En el Perú, el sector de generación eléctrica se encuentra en una situación de tensa espera. El Estado peruano es incapaz de aceptar el gravísimo error estratégico cometido, asociado a la construcción del Nodo Energético del Sur, NES, – un elefante blanco de magnitudes faraónicas a pagar por el usuario eléctrico funcione o no –, y se empecina en el rescate del proyecto del GSP, otra obra faraónica fósil para el suministro de gas natural al desahuciado NES diesel. El Estado peruano está dispuesto a subvencionar, con 7300 millones de dólares, el negocio privado de las empresas dueñas del NES. El efecto inmediato de la paralización de la construcción del GSP es el riesgo de funcionamiento del NES con diesel y la distorsión del comportamiento del mercado eléctrico spot, debido a un considerable incremento del precio de generación de energía eléctrica, a unos 200 $/MWh. Por otro lado, la conversión de diesel a gas natural del NES hubiera permitido asumir el esperado crecimiento de la demanda eléctrica nacional. Según datos del COES, el crecimiento promedio de la demanda eléctrica anual, entre el año 2011 y 2016, fue del 6,5%. En este sentido, los aproximadamente 16000 GWh que el NES debería suministrar al SEIN, se han desvanecido conjuntamente con el GSP. La única opción para cubrir el crecimiento de la demanda, en los próximos 4 años, es la integración de sistemas renovables de generación eléctrica – gestionables y no gestionables – a través de la convocatoria de subastas RER con carácter de urgencia. La parálisis del sector eléctrico, debido a un afiebrado e irresponsable optimismo fósil, se puede superar por el contrastado dinamismo renovable, sustentado en una constante disminución de precios de generación y capacidad de adaptarse a las exigencias de operación y gestión del sistema eléctrico.

Lineamientos Generales de las Subastas RER de Urgencia

Para que las energías renovables puedan solucionar el gravísimo problema energético causado por la paralización del GSP y evitar el riesgo de quemar diesel en el NES, es necesario plantear algunos lineamientos generales. En primer lugar, es imperativo realizar algunas modificaciones al Decreto Legislativo 1002/2008, debido a la situación de emergencia del sector de generación eléctrica nacional. Entre los cambios más importantes se sugiere:

• Incrementar a un 30% el porcentaje de participación de las RER en el suministro de energía anual, sin considerar a las centrales hidroeléctricas inferiores a 20 MW. Según el COES, la producción eléctrica anual, a finales del año 2016, fue de 48 mil 326 GWh. Tan sólo 1295 GWh corresponden a las instalaciones eólicas y solares conectadas al SEIN, un 2,18% de la generación eléctrica del año 2016. A los 1295 GWh habría que sumarle los 1300 GWh adjudicados en la 4ta subasta RER. En total, se podría considerar que existen 2600 GWh RER comprometidos. Para suministrar el 30% de la producción eléctrica total anual y garantizar el suministro de energía a la creciente demanda, hasta finales del año 2021, habría que subastar en los próximos dos años al menos unos 16000 GWh en tecnologías RER.

• Permitir la realización de subastas RER en un intervalo de tiempo no inferior a seis meses. Los 16000 GWh a subastar se podrían distribuir en 2 subastas de 8000 GWh. 1 subasta por año, una en el 2018 y otra en el 2019. La mitad de la energía a subastar debería asignarse a tecnologías renovables gestionables – geotérmica, biomasa y solar termoeléctrica – y la otra mitad a tecnologías no gestionables – eólica y solar fotovoltaica. Los detractores de las energías renovables se opondrán, con todas sus fuerzas, falacias y creativos argumentos, a la presente propuesta. Intentarán convencer a las autoridades del MEM y del OSINERGMIN, que es técnicamente imposible integrar tal volumen de energía al SEIN, olvidarán que entre las térmicas y las hidroeléctrica producen 47000 GWh/año. Los sistemas de generación a gas e hidroeléctricos pueden perfectamente, conjuntamente con los sistemas renovables gestionables, participar en la operación del SEIN. Se olvidarán que existen al menos 10000 MW térmicos e hidráulicos para operar y gestionar la integración de renovables al SEIN.

