Tras comenzar su cuarto mandato como presidente del Directorio del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para el periodo 2023-2028, conversamos con César Butrón para conocer acerca de la agenda de esta institución clave para la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los retos que enfrenta.
¿Qué significa para usted volver a presidir el COES?
Lo siento como un respaldo de los agentes, al haberme elegido por mayoría calificada en el cargo. Eso refuerza mi decisión de seguir impulsando el desarrollo del COES para que se convierta en un referente de técnico del sector eléctrico en el país. Estamos empeñados en eso. Tenemos un plan estratégico definido desde el año pasado y eso nos da la oportunidad de liderar su ejecución.
¿Cuáles son los principales retos que van a enfrentar en esta nueva gestión?
El reto principal que enfrenta el COES para los años que vienen es adaptarse para los efectos de la transición energética en el SEIN. Claramente, el nivel de penetración de las energías renovables variables va a aumentar y esa variabilidad introduce una serie de problemas a resolver para mantener la estabilidad y la seguridad del suministro del SEIN. El COES debe prepararse para ello a todo nivel, necesita nuevos sistemas, software, hardware, capacitar a su personal y desarrollar nuevos procedimientos para hacer propuestas regulatorias a la autoridad para adecuar la regulación a lo que se necesita. La regulación actual no tiene lo que se necesita para enfrentar esta mayor penetración de renovables.
¿La transición energética y la regulación son nuevos temas en agenda?
Ya los habíamos planteado desde el período anterior porque los veíamos venir. Hace varios años que como COES venimos propugnando el desarrollo de una nueva regulación para el manejo de los servicios complementarios, que son aquellos que permiten adecuar el sistema y dar una respuesta óptima frente a la variabilidad de las energías renovables. Estos servicios que proveen las diferentes unidades de generación requieren de una nueva regulación, que se defina quién paga y cómo se paga, y además que requieren de la creación de una nueva categoría de agente dentro del sistema —el prestador de servicios complementarios—, pues ya existen nuevas tecnologías que permite que aparezcan inversionistas que se dediquen exclusivamente a brindar estos servicios. Por ello, se requiere del diseño de un mercado de servicios complementarios para que pueda haber oferta y demanda de manera transparente y en competencia. Contratamos dos estudios hace tres años y los presentamos al Ministerio de Energía y Minas (MINEM), planteando esto y vamos a insistir en ello.
¿Hay otros temas relevantes?
Simultáneamente, nos vamos a preparar para el otro tema relevante para el SEIN y la continuidad de servicio: la ejecución de los planes de transmisión. La expansión de la transmisión es fundamental para cualquier sistema eléctrico y más aún para una mayor penetración de las energías renovables, que concentran geográficamente recursos en determinadas zonas del país. Normalmente, estos recursos no están cerca de los grandes consumidores y, por tanto, hay que instalar transmisión para transportarlos. Si todo funciona como debe ser, no deberíamos tener problemas de congestión, como los que se ven, por ejemplo, en Chile, donde falta capacidad de transmisión del norte hacia el centro y está causando problemas serios a las empresas y al sistema. El problema es que se están presentando retrasos muy grandes, inaceptables, entre el momento en que el plan es aprobado por el MINEM y que es licitado y tiene la buena pro en ProInversión. Decimos inaceptables porque [los retrasos] llegan a tres años y no hay plan que resista retrasos de tres o cuatro años, si le añadimos normalmente un año más por demoras en la construcción. Este es un tema fundamental, porque de nada sirve tener una buena planificación, de que el MINEM apruebe a tiempo los planes, si finalmente [los proyectos] no se licitan.
El mensaje presidencial tuvo varias menciones sobre el sector eléctrico. ¿Destacaría algún anuncio?
El mensaje presidencial no trajo ninguna novedad para efectos del sistema eléctrico. Lo tocó tangencialmente. Lamento decirlo, pero todos [los anuncios de proyectos de transmisión] estaban ya planteados hace varios años y están retrasados. Todos, excepto Punta Lomitas, que no es transmisión, se aprobaron hace bastante tiempo y ya debieron estar lanzados. Ahora, en realidad, están cumpliendo la tarea atrasada. Hay que destacar de que por fin lo están haciendo, pero debió ser así hace un par de años. De hecho, existe un nuevo plan de transmisión 2023-2032, que el COES ya presentó al MINEM, y que tiene 21 obras que favorecen a las regiones y que ni siquiera ha empezado a lanzarse. Lo ideal hubiera sido que anuncien esas obras, que ya están aprobadas desde diciembre del 2022 y que ProInversión tiene el encargo de licitar.
