En la más reciente edición de Perú Energía Norte Digital 2021, evento que reunió a profesionales y expertos de los sectores Electricidad e Hidrocarburos, se recordó que hace seis años, en el norte del Perú, se registraron algunos apagones. Siendo una zona que requiere ocasionalmente de energía eléctrica proveniente de generadores de otras zonas del país, no contaba con capacidad suficiente de transporte para que la energía llegue: bastaba que una línea saliera de servicio para generar un corte de luz.

Sin embargo, estos eventos fueron disminuyendo a medida que la red de transmisión se fue robusteciendo. Esto, bajo la planificación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Juan Carlos Novoa, gerente del Sector Eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Energía y Petróleo (SNMPE), compara la transmisión con una carretera en la que el número de vehículos es la energía y los carriles en los que estos se trasladan es el nivel de tensión eléctrica que soportan las líneas de transmisión. “¿Qué pasa cuando la demanda crece y no tienes cómo atenderla? Creas congestión. Esa es la importancia de las líneas de transmisión”, explica.

Desde el 2006, cuando el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó el primer Plan Transitorio de Transmisión, se han aprobado seis de estos planes. Ellos establecen los proyectos necesarios para contar con un robusto sistema de transmisión troncal de electricidad, lo que permite mantener y mejorar la calidad, fiabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para los próximos años.

Sin embargo, no todos ellos han sido ejecutados en los plazos requeridos.

Los proyectos que involucran líneas de transmisión de gran longitud —como la línea de Transmisión de 220 kV que une Carhuamayo y Carhuaquero, la línea de 220 kV entre Tintaya y Socabaya, y la línea de 500 kV entre Mantaro y Montalvo— presentaban hasta 14 meses de retraso en julio del 2020, contados desde la convocatoria a licitación hasta su puesta en operación comercial, debido a diversos motivos, incluso ajenos a la responsabilidad de los concesionarios.

Así se consignaba en el informe “Esquema para la mejora en la implementación de nueva infraestructura de transmisión eléctrica”, elaborado por el Grupo de Trabajo Especializado en Transmisión Eléctrica de la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad (CRSE) del MINEM.

El documento resalta el caso del Plan de Transmisión 2011-2020, dado que hasta esa fecha no habían sido puestas en servicio las líneas de transmisión de 220 kV entre Machu Picchu y Tintaya, y entre Moyobamba e Iquitos.

En el primero de estos casos, los retrasos se debían a que el Estado aún no había saneado los terrenos de propiedad de la Universidad Nacional de San Antonio Abad del Cusco, donde se construirán las líneas de transmisión.

Planes y retos

El Plan de Transmisión determina cada dos años los proyectos de alta y muy alta tensión que se van a desarrollar en las zonas donde la demanda de energía es más urgente. Las decisiones están basadas en los estudios técnicos realizados por el COES, 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).

Desde 2018, el Plan de Transmisión también evalúa las 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.

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 BOOT (para construir, operar, mantener y transferir la titularidad) con el fin de que, en teoría, los proyectos se construyan a tiempo.

De acuerdo al último Plan de Transmisión 2021-2030, el MINEM aprobó 11 proyectos por una inversión conjunta de US$ 981 millones: seis pertenecen al Sistema de Transmisión Troncal y los cinco restantes, a las ITC.

El plan contempla, además, la implementación de 23 transformadores, con una inversión de US$ 53.8 millones, que permitirá a las empresas distribuidoras públicas, que atienden a la mayoría de regiones del país, brindar un servicio más eficiente y confiable.

“Si se ejecutan a tiempo [estos proyectos] en la zona norte, no debería haber problemas para [contar con] un suministro adecuado y confiable de energía a nivel mayorista”, señala César Butrón, presidente del COES.

Pero, advierte, “si no se construye ninguna central más de generación, el sistema en el 2026 se quedará sin reserva eficiente y tendría que empezar a usar diésel. No habrá apagones porque, hasta el 2032, por lo menos, hay capacidad suficiente de energía, pero el costo de generar electricidad subiría notablemente”.

El riesgo de una congestión

El proyecto de la línea de transmisión de 500 KV La Niña-Piura es un ejemplo de los retrasos en la ejecución de las obras de transmisión. Con una longitud aproximada de 87 kilómetros y un valor aproximado de US$ 150 millones, este proyecto conectará la subestación La Niña con la futura subestación Piura Nueva. Fue aprobado en el 2016 por el MINEM, pero recién se adjudicó en el 2019, es decir, tres años después.

