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CienciaPerú
5 de mayo del 2010
Implicancias de la interconexión eléctrica Perú-brasil en la matriz eléctrica
peruana
Jaime E. Luyo*
Resumen
En el presente trabajo, primeramente se hace una revisión
breve de los antecedentes de la situación actual del sector eléctrico peruano después
de la reforma del año 1992, luego se presentan los aspectos relevantes y actuales
en el sector eléctrico peruano y se continúa con la proyección a mediano y
largo plazo para concretar una propuesta de matriz eléctrica objetivo. Se
analizan, como una primera aproximación, los diferentes factores y efectos de
una interconexión eléctrica Perú-Brasil motivada por el convenio energético a
suscribirse próximamente y cuyo inicio estaría representado por la construcción
de la central hidroeléctrica de Inambari y las líneas de transmisión para
suministrar energía al mercado peruano y exportar al mercado brasileño, se
plantean varios problemas debatibles y finalmente algunas reflexiones sobre la
problemática.
Introducción
* Profesor de
la Universidad Nacional de Ingeniería, UNI. Director del
Competitiveness and Sustainable Development Institute.
coyuntural
(la sequía) que afecta a los sistemas de generación predominantemente hidroeléctrica
como el peruano, y que tiene correspondencia con las crisis observadas en
países de la región con similar estructura de generación eléctrica; la
imprevisión de las instituciones del sector eléctrico y fuertes indicios de poder de mercado [1].
Debido a la
crisis del 2004, en diciembre del mismo año el Parlamento peruano dispuso que
una comisión formulara un proyecto de ley para una solución permanente de esta problemática.
Posteriormente y siguiendo la tendencia hacia la mayor desregulación del
mercado eléctrico, el Congreso peruano promulgó en julio del 2006 la Ley para el Desarrollo
Eficiente de la Generación Eléctrica (LGE), y que tenía por objeto la reducción de intervención del
regulador y propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación, para
lo cual se crea un mercado de corto plazo y un sistema de subastas de contratos
a largo plazo; y por otro lado se da mayores
atribuciones al Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado
Nacional (COES), que opera el mercado eléctrico y el sistema físico, incorporándole
las funciones de interés público, entre otras, de: elaborar la propuesta del
Plan de Transmisión, asegurar las condiciones de competencia en el mercado a corto
plazo, y la determinación de los costos marginales de corto plazo. Según LGE, la
gobernanza del COES está a cargo de los representantes de las empresas
generadoras mayores, las transmisoras, de las distribuidoras, y de los usuarios
libres, los consumidores minoristas (que suman más del 50% del consumo total
del mercado) no tienen representación; por lo que carece de la necesaria
independencia de los agentes económicos en una economía de mercado. Después del
tiempo transcurrido, la LGE no logrado su objetivo de asegurar la suficiencia
de generación eléctrica para el mediano y largo plazo, y en el corto plazo se
han estado declarando con frecuencia desiertas las subastas de contratos (conducidas
por los distribuidores bajo la supervisión del regulador [2]) y
sobretodo se ha continuado el retiro de potencia y energía del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) por los distribuidores sin tener
contratos vigentes, lo que ha obligado al gobierno para afrontar estos
problemas a dictar, después de la dación de la LGE, decretos de urgencia y
diversas medidas paliativas modificando la LCE y también la LGE.
Durante el año 2008 se produjo una situación
crítica en el sector eléctrico, no aceptada oficialmente, que se manifestó con
apagones a mediados del año reconociéndose como causa el congestionamiento del
gasoducto Camisea-Lima que aprovisiona a las generadoras termo-eléctricas
concentradas en Lima, y además se tuvo que autorizar a ElectroPeru alquilar 75
MW térmicos en el extranjero ya que la reserva de capacidad del sistema era
casi nula en ciertos periodos; es decir, una crisis de potencia y de energía. Por
el lado económico, el costo marginal promedio anual en el SEIN subió respecto
al año anterior dos veces y media; y el costo marginal promedio de julio fue
nueve veces el costo en el mismo mes del año 2007 [3] muy superior a lo experimentado en el 2004. Esta situación se fue
superando imprevistamente por un factor exógeno, la crisis financiera y
económica internacional, cuyos efectos se percibieron hacia fines de año con la
reducción de la demanda eléctrica, principalmente de las empresas mineras, lo
que permitió un margen de reserva adicional y también que durante el 2009 la
demanda de energía eléctrica esté prácticamente recesada, sin embargo el margen
de reserva se redujo hasta el 5% en el mes de setiembre; todo esto ha
posibilitado que, con la incorporación reciente de nuevos proyectos de
generación se tenga una suficiencia de generación eléctrica en el corto plazo
que sin embargo será vulnerable respecto de la congestión y operatividad del
gasoducto Camisea-Lima.