En segundo lugar, se deberán implementar algunas modificaciones al procedimiento de realización de las subastas RER con carácter de urgencia:

• Los 16000 GWh a subastar deberán concentrarse en las regiones del sur del Perú – Ica, Arequipa, Puno, Moquegua y Tacna, puesto que el objetivo principal de la realización de subastas es adjudicar la energía eléctrica que no podrá ni deberá suministrar el NES diesel.

• Adicionalmente, se podrán adjudicar hasta 500 GWh, por subasta RER, en centrales hidroeléctricas, inferiores a 20 MW, preferiblemente, en la zona norte y centro del país.

• Evaluar la posibilidad de presentar bloques renovables de diferentes tecnologías, en un porcentaje determinado de sistemas renovables gestionables y no gestionables.

• Evaluar la posibilidad de ofertar sistemas de acumulación para las tecnologías no gestionables, en un porcentaje determinado de la energía ofertada.

En tercer lugar, se deberán implementar medidas de flexibilización del comportamiento del mercado eléctrico y del SEIN así como la elaboración de un entorno normativo de transformación del modelo energético actual:

• Elaboración de una Ley de Transición Energética y Adaptación al Cambio Climático, que incluya Planes Nacionales y Regionales de Integración de Energías Renovables, Planes de Ahorro y Eficiencia Energética, Planes de Aprovechamiento de Residuos Sólidos, Planes de Electrificación del Transporte Público y Privado, entre otros.

• Elaboración de una Ley de Ordenamiento del Sector Eléctrico que priorice la integración de energías renovables para la sustitución de las centrales de ciclo combinado en el Perú, en un horizonte de 10 a 15 años.

• Integración de innovadores servicios auxiliares y mecanismos de gestión de desvíos en el mercado eléctrico que garanticen la óptima integración técnica y económica de 16000 GWh de energía renovable en los próximos 4 años. Entre los servicios y mecanismos de mercado se proponen: la implementación de mecanismos de compra y venta de energía entre sistemas de generación renovables y convencionales; la realización de subastas de margenes de potencia de reserva rodante secundaria y terciaria; el pago de la energía inyectada en el servicio de reserva rodante; la realización de contratos bilaterales entre empresas distribuidoras y clientes libres con empresas de generación renovables.

• Reforzamiento del sistema de transmisión de 500 kV, diseño del sistema de 750 kV.

• Integración regional con el Ecuador, que permita aprovechar la complementariedad hidráulica existente entre ambos países.

• Asignación de la realización de subastas de centrales hidroeléctricas reversibles a Proinversión para garantizar la integración adicional de energías renovables intermitentes en un horizonte de 10 a 15 años.

• Modernización y adaptación de los sistemas eléctricos de distribución a sistemas inteligentes de distribución, que permitan la máxima integración de energías renovables así como la implementación de sistemas inteligentes de gestión de demanda y de acumulación de energía; y de sistemas de medición, adquisición de información y facturación inteligente.

Coste de las Tecnologías Renovables Gestionables: Geotérmica y Solar Termoeléctrica

El Perú posee excepcionales recursos solares y geotérmicos para la construcción de centrales solares termoeléctricas y centrales geotérmicas. Ambas instalaciones se caracterizan por ser sistemas renovables gestionables, es decir, tienen un comportamiento similar a cualquier central térmica convencional. En el caso del potencial geotérmico, según el “Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú”, publicado por el MINEM, en el año 2012, el potencial total geotérmico del Perú se estimó en 2860 MW. Existe un total de 640 MW clasificados en campos de prioridad relativamente alta, denominados rango A y B, con 340 MW y 300 MW de potencial geotérmico, respectivamente, figura 1. Los campos de rango A podrían tener un desarrollo a corto tiempo sin apoyo gubernamental mientras que los campos de rango B sólo esperan autorización para la exploración. Por tanto, el Perú dispone del recurso geotérmico necesario para instalar 640 MW al año 2022.

