Jaime Luyo: “No se puede reformar el mercado eléctrico de espaldas al avance de las energías renovables”

El Ejecutivo planteó, dentro de su pedido de facultades legislativas, modificar el mercado eléctrico y actualizar la Ley de Concesiones Eléctricas y la Ley 28832. La Comisión de Energía y Minas consideró que no era viable otorgar esas facultades. ¿Qué cree que se buscaba modificar realmente?

El problema es que no se ha medido el alcance de la iniciativa. No se trata simplemente de actualizar dos leyes. La pregunta de fondo es qué modelo de mercado se quiere construir.

La Ley de Concesiones Eléctricas fue la primera gran reforma del sistema eléctrico peruano. Desagregó los monopolios estatales y separó generación, transmisión y distribución. El objetivo, particularmente en generación, era introducir competencia.

Después vino una segunda reforma asociada a la Ley 28832, que buscó promover nueva capacidad de generación mediante mecanismos como las licitaciones.

Ahora estamos ante la necesidad de una tercera reforma, pero esta vez en un contexto tecnológico completamente distinto.

La ley 32249, asociada a una modificación de la Ley 28832, buscó introducir mayor competencia en el mercado regulado y facilitar la participación de las energías renovables. ¿Cuánto tiempo tomó alcanzar ese cambio?

Para hacer esos ajustes se necesitó más de un año de discusión técnica en la Comisión de Energía y Minas, y aproximadamente otro tanto hasta que el Parlamento aprobó la modificación. La propuesta, que partió del Ministerio de Energía y Minas (Minem), buscaba precisamente una mayor competencia en el mercado regulado con la participación de las energías renovables. Después de casi un año y medio de discusión, el Parlamento la aprobó por amplia mayoría.

Sin embargo, usted sostiene que algunos de los agentes que se opusieron a esa reforma y perdieron el debate técnico todavía mantienen influencia en el proceso de aplicación de la norma. ¿En qué basa esa afirmación?

El reglamento está listo desde hace más de un año y todavía no se publica. Eso depende del Ministerio de Energía y Minas. Yo observo que quienes se opusieron y perdieron el debate técnico en el Parlamento ahora tienen más influencia en el Ministerio, donde el tema se ha congelado.

El problema es que esos ajustes, que se discutieron durante más de un año y medio, ahora se pretenderían realizar entre cuatro paredes, sin debate público y sin que se conozca quiénes estarían detrás de los cambios. No se puede hacer eso con una reforma que requirió una discusión técnica tan amplia.

Entonces, cuando el Ejecutivo planteó modificar la Ley de Concesiones Eléctricas y otras normas del sector mediante facultades legislativas, ¿existía el riesgo de que ese mecanismo se utilizara para alterar los objetivos de la segunda reforma y, en particular, de la participación de las energías renovables?

Exacto. Ha dado en el clavo. Esa es la jugada. Lo que no pudieron en un debate público y técnico lo quieren hacer entre cuatro paredes, y eso no se puede aceptar.

El riesgo es que los cambios y las actualizaciones terminen torciendo los objetivos de la reforma. El tema que perdieron en el debate público abierto lo quieren ganar, revertir o torcer aprovechando estas facultades.

Además, las dos leyes que se pretendía modificar son parte de un proceso de reforma que ya está en curso a cargo de una comisión multisectorial. No se puede pretender resolver una modernización de esa magnitud en cuatro meses.

El ingreso de las renovables cambia el mercado

¿Qué ha cambiado en estos años?

El sector ha cambiado tecnológicamente. Hoy hablamos de generación solar y eólica, redes inteligentes, almacenamiento y nuevas formas de operación del sistema.

Las empresas termoeléctricas están adquiriendo proyectos renovables o asociándose con ellos. Es una señal de que la tecnología está cambiando y ese proceso no se puede impedir.

La energía solar y la eólica tienen costos de producción cada vez más competitivos frente a tecnologías convencionales. Por eso el mercado tiene que generar las condiciones para que puedan competir y participar.

