En el 2018, ante la incertidumbre de si concentraba o no el Gasoducto del Sur (y con un nodo energético en esa zona esperando el suministro de gas natural), el COES señaló que si no realizaba el ducto, se debía lanzar otras inversiones para producir la electricidad a bajo costo y así evitar futuros incrementos en la tarifa a partir del 2022, año en que la demanda podría superar a la oferta y se podría agotar la generación costo-eficiente.
Siendo así, y dos años después de estas declaraciones, el presidente de Osinergmin, Daniel Schmerler, dijo a Gestión que el 2022 sigue siendo el deadline, y aunque todavía hay tiempo par aevitar complicaciones, lo cierto es que si se continúa al ritmo actual, no se logrará mantener el bajo costo de la producción de energía.
¿Todavía se prevé que la capacidad de generación eléctrica a costo-eficiente culmina en el 2022 y que desde el 2023 se usaría más diésel para producir electricidad,implicando que suban las tarifas?
Esto es si hace una fotografía de cómo está nuestro mercado de generación hoy en día y, en paralelo, se proyectan las necesidades de consumo. Por eso, la variable que hay que mover es la de fortalecer las capacidades de generación eficiente.
Si uno se pregunta ¿cuál es mi capacidad actual? Y proyecto la demanda que se tendría por los proyectos mineros, el crecimiento natural que tiene el país, las expectativas de nueva inverisón en industrias, entonces tenemos ese escenario (de que se agote la generación a costo-eficiente) si no se tomen medidas.
¿Se puede revertir aún?
Sí. Todavía estamos a tiempo de tomar medidas ( para mantener la producción eléctrica a bajo costo), pero tenemos que hacerlo ahora. Si esperamos el último año, el último semestre cuando nos acerquemos (al 2022, 2023) y no se han hecho mejoras en nuestro parque generador, medidas para asegurar el abastecimiento eficiente de energía, lo que va a quedar es que vamos a tener que utilizar las fuentes más claras y contaminantes.
Según el COES, el Minem se habría retrasado en licitar proyectos de transmisión eléctrica, lo que ha generado mayores costos al consumo eléctrico por ejemplo, en el norte y, con ello, mayor consumo de diésel para generar electricidad. Esto podría causar un incremento en las tarifas. ¿Consideran que existe ese riesgo?
En general, si se retrasan inversiones que son necesarias en cualquier lugar, hay el riesgo de que o esté la infraestrucutra necesaria para atender demandas de energía , que además son crecientes. Entonces, si no se expanden las redes eléctricas, y las líneas de transmisión también, hay el riesgo en general como decía de que al 2022, nuestro país no tenga la capacidad suficiente de abastecerse de energía.
¿Usted cree que el Minem camina lento en las licitaciones de líneas de trasnmisión?
Creo que es posible optimizar el trabajo en el desarrollo de esas líneas. No voy a decir que está mal lo que hace, pero ciertamente si se pudiese agilizar el desarrollo de estos proyectos, coordinar mejor entre diversas entidades la forma de desarrollar los proyectos, podríamos tener esa infraestructura implementada en tiempos mejores.
¿Que alternativas tenemos?
Es importante desarrollar más proyectos energéticos, y ello implica centrales y líneas de transmisión también. Ahora bien, hacer una central tradicional, una hidroeléctrica, es muy caro y toma, en promedio, cinco años desde que tienes todas las licencias sociales y el papeleo. Lo otro que nos queda es empezar a usar las centrales de reserva, las del sur, pero usan diésel porque no se construyó el gasoducto. El diésel encarece cinco veces el costo de la electricidad.
Frente a ello, ¿ qué hacer?
De las alternativas que identificamos que se pueden hacer, una está vinculada a las energías renovables no convencionales. Y la otra es insistir en la interconexión, sobre todo la que se tiene avanzada con el Ecuador. Eso nos ayuda a tener un sistema mucho más balanceado y estar diversificado, porque ya tendríamos no solo dos fuentes principales (hidráulica y la térmica a gas).
Energías renovables recientemente, Osinergmin presentó un informe sobre las RER. ¿Qué recomendaciones da el regulador?
Hemos identificado la necesidad de hacer algunas mejjoras normativas que ayuden a que se desplieguen en mayor medida estas fuentes de generación de electricidad. Por ejemplo, hay una limitación en nuestro país y que no existe en otro que es la separación de la energía con la potencia, dos componentes que se le exige hoy a todo generador, y en particular a estos generadores renovables.
Al tener esta exigencia, se les quita competividad a las energías renovables no convencionales en comparación con las energías tradicionales. Entonces, lo que se plantea es que las RER puedan adjudicar directamente tanto a las empresas de distribución eléctrica como a los cleintes libres.
¿Qué más se puede impulsar para tener más RER en el país?
Se plantea que la normativa a futuro debería contemplar bloques horarios, y con ello distintos costos de electricidad. Es una recomendación interesante, sobre todo para energías de tipo interminente, como la solar.
¿Las RER todavía están lejos de competir con las energías tradicionales?
Necesitan algunos ajustes en el ámbito normativo, y estos son los que hemos identificado con estudios técnicos que los respaldan. En Osiinergmin, dimos un paso, que fue otorgarle la llamada potencia firme, pero básicamente ha servido de impulso para la eólica. La idea es generar condiciones de competividad para todas las renovables que puede tneer nuestro país.
Lo otro es también el impulso de las renovables en áreas fuera de red, pensando en el cierre de la brecha energética.
¿Que propone Osinergmin para reducir los costos extras que se cargan las tarifas (por ejemplo, subsidios a inversiones en las RER) que se cargan al peaje de transmisión, y que finalmente se reflejan en el pago de los usuarios finales?
Sobre las RER, prestar el servicio de manera más competitiva haría que a futuro no sea necesario el pago de este subsidio que se conoce como la prima RER, elemento que se carga el peaje de transmisión. Definitivamente, a futuro no sería una reducción de importes que son trasladados hoy en día a los ciudadanos.
¿Tienen más propuestas?
Una de ellas estaba referida al mecanismo de compensación de tarifa residencial (MC-TER), que contribuye a que más de la mitad de los usuarios en el Perú no paguen el costo real que tiene la energía, sino que tienen un subsidio.
Lo que planteamos desde comienzos del 2018 es que parte de los recursos que hay recaudados por el FISE, y que son excedentes, se asignen a este mecanismo para eventuales futuras alzas que se puedieran producir en la tarifa eléctrica.
Hidrocarburos
¿Existe la posibilidad de que Osinergmin revise su cálculo de los precios de referencia de los combustibles?
Sí tenemos la intención de revisar esos precios que son referenciales en cuanto a los factores que determinan ese valor. Estamos revisando qué ajustes podemos hacer para dar una información que sea valiosa para toda la cadena de producción y el mercado mismo. Pero, sería eso, una señal.
Fuente: Gestión, 21 de Enero del 2020.