El sistema energético peruano es excesivamente dependiente del petroleo y del gas natural. El Perú no es un país productor de petróleo y su producción se ha reducido estrepitosamente en las últimas décadas. Asimismo, aunque en la actualidad, el Perú satisface sus necesidades energéticas de gas natural e incluso se permite exportar significativos volúmenes de gas natural licuado, GNL, lamentablemente, no se han encontrado nuevas reservas que permitan garantizar el suministro energético local de gas natural a largo plazo. Para reducir el nivel de vulnerabilidad del sistema energético peruano es imperativo iniciar un proceso de electrificación del sector transporte en las ciudades y entre ciudades; en el transporte público y privado, y en el transporte de personas y mercancías. Asimismo, se deberá implementar un proceso de sustitución del uso de hidrocarburos en el sector doméstico e industrial, especialmente en el calentamiento de agua caliente sanitaria y en la cocción de alimentos. Finalmente, en el sector eléctrico, el riesgo de no disponer de suficientes reservas de gas para garantizar la producción de energía eléctrica en los ciclos combinados y el impacto del cambio climático en la reducción de la masa glaciar, y por tanto, en la disponibilidad de significativos volúmenes de agua para el adecuado funcionamiento de las centrales hidroeléctricas obliga a elaborar e implementar un Plan de Energías Renovables No Convencionales que permita sustituir a las centrales de ciclo combinado y disponer de una reserva de potencia necesaria ante una eventual pérdida de recurso hidráulico, debido al impacto en los glaciares del efecto invernadero.

Disminución de Reservas de Gas y Petróleo

La vulnerabilidad energética del gas natural y petróleo pone en riesgo las principales actividades económicas del país. En el caso del petróleo, la incapacidad de garantizar el suministro de derivados de petróleo podría afectar seriamente al transporte de personas y mercancías, en las ciudades y entre ciudades. Por otro lado, actividades económicas como la minería, la agroindustria y el turismo también se verían seriamente afectadas. En relación al gas natural, la inexistencia de nuevos descubrimientos, que permitan incrementar las reservas probadas y probables, implica la imposibilidad de garantizar la masificación del uso del gas natural en los sectores domésticos e industriales en las grandes ciudades así como la necesidad de iniciar un proceso planificado y escalonado de sustitución de las centrales térmicas de ciclo combinado.

En septiembre del 2016, la Dirección de Hidrocarburos del MINEM publicó el informe “Anuario Estadístico de Hidrocarburos 2015”, en el que se presenta la evolución de las reservas de petróleo y gas natural en el Perú al 31 de diciembre del año 2015. En el mencionado informe se presenta la evolución de reservas probadas, probables y posibles del petróleo y gas natural entre el año 2006 y 2015, en miles de barriles, MBs, y en millones de pies cúbicos diarios, MMPC, respectivamente, figura 1. La situación en el caso de las reservas de petróleo es realmente dramática, las reservas probadas apenas alcanzan los 473 millones de barriles. Los valores más optimistas en reservas se alcanzaron en el año 2013, con 741 millones de reservas probadas. Actualmente, en el Perú se consumen 85 millones de barriles de petróleo al año, equivalente a 233 mil barriles diarios, es decir, si el Perú cubriese su demanda de petróleo con producción nacional se tendría reservas apenas para poco menos de 6 años. La realidad es aún más trágica, el Perú es un importador neto de petróleo, con una constante y paulatina reducción de la producción nacional de crudo y enfrenta una angustiosa falta de descubrimientos de nuevos yacimientos de petróleo. En el futuro, ante un escenario de agotamiento de los reservas mundiales de petróleo y una sustancial reducción de la producción mundial de crudos, el Perú afrontará el riesgo de colapso social por la incapacidad de garantizar el suministro de petróleo y sus derivados. Finalmente, es importante indicar que los últimos descubrimientos de petróleo en el Perú demuestran que los volúmenes descubiertos son realmente insignificantes y es necesario evaluar si el impacto medioambiental y social de las explotaciones petroleras es superior a las ventajas de extraer petróleo de un territorio con una gran diversidad biológica como la selva peruana.

Figura 1: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural en el Perú entre 2006 y 2016, MINEM.