La experiencia más cercana y reciente de construcción de una instalación geotérmica se ubica en Antofagasta, al norte de Chile, a 4500 metros sobre el nivel del mar. En marzo del 2017 se inició la operación de la primera central geotérmica en América del Sur. La central Cerro Pabellón tiene una potencia total instalada de 48 MW, con dos turbinas térmicas de 24 MW, y producción anual esperada de 340 GWh, por tanto, un factor de 80%. La inversión realizada, Geotermía del Norte, un sociedad conformada por Enel Green Power Chile y ENAP, propietaria de la instalación, fue de 320 millones de dólares. Es importante indicar que en la última subasta renovable, realizada en agosto del año 2016, se ofertó un precio de 66 $/MWh para las instalaciones de generación geotérmicas.

En enero del año 2012, el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático, IPCC, publicó el informe “Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation”, donde se presentó la relación del coste nivelado de energía, LCOE, en función del factor de planta y la tecnología de generación de vapor así como de los costes de operación y mantenimiento, O&M, y de la tasa de descuento para las centrales geotérmicas, figura 2. Se observa que para factores de planta superiores a 85% y costes de O&M inferiores a 3500 $/kW, el precio de la energía de una instalación geotérmica es inferior a 60 $/MWh, considerando una vida útil de 25-30 años, una característica a considerar en los futuros contratos de las subastas a adjudicar. Es importante indicar que los costes de inversión de las instalaciones geotérmicas de la exploración y perforación de los pozos de producción e inyección de vapor así como del diseño y tipo de sistema de generación de vapor para la producción de electricidad – vapor seco, flash, binario o híbrido.

Según IRENA, International Renewable Energy Agency, entre el año 2007 y 2020, la evolución del LCOE y del coste de inversión por MW instalado, para instalaciones geotérmicas, corresponde a las figuras 3 y 4, respectivamente. El LCOE oscilará entre los 40-60 $/MWh para potencias instaladas de 100 MW a 300 MW, figura 3. Asimismo, la tendencia del coste de inversión por MW instalado, oscilará de 1500 a 4000 $/kW entre el año 2018 y 2020, independientemente del tamaño de la instalación geotérmica. Por tanto, una variable para la reducción de costes de los sistemas geotérmicos es la adjudicación de un significativo volumen de energía. En el caso peruano, se podría subastar hasta 4000 GWh, equivalente a unos 570 MW geotérmicos con un factor de planta no inferior a 80% o 7000 horas equivalentes de funcionamiento al año. La inversión necesaria para la energía y potencia geotérmica propuestos oscilaría entre 855 millones y 2 mil 280 millones de dólares. El Perú captaría inversiones en lugar de regalar absurdamente 7300 millones de dólares.

Finalmente, US Energy Information Adminitration, EIA, en enero del año 2017, publicó el informe denominado “Annual Energy Outlook 2017 Report with Energy Projections to 2050”, que presenta proyecciones de LCOE de los sistemas geotérmicos, a conectarse al sistema eléctrico el año 2022, en los Estados Unidos. Según el mencionado informe, el LCOE de las instalaciones geotérmicas presentará uno de los precios más competitivos renovables, que oscilará entre 40 y 55 $/MWh. Se espera la construcción y conexión de 800 MW en sistemas geotérmicos, figura 5.