El país tiene importantes recursos
energéticos renovables, como los recursos hídricos que puede ser usado para la
generación hidroeléctrica, cuyo potencial se encuentra distribuido en el 97.8%
en la cuenca del Atlántico, y la de Pacífico y el Lago Titicaca solo
representan el 2.2% (V. Tabla 1) y actualmente se estima que el potencial
técnicamente aprovechable es de 58,000 MW, mientras que el origen eólico es de
22,000 MW para la generación eléctrica [4]; es
importante entonces, lograr progresivamente una mayor participación de los
recursos abundantes en hidroenergía, y los renovables existentes en energía
eólica que se pueden convertir en electricidad en cantidades importantes y
contribuir en mejorar la capacidad de generación del sistema eléctrico interconectado
nacional; adicionalmente, las fuentes de energía solar, de la biomasa, y las
pequeñas centrales hidroeléctricas y eólicas, con el concepto de generación
distribuida en energías renovables, se podrá satisfacer, dentro del principio
de equidad social, las necesidades de electrificación y energía de aquellas
comunidades que por la difícil geografía del país no tienen acceso a un
suministro energético continuo y/o suficiente para su desarrollo.
Tabla 1. RECURSOS HÍDRICOS NACIONALES
|
Vertiente |
Masa
anual (km3/año) |
Caudal |
|
|
(m3/seg) |
% |
||
|
Pacífico |
35 |
1.098 |
1,7 |
|
Atlántico |
1.999 |
63.379 |
97,8 |
|
Titicaca |
10 |
323 |
0,5 |
|
Total |
2.044 |
64.800 |
100,0 |
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (1979)
En el ámbito de la actividad empresarial en
el sector eléctrico, con la dación de la LCE se dio un proceso intensivo de
privatización de las empresas estatales en la década pasada, vendiéndose las
empresas más grandes de generación y de distribución básicamente localizadas en
Lima y las instalaciones de transmisión trocales del SEIN, quedando de
propiedad estatal la empresa de generación ElectroPerú (ELP) y otras empresas
de generación y de distribución menores ubicadas en las regiones fuera de la capital.
Las empresas de distribución Electronorte, Hidrandina, Electronoreste y
Electrocentro (actualmente conforman la empresa Distriluz) fueron privatizadas
en 1998, y fueron devueltas al Estado en el 2001. Las empresas estatales están
bajo el régimen de una unidad de gestión que depende del Ministerio de Economía
y Finanzas, el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del
Estado (FONAFE); respecto a la actuación de este ente, coincidimos con las
opiniones de que no permite a las empresas estatales competir en igualdad de
condiciones en el mercado de electricidad restringiendo sus capacidad de tomar
decisiones empresariales [5]. La
empresa de generación hidroeléctrica más grande del país (ELP) fue comprometida
en el 2001 mediante un contrato take or
pay a garantizar al consorcio de Camisea la compra de un volumen importante
de gas natural, que juntamente con el subsidio pagado por los consumidores del
sector eléctrico (Garantía por Red Principal), hicieron factible
financieramente la construcción del gasoducto ya que representaban el 70% del
total de la demanda estimada para los quince años siguientes. Posteriormente, ELP
no obtuvo la autorización para ejecutar su proyecto de una Planta
termoeléctrica a gas de 500MW; debiendo transferir su contrato de compra de gas
a la generadora Etevensa en el 2003, y asumiendo otro mediante el cual ELP se
obliga a comprar por 7 años la energía que genere Etevensa; es decir, asume el
riesgo empresarial. La situación en el sector eléctrico en países vecinos como
Brasil, se puede observar referencialmente en la mayor empresa estatal de
generación, Eletrobrás, cuyo presidente, José Antonio Muniz, declaró a mediados
de marzo del año en curso (según Reuters) que se incrementarán sus inversiones
de 3,059 millones de US$ el año pasado a 5,200 millones US$ en el 2010; y que
además la empresa planea participar en proyectos hidroeléctricos en Nicaragua,
Argentina, Perú, Costa Rica y Guyana cuyos detalles de esas inversiones se publicará
en junio próximo.
