Propiciar un Sector Eléctrico Eficiente, Competitivo y Preparado para un Futuro Resiliente
Durante los años noventa, Perú fue uno de los pioneros en las reformas del sector eléctrico gracias a la creación de un modelo de mercado eléctrico basado en criterios de competitividad y respaldado por instituciones robustas. En el 2006, se inició una reforma de segunda generación para asegurar el suministro continuo del servicio. En la última década, han surgido importantes ineficiencias que atentan contra la competitividad del sector, por lo que es necesaria una reforma regulatoria de tercera generación que lo prepare para un futuro resiliente. Las recomendaciones de las notas de política se centran en la implementación de una tercera generación de reformas enfocadas en corregir deficiencias, recuperar la competitividad y modernizar el mercado eléctrico. Este es un segundo artículo sobre estas notas de política.
Necesidad de una política energética para la transición y la resiliencia del sector eléctrico
En el ámbito internacional se llevan a cabo procesos de transición energética por las propias restricciones que imponen los limitados recursos energéticos de los países, por el contrario el Perú se enfrenta al desafío de transición energética, con la gran oportunidad de transformar los sectores productivos hacia la electrificación habida cuenta de la alta disponibilidad de recursos energéticos renovables (hidroeléctricos y no convencionales solar y eólicos) y también de gas natural, debiendo dar señales económicas para una mayor dinámica hacia el cambio, como la transformación del transporte y la eficiencia en la industria.
El sector eléctrico se basa en dos fuentes energéticas, hidroelectricidad y gas natural, con una alta disponibilidad de recursos y una difícil coyuntura para continuar su desarrollo. El país al 2019 cuenta con 10.5 billones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural (GN) que representa el 4.5% de las reservas probadas de Sudamérica[1], con la cuarta ubicación en Latinoamérica a nivel de reservas, con una suficiencia para 35 años si se usara solo para consumo interno y de 20 años si parte de ello se exportara como gas natural licuado (GNL). Por otra parte, el potencial hidroeléctrico es de unos 70 GW, que podrían producir 400,000 gigavatios-hora (GWh) por año, 10 veces los niveles de consumo de 2015. Por otra parte, la producción de electricidad en el 2019 (ver el gráfico a continuación) fue 53.6% de aporte hidroeléctrico convencional, 37.9% de generación térmica a gas natural y 8.5% de fuentes de recursos de energía renovable, muy lejos del potencial de renovables existente.
La industria del gas natural en Perú aún presenta ineficiencias por la existencia de un monopolio en el suministro y contratos inflexibles ‘take-or-pay’ cuyas reglas comerciales y distorsiones se trasladaron al sector eléctrico, principal segmento de consumo, siendo un serio desafío en el mercado interno la masificación de su uso en los sectores residencial y comercial. El uso del gas natural es mayormente para la generación eléctrica representando el 62.5% de su demanda. En el 2019, el volumen de GN contratado por los generadores fue 560 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) mientras que el consumo promedio en época de estiaje (periodo de mayor consumo de gas) fue 420 MMPCD y en época lluviosa (cuando hay mayor generación hidroeléctrica) fue solamente 300 MMPCD. Es decir, en el mejor de los casos solo se usa el 75% de la cantidad de gas natural contratada y hay un periodo importante del año en el cual solo se consume el 53.6%.
La política de masificación del uso del gas natural diseñado dentro del desarrollo del proyecto Camisea, sólo se ha cumplido parcialmente y enfrenta limitaciones tanto en el consumo residencial como en el de transporte. El uso residencial de gas natural aún es bajísimo (solo un 2.3% de la producción) y avanza lentamente, alcanzando sólo a dos ciudades, Lima e Ica que tienen servicio domiciliario por red de ductos. El desarrollo de proyectos en otras ciudades ha tenido problemas económicos y regulatorios que han limitado su ampliación. Además, los planes iniciales de uso del gas natural en el transporte público tampoco se han concretado en la dimensión esperada ya que el gas natural vehicular (GNV) representó solo el 10.8% del consumo total en el 2019 (el gráfico a continuación muestra el consumo de gas natural por sectores el 2019).
