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Economía
ENTREVISTA
martes 21 de enero del 2020 Gestión
Daniel Schmerler, presidente de Osinergmin
“Aún estamos a tiempo de tomar medidas para mantener la producción eléctrica a bajo costo” El presidente de Osinergmin señaló que si no se hacen las inversiones en los próximos dos años para mejorar el parque generador de energía, el uso de diésel encarecerá hasta 5 veces el costo de la electricidad. whitney miñán cabeza whitney.minan@diariogestion.com.pe
En el 2018, ante la incertidumbre de si se concretaba o no el Gasoducto del Sur (y con un nodo energético en esa zona esperando el suministro de gas natural), el COES señaló que si no se realizaba el ducto, se debía lanzar otras inversiones para producir la electricidad a bajo costo y así evitar futuros incrementos en la tarifa a partir del 2022, año en que la demanda podría superar a la oferta y se podría agotar la generación costo-eficiente. Siendo así, y dos años después de estas declaraciones, el presidente de Osinergmin, Daniel Schmerler, dijo a Gestión que el 2022 sigue siendo el deadline, y aunque todavía hay tiempo para evitar complicaciones, lo cierto es que si se continúa al ritmo actual, no se logrará mantener el bajo costo de la producción de energía. ¿Todavía se prevé que la capacidad de generación eléctrica a costo-eficiente culmina en el 2022 y que desde el 2023 se usaría más diésel para producir electricidad, implicando que suban las tarifas?
Esto es si se hace una fotografía de cómo está nuestro mer-
cado de generación hoy en día y, en paralelo, se proyectan las necesidades de consumo. Por eso, la variable que hay que mover es la de fortalecer las capacidades de generación eficiente. Si uno se pregunta ¿cuál es mi capacidad actual? Y proyecto la demanda que se tendría por los proyectos mineros, el crecimiento natural que tiene el país, las expectativas de nueva inversión en industrias, entonces tenemos ese escenario (de que se agote la generación a costo-eficiente) si no se toman medidas.
Plan piloto para la formalización de establecimientos de GLP envasado en Puno se replicará en el resto de país. Si se retrasan las inversiones, hay riesgo que no haya la infraestructura necesaria para atender la demanda.
¿Se puede revertir aún?
Sí. Todavía estamos a tiempo de tomar medidas (para mantener la producción eléctrica a bajo costo), pero tenemos que hacerlo ahora. Si esperamos el último año, el último semestre cuando nos acerquemos (al 2022, 2023) y no se han hecho mejoras en nuestro parque generador, medidas para asegurar el abastecimiento eficiente de energía, lo que va a quedar es que vamos a tener que utilizar las fuentes más caras y contaminantes. Según el COES, el Minem se habría retrasado en licitar proyectos de transmisión eléctrica, lo que ha generado mayores costos al consumo eléctrico -por ejemplo, en el norte- y, con ello, mayor consumo de diésel para generar electricidad. Esto podría causar un incremento en las tarifas. ¿Consideran que existe ese riesgo?
En general, si se retrasan in-
Las energías renovables necesitan algunos ajustes en el ámbito normativo para que sean competitivas.
versiones que son necesarias en cualquier lugar, hay el riesgo de que no esté la infraestructura necesaria para atender demandas de energía, que además son crecientes. Entonces, si no se expanden las redes eléctricas, y las líneas de transmisión también, hay el riesgo en general –como decía– de que al 2022, nuestro país no tenga la capacidad suficiente de abastecerse de energía. ¿Usted cree que el Minem camina lento en las licitaciones de líneas de transmisión?
Creo que es posible optimizar el trabajo en el desarrollo de esas líneas. No voy a decir que está mal lo que se hace, pero ciertamente si se pudiese agilizar el desarrollo de estos proyectos, coordinar mejor entre las diversas entidades la forma de desarrollar los proyectos, podríamos tener esta infraestructura implementada en tiempos mejores. ¿Qué alternativas tenemos?
Las claves Grifos. En el 2019 se supervisaron 18,000 mangueras en las diversas estaciones y se detectó que el 98% está dentro del rango (cantidad de combustible que se despacha). Además, se verificó que el 95% de los grifos expende combustible de calidad. Alumbrado público. El 98.5% de las instalaciones funciona adecuadamente.