En el lapso de la última década, en el país
se han venido dando cambios de política en el sector energía; en base a
consideraciones comerciales se ha priorizado la explotación de los recursos
gasíferos de la región de Camisea que son agotables; esto se ha manifestado notoriamente
en el subsector eléctrico, donde incluso se ha tenido una orientación expresa
de suspensión del desarrollo y explotación de los recursos hidroenergéticos que
son abundantes y renovables que habían tenido prioridad hasta antes de la
confirmación del volumen de reservas existentes de gas. Actualmente existe la
incertidumbre sobre la suficiencia de gas para atender las necesidades del
mercado nacional y la exportación; y después de esta última experiencia, parece
que se está regresando a dar atención a las fuentes renovables convencionales y
no-convencionales de energía para la generación eléctrica, dándose algunas
medidas de incentivo a nuevas inversiones y convocándose para tal fin sucesivas
licitaciones durante el último año. Resulta por lo tanto, importante y
perentorio el establecimiento de una política energética con visión estratégica
de largo plazo, que sea suficientemente explícita, flexible, duradera, hacia un
desarrollo energético sostenible que incorpore las dimensiones económica,
social, de diversidad cultural, y medioambiental en el país; y con relación a
esta última, la necesaria coordinación con la política ambiental oficializada
recientemente. Esta nueva política deberá tener como uno de sus ejes, el de
Planeamiento e Integración Energética.
Dentro del contexto regional sudamericano, el
Perú está prácticamente aislado energéticamente; solo existe una débil
interconexión eléctrica en el norte con el Ecuador con un enlace de transmisión
de 220 Kv Zorritos-Machala con una capacidad limitada a 160 MW que no ha
operado de manera contínua, pero que en los últimos meses por la crisis energética
en Ecuador debido a la sequía, se ha exportado a éste país más de 70 MW en
forma contínua, habiendo correspondido al COES realizar las coordinaciones
operativas y liquidaciones comerciales en el mercado de corto plazo. Respecto a
la posibilidad de interconexión eléctrica con otro país vecino, en noviembre
del 2006 se firmó en Brasilia el Memorando de establecimiento de una Comisión
Mixta Permanente en Materia Energética, Geológica y de Minería entre el
Ministerio de Energía y Minas del Perú (MEM) y el Ministerio de Minas y Energía
de la República Federativa del Brasil, y en mayo del 2008 se suscribió en Lima el
Convenio de Integración Energética; con motivo de la reciente visita del
presidente del Brasil en diciembre del 2009 se encargó a sus respectivos
ministerios del sector Energía la presentación de un proyecto de acuerdo para
el desarrollo de centrales hidroeléctricas en la Amazonía peruana para la producción
de electricidad para el mercado interno peruano y la exportación de excedentes
al Brasil, el cual está aún en proceso de discusión para su correspondiente
aprobación.
Como contribución a la mejor comprensión y
análisis de la futura integración energética Perú-Brasil, la participación de
la academia, la empresa, e instituciones oficiales del sector eléctrico de
ambos países, se concretó en un primer seminario en Brasil en el 2009 y el segundo
en Lima a mediados de enero del presente año. Para la continuación del
intercambio de opinión técnica sobre la problemática, se ha programado el Foro
“Perspectivas de la Matriz Eléctrica Peruana y Brasileña” en Lima para el 19-20
de abril. El presente paper es una
contribución al debate en el Foro.
