Entrevista a César Butrón Fernández, presidente del directorio del COES
Por Luis Hidalgo
(Gestión, Martes, 27 de enero del 2015)
—El presidente del COES opina que la idea del Ejecutivo de subastar 1,200 MW en hidroeléctricas es buena pero cree en la necesidad de debatir el esquema bajo el cual se hace.
Según las proyecciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la demanda de electricidad creció solo 5.3% en el 2014, la mitad de lo programado inicialmente. César Butrón nos muestra el panorama venidero.
¿Cuál es la situación del sector eléctrico nacional?
La primera conclusión que tenemos es que el sistema eléctrico interconectado del Perú está actualmente en una situación cómoda. Hemos salido de aquellos años en los que casi no teníamos reserva operativa, cuando estábamos al borde del corte de energía por cualquier motivo.
¿Y cómo se ha llegado a esta buena situación?
Se han producido una serie de inversiones en el sector, producto de muchos esquemas (de promoción) diferentes, además de las inversiones en transmisión, por lo que actualmente el sistema tiene capacidad para atender la demanda. Incluso tenemos una reserva de 23%. Y hay un programa de inversiones en plena ejecución de acá al 2018 (ver vinculada).
¿Podría crecer la demanda más que lo proyectado?
Sí, si se ponen en marcha inversiones mineras que han sido anunciadas pero que no se están ejecutando. Nuestras previsiones actuales no incluyen proyectos como Tía María, Conga entre otras, porque no tenemos fecha cierta de su ejecución.
¿Cuánto sería el crecimiento de la demanda de electricidad si ingresaran esos proyectos mineros ahora paralizados?
Con esos proyectos la demanda podría crecer a 12% o 13%. Aun así alcanzaríamos a atenderla, pero habría que adelantar algunas obras previstas para el 2019.
¿Cuáles, por ejemplo?
Habría que definir qué nuevas centrales de generación se adelantan porque hay mucho nombres pero se tendrían que concretar en estos días para lleguen a tiempo.
¿Hablamos de centrales térmicas?
Centrales térmicas ya no, la base tendría que ser de centrales hidroeléctricas, porque con las primeras ya hemos crecido, como es el caso del Nodo Energético del Sur, ahora hay que crecer con hidroeléctricas.
¿Y cuáles son las hidroeléctricas pendientes?
Las conocidas son Santa Rita, Molloco, Santa María, San Gabán I, III y IV, Santa Teresa II, Chavín, Santa Cruz, Curibamba, hay mucho proyectos que fácilmente suman 3,000 MW, pero no se pueden hacer todos y sí unos 1,500 MW.
¿Por qué no seguir instalando generadoras a gas natural?
Actualmente tenemos 51% de la potencia instalada a gas y 49% en hidroeléctricas. Con el potencial que tenemos de esta última fuente, deberíamos tener una distribución 70% y 30%, o 60% 40% entre térmicas a gas e hidroeléctricas.
La generación hidroeléctrica es renovable, no produce gases de efecto invernadero y tiene un costo variable (operación) muy pequeño. Entonces, lo racional y conveniente es basar el crecimiento del país en centrales hidroeléctricas, complementadas con generación a gas y energías renovables, y no al revés.
El titular del MEF ha anunciado que este año adjudicarán 1,200 MW en hidroeléctricas…
Es bueno que el Gobierno tenga esa iniciativa; la forma que lo está haciendo es a través de concursos lanzados por ProInversión mediante contratos de concesión, pero lo que hay que tener cuidado es de no adelantarse demasiado en el tiempo y ponerlos cuando se necesita (según nuestros cálculos se necesitan para después del 2022). Y ese es el gran problema a resolver.
¿Por qué?
Porque cuando ProInversión licita proyectos de este tipo (o de infraestructura) tiene que garantizar un ingreso a los concesionarios.
Una especie de garantía de red principal (GRP)…
Sí, pero más delimitada; el Nodo Energético del Sur se ha hecho así: poner en el peaje de transmisión una especie de GRP con lo cual a las empresas de este nodo se les va a pagar un cargo especial para garantizarles un ingreso. La pregunta es si en la siguiente subasta para hidroeléctricas le van a dar esa GRP, o qué, pero algo les tienen que dar para que sean rentables.
¿Y cuál es el problema?
Uno es que no es gratis, lo tiene que pagar el usuario vía las tarifas. No estoy diciendo que sea un mal esquema, pero habría que determinar si es el más apropiado.
¿Y cuál sería en su opinión el mejor esquema a aplicarse en este caso?
Lo importante es que tenga el impacto más eficiente en la tarifa. No hay que olvidar que no siempre la tarifa debe ser la más baja posible, sino que debe ser lo más justa posible, que remunere el capital y demás componentes de manera adecuada, y que la tarifa resultante (para el usuario) sea competitiva. El gran tema a debatir sería: cuál es el mecanismo más conveniente para el país que debe utilizar el Estado para promover la inversión en hidroeléctricas; todavía no está claro.
Oferta puede atender el crecimiento de demanda hasta el 2018
¿Hasta cuándo se sostendrá el actual estado de comodidad? Hasta el 2018, dice Butrón, porque por un lado hay un programa de inversiones en plena ejecución y se van a incorporar unos 4,800 MW nuevos de capacidad de generación de acá a esa fecha y, por otro lado, el crecimiento de la demanda de energía se ha desacelerado (por la disminución del ritmo de crecimiento de la economía).
Precisa que con las inversiones en generación eléctrica en marcha, las proyecciones del COES indican que se puede atender la demanda, si esta crece a tasas de 8% a 9% anual, hasta el 2018.
Refirió que en el 2013 el COES proyectaba que la demanda nacional de electricidad iba a crecer 10% en el 2014, pero “al final el año pasado terminó creciendo solo 5.3%”, debido al impacto de la desaceleración de la economía nacional (pasó de crecer 5.8% en el 2013 a 2.4% el año pasado, según la última cifra del BCR).
