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.



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.