Algunos Aspectos
Importantes en el Sector Eléctrico
Peruano
Después
de lo expuesto en la introducción, trataremos de presentar algunos de los
aspectos de la problemática del sector eléctrico que consideramos de mayor
relevancia para el análisis de las perspectivas de la matriz eléctrica peruana.
La producción de energía en el SEIN en el 2003, antes de la llegada del gas de
Camisea a Lima, fue cerca del 80% de origen hídrico y que pasó a ser el 63% en
el 2009; mientras que la potencia efectiva del 60% se redujo al 49% en el mismo
periodo. V. Figs. 1 y 2.
Figura 1. EVOLUCIÓN DE LA
PARTICIPACIÓN DE GAS NATURAL
EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL SEIN
(GW.H)
Fuente: Estadísticas 2009.COES
Figura 2. POTENCIA EFECTIVA POR FUENTE DE ENERGÍA
Fuente:
Elaboración Propia, datos de Osinergmin
Respecto
a la transmisión eléctrica en el SEIN, en los últimos años se ha venido
reforzando para superar los problemas de congestión en los enlaces principales
que unen la región central con las regiones sur y norte, estando en proceso de
construcción la línea Mantaro-Socabaya-Montalvo a 500Kv que une centro-sur que
operará en el 2012, la línea Chilca-Planicie –Zapallal 500Kv que entrará en el
2011 y con el proyecto de transmisión Zapallal-Chimbote-Trujillo 500 Kv para el
2013 se reforzará el enlace centro-norte; además, entre otros proyectos de
transmisión, recientemente se ha autorizado la concesión de la línea Chilca-Marcona-Montalvo
500 Kv que unirá por la costa el centro-sur para entrar en operación el 2013. Estos
reforzamientos permitirán, además de una mayor robustez de la transmisión, la
evacuación de la generación que se ha ido concentrado en el último quinquenio
en la región central con la instalación de plantas termoeléctricas alimentadas
con el gas de Camisea; pero su mayor utilidad será verá en el mediano y largo
plazo dando mayor capacidad y confiabilidad al SEIN para atender el crecimiento
de la demanda eléctrica y la necesaria incorporación de cerca de 6,000 MW
adicionales de capacidad de generación para el 2020 y de unos 13,000 MW más para
el año 2,030, como analizaremos más adelante.
La
matriz eléctrica, con el ingreso del gas natural de Camisea en el 2004
experimentó, como se ha mencionado previamente, una notoria transformación en
un quinquenio, debido al intensivo incremento del parque de generación
termoeléctrica a gas natural, incentivado por el precio subsidiado de este
combustible y porque además no se gravan las externalidades por contaminación
ambiental [6] y
no se incorporan estos costes en el precio de la producción eléctrica, factores
que dan ventajas en el mercado frente a las tecnologías de fuentes energéticas
renovables impidiendose el ingreso de nuevos competidores (entry); notándose en este importante asunto la ausencia del ente
regulador. V. Figs.3, 4.
|
Fig.3 MATRIZ
ELÉCTRICA 2009 |
Fig. 4. POTENCIA EFECTIVA- TIPO DE GENERACIÓN (CON
GAS NATURAL DE CAMISEA) |
|
|
|
Fuente: Elaboración Propia
Datos: COES dic.2009
Con
la llegada a Lima en el 2004 del gasoducto desde el yacimiento de Camisea (Cuzco),
en pocos años se intensificó el consumo de gas natural por reconversión o por
nuevas instalaciones de generación termoeléctrica, constituyéndose las empresas
eléctricas en los principales consumidores; produciéndose entonces la interconexión
del mercado gasífero (como monopolio) en la producción y transporte, con el
mercado eléctrico (oligopólico) en el segmento de de generación [7]. Esta
situación imprevista por los proyectistas ha producido la congestión del
gasoducto desde el 2008, por lo que el gobierno ha tenido que disponer la
prioridad en el abastecimiento de gas natural a las termoeléctricas lo que a su
vez ha repercutido en una restricción para con el sector industrial y sobretodo
para nuevos consumos, hasta la ampliación de la capacidad del gasoducto. Actualmente
se está produciendo una descentralización del consumo y transporte de gas con
nuevos gasoductos en proceso de construcción y/o desarrollo que abastecerán desde
Camisea a la zona norte hasta la localidad de Chimbote aún en proyecto, al sur
medio con el gasoducto Pisco- Marcona estimado que operará en el 2011; y en la
zona sur a través del gasoducto transandino Camisea-Cuzco-Puno-Moquegua-Tacna para
el 2013. Es nuestra opinión que esta expansión priorize las actividades
industriales como la petroquímica y otras que dén valor agregado y mejoren la
eficiencia energética en lugar de su uso como combustible barato. V. Fig. 5.
