VOLUNTARISMO ESTATAL Y COLAPSO DEL ENLACE CENTRO-SUR

El desquiciado voluntarismo intervencionista estatal ha trastornado el normal comportamiento del sistema eléctrico peruano en los últimos años. Para muestra un botón: en noviembre del año 2018, el coste marginal promedio mensual de la energía eléctrica en barras del SEIN fue de 7,87 $/MWh, sencillamente inaceptable para cualquier mercado eléctrico normal. El intervencionismo estatal no se asocia a la defensa de los intereses de las naciones y pueblos del Perú si no más bien se aboca a la generación de un capitalismo de amigotes o a la construcción de una hegemonía concentrada de poder empresarial en diferentes sectores estratégicos. En el caso del sector eléctrico peruano, el Estado peruano promocionó la construcción de reservas de emergencia, reservas frías y del Nodo Energético del Sur, NES, con una potencia instalada de 210 MW, 1036 MW y 1335 MW, respectivamente. 1581 MW de potencia instalada térmica trasladados al consumidor con cargos especiales a la demanda en la tarifa. Negocios redondos que garantizan un ingreso fijo por potencia a las empresas propietarias de las centrales térmicas de gas/diesel de emergencia, reserva fría o del NES. En este sentido, el voluntarismo estatal ha promovido la aparición de un exceso de potencia instalada eficiente, desde el punto de vista de operación del sistema eléctrico, pero absolutamente ineficiente desde el punto de vista de operación económica. La generación eléctrica en centrales térmicas diesel simplemente sería extraordinariamente oneroso para los usuarios finales y para la competitividad económica del Perú. Una reserva diesel de potencia instalada físicamente existente pero operativamente inadmisible, y por tanto, inutilizable a efectos prácticos para el SEIN. Por tanto, se debería considerar seriamente la necesidad de reemplazar la función de las centrales térmicas diesel por tecnologías renovables más económicas como las centrales solares termoeléctricas, con una capacidad operativa comparable a los sistemas térmicos convencionales. La existencia de centrales térmicas a diesel en el SEIN, con cargo a la tarifa, que no deberán funcionar nunca, ni en los eventos más inesperados, es el coste económico que deberá pagar el usuario eléctrico por el incompetente y desquiciado voluntarismo estatal en construir un capitalismo de amigotes. El estrepitoso fracaso del intervencionismo estatal reflejado en la construcción del NES y su pernicioso impacto en el funcionamiento del sector eléctrico peruano no detiene a los voluntariosos funcionarios del MINEM, que no cesan en su obsesión de relanzar el Gasoducto Sur Peruano, en un nuevo formato. Sin embargo, el objetivo final es el mismo: garantizar la participación del Estado en la construcción de un ducto que suministre gas natural a las desahuciadas centrales térmicas diesel del NES. ¿Por qué el Estado peruano muestra tanta preocupación e invierte tanto tiempo y recursos en un negocio estrictamente privado?, Quizás subsidiar los negocios privados de las empresas mineras con inversiones estatales.