Debido a este retraso y para evitar cortes de energía, el MINEM autorizó alquilar generación diésel de emergencia hasta por 16 megavatios en Paita, pese a que incrementa el precio de la energía. “Un sistema de planificación por más bueno que sea no resiste retrasos de esta magnitud. El sobrecosto de esto lo asume todo el país”, advierte Butrón.

“Ahora estamos a tiempo. Pero si el norte y el sur no tienen la capacidad de transportar la energía de manera confiable y no se construyen más centrales de generación de energía, vamos a tener problemas de suministro de energía en bloque. Esto lo deben tomar en cuenta las autoridades. Se está avisando con el tiempo suficiente, pero todavía no hay una solución encaminada”, afirma Butrón.

Riesgos técnicos

Los expertos coinciden en que existen recursos, conocimientos, proyectos identificados y planes realizados, pero la concreción de los mismos pone en peligro el suministro de electricidad. Si bien es cierto, las restricciones por la crisis sanitaria de la COVID-19 han aumentado las dificultades para cumplir con la secuencia de etapas y plazos correspondiente de los proyectos durante los dos últimos años, este no es el único factor.

De acuerdo al informe del Grupo de Trabajo Especializado en Transmisión Eléctrica del CRSE, de todos los proyectos vinculantes identificados en los Planes de Transmisión a diciembre del 2019, solo el 33% estaban operativos (puestos en servicio); el 13%, en ejecución; y el 13%, por ser licitados. El 41% restante correspondía a proyectos que presentaban problemas en su ejecución o habían sido retirados.

David Arias, director de Estudios y Promoción Eléctrica del MINEM y uno de los autores del citado informe, indica que una de las limitaciones en el desarrollo del Plan de Transmisión son los refuerzos. A diferencia de los proyectos nuevos, los refuerzos son instalaciones realizadas sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio.

“Esto es un poco más complejo porque se realizan sobre una instalación ya existente, y ya no dependen de una licitación, sino de un concesionario que es el que ejerce la operación y el mantenimiento del contrato”, explica Arias.

El tema se puede complicar aún más por los montos de los proyectos de refuerzo, pues si exceden los límites establecidos deben ser clasificados como nuevos y licitarse. Y si hay más de un concesionario en una misma instalación, el problema es quién se responsabiliza.

Otras veces, el concesionario no ejerce su derecho de preferencia por el presupuesto que demandan las obras y se debe licitar como un proyecto nuevo o retirarse del plan, lo cual ocasiona aún más retrasos. A julio del 2020 existían 18 refuerzos previstos sobre los cuales no se había ejercido derechos de preferencia y que estaban pendientes de una licitación.

Riesgos burocráticos

Para Arias, también se suma otro problema: “los procesos de licitación de los proyectos que se realizan a través de ProInversión toman más tiempo que años atrás. Las diversas modificaciones a la Ley de APP (Asociaciones Público Privadas) han aumentado la complejidad para elaborar los informes”. Antes se adjudicaban entre tres o cuatro proyectos al año; ahora, difícilmente, llegamos a esa cifra, refiere Novoa.

Daniel Cámac, vicepresidente comercial de Engie Perú, dice que las demoras en la ejecución de los proyectos de transmisión dificultan que la generación más económica pueda llegar al consumidor. “Los planes de transmisión deberían pasar directamente a ProInversión y ser implementados, y no hacer todo un tour por Osinergmin y el MINEM para ser aprobados.

Eso va a ayudar mucho para que esté disponible la infraestructura que permita más generación [para] el mercado”, dijo durante el evento Perú Energía Norte Digital 2021, que reúne a altos ejecutivos del sector Electricidad e Hidrocarburos.

Rodrigo Moncada, gerente general de Conelsur, también presente en el evento, coincidió en que los proyectos de transmisión deben ser licitados en los plazos adecuados. “Si no desarrollamos un proyecto a tiempo, si nos atrasamos en licitarlos, vamos a llegar tarde al 2026”, advierte Moncada.

“Ese año habrá un aumento de [la demanda de] energía en la zona norte y, si no estamos preparados, podría significar un perjuicio para todo el SEIN”, comentó el ejecutivo.

El reto está allí. Hay que afrontarlo y superarlo.