Fig. 5. GASODUCTOS
INSTALADOS Y EN DESARROLLO
|
|
|
Fuente:
Datos de Osinergmin
El
régimen hidrológico del cual dependen las centrales hidroeléctricas del SEIN
tiene dos periodos marcados durante cada año, de avenida (lluvioso) en promedio
en diciembre-abril, y de estiaje (seco) en mayo-noviembre. Para referencia, podemos
considerar el comportamiento anual del volumen útil del lago Junin para el
periodo 1992-2009 que está vinculado a producción de las hidroeléctricas más
grandes (Mantaro y Restitución).
Fuente:
Estadísticas COES 2009
Percepción del Sector
Eléctrico Peruano a Mediano y Largo Plazo
La
producción de energía eléctrica en el SEIN, después de haber tenido una tasa
crecimiento anual en aumento desde el 2005, llegando alcanzar el 10% en el 2007;
ésta fue reduciéndose en correlación con el acentuamiento de la crisis
económica internacional hasta el 0.84% en el 2009 con respecto al año anterior.
La producción en el 2009 fue de 29,807 GWh, de la cual el 63% fue de origen
hidráulico. La máxima demanda se produjo como es usual en el mes de diciembre, alcanzando
4,322 MW y superior solamente en 2.95% al año anterior.
Tomando
en consideración los estimados del Banco Central de Reserva (BCR) y de algunos
organismos financieros internacionales respecto a que la tasa de crecimiento
del Producto Interno Bruto (PBI) puede llegar al 5% en el presente año, así
como la correlación observada con el crecimiento de la producción eléctrica (V.
Fig. 8); proyectaremos la demanda de energía a mediano y largo plazo para tres
escenarios: conservador, medio y optimista. En el primer escenario, se
considera para el periodo 2009-2019 una tasa promedio anual del 5 %, y se asume
que las medidas de ahorro y eficiencia energética inciden para tener una tasa
del 4.5 % en el 2019-2029 y de 4 % en el 2029-2039; para el escenario medio en
los mismos periodos, se asume 6%, 5.5 % y 5%, y para el optimista, 6.5%, 6 % y 5.5%
respectivamente. Similarmente, la demanda de potencia tiene en el
conservador tasas, 5%, 4.5% y 4%; 6.5%,6%,5.5%
en el medio; y 7.5%,7%, y 6.5% en el optimista.
Fuente:
Elaboración propia
FIGURA 8. TASA DE CRECIMIENTO
ANUAL (%)
Fuente: Elaboración propia
Datos
del BCRP, COES
Según
estas proyecciones, se estima que la demanda de potencia en el SEIN para el año
2017, sería para los tres escenarios del
orden de: 6,400 MW, 7,1 00 MW y 7,700 MW respectivamente.
Fuente: Elaboración Propia
Según
el Plan Referencial de Electricidad 2008-2017 del MEM (PRE 2009), en el año
2017 la oferta de generación considerando los proyectos programados para entrar
en operación, con concesión definitiva y algunos con concesión provisional, sería
de 11,300 MW y que implica un incremento en nueva capacidad de 5,300 MW para el
periodo 2010-2017, compuesta por 2,600 MW, 2,000 MW y 700 MW de recursos
térmicos, hídricos y de RNC respectivamente y un margen de reserva de 31%. Se
puede observar que, para el año 2012 se proyecta generación termoeléctrica adicional
a ciclo simple y ciclo combinado por 1,060 MW, y en el 2013 de ciclo combinado
por 1040 MW que dan además un margen de reserva de 43.5% y 56.6% en el 2012 y
2013 respectivamente para una proyección de demanda de 5.83% promedio anual para
el largo plazo; si consideramos que para el 2011 entrarán los 500 MW de
generación de fuentes de energía renovable no-convencional (RNC) licitados
recientemente, se puede entonces diferir para el 2013 el ingreso de 360 MW de
la generación térmica adicional programada para el año 2012, pudiéndose además evitar
los 1040 MW térmicos programados para el 2013, con lo cual se podría tener una
oferta del orden de 10,500 MW para el 2017. Para mantener un margen de reserva
mayor al 30%, y dentro de una estrategia de reemplazo de generación de fuentes
no renovables y contaminantes con la continuación del impulso a las ERNC y
limpias es factible por lo menos duplicar los 700 MW adicionales programados en
el (PRE) para el periodo. Es una oportunidad de inicio de cambio hacia una Matriz Eléctrica Sostenible.