GSP y Proyectos Mineros

Según información del COES, en un escenario conservador de puesta en marcha de proyectos mineros, la demanda de potencia eléctrica se incrementaría en un total de 420 MW, correspondiente a los proyectos mineros de Quellaveco, 170 MW; Las Bambas, 71 MW; las ampliaciones de Cerro Verde y Toquepala, con 24 MW y 155 MW, respectivamente. En la figura 1 se muestra que la entrada de producción de las distintas fases de los proyectos anteriormente mencionados incrementaría en 420 MW la potencia eléctrica necesaria suministrar a la zona sur del Perú entre los años 2019 y 2024, en un escenario conservador de evolución de la demanda eléctrica en proyectos eléctricos. En el Boletín Mensual del COES de noviembre del año 2018 se indica que la potencia máxima transmitida osciló, en la interconexión Centro-Sur, entre los 1057 y 1325 MW, de la semana 27 a 48 del presente año, figura 2. En este sentido, el ingreso de las diferentes fases de los proyectos mineros, en un escenario conservador, implicaría que la potencia máxima transmitida en el enlace Centro-Sur podría oscilar entre los 1477 y 1745 MW hacia el año 2024, considerando que el Estado peruano desiste en continuar promoviendo la construcción del Gasoducto Sur Peruano, GSP, y no se entromete en financiar negocios energéticos estrictamente privados, con dinero de los contribuyentes. Si es así, el Nodo Energético del Sur, NES, no dispondrá de gas natural barato, financiado por el Estado peruano, y en ese caso, podría suministrar energía eléctrica quemando diesel a más de 200 $/MWh, afectando seriamente la competitividad de las empresas mineras.
Figura 1: Evolución del incremento de la demanda de potencia eléctrica en el área sur del Perú entre 2019 y 2028, COES.
Figura 2: Evolución de la demanda de potencia máxima eléctrica transmitida en el enlace Centro-Sur, en el año 2018, COES.
Asimismo, según el COES, la interconexión Centro-Sur dispone de una capacidad máxima de transmisión de 1650 MW, figura 3. Así, en un escenario conservador de crecimiento de proyectos mineros, el aumento de la demanda eléctrica en 420 MW, en el sur del Perú, puede afectar seriamente a la estabilidad del SEIN. La solución más idónea al problema generado por un Estado entrometido es la construcción de sistemas renovables gestionables en el sur del Perú.
Figura 3: Volúmenes de transmisión eléctrica en el SEIN y capacidad máxima de transmisión de la interconexión Centro-Sur, COES.
El voluntarioso, e incompetente, intervencionismo del Estado peruano ha generado en el centro del Perú una concentración de generación eléctrica de 7600 MW, con un excedente en potencia instalada de 2500 MW, casi 4 veces el volumen de potencia actualmente exportado al sur. Tal como se indicó anteriormente, el enlace Centro-Sur podría colapsar con el ingreso de algunos proyectos mineros en el año 2024. El exceso de potencia instalada existente en el centro del país implica la paralización de nuevas propuestas de generación, principalmente de tecnologías renovables. Para superar la parálisis del sector eléctrico es necesario proceder a serios cambios normativos que permitan la maximización de la integración de energías renovables tanto en el lado de generación como en el lado distribución. En un nuevo esquema de mercado eléctrico de servicios complementarios, el rol de las centrales térmicas a gas natural sería de regulación secundaria y terciaria. En este sentido, la retribución por la disposición de una capacidad de reserva firme y por el uso efectivo de esa reserva en la regulación, ante la variabilidad de la producción de los sistemas renovables, debería sustentarse un modelo de negocio que garantice la rentabilidad de las inversiones en las centrales térmicas de gas natural y la ampliación de su vida útil.

