El 31 de marzo del 2017, en Lima, se realizó el Foro de debate “GSP y Nuestra Política Energética”. En el mencionado evento participaron representantes de empresas del sector del gas natural y del sector eléctrico como Engie Energia Perú, Gas Energy Latin America y COES-SINAC, así como ex Ministros y Vice-Ministros de Energía, con especial participación en la concepción del proyecto del GSP. Una curiosa coincidencia en el discurso de los participantes fue posicionar la idea del gravísimo impacto que tendría, en el coste de generación eléctrica y en la tarifa eléctrica, ya no la paralización de la construcción sino el simple retraso en la ejecución del GSP. Se pretende posicionar, en la opinión pública, el erróneo planteamiento que no existe ninguna otra solución técnica que permita evitar el funcionamiento de las centrales diesel del Nodo Energético del Sur, y por tanto, exigen que el Estado peruano asuma el injustificado gasto de 7 mil 348 millones de dólares en la construcción, operación y mantenimiento del GSP, cuyo principal objetivo es suministrar gas natural al Nodo Energético del Sur. El GSP suministrará gas de Camisea para su combustión en el Nodo Energético del Sur con una eficiencia del 50%. El gas natural no será industrializado, y por tanto, no se obtendrá un valor añadido en la industria petroquímica. Tampoco será masificado su uso en la grandes ciudades del sur peruano, Cusco y Arequipa, simplemente será quemado en unas supuestamente «eficientes» centrales térmicas con 50% de eficiencia. Un negocio privado subvencionado a través de la tarifa eléctrica por el Estado peruano. Simplemente, descaradamente ingenioso y sin un horizonte de beneficios reales para el usuario eléctrico.

Crónica de un Chantaje Fósil Anunciado

En noviembre del año 2013, ProInversión adjudicó la buena pro del Nodo Energético del Sur que consiste en la construcción de dos centrales térmicas a Diesel B5 de ciclo simple 500 MW +/- hasta 20% de capacidad cada una, con una eficiencia del 34%. Adicionalmente, se espera se instale una potencia instalada total de 2000 MW, cuando las centrales de ciclo simple se conviertan en centrales de ciclo combinado, con una eficiencia máxima del 50%. La central térmica de ciclo simple a Diesel B5, construida en Mollendo y adjudicada a la empresa Samay I, tiene una potencia instalada de 720 MW – aunque por contrato sólo debió construir 600 MW – y recibirá una retribución de 6 mil 899 $/MW-mes durante 20 años. La inversión aproximada de la central de Mollendo fue de 390 millones de dólares e inició su operación comercial en mayo del 2016. La segunda central térmica de ciclo simple a Diesel B5, construida en Ilo y adjudicada a la empresa Enersur, tiene una potencia instalada de 735 MW – aunque por contrato sólo debió construir 600 MW – y recibirá una retribución de 5 mil 750 $/MW-mes durante 20 años. La inversión aproximada de la central de Ilo fue de 432 millones de dólares e inició su operación comercial en octubre del 2016. En resumen, la potencia total instalada del Nodo Energético del Sur es de 1455 MW y una inversión total de 822 millones de dólares.

El esquema inicial de funcionamiento del Nodo Energético del Sur es a Diesel B5 hasta que la construcción del GSP garantice el suministro de gas natural a las turbinas y puedan quemar ese preciado recurso, además, se iniciaría el proceso de reconversión a ciclo combinado que implicaría un aumento de la potencia instalada hasta 2000 MW. El Estado peruano pagará por la construcción, operación y mantenimiento un monto en dólares por MW/mes, funcionen o no funcionen estas centrales térmicas en los 20 años de contrato. Es decir, las centrales a diesel del Nodo Energético del Sur cobran por simplemente existir, puesto que actualmente existe un exceso de potencia instalada eléctrica que debería cubrir la demanda eléctrica nacional. En realidad, el Nodo Energético del Sur se ha convertido en la única demanda de gas natural del GSP. Sin esas centrales térmicas, el gasoducto simplemente no existiría ni como proyecto de ciencia ficción. Cada año, el Estado peruano deberá pagar 49 millones 672 mil dólares por la central diesel de Mollendo y 41 millones 400 mil dólares por la central diesel de Ilo. En total, las centrales a diesel sin funcionar implicarán al Estado un coste anual de 91 millones 72 mil dólares. Algo más de 1820 millones de dólares en 20 años.