El desarrollo de nueva infraestructura necesaria para aumentar la demanda, como el caso del proyecto gasoducto del sur ha enfrentado diversos problemas. Hay interés en continuar con el desarrollo de infraestructura para aprovechar las reservas de gas natural, lo que permitiría alimentar la zona sur del país para: (i) generación eléctrica local; (ii) uso en la industria, comercios y residencias; (iii) instalación de una industria petroquímica; y (iv) exportación de LNG. Sin embargo, es necesaria una inversión de gran envergadura (unos US$4,000 millones en CAPEX y US$3,000 millones en OPEX) cuyo retorno de inversión genera incertidumbre por la baja magnitud de la demanda local proyectada, en tanto el desarrollo de la petroquímica y/o exportación de LNG es poco propicia por la actual coyuntura mundial, requiriéndose cambios en la política de desarrollo.
El desarrollo del potencial hidroeléctrico presenta restricciones de tipo ambiental y social, y largo tiempo de maduración, restándole atractivo en lo económico-financiero y ambiental por encontrarse fundamentalmente en la cuenca atlántica (la Amazonía). Asimismo, la variación en la hidrología por la intensidad y duración de las sequias afectaría su productividad, requiriéndose cambios en la política, reorientando su desarrollo hacia plantas de menor capacidad, del tipo “filo de agua”, que calificarían como recursos de energía renovable (RER). Es de destacar que el aumento de las RER intermitentes, fotovoltaicas y eólicas, requiere de mayor flexibilidad en el sistema eléctrico, siendo además otra oportunidad para las hidroeléctricas de bombeo o reversibles, promoviendo inversiones locales y aprovechando recursos humanos y tecnología locales.
Los proyectos hidroeléctricos que se encuentran en la cuenta del Pacífico podrían promoverse y contar con mayor atractivo si se complementan con desarrollos agrícolas que requieren del recurso hídrico, escaso en la franja costera. Para la transición hacia un sector eléctrico renovable, al 2030 se prevé la integración de generación RER en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)[2] de alrededor de 6,800 MW de capacidad instalada entre eólicos y fotovoltaicos. El país cuenta con potencial y el costo de las tecnologías involucradas es cada vez más competitivo, de modo que, si la política energética apuntara a una mayor participación de estos recursos, de manera similar a Chile, Argentina o Colombia, con el beneficio de una matriz verde, se requerirá complementarla con la flexibilidad del gas natural y de las hidroeléctricas convencionales, habiendo un tema pendiente para orientar decididamente la política energética hacia la descarbonización y evitar los subsidios a fuentes renovables que son cada vez más competitivas.
En el gráfico dinámico que se da a continuación tratamos de representar dos escenarios posibles de la generación eléctrica en Perú, del 2019 al 2030. Uno de ellos con un crecimiento moderado de la demanda de 3.5% anual hasta el 2030 (52,889 GWh el 2019 a 71,120 GWh el 2030), una evolución/incorporación progresiva de la generación RER (de 8.5% el 2019 a 25.3% el 2030) y prácticamente un mantenimiento, casi sin crecimiento, de la generación convencial hidroeléctrica y a gas natural con consumo eficiente. El otro escenario supone un crecimiento relativamente importante de la demanda de 6% anual y una incorporación de la máxima inyección de RER (según el estudio financiado por el Banco Mundial), de 30.3% el 2030.
Para cambiar la matriz energética, será fundamental lograr la electrificación de los sectores productivos de mayor intensidad energética como el transporte, la industria y la minería. La demanda en estos sectores productivos aún es abastecida predominantemente con energías secundarias no renovables[3], el 76% con Diesel, Gas Natural, Gasolina, GLP y con electricidad, y un 24% con energía primaria, principalmente leña y otros combustibles. Esta demanda energética totalizó 895.8 miles de Tera Joules (TJ) el 2018 (ver el gráfico más abajo). El “benchmark” para valorar el cambio de la matriz de consumos de energéticos muestra que, en el 2010, al inicio de la década, la composición fue de 66% y 34%, respectivamente; es decir se ha reducido el consumo de leña, que se reemplazó por GLP, requiriéndose aún cambios importantes para lograr una matriz energética medianamente renovable. El Perú, por tanto, se enfrenta al desafío de la transición energética con la gran oportunidad de transformar los sectores productivos hacia la electrificación usando la alta disponibilidad de recursos renovables endógenos, debiendo dar señales económicas para una mayor dinámica hacia la transformación del transporte y la eficiencia energética en la industria.