La Urgencia de la V Subasta RER

El esperado aumento de la demanda de potencia eléctrica en los futuros proyectos mineros del sur del Perú podría provocar el colapso del enlace Centro-Sur hacia el año 2024, considerando la imposibilidad de la entrada en funcionamiento del NES diesel por sus imprevisibles repercusiones económicas en las actividades mineras del sur. Por otro lado, la incertidumbre política y la inviabilidad técnica y económica del GSP, que garantice el suministro de gas natural a las centrales térmicas del NES obliga a plantear una urgente V subasta de energías renovables, localizada en el sur, y que se adapte escalonadamente a las diferentes fases de los proyectos mineros. En paralelo se deberán introducir los cambios normativos necesarios al mercado eléctrico peruano que establezca un nuevo rol de regulación y modelo de negocio para las centrales térmicas a gas natural así como la urgente flexibilización del sistema eléctrico, que garantice la maximización de la integración de energías renovables en el SEIN. En la V subasta renovable se podría establecer un cupo de energía para centrales solares híbridas – solar fotovoltaica, con almacenamiento en baterías, y solar termoeléctrica, con almacenamiento en sales fundidas – y para centrales geotérmicas y biomasa. En los últimos años, las centrales solares fotovoltaicas y termoeléctricas han experimentado una acelerada reducción de costes. IRENA, la Agencia Internacional de Energías Renovables, en su informe “Renewable Power: Climate-Safe Energy Competes on Cost Alone” presenta la evolución de los costes de las tecnologías fotovoltaicas y de concentración solar entre los años 2010 y 2017. Los costes promedios de generación de los sistemas fotovoltaicos se han reducido de 360 $/MWh a 100 $/MWh. En noviembre del año 2017, en la tercera subasta renovable de México, se estableció un precio record de venta de energía solar fotovoltaica con 17,7 $/MWh, rompiendo los precios previamente establecidos en Arabia Saudí y Chile, con 17,9 y 21,5 $/MWh, respectivamente. Asimismo, entre los años 2010 y 2017, los precios promedios de generación de las tecnologías solares de concentración se han reducido desde 330 $/MWh a 220 $/MWh. En octubre del año 2017, en la segunda subasta renovable en Chile, la empresa SolarReserve estableció un precio de 63 $/MWh para una central solar de concentración tipo torre de 260 MW (2 torres de 130 MW) y 14 horas de almacenamiento en sales fundidas. En septiembre del año 2017, la empresa Dubai Electricity and Water Authority, DEWA, de los Emiratos Árabes Unidos declaró ganadores a la empresa saudí ACWA Power y a la empresa china Shanghai Electricity Generation Group para la construcción de un complejo solar termoeléctrico de 700 MW de potencia instalada, conformada por 3 centrales cilindro-parabólicas de 200 MW cada una y una central solar tipo torre de 100 MW de potencia instalada. El complejo solar termoeléctrico dispondrá de un sistema de almacenamiento de 15 horas y una inversión de 4 mil 400 millones de dólares. El coste de generación de la energía según el contrato suscrito con la empresa saudíe y el gigante eléctrico chino fue de 73 $/MWh. El contrato se firmó en abril del año 2018 y en diciembre del año 2018 se modificó el contrato para incorporarle 250 MW adicionales de potencia instalada fotovoltaica. El proyecto del complejo solar termoeléctrico-fotovoltaico entrará en funcionamiento secuencialmente entre los año 2021 y 2022. En agosto del año 2017, la empresa estadounidense SolarReserve obtuvo un contrato de 20 años con el gobierno de Australia del Sur para el suministro de energía eléctrica desde una central solar termoeléctrica del tipo torre de 150 MW de potencia instalada y 8 horas de almacenamiento a un precio de 61 $/MWh. La construcción de la central solar se inició el año 2018 y se espera entre en funcionamiento el año 2020 requerirá una inversión de 750 millones de dólares. En mayo del año 2018, SolarReserve solicitó añadir 70 MW de potencia instalada en paneles fotovoltaicos.
Figura 4: Evolución de los costes de generación de las tecnologías renovables entre los años 2010 y 2017, IRENA.
En octubre del presente año, entró en operación comercial la primera central solar termoeléctrica de concentración china de 50 MW de potencia instalada, con tecnología cilindro-parabólica y almacenamiento en sales fundidas. La central solar termoeléctrica china Delingha recibirá una prima de 170 $/MWh. Según la Agencia Internacional de la Energía, IEA, en el año 2023, China dispondrá de potencia solar termoeléctrica instalada equivalente a 1,6 GW. La entrada de China en el negocio solar termoeléctrico dinamizará la reducción de costes en esta tecnología. Según la Agencia Internacional IRENA, se espera que el coste de generación en promedio de las centrales solares termoeléctricas se reduzca desde 220 $/MWh, en el año 2017, a menos de 90 $/MWh, en el año 2022. Los precios actuales y futuros de las centrales solares termoeléctricas ya se encuentran muy por debajo del precio de generación eléctrica esperado en el Nodo Energético del Sur, NES, con diesel. Se estima que la generación eléctrica en el NES superaría los 200 $/MWh.
Figura 5: Predicción de la evolución de los costes de generación de las centrales fotovoltaicas y termosolares entre 2018 y 2022, IRENA.

Conclusiones

La puesta en marcha de las distintas fases de proyectos mineros en el sur del Perú podría inducir al colapso de la interconexión Centro-Sur. Según datos del COES, la interconexión Centro-Sur tiene una capacidad máxima de transmisión de 1650 MW, en conjunto para las líneas de transmisión de 500 kV y 220 kV. Actualmente, el enlace Centro-Sur presenta potencias máximas transmitidas promedios superiores a 1200 MW. La entrada de 420 MW de potencia asociada al consumo de proyectos mineros entre el año 2019 y 2024 incrementaría las potencias máximas transmitidas en el enlace Centro-Sur a valores superiores a 1600 MW, acercándose peligrosamente a los limites técnicos de capacidad máxima de transmisión de las líneas que exportan energía del centro al sur del Perú. La única solución para evitar la entrada en funcionamiento de las centrales térmicas diesel del NES, considerando la inviabilidad técnica, económica y social de la construcción del GSP en un nuevo formato, es la realización urgente de la V subasta RER, localizada en el sur del Perú y con participación de tecnologías híbridas solares – solar fotovoltaica con almacenamiento y solar termoeléctrica con almacenamiento en sales fundidas –, biomasa y geotérmica. Por otro lado, el Estado peruano deberá trabajar aceleradamente en la elaboración de un nuevo marco regulatorio del mercado eléctrico peruano, que permita la maximización de la integración de energías renovables en el SEIN y la flexibilizacion técnica del sistema eléctrico para adaptarse a la variabilidad de los sistemas de generación poco gestionables como la eólica y fotovoltaica. Las centrales térmicas de gas natural deberán asumir un rol de regulación ante un elevado volumen de penetración de energías renovables en el SEIN, enmarcado en un modelo de negocio que rentabilice su participación en un mercado eléctrico de servicios complementarios.