Las energías renovables no convencionales no terminan de encontrar su lugar en el Perú, un país al que no le caería mal el calificativo de hiperenergético. Con un potencial medido eólico, solar, geotérmico y de la biomasa asombroso, hasta ahora se abastece con estas fuentes el 2% de la energía consumida (6.200 MW/h). El resto proviene de energía renovable convencional de centrales hidroeléctricas (52%) y de centrales termoeléctricas (46%), de las cuales la mayoría se abastece de gas natural.Follow@EconomiaECpe
El impulso a las renovables (convencionales y no convencionales) ha sido apalancado desde el Estado, a través de cuatro subastas, celebradas cada dos años desde el 2009, cuando se aprobó el Decreto Legislativo 1002 para promocionar su inversión.
Este año debería celebrarse una quinta convocatoria, pero el Gobierno lo ha descartado para revisar el estado de los proyectos ya licitados, que no habrían sido implementados en su totalidad por falta de soporte financiero. En esa línea, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) creará en los próximos días un comité que evaluará si da luz verde a que las empresas generadoras de energías renovables no convencionales participen del mercado energético de forma libre. Esta modalidad ha estado restringida hasta ahora, pero se autorizaría si el comité define una “potencia firme” para estas fuentes energéticas.
La potencia firme es un elemento clave para el financiamiento y atractivo de estos proyectos, ya que reconoce la capacidad de estas fuentes dependientes de la naturaleza para garantizar la provisión. Según la normativa actual, la potencia firme para las renovables no convencionales en el país es igual a cero, explica Juan Coronado, vicepresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables. “Esto no tiene sustento técnico porque se sabe que [las energías renovables] entregan potencia firme”, dice. El ejecutivo destaca que la medida del Minem permitiría competir de “igual a igual” con otras fuentes para ofrecer energía, por ejemplo, a mineras, cuyos contratos caducarán entre este y el año que viene.
Al respecto, el consultor José Estela explica que los proyectos eólicos pueden garantizar el abastecimiento durante todo el día, pero los solares no pueden hacerlo durante las noches. De allí que, a su juicio, la fórmula que establezca el Minem debería ser un híbrido. Agrega que los ingresos por potencia firme sirven para pagar la inversión y equivalen hasta al 20% del total de la tarifa cobrada. El resto corresponde a la energía comercializada y sustenta, principalmente, los gastos por mantenimiento y operación.
La revisión de la potencia firme para las renovables también estará planteada en el dictamen de ley que se presentará la semana que viene en la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República. Así lo informa Armando Villanueva, congresista por la bancada de Acción Popular y presidente de la comisión, autor de uno de los dos proyectos que serán sistematizados en el dictamen. El otro fue elaborado por Juan Carlos Yuyes, de Fuerza Popular. “Las renovables tienen la posibilidad de competir porque los precios de generación han disminuido”, dice, y apunta que la norma buscará de igual manera que las renovables no convencionales ocupen el 10% de la matriz energética hacia el 2021 y el 30% hacia el 2050. Para Villanueva, así el país se alinearía a los objetivos y compromisos internacionales para mitigar el calentamiento global.
OBSTÁCULO SISTEMÁTICOPero la oportunidad real de impulsar las energías renovables no convencionales en terreno peruano no están dadas, afirma César Butrón, presidente del directorio del Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (COES). “Hay un problema de sobreoferta y se ha generado una guerra de precios (entre los generadores). Si a eso le añadimos más oferta, lo único que haríamos es agravar el problema”, señala.
Carlos Temboury, presidente del comité del sector eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), coincide. “Al día de hoy nuestra posición es que no metamos más capacidad al sistema”, afirma.
En efecto, de acuerdo con el Minem, el margen de reserva de energía hacia el 2021 ascendería a 29% y a 50%, considerando la reserva fría (capacidad ociosa). Estos datos van en línea con la proyección de oferta y demanda de energía, que estará cubierta con capacidad instalada hacia el 2028 y a costos competitivos hacia el 2025, según el COES.
Estas proyecciones se encuentran con un escenario de debilitamiento de la demanda. “Lo que sí haría que se incremente [la demanda de energía] son los proyectos mineros”, señala Butrón.
José Miguel Morales, ex presidente de la SNMPE, estima que de impulsarse los grandes proyectos mineros en cartera, la demanda energética podría crecer hasta 8% anual. Aun así, el efecto se vería cuando comiencen a operar, tres o cuatro años después de iniciada su construcción, advierte.
En esta situación, los generadores no convencionales deberán romper una inercia más, convencer a las empresas mineras sobre la confiabilidad y costos operativos de las no renovables versus la hidroelectricidad, la fuente energética por excelencia en los yacimientos en zonas aisladas.
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