Las redes de transmisión eléctrica son fundamentales para el desarrollo del Perú: transportan la energía de las distintas unidades de generación hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), encargado de llevar energía eficiente y confiable a todo el país. Por eso, la reciente licitación pública de 18 proyectos vinculados que se suman como parte de la cartera del Plan de Transmisión 2023-2032 resulta una buena noticia para el objetivo de garantizar la seguridad del suministro eléctrico y la calidad del servicio en beneficio de millones de peruanos. Ello, siempre y cuando pueda concretarse en el tiempo establecido.
Cada dos años, el Plan de Transmisión identifica las zonas donde la demanda de energía es más urgente. “Primero, se observa dónde se van a presentar sobrecargas en las diferentes instalaciones de transmisión, líneas y subestaciones; luego, se propone un conjunto de obras que puedan atender satisfactoriamente la oferta y demanda de energía en una zona determinada —centrales eólicas en el norte o solares en el sur, por ejemplo—, con miras a los próximos 10 años”, explica César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), organismo coordinador de la red eléctrica peruana.
El COES elabora los estudios técnicos que luego son revisados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y aprobados por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). Finalmente, el MINEM encarga cada proyecto a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) que, a su vez, convoca a licitación los contratos. Dichas licitaciones procuran la participación de distintas empresas, promoviendo la competencia entre ellas.
El costo de inversión total estimado para las obras del Plan de Transmisión 2023-2032 asciende a US$ 1,570 millones, de acuerdo con el informe final preparado por el COES. Del total, US$ 905 millones se destinarán a 20 proyectos que debieran licitarse en los próximos dos años y concluirse para el 2028; mientras que US$ 667 millones se dispondrán para 30 proyectos que se ejecutarán a largo plazo.
ROBUSTECER EL SISTEMA
Desde el 2006, el MINEM ha aprobado siete Planes de Transmisión que han permitido desarrollar un robusto sistema de transmisión troncal de electricidad para mejorar la fiabilidad y seguridad del SEIN. Por eso, ahora, indica Butrón, la gran mayoría de obras son para incrementar la confiabilidad: “Es decir, ya se está alimentando una zona con capacidad suficiente, pero, si falla una línea, se produce un apagón. Entonces, si la zona tiene cierta importancia, se propone una segunda línea paralela con otra ruta. Así, en caso de que falle la primera, la segunda atiende la demanda para que el sistema tenga la capacidad de resistir cualquier incidencia”.
Entre las obras de corto plazo más destacadas del Plan de Transmisión 2023-2032, se encuentra el enlace de 500 kV Chilca CTM-Carabayllo, con una inversión estimada en US$ 72 millones. “Chilca está al sur y Carabayllo está al norte de Lima. Lima es un gran centro de consumo y va a seguir creciendo. Entonces, existe ya un anillo vial que rodea la ciudad, pero, dentro de diez años no va a ser suficiente. Por eso, se plantea un tercer anillo que refuerce todo el suministro confiable de energía a Lima”, señala Butrón.
También destaca la nueva subestación Bicentenario 500/220 kV, con una inversión de US$ 71 millones, que robustece la transmisión de la zona de Independencia, dando confiabilidad y mayor capacidad. “Antes, la zona de Independencia tenía muy poco consumo de energía, por lo que no necesitaba muchas líneas”, refiere Butrón. Pero, ahora, en Marcona, se ha desarrollado un hub de centrales eólicas.
“Para permitir que estos proyectos puedan inyectar energía al sistema hay que construir nuevas líneas más grandes que puedan recibir esa energía y transportarla al resto del país”, declara Butrón. Y agrega: “Si no se refuerzan las líneas, si hay mucha inyección en un punto y no hay inyección en el otro punto, se producen problemas de voltaje, de tensión, y hay que construir líneas nuevas para compensar eso, para que se reparta mejor la gran cantidad de energía que va a ser inyectada en el futuro”.
Le sigue la nueva subestación hub Poroma (primera etapa) y el enlace de 500kV hub Poroma-Colectora, con una inversión de U$ 106 millones, ubicadas en Lima, Junín y Arequipa, respectivamente.
“Se estima que la generación RER (Recursos Energéticos Renovables) eólicos en la zona de Poroma-Marcona en el largo plazo (hacia el 2032) podría alcanzar los 3,000 MW. Para este escenario de máxima generación, la capacidad del enlace existente Poroma-Chilca (840 MVA) resulta insuficiente, originando congestiones del orden de hasta el 80%. La solución para el largo plazo es un nuevo enlace de 500 kV paralelo entre Chilca y Poroma”, señala el informe del COES.