En los últimos 10 años, la demanda anual de energéticos no renovables creció a una tasa de 3.8% anual. Es decir, al año 2018, los sectores productivos aún dependían altamente de una matriz energética no renovable, basada en el uso de Diesel, gas natural, GLP y la gasolina que concentran el 57%, la electricidad sólo el 19% (cuya producción se realiza con hidroeléctricas, gas natural y renovables), quedando aún pendiente reducir el consumo de leña y otros energéticos que son usados mayormente en los sectores rurales.
Es decir, se requiere promover mayor consumo de electricidad y cambiar el patrón de la demanda de energéticos hacia la electrificación de los sectores de consumo, en particular en el sector de transporte. De acuerdo a las estadísticas del 2018, el 73.5% del consumo de hidrocarburos (principalmente Diesel) es en el sector transporte, seguido del sector residencial, por el uso del GLP en la cocción de alimentos (ver gráfico más abajo). Este patrón de uso de energéticos tiene que cambiar hacia una mayor electrificación. por otra parte, el Perú tiene un consumo anual per cápita de 1,500 kWh, siendo uno de más bajos de la región (muy por debajo de Argentina, Brasil, Chile, y Uruguay). Una oportunidad para elevar este indicador es la transformación de los sectores de consumo hacia tecnologías eléctricas, lo que permitirá revertir la tendencia de bajo consumo que indica generalmente baja cobertura, bajo nivel de ingresos, desarrollo industrial incipiente e insuficiente infraestructura eléctrica.
Recomendaciones de Política
Se requiere elaborar una política energética de mediano y largo plazo que fomente la transición y mejore la resiliencia del sector eléctrico, basado en el uso eficiente de tres fuentes energéticas nativas: (i) reorientando el desarrollo de la hidroelectricidad hacia centrales medianas y pequeñas (< 50 MW) de impacto socio-ambiental relativamente menor y de más fácil implementación; (ii) desarrollo por etapas del gas natural, económicamente viable y ajustado a la demanda local; y (iii) desarrollo eficiente de las energías renovables, principalmente la solar y complementariamente la eólica y geotérmica. Al 2030 se esperaría una producción de electricidad con una mayor diversificación de poco más de 70,000 GWh, de la cual un 44% sería hidroeléctrica convencional, un 31% de gas natural (un aprovechamiento eficiente de la producción actual de Camisea), y un 25% de renovables (10% solar, 8% de hidroeléctricas menores, un 6% de eólicas y el restante uno por ciento de biocombustibles y geotermia).
Es necesario definir políticas públicas con estrategia que promuevan una transición energética hacia recursos renovables disponibles localmente que lleven a cambios tecnológicos con nuevas inversiones, como opción para mejorar la competitividad del país y re-perfilar la situación de vulnerabilidad en términos de seguridad energética y minimice la exposición a riesgo de precios del mercado internacional. A la política energética le urge redefinir estrategias y toma de decisiones sobre el abastecimiento energético para los diferentes sectores productivos, principalmente prescindiendo de subsidios en el lado de la oferta, con proyectos que efectivamente lleven a la transición y la mejora de la matriz energética.
Notas a Pie de Página
[1] http://sielac.olade.org/WebForms/Reportes/SistemaNumerico.aspx?ss=2 Por comparación, Venezuela representa el 84.5 % de reservas probadas de Latinoamérica y el segundo país es Argentina con 11.2 BPC de reservas.
[2] 2019, Mayo: Asistencia Técnica para el análisis del Impacto del Incremento de la Parte de Generación Renovable no Convencional en el Sistema Eléctrico Interconectado Peruano al 2030. Consultoría realizada para el MINEM y coordinación estrecha con el COES y financiada con recursos del BM.
[3] MINEM – Balance de Energía Útil 2018 a nivel de Consumo Final