Pero las renovables tienen una característica distinta.

Sí. Son intermitentes. Una planta solar no produce durante la noche y una eólica depende de la disponibilidad del viento. Por eso necesitan tecnologías que aporten firmeza y flexibilidad.

Ahí aparecen el almacenamiento y la generación flexible. El reto regulatorio consiste en diseñar un mercado capaz de integrar estas tecnologías manteniendo la seguridad, la confiabilidad y la competencia.

Baterías y servicios complementarios

¿Qué papel tendrán las baterías?

A nivel internacional se están desarrollando esquemas en los que los proyectos renovables se complementan con almacenamiento.

Las baterías permiten aportar firmeza cuando disminuye la generación solar o eólica y también pueden participar en servicios complementarios, como la regulación de frecuencia y otros servicios necesarios para mantener la seguridad del sistema.

Esto abre nuevos negocios para empresas que tradicionalmente estuvieron vinculadas a la generación convencional.

La Ley 32249 ya contempla el desarrollo de mercados de servicios complementarios, donde pueden participar las termoeléctricas y nuevas tecnologías que aporten flexibilidad y seguridad.

¿Qué papel tendrá la generación a gas en esta transición?

La generación a gas tiene una característica importante: puede responder rápidamente y no está sujeta a las variaciones del sol o del viento. Por eso puede funcionar como tecnología flexible para acompañar el crecimiento de las renovables.

Incluso se puede asociar generación renovable con generación termoeléctrica para contar con respaldo cuando no exista suficiente recurso solar o eólico.

Por eso la discusión no debería plantearse simplemente como renovables versus generación convencional. El sistema necesitará distintas tecnologías y servicios para garantizar su funcionamiento.

“No se trata de cambiar algunos artículos”

¿Por qué considera riesgoso modificar estas normas mediante facultades legislativas y en un plazo de cuatro meses?

Porque se pretendía actualizar en cuatro meses leyes que son resultado de procesos de reforma mucho más extensos.

No se trata de cambiar algunos artículos. Se trata de modernizar todo el sector eléctrico.

La Ley de Concesiones Eléctricas ya ha tenido numerosas modificaciones y, en mi opinión, es necesario pasar de los parches a una reforma de fondo.

Una reforma de esta magnitud requiere debate técnico y público. La segunda reforma, por ejemplo, demandó más de un año de discusión técnica y posteriormente pasó por el Congreso.

Además, existe una comisión multisectorial que viene trabajando desde hace varios años y que debe concluir en un libro blanco sobre la modernización del sistema.

¿Qué debería comprender esa tercera reforma?

No solamente el mercado. También debe revisar el funcionamiento de instituciones como el COES, Osinergmin y el Ministerio de Energía y Minas.

Tenemos que considerar las nuevas tecnologías, el almacenamiento, los servicios complementarios, las redes inteligentes y las necesidades de flexibilidad del sistema.

El objetivo debe ser construir un mercado que permita la incorporación de nuevas tecnologías sin poner en riesgo la seguridad y confiabilidad del suministro.

Más allá de la regulación, ¿cuál es hoy uno de los principales problemas del sistema?

Tenemos un problema de seguridad y confiabilidad. La demanda máxima ya supera los 8.000 MW y, si hubiéramos tenido mayor capacidad instalada de generación, habría sido posible afrontar mejor ese crecimiento.

Además, existe una vulnerabilidad asociada a la hidrología. En periodos de sequía, la generación hidroeléctrica puede disminuir significativamente, mientras que la capacidad termoeléctrica y la infraestructura de gas también enfrentan restricciones.

¿Cómo se refleja esto en el mercado?

En el precio. En determinados periodos, el precio en el mercado spot puede elevarse significativamente.

Cuando existe menor disponibilidad hidroeléctrica y la capacidad termoeléctrica está limitada, tienen que ingresar plantas más costosas y eso presiona el precio.

Por eso la diversificación tecnológica también tiene una dimensión económica. Contar con distintas fuentes y tecnologías puede reducir la exposición del sistema a las restricciones de una sola fuente.