Es importante desarrollar más proyectos energéticos, y ello implica centrales y líneas de transmisión también. Ahora bien, hacer una central tradicional, una hidroeléctrica, es muy caro y toma, en promedio, cinco años desde que tienes todas las licencias sociales y el papeleo. Lo otro que nos queda es empezar a usar las centrales de reserva, las del sur, pero usan diésel, porque no se construyó el gasoducto. El diésel encarece cinco veces el costo de la electricidad.
Controversia por situación del fondo
Osinergmin alista transferencia del FISE al Minem para febrero Después de estar a cargo del Osinergmin, el Fondo de Inclusión Social (FISE) pasará a manos del Ministerio de Energía y Minas (Minem) desde el 01 de febrero de este año. El presidente del regulador, Daniel Schmerler, señalo que dicho fondo es administrado por Osinergmin desde el 2012, que ha permitido crear una serie de programas sociales para que casi 2 millones de familias en el Perú accedan a energía limpia. “Próximamente, en el mes de febrero, (el FISE) estará pasando al
Minem. Estamos dejando un programa funcionando con excelencia, personas teniendo acceso al GLP, permitiendo subsidios para que las familias de menores recursos en Lima, Callao e Ica se conecten al gas natural. Además, el tema de las conversiones vehiculares viene avanzando muy bien el último año y se ha colocado cerca de 200,000 paneles fotovoltaicos para zonas aisladas”, anotó Schmerler en diálogo con Gestión. Sin embargo, desde el ministerio la perspectiva es distinta. Recientemente, Erick García, director general de Hidrocarburos,
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manuel melgar
Tarifas de electricidad. El presidente de Osinergmin, Daniel Schmerler, señaló que, “en principio, no hay ningún ajuste (de la tarifa) significativo identificado”.
Frente a ello, ¿qué hacer?
De las alternativas que identificamos que se pueden hacer, una está vinculada a las energías renovables no convencionales. Y la otra es insistir en la interconexión, sobre todo la que se tiene avanzada con el Ecuador. Eso nos ayuda a tener un sistema mucho más balanceado y estar diversificado, porque ya tendríamos no solo dos fuentes principales (hidráulica y la térmica a gas). Energías renovables Recientemente, Osinergmin presentó un informe sobre las RER. ¿Qué recomendaciones da el regulador?
del Minem, explicó en el Congreso que si bien el ministerio definió en el 2015 un programa anual de promociones de conversiones al uso de gas natural vehicular, a financiarse a través del FISE, recién el año pasado se implementó “porque la administración no estaba a cargo del Minem”. García remarcó que ahora, bajo la administración del Minem, se podrá, por ejemplo, impulsar el programa de conversiones, “el cual solo ha llegado a seis de 17 regiones proyectadas”. Es más, señaló que bajo la gestión del Osinergmin no ha sido posible “poder llevar más energía (gas natural) a más pobladores” porque el regulador no brindaba la información necesaria para conocer las necesidades de los usuarios.
Hemos identificado la necesidad de hacer algunas mejoras normativas que ayuden a que se desplieguen en mayor medida estas fuentes de generación de electricidad. Por ejemplo, hay una limitación en nuestro país –y que no existe en otro– que es la separación de la energía con la potencia, dos componentes que se le exige hoy a todo generador, y en particular a estos generadores renovables. Al tener esta exigencia, se les quita competitividad a las energías renovables no convencionales en comparación con las energías tradicionales. Entonces, lo que se plantea es que las RER puedan adjudicar directamente por energía y permitirles así vender directamente tanto a las empresas de distribución eléctrica como a los clientes libres. ¿Qué más se puede impulsar para tener más RER en el país?
Se plantea que la normativa a futuro debería contemplar bloques horarios, y con ello distintos costos de electricidad. Es una recomendación interesante, sobre todo para energías de tipo intermitente, como la solar. ¿Las RER todavía están lejos de competir con las energías tradicionales?
Necesitan algunos ajustes en el ámbito normativo, y estos son los que hemos identificado con estudios técnicos que los respaldan. En Osinerg-
min, dimos un paso, que fue otorgarle la llamada potencia firme, pero básicamente ha servido de impulso para la eólica. La idea es generar condiciones de competitividad para todas las renovables que puede tener nuestro país. Lo otro es también el impulso de las renovables en áreas fuera de red, pensando en el cierre de la brecha energética. ¿Qué propone Osinergmin para reducir los costos extras que se cargan a las tarifas (por ejemplo, subsidios a inversiones en las RER) que se cargan al peaje de transmisión, y que finalmente se reflejan en el pago de los usuarios finales?
