Tal como lo indica el título nos referiremos únicamente al sector electricidad, aunque para ello deberemos hablar necesariamente del gas natural que, si bien formalmente pertenece al sector hidrocarburos, su influencia en el sector electricidad es muy grande y determinante.

Del mismo modo, nos centraremos en medidas urgentes de cortísimo plazo y no tocaremos la definición de medidas de largo plazo que requieren mucho más tiempo de incubación y desarrollo. Un ejemplo, es el caso de la propuesta de desarrollar un Sistema de Planificación Energética, que no es algo que se pueda decidir y poner en marcha en 100 días.

Definición de nueva generación

Si bien a la fecha hay suficiente capacidad de generación de bajo precio para atender las necesidades totales del sistema peruano (renovables no convencionales, hidroeléctricas y gas natural) y esta capacidad alcanza hasta el año 2026 eso no quiere decir que hay tiempo de sobra para tomar decisiones para que se puedan concretar proyectos que lleguen a tiempo para el 2026.

Decisión de llevar o no gas natural al sur del Perú

La primera decisión es tomar una posición sobre llevar gas al sur. Al respecto, se hace la precisión que no necesariamente nos referimos al SIT Gas, sino que podría ser un gasoducto por la costa solo de gas y no de líquidos o podría ser que se lleve gas al sur mediante barcos metaneros con plantas regasificadoras.

Si la decisión es afirmativa entonces se debe estar consciente que con la conversión de las plantas del Nodo Energético del Sur (1500 MW) se agregaría capacidad de bajo precio al sistema de golpe que haría que no se necesite ninguna otra nueva planta de generación hasta el 2031. Hay que tomar en cuenta que en los contratos de concesión de estas dos plantas se establece la obligación de convertirse para usar gas natural en lugar de petróleo diésel como es ahora y dado que las turbinas instaladas son de combustible dual, ese proceso se puede hacer muy rápido.

Si, por el contrario, la decisión es que no se lleva gas al sur, entonces hay que buscar de inmediato con qué otras tecnologías de generación se debería atender el crecimiento de la demanda. Claramente las únicas que llegarían a tiempo serían centrales solares y eólicas. Esto implica resolver determinados problemas regulatorios para que las centrales solares puedan competir por contratos en el mercado mayorista.

Lo que no debería pasar es que se hagan las dos cosas al mismo tiempo. Esto produciría una sobreoferta de generación nuevamente que tiene consecuencias inconvenientes para los generadores presentes y produce una nueva parálisis en las inversiones futuras.

El Problema de la Transmisión

Un tema más urgente, aunque tal vez más sencillo de resolver, es el retraso que se está presentando en la ejecución de los planes de ampliación de la transmisión, tanto del Plan de Transmisión elaborado por el COES (sistema troncal) y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas, como del Plan de Inversiones de Transmisión (PIT) elaborado por las empresas distribuidoras y aprobado por el Osinergmin. El retraso actualmente está llegando hasta 3 años y de continuar con estos retrasos, las consecuencias serán fatales: cortes de suministro e incremento de precios.

Lo que está ocurriendo es que los planes son aprobados a tiempo, pero el periodo para que ProInversión culmine el proceso se adjudicación de la concesión está tomando demasiado tiempo. La razón de fondo es la enorme complejidad de sustentaciones que tiene que hacer ProInversión ante el MEF, que se derivan a su vez, de los complicadísimos controles que se han ido añadiendo a la Ley de Asociaciones Público – Privadas. Se requiere crear un fast track o ruta rápida para este tipo de proyectos que provienen de un sistema de planificación previo y que son autosostenibles, es decir, no requieren aportes del Tesoro Público a manera de evitar una serie de sustentaciones que ya se hicieron en el proceso de aprobación de los respectivos planes de expansión.

Líneas de Transmisión de Distribuidoras Estatales paralizadas

Hay una cantidad apreciable de proyectos de líneas de transmisión en el ámbito de las distribuidoras estatales que, a pesar de contar con la aprobación técnica y regulatoria de Osinergmin (es decir cuentan con remuneración aprobada), se han quedado sin ejecutar por una serie de razones que impiden que las distribuidoras pueden ejecutarlas entre ellas, la ley de contrataciones del Estado, aprobaciones para hacer la inversión y falta de autorización para endeudamiento de las distribuidoras para financiar las inversiones requeridas. Existe un proyecto de Decreto Supremo elaborado por el Ministerio de Energía y Minas que crea un régimen excepcional para que estas obras puedan ser concursadas para su ejecución por inversionistas privados y entregadas en concesión. La tarifa aplicable ya está predeterminada por Osinergmin, por tanto, no hay riesgo de que los concursos para adjudicar a privados puedan incrementar la tarifa al cliente final. Esta norma se debería promulgar a la brevedad.

Creación de un Mercado de Servicios Complementarios dentro del Mercado de Corto Plazo de Electricidad

En cualquier sistema interconectado moderno se requiere de los servicios complementarios que son los que permiten mantener la estabilidad de frecuencia y tensión del suministro de electricidad. La tendencia actual es que una de las maneras más eficientes de brindarlo es mediante baterías que cada vez bajan más de precio. Se requiere, por tanto, modificar la Ley 28832 creando el mercado de servicios complementarios que regula la cantidad, la remuneración y quién debe pagar por ellos además de permitir el ingreso de un nuevo tipo de agente que únicamente se dedique a brindar estos servicios ya que en la actualidad solo lo pueden hacer los generadores.

Creación de una Instancia Superior a Osinergmin

En la actualidad Osinergmin es juez y parte en un número de procesos que son de mucha importancia para los agentes supervisados y fiscalizados por esta entidad, desde los numerosos procesos regulatorios (determinación de tarifas de las cuales se obtiene la remuneración de diversas actividades en el sector eléctrico) hasta los procesos sancionatorios.

En el caso de los procesos regulatorios, si el agente no está conforme con la fijación tarifaria, puede plantear una reconsideración, pero ésta es resuelta por el mismo Consejo Directivo que aprobó la fijación inicial. En el caso de los procesos sancionadores el agente inconforme puede reconsiderar ante el Tribunal de Apelaciones de Sanciones en Temas de Energía y Minería (TASTEM) cuyos miembros son nombrados y remunerados por el mismo Osinergmin.

Es evidente que en ningún caso la reconsideración es revisada por un ente autónomo y que tenga el marco jurídico para revisar las decisiones de Osinergmin con lo cual los agentes quedan en estado de indefensión ante éstas. Esto ni siquiera ocurre con la SUNAT, que tiene un Tribunal Fiscal por encima. Se requiere una segunda instancia a Osinergmin del mismo tipo.