Camisea y el futuro del gas

Pasemos al gas natural. Este año volvió a discutirse el papel de Camisea, tanto por la interrupción del ducto como por la renovación de la concesión de distribución de Lima y Callao. ¿Cuál es hoy el principal problema?

Hay un problema que no se destaca suficientemente. El lote 88 es el que está dedicado al mercado nacional, mientras que el lote 56 fue destinado a la exportación.

Yo he sostenido que esa decisión no fue un buen negocio para el país, porque limitó las posibilidades de desarrollar la industria y generar mayor actividad económica internamente.

¿Cuánto tiempo le queda al país con las reservas disponibles para el mercado interno?

Hace aproximadamente un año y medio, el especialista boliviano Álvaro Ríos realizó una evaluación sobre la duración de las reservas confirmadas destinadas al mercado nacional. Su estimación era de entre 10 y 12 años.

Si no se incorporan nuevas reservas, el Perú podría terminar enfrentando una situación similar a la de Bolivia, que pasó de ser exportador a comenzar a importar gas.

Y cuando un país se convierte en importador, no solamente tiene que pagar por el combustible. También debe considerar la infraestructura necesaria para recibirlo y utilizarlo.

¿Qué implicaría concretamente para el Perú convertirse en importador?

Habría que invertir en infraestructura de regasificación. Por eso, el costo final sería mayor al precio internacional del gas propiamente dicho.

La discusión no debería limitarse a cuánto gas tenemos hoy, sino a qué vamos a hacer para garantizar el abastecimiento futuro.

¿Entonces el debate sobre Camisea también está relacionado con la transición energética?

Sí. El gas natural cumple un papel fundamental porque permite contar con generación flexible que puede responder cuando las renovables no producen.

Pero si las reservas destinadas al mercado nacional tienen un horizonte limitado, necesitamos pensar desde ahora qué ocurrirá cuando comiencen a disminuir.

No podemos esperar a convertirnos en importadores para recién construir la infraestructura que necesitaremos.

Masificación y planificación

En ese contexto aparece la discusión sobre la expansión de la distribución de gas natural y la eventual ampliación de la concesión de Lima y Callao hacia regiones. ¿Cómo debería abordarse?

La masificación tiene que formar parte de una política energética de largo plazo. No puede analizarse solamente desde la perspectiva de ampliar una concesión.

Hay que determinar cuánto gas tenemos disponible, cuánto se puede destinar al mercado nacional, cuál será la infraestructura necesaria para transportarlo y distribuirlo y cómo se garantiza que la expansión sea sostenible en el tiempo.

Si se amplía la distribución hacia nuevas regiones, pero no existe una planificación integral sobre reservas, transporte y abastecimiento futuro, se corre el riesgo de generar infraestructura cuya sostenibilidad no esté garantizada.

¿El desafío es pasar de una lógica concentrada en Lima y Callao a una política nacional?

Exactamente. La discusión tiene que ser nacional.

El gas natural tiene potencial para contribuir a la industria, la generación eléctrica y los hogares. Pero para que eso ocurra se necesita planificación de largo plazo.

Y ahí volvemos al mismo problema que existe en el sector eléctrico: el país necesita una institución con capacidad técnica para planificar su desarrollo energético, actualizar permanentemente esa planificación y coordinar las decisiones de generación, transmisión, transporte y distribución.

Finalmente, ¿cuál debería ser la prioridad frente al escenario que plantea?

Anticiparnos.

Si sabemos que las reservas destinadas al mercado nacional tienen un horizonte limitado, debemos actuar antes de que se convierta en un problema de abastecimiento.

Y si queremos que el gas contribuya a la seguridad energética, a la generación eléctrica y a la masificación, necesitamos una política energética de largo plazo que integre reservas, infraestructura, mercado y demanda.

El problema es que muchas veces en el Perú reaccionamos cuando el problema ya llegó. Lo que necesitamos es planificación para evitar que eso ocurra.