que impulsar que eso suceda y no estar este pensando tanto en el corto plazo, sino exigir a las autoridades que piensen más en el mediano y largo plazo”, mencionó Flores Aráoz.
Desafíos regulatorios
Otros desafíos para la provisión segura y eficiente de energía eléctrica están en el ámbito regulatorio. Figallo aseguró que la política pública vinculada al sector energético la hace el Minem sin la participación de los involucrados como las empresas generadoras, distribuidoras y consumidores, “lo que lo conlleva a cometer muchos errores y no tenerla a tiempo”.
Un ejemplo de ello es la prepublicación del reglamento de la Ley 32249. Según Besich, tal como se ha publicado no beneficia a los consumidores. Explicó que si la norma parte del objetivo de reducir las tarifas a los clientes residenciales y mipymes (usuarios regulados), las licitaciones deberían asegurar el menor precio por las 24 horas del día y no solo en bloques horarios como la normativa lo quiere establecer.
“Cada día o mes que pasa sin que se tome esa decisión (de si se va a llevar gas al sur) continúa elevando la incertidumbre para el resto de los inversionistas de otras tecnologías”, comentó Tamayo
“Se dice que la licitación por bloques horarios independientes es eficiente porque refleja la demanda en cada momento del día; sin embargo, podría terminar generando un precio promedio para las 24 horas más alto si no se garantiza ese equilibrio” manifestó Besich.
“A mí me parece un soberano disparate esto de las demandas horarias. No conozco a nadie que requiera electricidad de manera estrictamente horaria. Creo que el sentido de disponibilidad es similar al de la televisión: cuando quiero verla, la enciendo y listo. No voy a comprarla por una hora y por otra no. Se está intentando favorecer a alguien, y ese alguien no es el consumidor, que es a quien debería atender la ley”, manifestó Herrera Descalzi.
Figallo aseguró que la política pública vinculada al sector energético la hace el Minem sin la participación de los involucrados como las empresas generadoras, distribuidoras y consumidores
Para Besich, otro aspecto de preocupación del reglamento son las facultades que se le brindan a Osinergmin para que, en ciertos casos, solo se le permita la entrada de nuevos jugadores y no los establecidos. “Esto va a favorecer a las fuentes solares y eólicas, pero no al cliente final”, indicó.
Además, destacó como otro problema en el ámbito institucional a la injerencia que se le da al Osinergmin en la definición de políticas, cuando esta es función exclusiva del Minem. Explicó que brinda discrecionalidad al organismo regulador que afecta a las inversiones.
“La Ley 32249 es un modelo más cercano al intervencionismo que uno que promueva la competencia”, aseveró.
“La Ley 32249 es un modelo más cercano al intervencionismo que uno que promueva la competencia”, aseveró
“Hay necesidades urgentes en Osinergmin de zapatero a tus zapatos”, sostuvo Tamayo.
A su turno Flores Aráoz dijo que los consumidores deben estar tranquilos, porque si bien se ha hablado de riesgos futuros, hoy la industria cuenta con generación eficiente, segura, a buenos precios y con un sistema de transmisión robusto y que funciona.
“La verdad es que muchos inversionistas en el sector de generación y transmisión están dispuestos a seguir apostando por este país. La reforma que necesitamos se limita a una que otra norma regulatoria que esperamos poder encaminar y que resulte bien, como lo hemos hecho siempre a lo largo de nuestra historia. Así que, al sector minero, les decimos: sigan invirtiendo, porque nosotros, el sector energía, estaremos con ustedes siempre y a tiempo”, concluyó Flores Aráoz.
Recibe tu Perú21 por correo electrónico o por Whatsapp. Suscríbete a nuestro periódico digital enriquecido. Aprovecha los descuentos.
VIDEO RECOMENDADO