«NECESITAMOS  ASIGNACIÓN DE POTENCIA FIRME A LAS NO CONVENCIONALES»

«NECESITAMOS ASIGNACIÓN DE POTENCIA FIRME A LAS NO CONVENCIONALES»

Perú ingresó a la ola de las energías renovables no convencionales (como la eólica, fotovoltaica, geotérmica y biomasa) con la promulgación del Decreto Legislativo 1002 y su respectivo reglamento. Con esa normativa se han realizado cuatro “subastas RER” que permitieron la ejecución de pequeñas hidroeléctricas, plantas fotovoltaicas, parques eólicos, y centrales de biomasa en el Perú.

Pero no todo ha sido color de rosa con estos sostenibles proyectos. A las demoras en la ejecución de las obras se sumaron algunas críticas por el esquema mediante el cual se les aseguraba los ingresos y se les brindaba un despacho preferente, a pesar de ser una fuente intermitente, en el caso de la energía solar y del viento.

Pero el punto más sensible y criticado del fomento a las RER no convencionales es que generan un cobro adicional que representa el 2.7{d52985f95925bcc0a4b40dbd151b3c376625b1a38f49dd51e6e080a6a064f566} de la factura que pagan las familias y comercios. En contraparte, un crucial aspecto que se ha dejado en el limbo y que podría impulsar este tipo de proyectos con más fuerza es la asignación de una potencia firme a las centrales fotovoltaicas y eólicas, siendo esto un pedido de los promotores que aún no tiene eco.

La multinacional ENEL, una de las mayores generadores de electricidad del Perú, con una combinación entre hidroelétrica y térmica a gas, ahora ha puesto sus fichas en las RER no convencionales y entrará a lo grande, básicamente con los proyectos Rubí, central fotovoltaica de 180 megavatios (MW); Wayra, parque eólico de 132.3 MW; y la minihidroeléctrica Ayanunga (20 MW). La inversión estimada para este paquete de proyectos es de US$ 400 millones y se espera que en el 2018 se pondrán en marcha.

Eugenio Calderón es el gerente de Energías Renovables de la multinacional ENEL en el Perú y tiene una ambiciosa visión del crecimiento que pueden alcanzar estas fuentes de generación, a pesar del complejo escenario que afronta el sector eléctrico.

Sostiene Calderón que con la asignación de una potencia firme, las RER no convencionales podrán competir “de igual a igual” y que, por lo tanto, es necesario hacer cambios y ajustes al marco regulatorio vigente.

Actualmente se tiene una sobreoferta de generación eléctrica en el país, incluso muchas empresas están pidiendo que ya no se realicen más proyectos por ahora. ¿Qué solución plantea, si con el ingreso de más proyectos, incluyendo los de energías renovables, se podría agravar esta situación?

En el Perú, hoy en día, hay una sobreoferta, pero hay que ir analizando un poco más al detalle el total de la capacidad instalada en el país, ¿cuánto es realmente una capacidad deficiente? eso es clave. De los 12,000 MW que tenemos instalados en Perú, aproximadamente 3,000 son capacidad que no es eficiente, que está relacionada especialmente con diésel, que -por lo tanto- es capacidad instalada que no es eficiente en el sistema. Si quitas eso, aún hay una sobrecapacidad sin duda, pero ya con un margen menor del que se habla normalmente.

¿Qué estamos viendo nosotros? Nosotros también estamos utilizando unas proyecciones que ha hecho el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COESSinac), que a partir del 2021 va a haber una necesidad de capacidad instalada eficiente, para contrarrestar la demanda. Si bien es cierto, es un crecimiento menor al que se había estado esperando para esos años, se hablaba de 6{d52985f95925bcc0a4b40dbd151b3c376625b1a38f49dd51e6e080a6a064f566} en varios momentos, para este año posiblemente se hable de 3{d52985f95925bcc0a4b40dbd151b3c376625b1a38f49dd51e6e080a6a064f566} o tal vez menos. Eso claramente afecta, porque va a durar un poco más de tiempo en llegar a este nivel óptimo de incorporar más capacidad instalada.