Sobre las RER, prestar el servicio de manera más competitiva haría que a futuro no sea necesario el pago de este subsidio que se conoce como la prima RER, elemento que se carga al peaje de transmisión. Definitivamente, a futuro sería una reducción de importes que son trasladados hoy día a los ciudadanos. ¿Tienen más propuestas?
Una de ellas estaba referida al mecanismo de compensación de tarifa residencial (MCTER), que contribuye a que más de la mitad de los usuarios en el Perú no paguen el costo real que tiene la energía, sino que tienen un subsidio. Lo que planteamos –desde comienzos del 2018– es que parte de los recursos que hay recaudados por el FISE, y que son excedentes, se asignen a este mecanismo para eventuales futuras alzas que se pudieran producir en la tarifa eléctrica. Hidrocarburos ¿Existe la posibilidad de que Osinergmin revise su cálculo de los precios de referencia de los combustibles?
Sí tenemos la intención de revisar esos precios que son referenciales en cuanto a los factores que determinan ese valor. Estamos revisando qué ajustes podemos hacer para dar una información que sea valiosa para toda la cadena de producción y el mercado mismo. Pero, sería eso, una señal.
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declaración del costo del gas natural en cuestión
Antes de julio se daría primer paso para corregir distorsión del mercado eléctrico El año pasado surgió una controversia en torno a la declaración cero o casi cero en el costo del gas natural usado para las termoeléctricas. De hecho, un proyecto de ley del Congreso buscaba cambiar las condiciones del mercado eléctrico, señalando que –justamente– dichas empresas debían declarar el precio total “real” que pagaban por su suministro de gas natural para propósito del cálculo del precio spot, porque así se evitaría la “subdeclaración”. Ante esta situación, en junio pasado se creó la Comisión Multisectorial de Reforma del Sector Eléctrico (CRSE) para corregir las distorsiones de mercado eléctrico, empezando por lo antes señalado (con un plazo hasta noviembre). Es así que dicha comisión presentó a fines del 2019 su propuesta. Si bien el documento entregado al Ministerio de Energía y Minas (Minem) contaba con cinco alternativas, la CRSE consideraba que una de ellas es la más viable en su implementación en el corto plazo, siendo manejables las desventajas que se detectaban. En este contexto, el presidente del regulador, Daniel Schmerler, señaló que ahora que está en manos del Minem se espera que la situación se pueda solucionar antes de la segunda mitad del año, cuando corresponde una nueva declaración de precios. “Lo que he podido escuchar en declaraciones
BLOOMBERG
CRSE. Presentó cinco alternativas para corregir la distorsión del mercado eléctrico sobre declaración de precios.
“Sería un mecanismo distinto de declaración. Sería un cambio en cuanto al establecimiento del precio del gas natural por parte de las termoeléctricas”. públicas del ministro (de Energía y Minas) es que quiere que esto esté implementado antes de medio año, porque desde esa fecha tocará la siguiente declaración de las empresas. Entonces, esto tiene que ser solucionado antes de que lleguemos a esa fecha, que son los primeros días de julio”, anotó. La propuesta ¿En qué consistía? Según el documento, si se aprobara el cambio, la declaración del costo del gas natural ya no sería cero (era así porque se consideraba un costo fijo); sino más bien el COES sería el que optimice el
despacho considerando cláusulas que pudieran existir (take or pay y ship or pay), al tiempo que se corrige la distorsión que genera la forma de asignar la potencia con base en la participación del mercado spot. “Sería un mecanismo distinto de declaración. Sería un cambio en cuanto al establecimiento del precio y esa polémica podría darse por atendida”, anotó. La comisión La CRSE le dará seguimiento al tema de declaración de precios, pero además, están trabajando –dijo Schmerler– otros temas como la promoción de energías renovables no convencionales de sistemas aislados; y en la búsqueda de un mejor esquema para las licitaciones del suministro de electricidad, es decir, la forma en que las distribuidoras le compran la energía a las generadoras. El regulador recordó que a la normativa del sector no se le hace una revisión desde el 2006.