La suspensión durante 14 días del suministro de gas natural -a raíz de la rotura y deflagración en el gasoducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP)- y, como consecuencia, la crisis en la que se sumió el Perú, desnudó la falta de previsión desde el Estado para evitar una situación como esta y asegurar el suministro, no solo de combustibles, sino de energía en general.
Durante ese periodo, se dejó sin gas no solo a vehículos particulares e industrias, sino también al parque de centrales termoeléctricas, que generan el 40% de la electricidad que se consume en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Lima Metropolitana y el Callao consumen cerca del 45% de la electricidad que se genera a nivel nacional y se transmite por el SEIN, el cual está bajo administración del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES).
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¿Por qué no hubo apagones?
Si durante los 14 días que duró la crisis en la capital no hubo apagones derivados de la caída total en la producción térmica fue por el respaldo que recibió a través del sistema de transmisión en alta tensión, que opera el COES.
Así lo refirió César Butrón, presidente de dicho comité, durante el evento “El Futuro Energético del Perú, Planificación, Seguridad y Liderazgo de la Ingeniería”, que organizó el Colegio de Ingenieros del Perú (CIP).
Explicó que, ante la ausencia total de generación en Lima, donde se concentran las plantas de generación térmica, se pudo traer la energía que se genera en otras partes del territorio nacional, a través de las redes que han reforzado el sistema de transmisión en alta tensión.
La generación térmica con gas explica más del 40% de la producción de electricidad del SEIN (Imagen: Andina)
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Reto complejo de resolver
Butrón recordó que el COES no es una institución del Estado, sino, por ley, es una institución privada, independiente y sin fines de lucro, que, además de operar el SEIN, se encarga de elaborar los planes de transmisión, que luego aprueba el Ministerio de Energía y Minas (Minem) y se encarga a ProInversión para su promoción y adjudicación.
Sin embargo, más allá de la planificación del sistema de transmisión, refirió que ahora un reto complejo de resolver es avanzar en la planificación de otros segmentos del sector, como el de generación, pero también del sistema energético del país en general, incluido el de hidrocarburos.
Así, remarcó que, si bien la inversión en energías renovables “es una ola imposible de detener”, la labor del Estado es generar los incentivos o mecanismos para también atraer otros tipos de inversiones, como en hidroeléctricas o la redundancia (duplicación de componentes críticos) en líneas de transmisión o del sistema de transporte del gas natural, porque por sí solo, el mercado no va a invertir en ello.
COES cree que debe aplicarse el esquema de redundancia también para el transporte de gas natural
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Trabas para la redundancia
El presidente del COES reconoció luego que, sobre el mismo sistema de transmisión, el esquema regulatorio que aplica el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) no permite, por ejemplo, aplicar la redundancia, es decir, de refuerzo en las líneas de alta tensión.
Refirió que las crisis energéticas que se han visto en el mundo han demostrado la necesidad de incorporar el concepto de redundancia, a fin de dar confiabilidad a los sistemas y que, si el regulador no se actualiza, puede bloquear inversiones.
Asimismo, consideró que –para evitar nuevas crisis- lo mejor que podríamos hacer es desarrollar el enorme potencial hidroeléctrico que tiene el Perú, que es una fuente de generación confiable, “y no es variable como la generación con eólicas o solares”.
“Resulta que estamos en un mercado de competencia, pero una hidroeléctrica puede competir con las renovables, ese es el tema”, anotó. Esto, en referencia al menor costo que tiene actualmente la producción con plantas solares y eólicas, frente a una hidráulica.
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Vale recordar que, en los últimos gobiernos, la política del Minem ha sido apostar por una mayor incorporación de las energías renovables no convencionales (eólicas y solares), por su menor costo, y que ahora está pendiente que apruebe los reglamentos de la ley que permite una mayor participación de estas en el mercado regulado.
“Si queremos seguir teniendo el costo mínimo posible y no pagar lo que implica la redundancia o lo que una hidroeléctrica necesita [cobrar] por megavatio/hora (MWh) (US$ 50), nunca vamos a tener seguridad”, advirtió Butrón.
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Planificación en aso
Sobre el tema, Erick García Portugal, experto en energía, refirió a Gestión que el Viceministerio de Electricidad ha sido encargado por el Minem de elaborar la planificación energética del Perú al 2050, aunque consideró que ese plan debería estar a cargo de un ente autónomo.
Podría elaborarse ese plan en una asociación entre el público y el privado, cuyas decisiones sean vinculantes y que no solo involucre al sector eléctrico, sino también el de hidrocarburos y el de energía en general. Así, se evitaría algún sesgo a favor de un subsector en particular.
A su turno, Arturo Vásquez Cordano, exviceministro de Energía, coincidió en que se debe crear una entidad independiente y autónoma que se haga cargo de la planificación energética en el país y que tenga las mismas reglas de gobernanza que tiene el COES.
De esa forma, anotó, se eliminaría el ciclo político, cuya intermitencia, que ha generado una alta rotación de funcionarios en el sector, estuvo impidiendo implementar una coordinación general para el desarrollo planificado de esa actividad.
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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. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
