Reforma en regulación eléctrica no estaría en agenda del Minem

Así se podría concluir de las respuestas que dio a Gestión el ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, al ser consultado en una entrevista si su sector está trabajando en el proceso de modernización de la regulación del sector eléctrico, para eliminar los sobrecostos que elevan las tarifas de luz, y que reconocen normas del Minem.

El ministro Vera respondió que, en el ámbito eléctrico, su despacho continuará con los planes de electrificación rural (heredados del gobierno anterior) y que la meta es electrificar a 3,400 localidades hasta mediados del 2024, con una inversión de S/1,200 millones.

“Ahora queremos hacer obras, continuar los proyectos (de electrificación rural)”, enfatizó el ministro al insistirle si prevé avanzar con aprobar una nueva regulación eléctrica (cuyo proceso iniciaron anteriores administraciones de ese ministerio).

Reforma esperada por el mercado

No obstante, el presidente del COES, César Butrón, en reciente entrevista a la SNMPE, había señalado que los agentes del sector eléctrico han enfocado actualmente su atención en torno a la necesidad de continuar con la reforma regulatoria que se requiere en esa actividad.

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Como parte de esa reforma había indicado que se espera medidas para la promoción y el desarrollo de energías renovables no convencionales (eólicas, solares, entre otras tecnologías de generación), así como servicios complementarios para lograr una mayor penetración de esas tecnologías RER, y la ejecución de planes de expansión de la transmisión.

Sobre el tema, Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, señaló a Gestión que hoy, ante el incremento en los costos de generación, por el mayor uso de centrales térmicas a gas y diésel, se tiene que facilitar el acceso a generación a menor costo que ofrecen plantas eólicas y solares, lo cual requiere cambios en la regulación del sector.

Al respecto, según el último reporte de electricidad del Minem correspondiente a noviembre, en ese mes, si bien la demanda de electricidad se incrementó en 5.6%, la producción con hidroeléctricas cayó 25%, pero con térmicas a gas se elevó 48% y con diésel lo hizo en 12%, en comparación a igual mes del 2021.

La producción hidroeléctrica se viene contrayendo desde fines del año pasado a raíz de la sequía que aún continúa y azota zonas altoandinas, incluida la zona central, donde se ubican las grandes centrales hidráulicas del complejo Mantaro.

¿Qué se espera de los cambios en la regulación eléctrica?

Oviedo explicó que con el cambio a la regulación se busca que las centrales que operan con recursos energéticos renovables (RER) puedan participar en las licitaciones para compra de capacidad de generación, considerando los menores costos que tienen hoy eólicas y solares para operar (en comparación con años atrás).

Explicó que, actualmente, las tecnologías RER pueden producir a costos de entre US$30 a US$35 por megavatio por hora (Mw/h), frente a los US$60 por Mw/h que pagan hoy los usuarios regulados, y si se las incorpora al sistema se podrían reducir las tarifas eléctricas.

Pero, en vista de que las centrales solares, por ejemplo, no pueden generar en horario nocturno, lo que se busca incorporar a la regulación es que se permita (a las generadoras en general) el poder entregar la energía en bloques horarios, de forma que las plantas solares, por ejemplo, puedan abastecer de electricidad en horas del día.

Indicó que esa solución ya se aplicó en Chile, de tal forma que hoy las tecnologías RER representan un 37% de la matriz energética de ese país.

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Gasoducto traería mayores costos a usuarios eléctricos

Al respecto, el ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, coincidió en que se debe retomar la evaluación de cambios a la regulación eléctrica para incorporar a las tecnologías RER, porque permitirá abaratar las tarifas.

No obstante, consideró un error del Minem intentar que se reanude el proyecto del gasoducto sur, porque, indicó, podría llevar a duplicar el precio de las tarifas eléctricas (pues los usuarios regulados han pagado por los primeros años de operación del actual gasoducto de Camisea) y planteó en su lugar que se extienda el actual ducto de Contugas por la costa, hasta regiones del sur.

Sin embargo, para Rafael Laca, especialista de Consultora Enerkory, se debe buscar maneras de restablecer el equilibrio entre generación hidroeléctrica (que hoy es del 36% del parque generador) y térmica (que es el 59%), y luego ir abriendo el mercado a las RER.

Refirió que hoy, por norma, el parque generador debe estar compuesto en un 5% de energías RER, pero cuya operación resulta onerosa a los consumidores, pues estos deben pagar una compensación a esas plantas, por no generar cuando no hay viento ni sol, bajo el concepto denominado Prima RER.

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