En resumen, la información de instalaciones existente y proyectos en ejecución de centrales geotérmicas, permite deducir que el LCOE geotérmico será inferior a 60 $/MWh, en países con similares características al Perú, como por ejemplo Chile. No obstante, es importante indicar que este valor puede variar en función de las características del yacimiento geotérmico y de las características técnicas de la instalación geotérmica y los costes de O&M. Los sistemas geotérmicos son instalaciones renovables gestionables que pueden operar con factores de planta superiores al 80%. El Perú dispone de los recursos geotérmicos para la instalación de 570 MW de potencia geotérmica al año 2022, con precios de generación inferiores a 60 $/MWh. Un coste de energía incomparable con los 150-200 $/MWh que ofrece el impresentable NES, funcionando a diesel.

La segunda tecnología renovable gestionable a analizar son los sistemas de generación solares termoeléctricos, CSP, Concentrating Solar Power, en terminología anglosajona. Existen dos tecnologías comerciales para la producción de grandes volúmenes de energía eléctrica: los sistemas de concentración parabólicos y las torres receptoras con campo de helióstatos. El condicionante técnico y económico más importante para la instalación de sistemas solares termoeléctricos es disponer de una radiación solar directa anual, DNI – Direct Normal Irradiation, en inglés, no inferior a 2000 kWh/m². El sur del Perú cuenta valores de radiación solar directa anual superiores a 3000 kWh, figura 6. Asimismo, el LCOE y la capacidad de almacenamiento en sales fundidas, y por tanto, el factor de planta son parámetros de diseño de las centrales solares termoeléctricas, estrechamente relacionados con el valor de radiación solar directa anual, DNI

En la figura 6, se observa que las centrales CSP alcanzan valores de LCOE cercanos a 65 $/MWh para valores de DNI anuales iguales a 3000 kWh/m². En Chile, en el año 2016, en la última subasta renovable, la empresa americana SolarReserve estableció una oferta record mundial de 63 $/MWh para una central solar termoeléctrica, con 13 horas de almacenamiento en sales fundidas, conformada por una central CSP de tipo torre de 260 MW y una instalación fotovoltaica de 150 MW. La central termosolar tendría capacidad para funcionar 24 horas al día y entregar una energía anual equivalente a 1800 GWh, con un factor de planta cercano al 80% correspondiente a casi 7000 horas equivalentes de funcionamiento anual. Asimismo, con valores de DNI iguales a 2800 kWh/m², triplicando o cuadruplicando el tamaño del campo solar de una central solar termoeléctrica sin almacenamiento, SM3 y SM4, es posible alcanzar valores 7000 y 8000 horas equivalentes de funcionamiento, respectivamente, figura 6. 

Los costes de las tecnologías solares termoeléctricas se están reduciendo drásticamente en los últimos años. Así, en junio del presente año, la Autoridad de Electricidad y Agua de Dubái, DEWA, anunció que la oferta más baja presentada para la subasta de una central solar termoeléctrica de 200 MW fue de 9,5 c$/kWh, con un valor anual de DNI inferior a 2100 kWh, figura 7. La central CSP será del tipo torre receptora, con un sistema de almacenamiento de 12 horas, correspondiente a la primera fase de un mega parque termoeléctrico solar de 1000 MW de potencia a instalar cerca de Dubái, en los Emiratos Árabes Unidos. El precio final ofertado es 43% menor que las ofertas más bajas existentes de centrales termoeléctricas solares en operación o construcción: 169 $/MWh de la central Crescent Dunes de 110 MW, en Estados Unidos, con 10 horas de almacenamiento; y 163 $/MWh de la Central Noor III de 150 MW, en Marruecos, con 7,5 horas de almacenamiento. 

El precio obtenido ha obligado a reajustar las proyecciones de reducción de precios para las instalaciones solares termoeléctricas. Así la iniciativa del Departamento de Energía de los Estados Unidos para la proyección de precios de las tecnologías solares hacia al año 2020, denominada SunShot Initiative, se ha reajustado significativamente. El objetivo de la proyección inicial, para obtener precios de 60 $/MWh en el 2020, se ha reajustado a 30 $/MWh, en el año 2030, figura 7. Asimismo, estiman que los precios entre el año 2017 y 2020, debería reducirse de 70 $/MWh hasta 60 $/MWh para alcanzar el objetivo inicial planteado y disponer de un precio de generación de energía solar termoeléctrica muy competitiva. Además, se espera que el coste de inversión por kW instalado se reduzca a 3500 $/kW al año 2020, siguiendo la tendencia actual existente, figura 8 y 9.