Adicionalmente, cada central térmica a diesel cobrará un término por energía en función de su participación en el SEIN. Cualquier empresa eléctrica puede perfectamente gestionar sus centrales eléctricas y permitir el ingreso de una central térmica a diesel, en los periodos de máxima demanda, y garantizar el aumento de sus ganancias por el término de energía. Evidentemente, las organizaciones de usuarios podrán solicitar una auditoría independiente que determine el abuso de posición dominante de cualquier empresa eléctrica y, por tanto, desenmascarar cualquier tipo de artimaña dirigida a garantizar el funcionamiento de una central diesel, que encarecería premeditadamente el coste de generación eléctrica y la tarifa final. Es importante recordar que el coste de generación de las centrales térmicas a diesel depende de los precios internacionales del combustible fósil. Actualmente el precio del coste de generación eléctrica en una central térmica diesel puede ser al menos 4 o 5 veces más cara que cualquier central térmica de gas natural.

El chantaje diesel del Nodo Energético del Sur se basa en asustar e intimidar a los usuarios eléctricos con el latente peligro de paralizar la construcción del GSP y por el subsecuente grave impacto esperable en el incremento de la tarifa eléctrica. Además, si no se garantiza el suministro de gas, el Estado peruano ya firmó un contrato que le obliga a pagar la inversión realizada en las centrales diesel, funcione o no funcione el Nodo Energético del Sur, ni más ni menos que 1800 millones de dólares en 20 años. Un Estado que garantiza los negocios a empresas privadas aún si las centrales a diesel participen o no en el sistema eléctrico. Una estafa al indefenso usuario eléctrico que al final de cuentas paga la nula visión estratégica de un Estado desubicado y sin perspectiva energética a largo plazo.

A la potencia instalada del Nodo Energético del Sur es necesario sumar la potencia de la Central de Reserva Fría de Ilo. La Reserva Fría a Diesel B5 de Ilo tiene una potencia instalada de 564 MW y recibirá una retribución de 7 mil 190 $/MW-mes durante 20 años. La inversión aproximada de la Reserva Fría de Ilo fue de 220 millones de dólares e inició su operación comercial en junio del 2013. En 20 años, el Estado peruano pagará por la construcción, operación y mantenimiento de la central de reserva fría más de 970 millones de dólares.

En resumen, en el sector energético, el Estado peruano actúa según la política de hechos consumados, hay que aceptar sus errores y desaciertos sin más. El Perú, además de la concentración térmica en Chilca, ahora dispone de la concentración térmica del Nodo Energético del Sur y la Reserva Fría de Ilo. En total, 2019 MW de potencia térmica instalada a diesel, con una inversión de 1040 millones de dólares y un contrato con el Estado peruano que le obliga a desembolsar 2790 millones de dólares en 20 años. Además, si a esta cifra se le suma los 7348 millones de dólares por el contrato de construcción, operación y mantenimiento del GSP, el Estado peruano se gastará  más de 10 mil millones de dólares, de dinero de los usuarios, para garantizar el funcionamiento de algo más de 2000 MW térmicos, en manos de empresas privadas, introduciendo un innecesario riesgo en los precios futuros de la energía eléctrica. Simplemente, un Estado que hace el ridículo energético universal.

