Controversia por norma que encarecería energías renovables en el Perú

Un cambio en las reglas del juego para dotar de mayor seguridad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) podría decantar en mayores costos para producir energías renovables en el Perú, y con ello reducir la competitivad de su participación en la industria.

Pocos meses antes de que Enel Generación Perú -hoy Orygen- fuera vendida por US$1.360 millones al fondo británico Actis, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) presentó ante Osinergmin su proyecto de actualización del Procedimiento Técnico del COES N° 20 “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones del SEIN” (PR-20).

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Entre sus múltiples modificaciones, exige que los nuevos proyectos de centrales de generación no convencional (CGNC) cuenten, al igual que hidroeléctricas y termoeléctricas, con un sistema de respaldo que evite caídas de frecuencia a partir de la inercia sintética, tecnología que ayuda a compensar variaciones de producción. En términos prácticos, se les estaría obligando a instalar baterías.

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Enel fue una de las primeras en pronunciarse. La multinacional italiana alegó que el COES asume competencias del Ministerio de Energía y Minas (Minem) con un proyecto “sin sustento técnico ni económico” que impone a las RER un servicio de Reserva Primaria de Frecuencia (RPF) encubierto, pese a que la ley hoy las exonera.

La propuesta fue observada por empresas como Grenergy, ElectroDunas, Engie, Fénix Power, Kallpa y Luz del Sur -todas afectadas-, al igual que gremios como la Sociedad Nacional de Minería y Petróleo (SNMPE) y la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR).

Esta última consideró que la norma limitará la participación de plantas eólicas y fotovoltáicas (solares) en la matriz eléctrica peruana, con consecuencias ambientales, sociales y de competitividad, además de “incidir directamente en la viabilidad económica de los proyectos”.

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Para César Butrón, presidente del COES, el cambio es necesario ante la creciente participación de las CGNC en el mercado, cuya participación estima podría pasar de 8% a 35%.

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Acepta que, efectivamente, tendrán que realizar mayores inversiones, pero que “las condiciones deben ser iguales para todos y que, por último, pueden trasladar los costos”.

“En el fondo, a ellos lo único que les interesa es que les van a subir los costos de inversión, y con ello no serán tan competitivos en sus ofertas”, señala. Una posición en la que coincide Rafael Laca, especialista de Enerkory, quien asegura que, desde el punto de vista técnico, todas las centrales deben tener sistema de compensación, en un movimiento que todos los inversionistas podían anticipar.

Mientras que, Erick García, hoy director en San Gabán, dijo que la inercia pudo ser ventilada en una mesa técnica liderada por Minem, pero aclaró que no debe confundirse el debate de competitividad con la imperiosa confiabilidad del sistema.

“Bien podría el Osinergmin introducir una moratoria para que el cambio se aplique en 1 ó 2 años, y no se afecten los proyectos que surjan”, agrega Butrón.

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● La electricidad se puede generar a partir de fuentes renovables (hidroeléctricas) o no renovables (fósiles, como gas y petróleo). Pero también existen las renovables no convencionales (RER), como la solar, eólica, geotermia, olas de mar, etc.
● No es retroactivo. Los proyectos afectados serían los que están próximos a presentar sus estudios al COES. La mayoría se concentra en el sur, a cargo de empresas como Enel, Engie, Fénix Power y Kallpa.
● COES tiene una alternativa: la creación de un “mercado de servicios complementarios”, donde las CGNC podrían adquirir la inercia sintética. Pero, si no se aprueba el uno ni el otro, en no más de 10 años la matriz será “inestable”.