El último lunes el Congreso de la República puso en agenda para su debate y votación en el pleno, el dictamen de ley que busca facilitar las inversiones en generación eléctrica en base a centrales solares, a pesar de que en su momento generó polémica entre los actores del mercado.
Se trata del dictamen que aprobó la Comisión de Energía y Minas, que recoge diversas iniciativas, entre ellas la del Bloque Magisterial, y que modifica diversos artículos de la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación y garantizar su abastecimiento seguro, confiable y diversificar la matriz energética nacional.
La iniciativa propone, puntualmente, facultar a las distribuidoras eléctricas a que, en sus licitaciones de suministro de la electricidad, puedan contemplar la compra en bloques de energía, o potencia y energía, en forma separada o conjunta.
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Licitaciones
Actualmente, en las licitaciones, ambos conceptos, el de potencia (que es la capacidad instalada de generación) y la energía (producida por las generadoras) se entienden en forma unificada (no separada).
Sin embargo, como el proyecto plantea además crear bloques de energía (bloques horarios), los expertos entienden que esto es aplicable, únicamente, a las centrales solares, por cuanto solo pueden generar cuando brilla el sol (es decir no se aplica en horario nocturno).
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Actualmente, la participación de las centrales solares en la producción eléctrica regular, está en torno sólo a un 2%, pues los bajos precios de la energía en el mercado spot (donde se oferta la energía no colocada en contratos), no cubren sus costos, y por lo cual deben ser subsidiados.
Se estima que ese subsidio, que los usuarios regulados pagan vía tarifas eléctricas (a través de la denominada Prima RER, que se creó para garantizar su viabilidad) sumaría US$1,800 millones.
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Antecedentes
Ya el Ministerio de Energía y Minas (Minem), durante el debate del proyecto en comisión, había expresado anteriormente su posición en contra de esa iniciativa, aunque Osinergmin se pronunció a favor.
El propio Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), también había dado opinión, advirtiendo que, si se incrementaba la penetración de energías renovables (RER) y no se creaba un mercado de servicios complementarios para las RER, se podría poner al sistema eléctrico en riesgo.
El proyecto planteaba, originalmente, incrementar la participación de tecnologías RER, del actual 5% en promedio, hasta un 30% al año 2030.
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Gerens y LQG presentan estudio
Para ahondar más en este tema, este jueves, en conferencia de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), expertos de Gerens y de Laub & Quijandría Energy Group (LQG), presentaron un estudio conjunto que analiza el citado dictamen de ley.
Arturo Vásquez, director de investigación de Gerens, refirió que, si se aprueba esa iniciativa, y se alcanzara una penetración de las RER (eólicas y solares) del 30%, se estaría desplazando el uso de centrales térmicas a gas natural, que hoy explican más del 50% de la producción eléctrica.
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Se desplazaría a generación con gas
Tal desplazamiento se daría, porque (al separarse la potencia de la energía en la oferta de las RER), el sistema eléctrico, que administra el COES, al momento de determinar el orden de despacho de las generadoras, privilegia a las de menor costo (en este caso, las solares, pues su costo es cero (no cuesta el brillo solar), mientras las térmicas deben pagar el costo del gas natural.
A esto le añadió que se tendría que realizar inversiones adicionales para sustentar la viabilidad de las RER (que denominó costos sombra), como son más líneas de transmisión, almacenamiento de la energía (generada por plantas solare) en baterías.
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Riesgo de usar diésel
A ello le sumó el riesgo de que, para dar estabilidad a la producción con RER (que de por sí es intermitente se frenaría cuando no hay viento para las eólicas, o brillo solar para las plantas solares), se tendría que usar generadoras a diésel, que resulta mucho más caro.
Todo ello, sumado al desplazamiento de las térmicas a gas (que serían reemplazadas por más tecnologías RER), da como resultado de ese estudio, un gasto adicional que se calcula en aproximadamente US$5,393 millones.
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Impacto en las tarifas eléctricas
Tales costos, advirtió Vásquez, tendrían que ser, o subsidiados por el Estado, o en su defecto, trasladados a los consumidores regulados, a través de sus tarifas eléctricas, incrementándolas progresivamente.
En tanto, Carlos Romero, del Estudio LQG, observó que el proyecto de ley, además, plantea que el regulador (Osinergmin) programe las licitaciones (para compra de energía) de las distribuidoras, lo cual, dio a entender, forzaría a esas empresas a contratar, donde el Estado definiría cuándo se tiene que contratar.
Eso, advirtió, podría llevar a las distribuidoras a incurrir en compras de la energía mayores a las que necesitan, que no podrían pagar los usuarios, lo cual podría afectar el desarrollo de las inversiones de ese tipo de empresas.
Además, al desplazarse de la generación a las térmicas a gas, observó que se podría comprometer el desarrollo de la industria del gas natural, y de su masificación a nivel nacional.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
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