Por último, la nueva subestación hub San José (primera etapa) y el enlace de 220kV San José-Colectora, así como la línea de 220kV San José-Repartición, es la mayor obra por costo de las 20 contempladas, con una inversión de US$ 110 millones para brindar un punto de suministro adicional a la zona de Repartición, Majes y Mollendo. Esta obra forma parte de las llamadas Instalaciones de Transmisión de Conexión (ITC), que conectan las instalaciones de las 14 áreas de demanda de las empresas distribuidoras con las instalaciones del SEIN, vinculadas al Plan de Inversión en Transmisión.
RETRASOS
El Plan de Transmisión 2023-2032 dispone que la Dirección General de Electricidad (DGE) del MINEM proporcione a ProInversión la información que sea necesaria para el desarrollo de los procesos de promoción de la inversión a llevarse a cabo para la entrega en concesión de los mencionados proyectos y puedan ejecutarse a tiempo. Si bien este sistema operó sin contratiempos ni retrasos mayores desde el 2006, las modificaciones normativas respecto al esquema de aprobación de los Planes de Transmisión, a partir del 2017, ha generado demoras y postergaciones.
Carlos Mario Caro, gerente general de Red de Energía del Perú, Consorcio Transmantaro e ISA Perú, había comentado en una entrevista con Desde Adentro a inicios de año que “desde las entidades competentes que participan en la elaboración del Plan de Transmisión, que deben garantizar su ejecución de manera eficiente y eficaz, no se vislumbra un rumbo claro para lograr dicho objetivo. El Plan presenta demoras significativas en su ejecución y ello se debe, en gran parte, a las modificaciones normativas impuestas y a su rigidez burocrática, lo cual origina potenciales riesgos en el desarrollo del sistema y por consiguiente un posible impacto en la prestación adecuada del servicio eléctrico”.
El economista Carlos Paredes, por su parte, señaló en una reciente columna en el diario Gestión que “urge acelerar las obras y reducir la tramitología que impera en el MEF [Ministerio de Economía y Finanzas], quien a pesar de sus muchos méritos no es un ente técnico en materia energética”.
Según Butrón, desde el momento en que se licita un proyecto hasta cuando empieza a construirse puede pasar entre uno o dos años, dependiendo de su complejidad y magnitud. “Una vez que se licita y se otorga la concesión al ganador no es que se empiece a construir. Primero, se debe definir la ruta, conseguir las servidumbres necesarias, negociar con los propietarios de los terrenos, obtener la aprobación del impacto ambiental. Y una vez que tiene todo eso, recién se empieza a construir”, explica.
El funcionario señala, además, que hay diversos proyectos en marcha de licitaciones de planes de transmisión anteriores que están en construcción, otros presentan retrasos, y otros aún no se inician, como es el caso del proyecto de la línea de transmisión de 500 KV La Niña-Piura, que, con una longitud de 87 kilómetros, conectará la subestación La Niña con la futura subestación Piura Nueva. Pese a que fue aprobado en el 2016 por el MINEM, recién se adjudicó tres años después.
“Los proyectos que están ya licitados y en ejecución tienen retrasos incorporados. Los proyectos que están puestos en los planes y que todavía no se licitan, esperamos que el MEF —que aprueba los proyectos a ProInversión— agilice sus procedimientos, porque ahí es donde está la demora. A nuestro juicio, buena parte de esa evaluación no es necesaria porque todo ya se ha estudiado. El plan que presenta el COES responde a una metodología muy compleja y detallada”, indica Butrón.
Por último, señala el escenario ideal, donde buena parte del Plan que se acaba de encargar a ProInversión sea licitado, a más tardar, a fines de este año y a principios del 2024. “Invocamos a los funcionarios del MEF para que aceleren este proceso”, concluyó.
PRIMEROS PASOS NORMATIVOS
Habiéndose identificado los problemas descritos previamente, se tomaron algunas decisiones orientadas a encaminar el rumbo y se plantearon hacer cambios normativos. Así, en septiembre del 2022 se publicó el Reglamento de Asociaciones Público Privadas (Decreto Supremo N.º 211-2022-EF), que establece medidas para mejorar la gestión de proyectos y los procesos de promoción de la inversión privada mediante estas asociaciones y proyectos en activos.
Los cambios introducidos por la norma resultan positivos, pero son mejorables, en tanto subsiste la necesidad de contar con más herramientas que permitan el desarrollo del sistema de transmisión a través de una regulación que acelere su ejecución. Para ello, y como lo dispone el nuevo reglamento, ProInversión viene trabajando, para la posterior aprobación del MEF, en una propuesta de lineamientos para la elaboración del Informe de evaluación especial para los proyectos del subsector electricidad, que debería considerar la experiencia acumulada y las lecciones aprendidas durante todos estos años.
