La falta de certezas respecto a temas como la energía renovable, los despachos de energía eléctrica, el precio, la generación distribuida, la regulación y el incentivo del gas natural, debilitan la competitividad del mercado eléctrico, coinciden varios expertos. Un Plan Nacional Energético sigue siendo una tarea pendiente.
De acuerdo con el especialista en energía César Gutiérrez, hay una clara indecisión del Gobierno sobre qué se debe hacer con las energías renovables no convencionales como la solar y eólica; entre los temas que destaca está el de otorgarles o no potencia firme.
“Hay una propuesta regulatoria (sobre otorgar potencia firme a las RERNC), la cual se prepublicó, pero no dicen si la aceptan o la rechazan. Pese a que hay una gran expectativa de los inversores, sigue habiendo una incertidumbre que preocupa a los propios actores renovables y a los actores de otras energías”, dice Gutiérrez.
Lo mismo opina Pedro Gamio, ex Viceministro de Energía, quien sostiene que la existencia de grupos de interés y la falta de decisiones por parte del Gobierno afectan la competitividad y la propia gobernabilidad del país.
“La principal traba de las energías renovables es la actual definición de potencia que impide la participación de la generación eólica y solar fotovoltaica. No pueden atender al mercado de usuarios libres. A esto se suma la falta de despacho por bloque horario”, sostiene Gamio, quien será ponente en el 17° Congreso de Energía 2019.
Por su parte, Beatriz De la Vega, Socia Líder de Energía de EY Perú, señala que el tema fiscal también afecta a las energías renovables. Al respecto, indica que es necesario revisar la ley de energías renovables.
“Además del beneficio de depreciación acelerada de las inversiones, existe el régimen de recuperación anticipada del IGV aplicable a todas las industrias que podría ajustarse para proyectos renovables que en su implementación pueden tener una etapa pre-operativa menor a dos años (la ley dice que esta etapa debe ser mayor a dos años)”, manifiesta De la Vega.
Gamio asegura que el otorgarle potencia firme a las energías solar y eólico podría generar menores costos de generación, desconcentración de la infraestructura y menor contaminación ambiental. “Además de cumplir con nuestro compromiso con el Tratado de París frente al cambio climático”, agrega.
Para Luis Espinoza, experto consultor y ex viceministro de Energía, más que discutir si dar o no potencia firme a las renovables solar y eólica, se debe analizar cuanto de esa potencia sería pagada por el sistema como potencia firme remunerable. Espinoza cree que todos los generadores deberían tener posibilidades de contratar con clientes y que, aparte, se definiría “qué derecho de potencia remunerable se le da a cada tecnología”.
El impulso de las energías renovables pasa por evaluar su efecto positivo en la facturación y sus fortalezas como por ejemplo su capacidad en la seguridad del suministro. A decir de Gutiérrez, para que haya un efecto positivo en la facturación de estas energías renovables, hay que cambiar la legislación.
“Si se hacen cambios legislativos, el efecto de las renovables será positivo en la facturación del abastecimiento de la demanda diurna. El tema es que si se quiere un beneficio en el precio, para ello es necesario cambiar la legislación”, dice.
Espinoza, por su parte, indica que el Estado tiene que, en el marco de una planificación, identificar las fortalezas de cada energía; es decir, por ejemplo, cuáles pueden proporcionar mayor seguridad de suministro de energía eléctrica. “Las renovables son buenas, pero hay tipos de renovables. No solo está la solar o la eólica, también está la geotermia, de la cual hasta ahora no hemos hecho ni una planta”, apunta el experto, quien estará expondrá en el Congreso de Energía a realizarse el 28 de agosto.
Despachos, flexibilidad, precios y subsidios
Otro tema que no parece tener un norte claro es el despacho de energía eléctrica, pues el Minem hasta ahora no aclara cuál será su futuro. ¿Cómo mejorar las reglas de despacho?, se pregunta Espinoza. Para Gutiérrez, este tema no debería ser regulado y continuar como ahora ya que es un tema de mercado.
“Hay voces diferentes pero el Estado a través del Minem debería tomar una posición. Eso también genera incertidumbre en generación eléctrica”, refiere.
Luis Espinoza, por su parte, se detiene en la falta de flexibilidad del mercado eléctrico para los clientes, lo que hace que se pierda competencia. Para Espinoza, el cliente debe tener la facilidad de ir de un mercado a otro a comprar energía.
“Eso significa quitar la restricción de los 12 meses para pasarse del mercado regulado al libre, pues genera un monopolio al Distribuidor, el cual ejerce el derecho de exigir una espera de doce meses para que el cliente se cambie”, anota.
Acompañando a este problema está la reducción de la valla de los 200 kW para ser cliente libre. En España un cliente libre puede ser aquel con demanda mayor a 10 kW. En nuestro país, el límite comercial de la Baja Tensión (220 V) es los 50 kW, por lo tanto, para agilizar un poco más el mercado se debería baja la valla de 200 a 50 kW. Además, no debe exigírsele a los clientes pequeños sistemas automáticos de rechazo de carga que empeoran su competitividad.