¿Podría ampliar qué trae el plan 2023-2032, qué retos plantea y qué novedades trae?
Desde el 2018, el MINEM amplió el encargo que tenía el COES. Inicialmente, planificábamos solo el sistema troncal de transmisión y las distribuidoras tenían que hacer su propia planificación, que era aprobada por Osinergmin. Pero la interfase entre el sistema troncal y los sistemas de transmisión de las distribuidoras se quedaba en un limbo. Había un vacío y esas obras fundamentales para conectar los sistemas no se estaban haciendo. Entonces, en el 2018 se nos encargó la planificación de este segmento y encontramos que la mayor parte de las empresas distribuidoras de electricidad de propiedad del Estado tienen un enorme déficit en cuanto a transmisión. Así, que si bien podemos decir que el sistema troncal está suficientemente robusto y ya se han planteado las últimas obras que se necesitan para que esté bien por algunos años más, ahora hay una serie de obras que abarcan todas las regiones del país para mejorar la confiabilidad del suministro de las distribuidoras. Y ese es el plan de transmisión 2023-2032, que está esencialmente constituido por obras en todas las regiones.
ISA REP anunció hace poco el término de la ejecución del proyecto Coya, la línea Mantaro-Nueva Yarango-Carapongo. ¿Qué significa este proyecto?
Este proyecto es parte de la planificación de la transmisión, de construir una doble espina dorsal en la red de 500 kilovoltios que va a soportar a todo sistema peruano. La idea es que, a lo largo de todo el Perú, desde Tumbes hasta Tacna, exista una red de 500 kilovoltios que no sea una única autopista, sino que sea un sistema con redundancia, que haya por lo menos dos caminos entrelazados entre sí que permitan que, cuando falla un tramo, sea reemplazado inmediatamente por otro. Es una gran cosa que [este proyecto] se haya puesto en servicio. Sin embargo, viene atrasado tres años por lo menos. No es culpa del concesionario, sino de los retrasos en el lanzamiento de la licitación, que es parte de todo el plan de largo plazo que el COES ha planteado y que, cuando se complete, dejará al Perú en condiciones de atender cualquier requerimiento en cualquier zona entre la costa y la sierra, y también en condiciones de conectarse con Ecuador y Chile. Lo que falta es interconectar algunas zonas de la selva, en particular Iquitos, pero el resto del territorio estaría adecuadamente cubierto por esta supercarretera de 500 kilovoltios.
¿Por qué es difícil que el SEIN se interconecte con Iquitos? ¿Se debe a la “tramitología”?
Allí hay una conjunción de problemas. Esa línea ya fue planteada, licitada y tuvo un ganador [en el 2014], que no pudo siquiera empezar obras por diversas razones y se ha quedado en el limbo. Los problemas que tiene son muy grandes, no tanto por la “tramitología”, sino por temas de fondo: es una línea que atraviesa territorio de selva. Ambiental y socialmente nadie quiere irrumpir en la selva amazónica. Es difícil la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental, de las fajas de servidumbre y donde exista la probabilidad de cruzar zonas con comunidades no contactadas. Es un reto muy grande y el otro tema es el costo. Las dificultades obligarían a hacer otro diseño de torres, mucho más altas para no tener problemas con la vegetación. Eso incrementa el costo, [que es] mayor al que ofertó el ganador de la licitación. Este no pudo cumplir y está en controversia con el Estado peruano o lo estará pronto. Ahí se suman todos los problemas para desarrollar este tipo de proyecto. Valga decir que la demanda de Iquitos tampoco es tan grande como para que justifique una inversión de esta magnitud y hay todo un debate sobre si vale la pena interconectar Iquitos o reforzar la generación local con energía solar, hidroeléctrica o de biomasa. Todas son más caras que las del SEIN, pero es la única solución: o gastamos en una línea de transmisión costosa o en energías locales que también tienen un costo alto.
En las últimas semanas hemos sido testigos de un crecimiento de la generación a partir del diésel. ¿Por qué ocurre esto y qué efectos tendrá?
