En el Perú existen 95 proyectos de energías renovables no convencionales (RER) entre centrales eólicas y solares, por cerca de US$ 20,000 millones, que esperan formar parte de nuestra matriz energética, hasta ahora mayormente sustentada en hidroeléctricas y térmicas a gas.
Según el Ministerio de Energía y Minas (Minem), de esa cantidad, 53 proyectos son de centrales solares (US$ 8,305 millones), y 42 son eólicos (US$ 11,717 millones), ubicados en Arequipa, Ica, Moquegua, Tacna, Piura, Puno, Lambayeque, La Libertad, Ancash y Cajamarca.
Hace tres años, las RER aportaban al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) menos de 300 megavatios (Mw), pero dentro de dos años, según proyecta Luis Flores, experto en energía, ese tipo de tecnologías renovables estarían aportando 3.3 gigavatios (GW) de capacidad de generación al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Más aún, el conjunto de los 95 proyectos RER antes señalado, añadirían 21 gigavatios (GW) de nueva generación, y se encuentran -según el ese sector- en diversas etapas, algunos en construcción, otros en estudios y evaluación.
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Reglamento para las RER sigue en espera
La puesta en marcha de esos proyectos en fase de estudio y evaluación, en muchos casos, está a la espera de la aprobación del reglamento de la Ley N° 32249, Ley que modifica la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, dada en enero de este año, y que actualmente está en elaboración por parte del Minem.
Esa norma permite, por ejemplo, que las distribuidoras eléctricas puedan licitar energía en bloques horarios y bajo regímenes separados de potencia y energía, lo que facilita la incorporación de más proyectos RER al SEIN, en la medida que podrán ofertar solo energía (cuyo costo, teóricamente, es el más bajo).
La empresa Zelestra -que tiene previsto realizar dos proyectos RER por cerca de US$ 1,500 millones hasta el año 2030- remarcó la necesidad de que el Perú cuente con una regulación clara que permita fortalecer el sistema eléctrico y el desarrollo de renovables.
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Zelestra pide predictibilidad regulatoria
Alejandra Machuca, Regulatory Affairs Manager Latam de Zelestra, durante su participación en el Smart Energy Summit, remarcó que la predictibilidad regulatoria es un elemento central para el desarrollo ordenado de los proyectos de energía renovable.
Refirió que servicios complementarios a la operación de las RER, como la inercia sintética y la regulación primaria de frecuencia, forman parte del refuerzo técnico del sistema eléctrico, y que su implementación resulta más eficaz cuando se basa en reglas claras, vigentes al momento del desarrollo de los proyectos y conocidas por todos los actores del sector.
La inercia sintética comprende un mecanismo de control en convertidores electrónicos de potencia utilizado en tecnologías RER como eólicas y solares, que emula la inercia natural de los generadores rotativos (hidroeléctricas o térmicas a gas) para estabilizar la frecuencia de la red eléctrica y evitar fluctuaciones cuando no brilla el sol o no hay viento.
Machuca indicó que, en ese mercado de servicios complementarios, las baterías juegan un rol fundamental, al permitir no solo dar soporte al sistema, sino gestionar de forma más eficiente la variabilidad de las renovables.
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Gerens duda que RER resulten más baratas
Arturo Vásquez, socio de Gerens Consultoría, puso reparos a la ley 32249, en la parte que propone la venta de energía en bloques horarios, a través de licitaciones, y cuyo objetivo es aprovechar que las energías renovables pueden resultar más baratas para los usuarios en horas específicas del día.
Vásquez, también exviceministro de Energía, refirió a Gestión que, la evidencia internacional más reciente contradice que se vaya a alcanzar ese objetivo, señalando que, por el contrario, las licitaciones por franjas horarias no han garantizado menores precios para los consumidores.
En varios casos, anotó, la incorporación de ese esquema por bloques horarios ha terminado generando sobrecostos operativos, y riesgos de confiabilidad en el sistema, y citó el caso de España, donde las centrales fotovoltaicas (solares) no compensaron el gasto de usar centrales térmicas como respaldo firme cuando caía el sol.
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Arturo Vásquez Cordano, socio de Gerens, hace observaciones a la normativa que facilita el acceso de las RER al sistema interconectado
Se puede generar un incentivo perverso
Algo similar, anotó, ocurrió en Chile, donde también se realizan subastas por bloques horarios, y donde los costos por mantener estable al sistema se dispararon, porque se tuvo que mantener encendidas las plantas térmicas para evitar inestabilidad en el sistema.
El segundo riesgo -advirtió- es que se genere un incentivo perverso para que las RER participen masivamente en horas baratas (durante la mañana y la tarde), pero sin asumir responsabilidad en horas de respaldo (horas punta de la noche), trasladando los costos al sistema y, en última instancia, al usuario final.
En ese sentido, señaló que un diseño de licitación que evalúe minimizar el costo total durante las 24 horas del día evitará ese problema, promoverá la competencia real entre tecnologías y asegurará que las distribuidoras puedan abastecer al mercado regulado, tanto en horas de alta producción solar y eólica como en horas nocturnas o incluso en picos de demanda.
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¿Y el reglamento del hidrógeno verde?
Otra regulación pendiente de aprobar por el Minem que involucra también a las RER es el reglamento para la Ley del Fomento al Hidrógeno Verde, ley que fuera aprobada hace más de un año y que plantea incentivos a toda la cadena asociada a esa industria.
Al respecto, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) dio a conocer a Gestión sus propuestas para mejorar ese reglamento.
En principio, plantea que el responsable de revisar y aprobar los estudios ambientales sea Produce, cuya Dirección de Asuntos Ambientales Industriales tiene experiencia en evaluación de procesos industriales electrointensivos, como los vinculados al hidrógeno, el amoníaco o el metanol.
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Señala que es necesario contar con una Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde, de carácter técnico y económico, que defina los sectores prioritarios, los instrumentos de apoyo y las condiciones habilitantes para la inversión.
Refirió que el desarrollo del hidrógeno verde requiere de una demanda inicial que viabilice los proyectos y permita alcanzar economías de escala, y que el reglamento debe promover su uso en el transporte pesado, la refinación de combustibles y la producción de fertilizantes.
Además, ese gremio propone considerar incentivos tributarios a esa inversión, como por ejemplo la recuperación anticipada del IGV, la depreciación acelerada para activos vinculados a las RER, entre otros.
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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.