Hacia
el año 2030, según el escenario de proyección optimista (V. Figs. 6 y 7) y
considerando una estrategia de desarrollo sostenible se ha estimado una matriz
eléctrica objetivo que se muestra a continuación.
|
FIGURA 10. MATRIZ
ELÉCTRICA OBJETIVO 2030 |
FIGURA 11.
ESTRUCTURA DE CAPACIDAD 2030 |
|
|
|
Fuente:
Elaboración Propia
Según
las consideraciones expuestas, y si consideramos que además existe la
incertidumbre si los proyectos hidroeléctricos y de ERNC ingresarán total o
parcialmente según el (PRE) después del requisito de licitaciones o subastas y dada
la experiencia existente según (ESAN 2008) respecto a las barreras y riesgos
para las inversiones en estos tipos de tecnología; la posibilidad de ingreso a partir
del 2017 de la CHE de Inambari con 2,000 MW en el 2017 reforzaría la seguridad
del SEIN y se tendría posibilidades de exportar casi el total de su capacidad (que explicaremos a continuación) en
el periodo de avenida para el primer año, pero que iría reduciéndose para ir
cubriendo la demanda y el margen de reserva del SEIN hasta el 2021
aproximadamente, año en que suspendería la exportación.
Para
el largo plazo; en el año 2030 se requerirían unos 14,000 MW adicionales de
oferta a partir del 2017 para cubrir solamente las necesidades del mercado
eléctrico peruano; por lo que, a través de la interconexión eléctrica no
solamente se exportaría a mediano plazo sino también que se podría importar
electricidad en largo plazo y en periodos cuando hubiere contingencias que
reduzcan la capacidad de generación en el SEIN. El Perú deberá entonces, recurrir
a sus fuentes de energía renovables que posee en abundancia para hacer frente a
las necesidades futuras de energía, es decir, lograr la Seguridad Energética del país.
Sobre la Interconexión
Eléctrica Perú-Brasil
La
interconexión eléctrica Perú-Brasil, se realizaría a través de una línea Inambari-Rio
Branco 500 Kv, de aproximadamente 500 Km. de longitud, que vincularía la región
Madre de Dios-Puno-Cuzco del lado peruano de producción hidroeléctrica con la
región Acre-Amazonas-Rondonia de producción principalmente termoeléctrica del
lado brasileño. Para que el mercado peruano sea abastecido por la C.H.E.
Inambari será necesario también construir un enlace de transmisión Inambari-Campo
Armiño 500 Kv de una longitud cercana a 500 Km. Estas construcciones serían más
factibles financieramente si se consideran las CC.HE. comprendidas en principio
en el Convenio Perú-Brasil según (PRE 2009): Paquitzapango de 1400 MW, Sumabeni
de 1,100 MW, Urubamba de 950 MW, Cuquipampa de 800 MW y Vizcatán de 750 MW, que
en conjunto tendrían, incluyendo Inambari con 2000 MW, una capacidad estimada
de 7,000 MW que permitiría cubrir la demanda y reserva en Perú hasta el 2025 en
el escenario optimista y sin exportar a Brasil en el último año; en el
escenario medio, para el mismo año final, la exportación sería 1,800 MW; y en
el escenario conservador, la exportación se podría mantener en ese nivel hasta
el 2030.