De las figuras anteriores se deduce que se ha iniciado un acelerado proceso de reducción de costes de inversión, $/MW, y costes de generación, $/MWh, para las tecnologías solares termoeléctricas. Se observa que los factores más importantes en la reducción de costes de instalación es la radiación directa solar disponible así como el aumento de la potencia instalada. Asimismo, la reducción de los costes nivelados de la energía solar termoeléctrica generada, LCOE, se asocia a la integración de sistemas de almacenamiento térmico, en sales fundidas, y la hibridación con sistemas fotovoltaicos.

Las regiones del sur del Perú disponen de excepcionales recursos solares. Los valores de la radiación directa solar superan los 3000 kWh/m², superiores incluso a los valores de radiación existentes en zonas geográficas, con proyectos solares termoeléctricos en ejecución y aprobados para su construcción, en Marruecos y en los Emiratos Árabes. En el Perú, la asignación de 4000 GWh para una futura subasta renovables, según la evolución futura esperable de la tecnología y costes económicos, permitiría construir 660 MW en centrales solares termoeléctricas, con sistemas de almacenamiento de 14 horas y un factor de planta de aproximadamente 70% o 6000 horas equivalentes anuales de funcionamiento. El LCOE de las instalaciones solares termoeléctricas en el Perú no debería superar los 60 $/MWh, en el año 2020, y se tendría una inversión esperada que oscilaría entre los 2640 y 3960 millones de dólares, mucho más inteligente que financiar los 7300 millones de dólares que requiere el GSP, sin recibir nada a cambio, sólo seguir encadenados al gas.

Coste de las Tecnologías Renovables No Gestionables: Eólica y Solar Fotovoltaica

Los parques eólicos y las centrales solares fotovoltaicas se consideran sistemas renovables de generación eléctrica no gestionables, es decir, presentan una elevada variabilidad. Actualmente, en el Perú operan 4 parques eólicos, con una potencia total instalada de 232 MW. Asimismo, se encuentran en construcción 3 parques eólicos más, con una potencia total a instalar de 162 MW. A finales del año 2018, el Perú deberá contar con 394 MW de potencia eólica instalada. Por tanto, el país cuenta con una importante experiencia en la instalación de parques eólicos y un talento humano que es necesario preservar y promocionar. Asimismo, los precios de energía eólica en el Perú se han reducido sustancialmente entre el año 2010 y 2016, marcando incluso precios record en el mundo, figura 10. En el año 2016, el precio promedio ofertado en la cuarta subasta RER fue de 38 $/MWh a diferencia de los 80 $/MWh, obtenido en la primera subasta RER en el año 2010.

El Ministerio de Energía y Minas, MINEM, estima que el potencial eólico aprovechable del Perú es de 22000 MW. No obstante, el COES, Comité de Operación Económica del Sistema, en agosto del 2015, presentó el informe denominado “Máxima Capacidad de Generación no Convencional (Eólica y Solar Fotovoltaica) a instalar en el SEIN”, que limita la instalación de potencia eólica y solar a 1656 MW, en el escenario más pesimista, denominado inyección múltiple, tabla 1.