Es importante esta distinción, de capacidad instalada sobre la capacidad que hay, cuánto es eficiente realmente. Después, con el crecimiento de la demanda, aproximadamente para el 2021, vemos una necesidad de incrementar esta capacidad eficiente. Tienes el gasoducto sur peruano que, en el mejor de los casos, empezará en el 2024. Por lo tanto, vas a tener (de acuerdo con estas mismas estimaciones del COES), entre el 2021 y el 2024, un problema de generación eficiente que va a llevar a utilizar más diésel para producir más energía que necesitará el país.

Entonces, las renovables, en este momento, son una opción bastante razonable para mitigar estos efectos del retraso del gasoducto sur peruano, sobre todo, por la rapidez de la construcción de proyectos RER, que puede tomar entre 12 a 18 meses.

La regulación peruana contempla una tasa adicional en el recibo de los consumidores para garantizar la ganancia de las centrales RER no convencionales. Si se continúa con el ingreso de nuevos proyectos de este tipo, ¿esta tasa no afectaría más al recibo eléctrico? ¿Qué solución podría plantear, porque puede verse como que “a más proyectos ‘verdes’, más costo para los usuarios finales”?

Hay que hacer una distinción muy clara entre el antes y después de las energías renovables. El antes son las tecnologías renovables que eran más caras, que se estaban desarrollando a nivel mundial y que, por lo tanto, no habían generado una competitividad importante. Hoy en día, las energías renovables son competitivas y sumamente económicas y esto se ve y refleja en licitaciones que se están dando en otros países. En Chile se vio en una reciente licitación que el precio promedio estaba en US$32 por MW/h; en México salió en el resultado de una subasta que el precio promedio rondaba los US$21 MW/h solo en energías renovables.

Hoy las energías renovables son sumamente competitivas y son fuentes que, en el largo plazo, conforme se van incorporando, van a disminuir la tarifa que pagan los clientes regulados porque, comparativamente con otras tecnologías que han sido asignadas en distintas licitaciones o con el precio de barra que tiene Osinergmin, han mostrado precios menores en la cuarta subasta RER. Entonces, conforme se van incorporando este tipo de tecnologías, el precio a los clientes regulados tiene que tender a la disminución.

Hay todo un debate sobre la asignación de una “potencia firme” para las no convencionales, especialmente para la eólica y la fotovoltaica, ¿qué efecto tendría dicha asignación?

Al marco regulatorio que se tiene le hace falta la asignación de “potencia firme” a las renovables no convencionales, para que puedan competir en igualdad de condiciones con otras tecnologías. La potencia firme reconocida a las eólicas y a las solares es igual a cero, ¿y qué sucede? Dentro del mercado de Perú para que tú puedas vender energía a clientes libres o puedas vender energía a las distribuidoras necesitas tener una potencia firme garantizada. Por lo que, el marco regulatorio en ese aspecto es una barrera que no permite la entrada de energías renovables al mercado.

En el momento que este tipo de barreras se vayan eliminando, el precio para los clientes regulados tiene que tender a la disminución, porque son precios comparativamente más competitivos que otras tecnologías; además, tienen plazos de construcción bastante menores, si lo comparamos con una hidroeléctrica, por ejemplo. Mientras que para un proyecto de energía eólica o solar puede haber plazos de construcción entre 12 y 18 meses, probablemente una hidroeléctrica va a demandar más de 24 meses y hay muchas que duran más de ocho años de construcción.

Entonces, tienes tecnología que hoy es madura y competitiva, que tiene plazos de construcción cortos y puedes modular el crecimiento de estos proyectos, dependiendo de lo que va necesitando en realidad la demanda.

¿Cómo va el avance de los proyectos Wayra y Rubí?

Nosotros participamos como Enel Green Power en la cuarta subasta (2016). Se presentaron ofertas en diciembre del 2015 y en febrero del 2016 se dieron los resultados de la subasta. Esta ha sido la entrada de Enel Green Power al mercado peruano.