Por otro lado, las reservas probadas de gas natural presentan 4 años de reducción continua y apenas supera los 14 TCF, figura 1. Es importante indicar que según las predicciones del MINEM, la producción de gas natural de Camisea deberá pasar de 1400 MMPC, en el año 2015, a unos 2500 MMPC en el año 2025, equivalente a pasar de un consumo anual de 0,5 TCF a casi 1 TCF en el año 2025. Si no se encuentran reservas significativas de gas natural, al ritmo de consumo de gas natural propuesto en el año 2025 se habrán consumido unos 8 TCF de los 14 TCF existentes. Así, hacia el año 2032, el Perú se podría transformar en un importador neto de gas natural. Asimismo, las empresas del sector de exploración y explotación del gas natural indican que cada vez es más caro descubrir y certificar significativos volúmenes de gas natural. A finales de octubre del presente año, Pluspetrol informó que en los últimos años realizó una inversión de 600 millones de dólares para añadir apenas 1 TCF y que prefiere realizar inversiones en las estructuras profundas del yacimiento de Camisea, que explorar en zonas adyacentes. Al parecer, el gas natural barato del Perú se acabará tarde o temprano, lo que obligará a sincerar los reducidos precios de la electricidad que ofertan las centrales de ciclo combinado. Además, los elevados precios del gas natural de futuras exploraciones y explotaciones pone en riesgo el gaseoducto del sur del Perú y la masificación del gas natural para usos domésticos en las grandes ciudades.

Lineamientos Generales de un Plan de Energías Renovables No Convencionales

La vulnerabilidad e insostenibilidad del sistema energético peruano exige la elaboración e implementación de un Plan Nacional de Energías Renovables que permita satisfacer la demanda eléctrica de un sistema de transporte electrificado de personas y mercancías, en las ciudades y entre ciudades; sustituir la generación eléctrica de las centrales de ciclo combinado; y sustituir el consumo de hidrocarburos en los sistemas de cocción y de calentamiento de agua en el sector doméstico. En los siguientes párrafos se proponen unos lineamientos generales del Plan de Energías Renovables basado en el uso de tecnologías no convencionales.

El horizonte de implementación del Plan de Energías No Convencionales deberá adaptarse a la reducción de la producción y reservas de gas natural, así como a la planificación y construcción de las estructuras necesarias para transformación del sistema de transporte de mercancías y personas actualmente existente así como de la integración de cocinas de inducción y sistemas de calentamiento solares con apoyo eléctrico. El Plan de Energías Renovables deberá presentar resultados medibles y contrastables hacia el año 2019, con un horizonte de implementación de 10 años. Al año 2015, existe una reserva de potencia instalada de 54% en relación a la máxima demanda anual. Según datos del COES, se deduce que en el Perú hay un exceso de 5190 MW de potencia instalada, en el momento de máxima demanda nacional. Este exceso de potencia instalada se justifica por la posibilidad de severas sequías y, por tanto, garantizar el suministro de energía eléctrica ante la posibilidad de incapacidad de las centrales hidroeléctricas de inyectar energía eléctrica al SEIN. Es curioso, que esta justificación no incorpora en su análisis la posibilidad de interconexión con el Ecuador y la gestión inteligente de la demanda, sólo se analiza el problema de la reserva rodante desde la perspectiva de incrementar la potencia instalada. En caso de inexistencia de eventos extremos, esa potencia instalada se convierte en potencia ociosa que el usuario del sistema eléctrico deberá ver reflejado en la factura eléctrica.

Una adecuada interconexión con el Ecuador y la integración de mecanismos de gestión inteligente de la demanda en los sistemas de distribución permitiría reducir el volumen de capacidad ociosa del sistema y abordar con seguridad la aparición de eventos naturales extremos. Por otro lado, la optimización de los sistemas de transmisión y distribución eléctrica permitiría reducir significativamente las pérdidas en el sistema eléctrico. Actualmente, según información del COES, las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución superan los 4500 GWh/año. Por tanto, existe una excepcional motivación en el sector de transmisión y distribución para modernizar, actualizar y optimizar sus infraestructuras.

Figura 2: Evolución de la potencia instalada en el sistema eléctrico peruano entre el año 2013 y 2031, MINEM.