En los últimos años, los precios de generación eólica han continuado con su constante reducción. En Estados Unidos, los precios eólicos han experimentado un porcentaje de reducción del 66% en los últimos 7 años. En el año 2016, el rango de precios eólicos osciló entre 32 y 62 $/MWh, cuando en el año 2009, esos precios oscilaban entre 101 y 169 $/MWh, figura 11. En el mayo del año 2017, en Europa, Alemania y España realizaron subastas renovables, donde se ofertaron precios eólicos extremadamente bajos: 57,1 €/MWh y 43 €/MWh, respectivamente, considerando que los factores de planta alemanes y españoles son inferiores a 2500 horas equivalentes anuales de funcionamiento.. En la última subasta de agosto del 2017, en Alemania, los precios eólicos se desplomaron hasta 42,8 €/MWh. Asimismo, entre enero del año 2016 y enero del año 2017, en Estados Unidos, los contratos PPA eólicos presentaron valores promedios alrededor de los 20 $/MWh, figura 12. Las reducciones de precios eólicos, experimentados en los últimos meses en el mundo, permite deducir que mercados eléctricos tan competitivos, como el americano y el europeo, aún tienen un margen adicional de reducción del precio de la energía eólica, que deberá reflejarse en los mercados renovables emergentes de América del Sur.

En el Perú, según estudios del COES, con la infraestructura eléctrica actual sería posible instalar 1000 MW de potencia eólica adicional hacia el año 2021. Si se consideran factores de planta correspondientes a 4000 horas equivalentes de funcionamiento, en las próximas subastas se podría proponer un volumen de energía igual a 4000 GWh. La inversión esperada debería oscilar entre los 1500 y 2000 millones de dólares y los valores de precio de la energía eólica debería encontrarse en un rango entre 20 y 30 $/MWh. Se obtendría un importante volumen de energía a precios muy competitivos, en un escenario local de falta de descubrimientos de gas natural nacional. Las líneas de transmisión del sistema eléctrico peruano deberán ser reforzados significativamente para que en un futuro no muy lejano, 10-15 años, puedan integrar la suficiente energía renovable para desplazar la producción de las centrales térmicas de ciclo combinado del Nodo Térmico de Chilca, NTCh. No parece muy descabellado, iniciar a planificar un sistema de transmisión de 750 kV o un sistema de transmisión en corriente continua de alta tensión, que permita trasladar grandes bloques de energía de las futuras centrales geotérmicas y termoeléctricas solares del sur o de los nodos eólicos del norte y del sur hacia la ciudad de Lima.

En relación a los sistemas solares fotovoltaicos. Las instalaciones fotovoltaicas han experimentado las mayores reducciones, en costes de instalación y en costes de generación eléctrica, en los últimos años, figura 13. El año 2016, los precios de generación solar superaron la barrera de los 30 $/MWh. Así, en septiembre, en una subasta renovables realizada en Emiratos Árabes, se presentó una oferta de 24,2 $/MWh. Un mes antes, en Chile se adjudicó una instalación fotovoltaica con una oferta de 29,1 centavos por kWh. En el Perú, en la subasta realizada en febrero del año 2016, se adjudicaron dos centrales solares fotovoltaicas de 144,5 MW y 40 MW, con ofertas de 47,98 $/MWh y 48,5 $/MWh, respectivamente, estableciendo un precio promedio de 48,09 $/MWh a diferencia del precio promedio, obtenido en la primera subasta del año 2010 igual a 221 $/MWh, figura 13.

En los Estados Unidos, desde el año 2009 al año 2016, los precios de energía fotovoltaica para los grandes sistemas fotovoltaicos fijos, no residenciales, han caído un 85%, de 394 $/MWh a 61 $/MWh en 7 años, figura 14. En junio del año 2017, la consultora GTM Research publicó el informe “PV System Pricing H1 2017: Breakdowns and Forecasts”. En el mencionado informe se indica que, en el primer trimestre del año 2017, los precios de los paneles fotovoltaicos han alcanzado un valor de 40 c$/Wp, exceptuando en Alemania. La reducción de precios de los paneles fotovoltaicos ha permitido reducir significativamente los precios de generación solar fotovoltaica para grandes instalaciones. Así, en el primer trimestre del año 2017, el coste de inversión de los grandes sistemas fotovoltaicos fijos, no residenciales, ha alcanzado valores promedio de 1$ por Wp instalado, y muy por debajo de 1 $/Wp en varios países como Egipto, México, China e India, figura 15. El coste promedio de instalación fotovoltaica es un 6% inferior al precio del trimestre anterior.