Adicionalmente,
si a los estimados muy gruesos efectuados como una primera aproximación a la
problemática de la interconexión Perú-Brasil, consideramos el impacto de la
estructura de la red de transmisión del SEIN en las transacciones Perú-Brasil, probablemente
se producirán cambios en los estimados realizados en párrafos previos que reducirán
la magnitud del flujo de potencia en el enlace ( no se podría exportar el total
de la capacidad de Inambari), ya que éste depende de la estructura de la red
próxima a la zona de la interconexión y de la posible congestión en alguna de sus
líneas. Este análisis complementario, excede el espacio para el presente
artículo y lo trataremos en uno próximo.
FIGURA 12. INTERCONEXIÓN PERÚ-BRASIL A 500KV. LADO
PERUANO.
Fuente: Ministerio de Energía y Minas Perú.
FIGURA 13. INTERCONEXIÓN
PERÚ-BRASIL A 500KV. LADO BRASILEÑO.
Fuente:
Ministério de Minas e Energia. Brasil
La
interconexión Perú-Brasil presenta algunos problemas e implicancias que, además
de lo previamente señalado, son debatibles:
·
Algunos especialistas opinan
que, el Perú no puede consumir en varios lustros toda la electricidad que
producirían las centrales hidroeléctricas en la Amazonía (CHA, con capacidad de
aproximadamente 7,000MW); sin embargo según el análisis grueso realizado (V.
Fig.6), considerando que Inambari (2,000 MW) ingresara el 2017 su capacidad
cubriría las necesidades del Perú en el escenario optimista hasta el 2021 en
que se dejaría de exportar. La proyección hasta el 2030 indica una necesidad de
14,000 MW adicionales a partir del 2017, es decir, toda la producción de las
CHA es insuficiente incluso sin considerar la exportación;
·
otros, comentan que sería
muy difícil competir después de la interconexión, ya que el mercado brasileño
es muy grande (casi 14 veces el peruano); pero si observamos que la magnitud de
la capacidad de la interconexión según lo estimado previamente es aún muy
reducida, y que los precios de la electricidad en el lado peruano se consideran
que son del orden del 30% menores que en lado brasileño, el Perú solo podría
exportar ventajosamente al mercado de la zona del Acre-Rondónia y por un largo
tiempo.
·
también, existe la
preocupación que la comercialización de energía afecte los precios del consumidor
en el mercado peruano; esto depende de la magnitud de la energía transada, salvo
que se proyecte formar un mercado regulado peruano-brasileño para la zona de la
interconexión para lo cual se tendría necesariamente que coordinar un marco
regulatorio ;
·
adicionalmente, proponen que
se priorice las CC.HE. en los Andes y que las CHA se proyecten para el siglo
XXII; lo cierto es que con el Cambio Climático las hidroeléctricas en la
vertiente del Pacífico serán las más afectadas, además en el Perú el 98% del
potencial de recursos hídricos está en la vertiente del Atlántico. Por lo que considerando
la creciente demanda eléctrica para el mediano y largo plazo, es perentoria la
adopción de una estrategia de impulso al desarrollo de proyectos de generación
eléctrica con recursos energéticos renovables convencionales y de ERNC que en
el país son abundantes;
·
las grandes CC.HE. en un
sistema como el SEIN sirven como centrales de base para el cubrimiento de la
demanda, cuyos reservorios posibilitan una aceptable regulación anual de la
producción, además de menores precios de la electricidad en el largo plazo; las
hidroeléctricas medianas como las programadas en el (PRE) tienen reducida
regulación hidráulica y en el periodo de estiaje su capacidad de generación se
puede reducir incluso hasta en 50%. Por lo que en el caso de la C.HE. de
Inambari, se debe optimizar el diseño minimizando el área inundable del
reservorio y considerando la regulación vinculada a la propia producción de la
central y no de otros posibles reservorios aguas abajo;
·
los impactos
medioambientales, ecológicos y sociales de los grandes proyectos
hidroeléctricos en la Amazonía tiene algunos críticos con sustento
técnico-científico, pero como es de esperar, la mayoría necesita de una mayor
información y conocimiento sobre la problemática que es compleja por su
carácter multidisciplinario; es decir, cada cual conoce o está solo informado
medianamente de una fracción de la realidad. Recientemente, un experto peruano
ex-jefe de la División de Medio Ambiente del BID, emitió una opinión sobre los
proyectos energéticos y de transporte en la Amazonía aportando al
esclarecimiento de una parte del problema [8], sin
embargo las protestas mayores se orientan a los proyectos de CC.HE., una de las
explicaciones a esta situación es la falta de percepción de la población local de
las externalidades negativas en la región amazónica por los proyectos de
carreteras, más bien se perciben solo las positivas que son las de corto plazo,
pero el balance para el país a mediano y largo plazo, según el experto, será
muy negativo. El mismo experto señala que las Interoceánicas del Centro y del
Norte en proceso de ejecución contribuirán a la degradación de la Amazonía que llegaría
a 90% el año 2041. Es oportuno recordar que, el gobierno anterior no cumplió
con la normatividad ambiental, como es el caso de la carretera Interoceánica
del Sur cuyo estudio de impacto ambiental se realizó con el inicio de la
construcción, por lo tanto no hubo la necesaria consulta previa a la población
y menos aún un debate amplio sobre la problemática.