La razón de fondo es la falta de agua. Cuando se produjo el ciclón Yaku hubo lluvias en ciertas zonas del país, pero no donde están los grandes reservorios de las centrales hidroeléctricas. Así que hemos iniciado la temporada seca con un déficit de apertura. Esa falta de agua retira alrededor de 700 MW de capacidad de generación. Y eso no estaba contemplado, así que la única forma de reemplazar esa generación es usando todo el gas natural que se pueda y, si no hay, usar diésel. Ahora, hay coyunturas que empeoran temporalmente la situación, como cuando una unidad térmica sale de servicio por una falla —que no se puede evitar— o por su propio programa de mantenimiento. Así que, sin agua, se incrementa la necesidad de diésel. La esperanza es que en noviembre [próximo], cuando se inicie la época de lluvias, se recupere esta situación. El temor es que el Fenómeno de El Niño retrase o reduzca las lluvias y eso intensificaría el problema. Así que todas las esperanzas estás puestas en noviembre.
¿La generación a partir del diésel podría dispararse a partir del 2025 y 2026?
Efectivamente. Aun con agua completa, el 2025 ya no va a alcanzar y se necesita nueva capacidad de generación. Eso lo venimos diciendo desde hace algunos años. La reserva eficiente [de menores costos] ya se acabó y se sabe que debe haber nueva capacidad de generación para entonces. El problema es que no vemos suficientes obras en marcha para llegar. Hay obras interesantes, como Punta Lomitas o Wayra y de otros inversionistas, incluida San Gabán III en Puno. Pero, aún con eso, va a faltar nueva capacidad de generación a partir del 2025. Y, aún con agua suficiente, empezaríamos a despachar diésel en las noches y eso va a ir creciendo. La única forma de resolver eso es acelerar las inversiones.
A propósito del Fenómeno El Niño, ¿qué medidas se están tomando desde el sector eléctrico?
En realidad, no estamos a tiempo para tomar ninguna medida de tipo estructural. Lo ideal hubiera sido desarrollar más reservorios de agua, de mayor capacidad, pero hay una oposición ambiental muy fuerte a construir estos reservorios. Eso, según mi opinión particular, no está justificado. El perjuicio es ínfimo respecto del beneficio para la electricidad, la agricultura, el consumo humano y la prevención de desastres. Además, hemos visto noticias hace poco sobre el descuido de los principales reservorios manejados por el Estado. Por ejemplo, Poechos, que es la represa más grande del Perú, nunca ha tenido trabajos de descolmatación y por tanto, ha perdido al menos el 50% de su capacidad. Entonces, no hay mucho más que hacer allí. Por el lado de las centrales térmicas, tampoco, porque tienen sus propios tiempos de mantenimiento. Entonces, solo hay dos caminos: uno con dificultades y el otro con mucha oposición. El primero es acelerar inversiones, que es complicado; y el otro es el manejo de la demanda, conseguir que la demanda reprograme sus patrones de consumo para que consuma menos en horas punta. Pero es difícil pedirle esto a una industria que opera 24/7 y que requiere hacerlo así para seguir siendo competitiva. Así, que lo único que queda es combatir la “tramitología” y acelerar los permisos, que se simplifiquen. Por ejemplo, ha surgido la necesidad de contar con certificados de inexistencia no solo de restos arqueológicos, sino también de restos paleontológicos. Entendemos el valor de la historia, pero debería encontrarse una solución pragmática para que no se detengan los proyectos. Ese tipo de permisos, lamentablemente, no dependen de una sola institución, y tampoco hay coordinación. Eso podría ayudar a que se aceleren los proyectos.
¿Le gustaría transmitir algún mensaje más al sector eléctrico?
Dos mensajes. Uno, para todo el sector y las autoridades: que pueden contar con el COES y todo el conocimiento que acumulamos día a día para remitir información, estadísticas que permitan mejorar la planificación y las decisiones gubernamentales. Algunas veces nos preguntan por los planes de contingencia que tenemos para diferentes situaciones. Y el COES vive haciendo planes de contingencia. Es nuestra labor diaria porque debemos mantener al sistema operando pase lo que pase, echando mano de todos los recursos que tenemos a nuestra disposición. Y, para los agentes del sistema, que tengan presente que las nuevas exigencias de penetración de [energías] renovables variables, de un sistema en estrés, hacen que el COES tenga que crecer y perfeccionarse, y que hay que asumir ese costo para darle mayor seguridad al sistema.