El Debate Parlamentario sobre Energías Renovables

El miércoles 30 de enero hubo un interesante debate en la Comisión Permanente del Congreso de la República alrededor del dictamen recaído sobre el proyecto “Ley de promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energías renovables no convencionales”. La discusión estuvo tan polémica que la oposición UPP-PNP demandaba el regreso a la comisión de energía y minas para un mejor y mayor debate del referido proyecto, mientras la mayoría del partido de gobierno y aliados solicitaba un largo cuarto intermedio.

Ello resulta explicable en razón de la importancia del tema y la velocidad inusitada para la aprobación del proyecto que en una primera instancia fue exonerada de la opinión de las comisiones de energía y minas y de la economía.

Haciendo memoria el día jueves 17 de enero se aprobó con una mínima mayoría 5 a favor y 4 votos en contra, el dictamen en la comisión de energía y minas del proyecto que hoy está en debate en la Comisión Permanente; éste dictamen tiene aspectos positivos y otros cuestionables, que debilitan o enervan los objetivos fundamentales del proyecto, que están en relación al cambio de la matriz energética y al uso de fuentes renovables no convencionales, que se resume en “energías limpias para el desarrollo”.

Es más, este proyecto fue presentando primeramente en la Comisión Permanente sin opinión ni dictamen de las comisiones de energía y economía respectivamente. Incluso en la sesión extraordinaria convocada por la Comisión de Energía y Minas del 22 de enero no se tenía conocimiento de la última versión del dictamen, a pesar de las protestas de los congresistas, e incluso no se debatió la opinión del MEF respecto a los beneficios tributarios; y la intervención del Presidente del Osinergmin solamente analizó los aspectos hídricos del proyecto de energías renovables como si todas fueran de carácter hidráulico, pues en ningún momento se expuso las energías alternativas renovables no convencionales como la eólica, solar, mareomotriz, biomasa y geotermia.

En el mismo sentido, la exposición del vice ministro de Energía insistió en la importancia de la generación hidráulica, y los grandes volúmenes de agua desperdiciada en especial en la vertiente oriental de los Andes, sin embargo dejó un vació sobre las diversas interrogantes de los congresistas que no pudieron ser contestadas respecto a una preocupación central de carácter técnico: por qué incluir como fuente de energías renovables no convencionales a las centrales hidráulicas de hasta 20 megavatios, cuando a nivel internacional y en Europa solamente se consideran a las minicentrales hidráulicas de hasta 10 MW megavatios como energías renovables tanto por razones estrictamente ambientales y para no desplazar las energías no convencionales. Es más, incluso el Director General de Electricidad del MEM no dejó satisfechos a los congresistas sobre los fundamentos técnicos de la ampliación de las minicentrales hidroenergéticas a 20 MW.

En principio, todos debemos estar de acuerdo con la importancia de promover y fomentar la generación de electricidad utilizando las energías renovables no convencionales, es decir de energías que siempre las vamos a tener. En cambio, el petróleo y el gas en algún momento se agotarán al margen de sus altos precios y efectos contaminantes por sus emanaciones de monóxido y dióxido de carbono.

Incluso el agua por el efecto invernadero, el calentamiento global y el proceso de la desaparición de los glaciares en el futuro próximo será menos abundante en el mundo, incluso en algunas zonas será escasa, convirtiéndose en una fuente permanente de conflictos sociales. Por ello, las ventajas de promover las genuinas energías no convencionales se distorsiona cuando se autoriza la construcción de centrales hídricas con una capacidad de potencia de hasta 20 MW.

En cambio la tendencia mundial apunta hacia el fomento de las energías limpias como la eólica, la solar, la geotermia, la biomasa, mareomotriz que en otros países como Alemania, España, Dinamarca, Estados Unidos, la India tienen cada vez más importancia.

Esta fue la entrada del congresista del UPP-PNP Isaac Mekler que señalaba la pérdida del 30 % de la capacidad de los glaciares hasta ahora, indicando que el río Santa tiene abundante agua justamente por los deshielos. Por ello, indicaba que resultaba contradictorio que se estimulase la generación hidráulica mientras lo que debiera fomentarse debiera ser las fuentes no convencionales que tienen un gran potencial no aprovechado como la energía solar, eólica, biomasa etc.