GTM Research asegura que los costes de instalación de sistemas fotovoltaicos solares se puede reducir en un 27% adicional hasta el año 2022, un 4,4% de media anual. No obstante, los últimos costes de instalación de sistemas fotovoltaicos alcanzados en la India, 0,65 $ por Wp instalado, permiten prever reducciones inimaginables en los costes de instalación y en los precios de energía en los próximos años. Según el informe “PV System Pricing H1 2017: Breakdowns and Forecasts” de la consultora GTM Research, los costes de instalación de sistemas fotovoltaicos de gran tamaño oscilarían entre 0,5 y 1,0 $ por Wp instalado, en diferentes países del mundo, figura 16.

En el Perú, a inicios del año 2017, operan 5 centrales solares fotovoltaicas, con una potencia instalada total de 96 MW. Se encuentra en construcción 184,5 MW fotovoltaicos, adjudicados en la cuarta subasta RER del año 2016. A mediados del año 2018, el Perú dispondrá de 280,5 MW de potencia solar fotovoltaica instalada. La instalación de 1500 MW de potencia solar fotovoltaica, hasta el año 2021, requeriría de un territorio de 36 km², es decir, un cuadrado de 6 km x 6 km. Es muy probable, que esas instalaciones fotovoltaicas se ubiquen en el sur del Perú, puesto que a diferencia de los parques eólicos, todas se han construido en las regiones de Arequipa, Moquegua y Tacna. Si se consideran 2800 horas equivalentes anuales de funcionamiento, se necesitarían 1450 MW de potencia fotovoltaica para suministrar 4000 GWh anuales al SEIN, en el sur del Perú, justo al lado del NES, evitando que pueda quemar diesel e incrementar los precios de la energía en el mercado mayorista y eliminando un perverso sabotaje a la economía nacional. La instalación de 1450 MW en el sur del Perú permitiría captar una inversión entre 1500 y 2000 millones de dólares, generando muchos puestos de trabajo y dinamizando la economía del sur del Perú.

Dinamismo Renovable en Inversiones

Si el Estado peruano decidiese resolver, de manera inteligente, el embrollo energético en el que se encuentra gracias al GSP y al NES, es decir, realizando subastas por un valor de 16000 GWh, sería conveniente realizar un cálculo grueso de las inversiones que se captarían en el sector de generación eléctrica en el Perú. En la tabla 2, se presentan las características técnicas y económicas de las instalaciones renovables gestionables y no gestionables a subastar en el Perú, así como el cálculo orientativo de las inversiones que se podrían captar, durante el año 2018 y 2020, para dinamizar el paralizado sistema eléctrico peruano. A diferencia del NES y del GSP que sólo implican un gasto innecesario y perjudicial para el país, la integración de 16000 GWh de energía renovable al SEIN permitirá captar entre 6 mil y 10 mil millones de dólares, evitando, además, el funcionamiento del artificioso y contaminante NES y la construcción del inefable GSP.

El sistema eléctrico peruano se encuentra en un momento crucial. Es necesario adoptar decisiones que pueden marcar el futuro energético del Perú. Las energías renovables pueden solucionar el embrollo energético y la parálisis económica del sector de generación nacional. El país recibirá una importante inyección de inversiones y será capaz de afrontar, con seguridad, los grandes desafíos del un nuevo sistema energético peruano, despetrolizado, desmetanizado, renovable, sostenible, económicamente competitivo y respetuoso con el medio ambiente. Es la hora de las energías renovables y es el momento de mirar hacia adelante para construir un nuevo y necesario escenario energético para garantizar el futuro de las siguientes generaciones.