En un hipotético escenario de sustitución total de la generación térmica de ciclo combinado y de la necesidad de cubrir al menos un 50% de la producción de energía eléctrica de origen hídrico, debido a los efectos del cambio climático, hacia el año 2030, la implementación del Plan de Energías Renovables implicará la integración en el SEIN de una energía equivalente 32000 GWh en un horizonte no superior a diez años. Para cumplir con los objetivos antes propuestos, cada 2 años se deberá subastar una energía de origen renovable no convencional equivalente a 3200 GWh, desde 2019 hasta 2029. Así, el Perú deberá desarrollar un modelo de subasta de energías renovables más complejo que el actualmente existente, puesto que deberá estar integrado en un Plan de Energías Renovables y en un Plan de Ahorro y Eficiencia Energética dentro de una Estrategia Nacional de Adaptación al Cambio Climático, según el Ministerio de Ambiente, el Perú es el tercer país más vulnerable al cambio climático. La complejidad del nuevo de modelo de subasta de energía renovable se justifica por la necesidad de integrar en el SEIN un mix de sistemas de generación renovables gestionables – centrales de biomasa, solares termoeléctricas, geotérmicas y minicentrales hidroeléctricas –, poco gestionables – solar fotovoltaica – y con un alto nivel de incertidumbre como los parques eólicos.

El Plan de Energías Renovables deberá proponer un porcentaje para cada tipo de tecnología renovable y un cronograma de integración de las tecnologías renovables en función de la evolución de los costes de generación eléctrica. Actualmente, las subastas renovables en el Perú han demostrado que las tecnologías renovables más competitivas son los parques eólicos, las instalaciones fotovoltaicas y las centrales hidroeléctricas menores de 20 MW. Estas tres tecnologías presentan valores de venta de energía inferiores a 50$/MWh, por lo que podrían competir entre ellas por un cupo predeterminado de energía, en un periodo inicial de integración renovable. Por otro lado, las centrales de biomasa, geotérmicas y solar termoeléctrica, hoy por hoy, presentan ofertas de venta de energía superiores a 60$/MWh, por tanto, se deberá proponer un esquema diferenciado de promoción renovable que podría incluir un pago adicional por su capacidad de garantizar potencia firme en las horas punta del sistema eléctrico. Al final del periodo de implementación del Plan de Energías Renovables, las tecnologías renovables gestionables deberán tener preferencia en el proceso de subasta de energía.

Complejización del Proceso de Subastas Renovables

La implementación del Plan de Energías Renovables, descrito en el párrafo anterior, se deberá realizar en un proceso de subasta renovable más complejo que el actualmente existente. El nuevo modelo de subasta renovable deberá integrar los siguientes aspectos:

• Concentración de proyectos renovables en las zonas más adecuadas del sistema eléctrico nacional, en coordinación con estudios del COES. Por tanto, se deberán definir zonas preferenciales de integración renovable.

• Implementación de mecanismos de promoción diferenciada para las tecnologías renovables más económicamente competitivas en la actualidad y para las tecnologías renovables gestionables, que aún presentan costes de generación menos competitivos – solar termoeléctrica, geotérmica y biomasa.

• Posibilidad de presentar paquetes o clusters de tecnologías renovables, que agrupen tecnologías renovables gestionables y no gestionables, y que permitan apantallar los precios de las tecnologías renovables más caras por su combinación con tecnologías renovables más baratas. En este sentido, sería muy adecuado definir, para los clusters renovables, un porcentaje máximo de tecnologías no gestionables y un porcentaje mínimo de tecnologías gestionables, o un porcentaje de acumulación eléctrica – baterías eléctricas, celdas de hidrógeno, volantes de inercia o centrales hidroeléctricas reversibles.

• Incentivar la participación de ElectroPerú en los procesos de subasta de energía renovable y en la licitación y contratación de proyectos renovables gestionables, que permitan introducir nuevas tecnologías renovables en el país – solar termoeléctrica y geotérmica.

• Bonificar los proyectos renovables que garanticen el uso de componente nacional en el proceso de construcción de las centrales, que permita la generación de un tejido industrial nacional.

• Flexibilizar la adjudicación de proyectos renovables a aquellas ofertas que se ajusten a los valores mínimos casados en la subasta renovable, una vez concluido el proceso de adjudicación.

• Evaluar la posibilidad de establecer como precio mínimo de partida en la siguiente subasta el precio mínimo casado en la subasta anterior, lo que permitiría la reducción de los precios de la energía ofertada, subasta a subasta.