Desde otra perspectiva el congresista de UPP-PNP Daniel Abugatás señalaba que el proyecto de energía renovables no convencionales “no está claro”, y que a nivel de los subsidios resultaba un exceso que los subsidios necesarios para fomentar las energías no convencionales lo asumieran los consumidores y no las empresas de generación. En el mismo sentido, la congresista Lourdes Alcorta de UN indicaba que el beneficio tributario de la depreciación acelerada no debiera extenderse a las centrales hidráulicas con una capacidad de potencia superior a los 20 megavatios.

Sin embargo, la intervención más sólida estuvo a cargo del congresista Santiago Fujimori (Alianza para el Futuro) que señaló los dos aspectos que debieran discutirse con una mayor amplitud. Por un lado, lo referente a la estructura tarifaria, pues se aprobaría un dictamen sin tener conocimiento sobre el monto de los subsidios y cómo serían afectadas las tarifas eléctricas reguladas en razón del mayor costo de las energías renovables no convencionales. Es decir, si la producción por megavatio hora de la electricidad generada a partir de una fuente eólica o solar es más alta frente a la generación térmica a gas natural o de fuente hídrica, el parlamentario quería saber en cuánto se verían afectadas las tarifas.

De otro lado, en lo referente a los incentivos tributarios se debiera insistir en un mayor análisis de Economía y Finanzas, pues sería positivo otorgar mayores incentivos para las energías renovables no convencionales, pues resultaba insuficiente la depreciación acelerada que permite recuperar la inversión en 5 años, y que dicho sea de paso lo tienen otros sectores como la minería e hidrocarburos.

Por último, el congresista Rafael Yamashiro (UN), presidente de la Comisión de Economía insistió en que el cambio de la matriz de energía fomentando la generación eólica o la solar por ejemplo afectará las tarifas eléctricas, además de provocar mayores desequilibrios entre las empresas de generación. Por ello, demandaba un cuarto intermedio.

SOBRE LOS SUBSIDIOS

Desde un punto de vista ambiental, racional y de futuro se debe apostar por las energías renovables no convencionales. En tal medida resulta conveniente el establecimiento de una serie de subsidios a las genuinas energías no convencionales. El subsidio de por si no es negativo, ello depende de los objetivos que se persigan. Si de verdad se quiere alcanzar la autonomía energética debemos apostar por las energías renovables no convencionales como la solar, la eólica, la geotermia, así como la biomasa.

Desde el 2002 todos los peruanos que están con tarifa regulada abonan un cargo, es decir un subsidio para financiar la rentabilidad del gaseoducto de Camisea a Pisco, este pago a la fecha tranquilamente supera de lejos los 200 millones de dólares. Es más, todos los consumidores con sus impuestos financian el Fondo de Estabilización de los Combustibles que en el 2007 ha significado más de 800 millones de nuevos soles por transferencias a las empresas de refinación e importadoras para que no trasladen los altos precios del petróleo a los usuarios.

Es decir, en la economía moderna los subsidios definidos no son negativos “per se”. Ello depende de los objetivos que se proponen.

En verdad, al vender la electricidad producida por las energías no renovables en el Mercado de Corto Plazo, ello significa vender al mercado spot, que siempre es el más alto, y que está determinado por el costo marginal. Ello ya significa un subsidio en si mismo. El otro, subsidio está referido a los excedentes no vendidos que serán liquidados por el COES.

¿Dónde están los subsidios?

En el artículo 6 inciso b) se reconoce que se debe pagar una prima que Osinergmin deberá estimar y que todos los consumidores deberán abonar mediante recargos en los costos de conexión de la transmisión.

Artículo 6º.- Opciones para la venta de electricidad generada con FERNC
Para vender, total o parcialmente, la producción neta de energía eléctrica, los titulares de las instalaciones a los que resulte de aplicación la presente Ley deberán elegir una de las opciones siguientes:
a) Suscripción de contratos bilaterales con las empresas de distribución, sin exceder por máximo de las tarifas reguladas, mediante la entrega de electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución.
b) Vender la electricidad en el Mercado de Corto Plazo, al precio que resulte en dicho mercado, complementado con la prima fijada por OSINERGMIN.
c) Suscripción de contratos con empresas de distribución a precios que resulten de los Procesos de Licitación a que se refiere la Ley N° 28832; para este fin, OSINERGMIN establecerá los lineamientos para que en estos procesos de licitación las FERNC puedan participar en condiciones comparables de igualdad, debiendo establecer Precios Máximos diferenciados que promuevan la inversión en estas tecnologías.