El Sustento Técnico del Chantaje Diesel

En el Foro “GSP y Nuestra Política Energética”, se observó una curiosa coincidencia en casi todos los ponentes. Varios ponentes presentaron imágenes que certificaban el incremento de la participación de las centrales térmicas a diesel a partir del año 2019, en el caso de Engie Energía Perú, y a partir del año 2021, en el caso del COES, figura 1. Asimismo, se cuantificó el impacto económico del retraso en la construcción del GSP. Así, un retraso de 4 años en la construcción del GSP implicaría un coste económico en el precio de la electricidad equivalente a 9271 millones de dólares, figura 2. El mensaje del sector gasífero a los usuarios eléctricos es muy claro: o el Estado peruano financia la construcción del GSP, con dinero de los usuarios, valorada en 7 mil 348 millones de dólares ó habrá un sobre coste en el precio de la electricidad en el Perú, que deberán asumir los indefensos clientes eléctricos. Se observa, claramente, el escenario que se pretende posicionar en el Perú, y por supuesto, no existe ninguna otra solución técnica diferente a la construcción del GSP.

Figura 1: Participación de las centrales térmicas a diesel en el mercado eléctrico según Engie Energia Perú y el COES.

Figura 2: Impacto económico en los precios eléctricos por el retraso en la construcción del GSP, Luis Espinoza.

10 Mil Millones en Propuestas Alternativas

La idea que se pretende posicionar en el sector energético peruano es muy clara: sólo la construcción del GSP salvará al Perú de un inevitable incremento del coste de generación eléctrica. Es importante destacar que la construcción del GSP garantiza a la empresa, que ejecute mencionado proyecto, un ingreso económico de 7 mil 348 millones de dólares. Exactamente, el mismo esquema implementado en la construcción, operación y mantenimiento del Nodo Energético del Sur. El Estado garantiza la rentabilidad de un negocio privado trasladando todo el riesgo a los usuarios. Construido el GSP, el tubo de suministro de gas puede o no puede funcionar. No importa, el Estado igual deberá pagar por la construcción del GSP.

Algunas propuestas que permitirían reasignar la inversión 7 mil 348 millones de dólares que pretende realizar el Estado peruano en el sector eléctrico, con el objetivo de sustituir la generación esperada del Nodo Energético del Sur.

• Minimizar las pérdidas de energía en los sistemas de transmisión y distribución. Actualmente, las pérdidas eléctricas en el SEIN superan el 10%, es decir, aproximadamente 4500 GWh al año. La inversión estatal que pretende realizar el Estado en el GSP podría reasignarse a la modernización de los sistemas de distribución, que además generaría una importante reactivación de las economías locales de las grandes ciudades del país. Los sistemas de distribución deben reconvertirse en smart grids, que permitiría implementar estrategias de gestión inteligente y maximizar la integración de energías renovables.

• Implementar un plan de eficiencia energética en el sector eléctrico, especialmente, en el sur del Perú, que permita reducir sustancialmente el consumo eléctrico en los sectores domésticos, comerciales e industriales.

• Programar la subasta de energías renovables que permita integrar hasta el año 2020 no menos de 12000 GWh, priorizando las zonas del norte y sur del Perú. Los precios de los sistemas renovables son actualmente muy competitivos y deberían minimizar e incluso desplazar totalmente la entrada en funcionamiento de las centrales térmicas a diesel del Nodo Energético del Sur. Las instalaciones renovables a subastar en el sur del Perú deberían ser una combinación óptima de sistemas renovables gestionables y no gestionables.

• Elaborar e implementar un programa nacional de repotenciación de las centrales hidroeléctricas existentes.

• Implementar un plan nacional de sustitución de combustibles fósiles en el sector doméstico. El Estado peruano debe iniciar un proceso de electrificación de los sistemas de cocción y calentamiento de agua, que permita desplazar el uso de combustibles fósiles en la demanda residencial y comercial. La electrificación de los usos domésticos haría innecesaria la masificación del gas en el sector doméstico.

• Realizar la interconexión del SEIN con el sistema eléctrico ecuatoriano, que permitiría disponer de 1000 MW de potencia eléctrica, especialmente en periodos de estiaje en el Perú. Ecuador y Perú tienen regímenes hidrológicos complementarios, por tanto, la integración de los sistemas eléctricos del Perú y Ecuador permitiría optimizar la gestión técnica y económica de ambos sistemas eléctricos.