·
Sobre el tema del presente, si
se atienden solo los intereses de los actuales protagonistas sin mirar las
necesidades de las generaciones futuras respecto al desarrollo energético,
pasaremos de potenciales exportadores de energía a importadores en el lapso de
una década, como ha sido la pasada experiencia con el petróleo de la selva
norte y el oleoducto nor-peruano.
Comentarios Finales
Por
lo expuesto, podemos observar que:
·
Para el largo plazo, se
tiene que prever el desarrollo de grandes proyectos de generación eléctrica de
fuentes de recursos renovables convencionales y no-convencionales que son
abundantes en el país hacia una matriz energética sostenible;
·
El conjunto de proyectos de
generación hidroeléctrica en la Amazonía Peruana considerados en el Convenio de
Integración Energética Perú-Brasil, es una oportunidad para el país de salir
del actual aislamiento energético regional dentro de un ambiente reciprocidad
de beneficios. La seguridad energética resultará reforzada con la interconexión
eléctrica entre ambos países.
·
Se deben considerar las
exitosas experiencias en países vecinos con sus grandes empresas de mayoría
accionarial del Estado que se han ido proyectando internacionalmente desde las
reformas de la década de 1990, y la opinión de organismos financieros
internacionales e instituciones académicas y profesionales nacionales sobre el
levantamiento de las actuales restricciones a las empresas estatales peruanas para
que puedan competir en igualdad de condiciones que las empresas privadas en el
mercado. En ese sentido hemos opinado que ElectroPerú debe participar en el
Convenio Energético Perú-Brasil, desde el inicio de los estudios hasta la
administración del negocio dentro de un esquema público-privado, incluyendo la
posibilidad de socio minoritario.
·
En el largo plazo, sin una
política energética explícita hacia el Desarrollo Sostenible del país, existe el
riesgo de supeditar la orientación y decisiones a la discresionalidad y las
buenas intenciones de los funcionarios estatales de turno.
Lima,
03 de abril del 2010
Referencias
Ministerio
de Energía y Minas (MEM), www. Minem.gob.pe
Ministério
de Minas e Energia. www.mme.gov.br
Estadísticas
de Operaciones 2009.COES-SINAC.
Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. www.osinerg.gob.pe
Luyo,
J. E., “REFORMA EN EL SECTOR ELÉCTRICO EN PERÚ. LA CRISIS DEL 2004 Y CAMBIOS
NECESARIOS”, Revista de la Facultad de Ciencias Económicas de la UNMSM, Año 11,
en edición de noviembre 2006.
Luyo, J.E., ”
INTERCONEXIÓN DE MERCADOS Y REDES DE GAS Y ELECTRICIDAD EN PERÚ “, Encuentro
Científico Internacional, ECI 2009,Lima, agosto 2009.
Plan Referencial de
Electricidad 2008-2017 (PRE 2009).MEM, 2009.
ESAN,
“Análisis de las Barreras de Entrada para la Inversión en Centrales
Hidroeléctricas “.Lima, julio 2008