Aquí existe un problema económico real pues los costos de instalación entre las energías hidráulicas, eólicas, solar, biomasa son distintos. Evidentemente el de menos costo es la central hídrica de hasta 20 MW y por economía desplazará a las otras fuentes energéticas que sí son renovables no convencionales como la energía solar, eólica, geotermia, biomasa y mareomotriz.

Artículo 8º.- Determinación de las tarifas reguladas de generación aplicables a las FERNC
8.1. Es competencia del OSINERGMIN establecer las tarifas aplicables para cada tipo de tecnología según la clasificación establecida por el Ministerio de acuerdo al mandato del literal i.e) del numeral 5.2. del Artículo 5° de la presente Ley, así como establecer los procedimientos y plazos de fijación tarifaria..
8.2. En el caso de los contratos bilaterales con distribuidores, los recursos necesarios para cubrir las tarifas de generación a base de FERNC serán obtenidos de las siguientes fuentes:
a) El pago de los respectivos distribuidores, valorizando la energía recibida a Precios en Barra.
b) La diferencia, para cubrir las tarifas establecidas para las FERNC, será obtenida como aportes de los consumidores a través de recargos en el Peaje por Conexión a que se refiere el Artículo 61° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Los respectivos generadores recibirán esta diferencia vía las transferencias que efectuará el COES, según el procedimiento que se establece en el Reglamento.
8.3. OSINERGMIN establecerá anualmente el recargo esperado en el Peaje por Conexión, en el cual se incluirá la liquidación del recargo del año anterior.
8.4. OSINERGMIN establecerá los costos de conexión necesarios para la integración de un nuevo productor que alimente a la red interconectada mediante electricidad generada a partir de FERNC.

Por último, el subsidio referido a la liquidación de la energía no vendida. Este en la práctica es otro subsidio:

10.3 Adicionalmente, los excedentes no contratados de energía y potencia, cuando corresponda, serán liquidados por el COES, valorizándose conforme a los respectivos procedimientos aplicables a las transferencias de energía y potencia.

Por ello, no debiéramos estar en contra de los subsidios, primas o subvenciones a las verdaderas energías renovables no convencionales pero los mismos se desvirtúan cuando se considera la prioridad hacia los proyectos hídricos de hasta 20 MW.

En conclusión, el debate está abierto para enriquecer un proyecto que de verdad fomente las energías renovables no convencionales con excepción de la hídrica que debiera tener un tratamiento diferenciado. Se debiera reconocer que la baratura del gas natural para la generación eléctrica ha des estimulado la construcción de centrales hidráulicas mayores de 100 MW. Esta es una realidad que no debiera soslayarse.

Por ello, una alternativa válida debiera residir en la presentación de un proyecto especial sobre las centrales hídricas superiores a las 20 MW con los mismos beneficios tributarios que tienen los sectores de minería y de hidrocarburos por ejemplo.

Sin embargo ello no justifica meter por la “ventana lo que debiera entrar por la puerta grande”. En razón a lo afirmado sería deseable que este dictamen debiera modificarse en el aspecto central para considerar exclusivamente a las centrales mini hídricas solamente hasta una capacidad de potencia de 10 MW, pues autorizar hasta 20 MW desnaturaliza los objetivos del proyecto de promover de verdad el consumo de las fuentes de energía renovables no convencionales como la eólica, solar, geotermia, biomasa, mareomotriz.

Se trata en verdad de apostar por las “energías limpias para el desarrollo” en un cambio de la matriz energética que nos haga menos dependientes de los hidrocarburos sean de los derivados del petróleo como el diesel 2 o los residuales, como del gas natural que debiera tener un mayor valor agregado. Así, podríamos tener un balance en la generación eléctrica de fuente hídrica de 33 %, de fuente térmica a gas natural de ciclo combinado un 33 % y de las genuinas energías renovables no convencionales un 33 %.
En la economía social de mercado como en la energía debieran primar la racionalidad económica y ambiental sobre los intereses privados, pues como alguna vez sostuviera Adam Smith “En algunos casos los intereses privados resultan contrapuestos al interés público”. En este caso, el interés social apunta al fomento de las genuinas energías renovables no convencionales.