En el caso de Wayra, que tiene una inversión de US$165 millones al igual que Rubí, se tiene un avance del 70{d52985f95925bcc0a4b40dbd151b3c376625b1a38f49dd51e6e080a6a064f566}, que es bastante rápido, no solo en este proyecto eólico, también en el solar. Además, ya se tienen 19 torres montadas, de los 42 aerogeneradores que contempla el proyecto; es decir, prácticamente el 50{d52985f95925bcc0a4b40dbd151b3c376625b1a38f49dd51e6e080a6a064f566} de las torres han culminado su montaje completo. El proyecto está ubicado en Marcona y la puesta de operación comercial esperamos que sea en el primer semestre del 2018. Los aerogeneradores son de marca Acciona, de 13.15 megavatios y tienen una altura de 87.5 metros y un diámetro de las palas, cuando da todo el giro, de 122 metros.

¿Cuál es el impacto que tiene en las poblaciones aledañas la construcción de los proyectos de RER de ENEL?

En base a la experiencia que tenemos, el impacto en las comunidades cercanas a los proyectos son muy positivos. Hay varios factores involucrados; uno de los que nos importa mucho como compañía es nuestra política de creación de valor compartido, que busca generar competencias, traslado de conocimiento en las comunidades y que también se generen proveedores para algunos de los suministros, a fin de que la misma comunidad se vuelva autónoma económicamente y pueda emprender negocios, si es factible.

Como ENEL buscamos realizar siempre esta creación de valor compartido, incluyendo conceptos como economía circular en nuestras comunidades, en este caso, orientadas a la creación de actividades de reciclaje o de la reutilización de materiales que “desechamos” de los proyectos de energías renovables.

Por ejemplo, en el proyecto solar Rubí se usa 561,000 paneles, que vienen transportados en cajas que tienen palets que son un desecho para nosotros. ¿Qué hicimos? Capacitamos a las personas que están en las comunidades cercanas a nuestros proyectos, en nuestras zonas de influencia, y las capacitamos para que aprendan a utilizar esa madera y puedan hacer con ella muebles, a lo que llamamos “ecomueblería”, porque utiliza materiales para montar un negocio basado en lo que son desechos para el proyecto.

De acuerdo con Osinergmin, el Perú posee un potencial energético no convencional muy importante, ¿ENEL apostará por mayores inversiones a futuro?

Sí. Nosotros hoy en día seguimos invirtiendo. De hecho, son US$400 millones que estamos invirtiendo entre el 2017 y el 2018 y el objetivo es poner en marcha los proyectos RER en plena capacidad en el 2018, lo que sería la eólica y la solar, mientras que la minihidro para finales del 2018, un poco más adelante.

¿Más inversión? La vamos a poder ir haciendo, conforme la regulación también vaya evolucionando y conforme vaya permitiendo la entrada de nueva capacidad o vaya generándose el ambiente idóneo para que se puedan incorporar nuevos proyectos. Seguimos trabajando en tener nuestro listado de proyectos en desarrollo lo más óptimo posible para que puedan ser utilizados en una potencial subasta el próximo año (2018).

Si bien Latinoamérica tiene precios muy competitivos para el ingreso de proyectos RER, en Chile se generó un problema, luego de que se les negara a las empresas que se adjudicaron estos proyectos la financiación. ¿Esto podría también suceder en Perú? ¿Cómo evitar que pase?

Esa situación puede suceder en cualquier país, dependiendo del tipo que ingrese a la subasta y se adjudique proyectos. Regulatoriamente, cuando se generan las subastas, como la que se hizo en Perú que fue bastante exitosa porque se trató -precisamente- de evitar el ingreso de empresas que pudieran especular con los proyectos; es importante que se intente poner reglas que no permitan la entrada de especuladores que quieran ganar proyectos, pero que tal vez no tienen la capacidad financiera para construirlos.

El grupo ENEL es una empresa que financieramente tiene un respaldo bastante sólido. Por eso, nuestros proyectos, tanto el solar como el eólico, van a conectar antes de la fecha máxima de la licitación, prevista para el 31 de diciembre.

Autor: Jean Pierre Fernandez (jpfernandez@prensagrupo.com)