También señala como otro tema a discutir el precio en el mercado regulado. Espinoza indica que para que el mercado regulado tenga mejores precios a largo plazo y “no se diga que sus precios son abusivos”, “hay que promover proyectos de nueva generación que no solamente lo pague el mercado regulado sino el estado con fondos del tesoro público”.
“Actualmente, cuando el Minem u Osinergmin sacan una licitación de largo plazo para cubrir contratos de aquí a cinco años, en el diseño del contrato se incluyen costos de nueva generación que pasan a las tarifas del mercado regulado, pero esto no debe ser así ya que se genera una distorsión entre los precios de los clientes libres y los regulados. Los contratos no deben incluir medidas de promoción para tecnologías más caras, porque distorsionan el precio a pagar. La promoción de tecnologías más caras debe ser cubiertas por el estado con otros mecanismos que no sean el precio de los clientes”, detalla.
Asimismo, Espinoza refiere que los subsidios que el Estado quiera hacer para promover alguna nueva generación más cara, debe estar fuera de los precios de los contratos, y pueden usarse esquemas de financiamiento con banca de desarrollo.
“Y para, ahondar más en lo que respecta a comercialización, lo que se tiene que hacer es crear y estructurar la forma en que debe operar un comercializador independiente, es decir: independiente del generador y del distribuidor (empresas comercializadoras que deben de tener contratos de respaldo para vender energía a clientes). Con eso se le da más dinamismo al mercado y se posibilitan mejores precios para los todos los clientes”, agrega.
Con comercializadores más activos, generadores más eficientes, recursos energéticos más baratos, entonces se tendrán precios de la electricidad competitivos y hacia eso debe apuntar la mejora en la regulación.
Este escenario nublado cubre también la falta de aprovechamiento del gas natural como fuente de generación eléctrica. Al no haber un mecanismo claro y rápido de cómo llevar gas natural hacia el nodo energético del sur, lo que se avizora es el paso de un superávit a un déficit eléctrico hacia el 2023 o el 2024, según los nuevos proyectos, principalmente mineros, que se vayan generando.
Esto nos llevaría a encender las termoeléctricas del sur con diésel, un combustible más costoso y contaminante.
“En términos de energía, si se creciera 4% de demanda eléctrica al año, la necesidad de prender las centrales eléctricas a diésel se producirían en el último trimestre del próximo año; si creciéramos menos del 4% probablemente se tendría que dar el 2021. Pero el discurso que se promueve es que no se necesita nada hasta el 2028, lo cual no es cierto”, advierte César Gutiérrez.
¿Qué otras alternativas hay? Gutiérrez sostiene que la única alternativa posible de un precio mejor que el diésel, es tener una planta de licuefacción con sistema FSRU (unidades flotantes de almacenamiento y regasificación).
“Cuando trabajas gas natural en redes el costo variable total de la producción con gas natural es 24 dólares, con diésel 200, y cuánto estás con FSRU estás en 100 dólares. Si bien es cierto no es mejor que el tender redes, es la mitad que prender diésel. Ya hay experiencias en Argentina y en Brasil. Esa es la alternativa, eso nos puede salvar, porque no habrá nada intermedio”, afirma.
Beatriz De la Vega da un vistazo amplio y apunta que hay, además, otros temas aún por regular y que requieren especial atención a corto plazo. Apunta que está pendiente el reglamento de generación distribuida cuyos comentarios del sector privado se enviaron a fines del año pasado. También el desarrollo de la electromovilidad, sobre el cual se está trabajando un reglamento y sus normas técnicas.
“Por otro lado, la transición energética está relacionada al cumplimiento de los acuerdos internacionales de cambio climático, aún está pendiente el reglamento de la ley marco. Hay otros temas vinculados a inversiones para alumbrado público que requiere ajustes tarifarios para que los inversionistas puedan recuperar la inversión. Estos son algunos temas”, resalta.
La especialista de EY Perú asegura que para establecer una agenda con todos estos temas, es necesario hacer un trabajo sesudo del Plan Energético Nacional, incorporando la demanda proyectada hacia el futuro (por minería y otros) para determinar cómo impulsar la inversión en proyectos eléctricos y también en hidrocarburos (gas natural).
“Por ello, también es importante que se defina los cambios a la Ley Orgánica de Hidrocarburos cuya propuesta se presentó en Noviembre 2017 y luego se volvió a presentar un proyecto modificado a principios de este año y hasta a la fecha no hay una respuesta clara del Congreso”, finaliza.
Estos y otros temas serán evaluados por empresarios y expertos del sector Energía, este 28 de agosto en el hotel Hilton Gardenn Inn., en Chacarilla, Surco.
*foto referencial
(BQO)
