{"id":2885,"date":"2018-12-25T02:44:01","date_gmt":"2018-12-25T01:44:01","guid":{"rendered":"http:\/\/albertorios.eu\/?p=2885"},"modified":"2018-12-29T02:14:14","modified_gmt":"2018-12-29T01:14:14","slug":"voluntarismo-estatal-y-colapso-del-enlace-centro-sur","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/albertorios.eu\/?p=2885","title":{"rendered":"VOLUNTARISMO ESTATAL Y COLAPSO DEL ENLACE CENTRO-SUR"},"content":{"rendered":"
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El desquiciado voluntarismo intervencionista estatal ha trastornado el normal comportamiento del sistema el\u00e9ctrico peruano en los \u00faltimos a\u00f1os. Para muestra un bot\u00f3n: en noviembre del a\u00f1o 2018, el coste marginal promedio mensual de la energ\u00eda el\u00e9ctrica en barras del SEIN fue de 7,87 $\/MWh, sencillamente inaceptable para cualquier mercado el\u00e9ctrico normal. El intervencionismo estatal no se asocia a la defensa de los intereses de las naciones y pueblos del Per\u00fa si no m\u00e1s bien se aboca a la generaci\u00f3n de un capitalismo de amigotes o a la construcci\u00f3n de una hegemon\u00eda concentrada de poder empresarial en diferentes sectores estrat\u00e9gicos. En el caso del sector el\u00e9ctrico peruano, el Estado peruano promocion\u00f3 la construcci\u00f3n de reservas de emergencia, reservas fr\u00edas y del Nodo Energ\u00e9tico del Sur, NES, con una potencia instalada de 210 MW, 1036 MW y 1335 MW, respectivamente. 1581 MW de potencia instalada t\u00e9rmica 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 t\u00e9rmicas de gas\/diesel de emergencia, reserva fr\u00eda o del NES. En este sentido, el voluntarismo estatal ha promovido la aparici\u00f3n de un exceso de potencia instalada eficiente, desde el punto de vista de operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico, pero absolutamente ineficiente desde el punto de vista de operaci\u00f3n econ\u00f3mica. La generaci\u00f3n el\u00e9ctrica en centrales t\u00e9rmicas diesel simplemente ser\u00eda extraordinariamente oneroso para los usuarios finales y para la competitividad econ\u00f3mica del Per\u00fa. Una reserva diesel de potencia instalada f\u00edsicamente existente pero operativamente inadmisible, y por tanto, inutilizable a efectos pr\u00e1cticos para el SEIN. Por tanto, se deber\u00eda considerar seriamente la necesidad de reemplazar la funci\u00f3n de las centrales t\u00e9rmicas diesel por tecnolog\u00edas renovables m\u00e1s econ\u00f3micas como las centrales solares termoel\u00e9ctricas, con una capacidad operativa comparable a los sistemas t\u00e9rmicos convencionales. La existencia de centrales t\u00e9rmicas a diesel en el SEIN, con cargo a la tarifa, que no deber\u00e1n funcionar nunca, ni en los eventos m\u00e1s inesperados, es el coste econ\u00f3mico que deber\u00e1 pagar el usuario el\u00e9ctrico por el incompetente y desquiciado voluntarismo estatal en construir un capitalismo de amigotes. El estrepitoso fracaso del intervencionismo estatal reflejado en la construcci\u00f3n del NES y su pernicioso impacto en el funcionamiento del sector el\u00e9ctrico peruano no detiene a los voluntariosos funcionarios del MINEM, que no cesan en su obsesi\u00f3n de relanzar el Gasoducto Sur Peruano, en un nuevo formato. Sin embargo, el objetivo final es el mismo: garantizar la participaci\u00f3n del Estado en la construcci\u00f3n de un ducto que suministre gas natural a las desahuciadas centrales t\u00e9rmicas diesel del NES. \u00bfPor qu\u00e9 el Estado peruano muestra tanta preocupaci\u00f3n e invierte tanto tiempo y recursos en un negocio estrictamente privado?, Quiz\u00e1s subsidiar los negocios privados de las empresas mineras con inversiones estatales.<\/span><\/div>\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n
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GSP\u00a0y\u00a0Proyectos\u00a0Mineros<\/strong><\/span><\/h4>\n<\/span>\n\n<\/span>\n\nSeg\u00fan informaci\u00f3n del COES, en un escenario conservador de puesta en marcha de proyectos mineros, la demanda de potencia el\u00e9ctrica se incrementar\u00eda 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 producci\u00f3n de las distintas fases de los proyectos anteriormente mencionados incrementar\u00eda en 420 MW la potencia el\u00e9ctrica necesaria suministrar a la zona sur del Per\u00fa entre los a\u00f1os 2019 y 2024, en un escenario conservador de evoluci\u00f3n de la demanda el\u00e9ctrica en proyectos el\u00e9ctricos. En el Bolet\u00edn Mensual del COES de noviembre del a\u00f1o 2018 se indica que la potencia m\u00e1xima transmitida oscil\u00f3, en la interconexi\u00f3n Centro-Sur, entre los 1057 y 1325 MW, de la semana 27 a 48 del presente a\u00f1o, figura 2. En este sentido, el ingreso de las diferentes fases de los proyectos mineros, en un escenario conservador, implicar\u00eda que la potencia m\u00e1xima transmitida en el enlace Centro-Sur podr\u00eda oscilar entre los 1477 y 1745 MW hacia el a\u00f1o 2024, considerando que el Estado peruano desiste en continuar promoviendo la construcci\u00f3n del Gasoducto Sur Peruano, GSP, y no se entromete en financiar negocios energ\u00e9ticos estrictamente privados, con dinero de los contribuyentes. Si es as\u00ed, el Nodo Energ\u00e9tico del Sur, NES, no dispondr\u00e1 de gas natural barato, financiado por el Estado peruano, y en ese caso, podr\u00eda suministrar energ\u00eda el\u00e9ctrica quemando diesel a m\u00e1s de 200 $\/MWh, afectando seriamente la competitividad de las empresas mineras.<\/span>\n\n<\/span>\n
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Figura 1: Evoluci\u00f3n del incremento de la demanda de potencia el\u00e9ctrica en el \u00e1rea sur del Per\u00fa entre 2019 y 2028, COES.<\/strong><\/span><\/figcaption><\/figure>\n<\/span>\n
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\"\"Figura 2: Evoluci\u00f3n de la demanda de potencia m\u00e1xima el\u00e9ctrica transmitida en el enlace Centro-Sur, en el a\u00f1o 2018, COES.<\/strong><\/span><\/figure>\nAsimismo, seg\u00fan el COES, la interconexi\u00f3n Centro-Sur dispone de una capacidad m\u00e1xima de transmisi\u00f3n de 1650 MW, figura 3. As\u00ed, en un escenario conservador de crecimiento de proyectos mineros, el aumento de la demanda el\u00e9ctrica en 420 MW, en el sur del Per\u00fa, puede afectar seriamente a la estabilidad del SEIN. La soluci\u00f3n m\u00e1s id\u00f3nea al problema generado por un Estado entrometido es la construcci\u00f3n de sistemas renovables gestionables en el sur del Per\u00fa.<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n
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Figura 3: Vol\u00famenes de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica en el SEIN y capacidad m\u00e1xima de transmisi\u00f3n de la interconexi\u00f3n Centro-Sur, COES.<\/strong><\/span><\/figcaption><\/figure>\n<\/span>\n\n<\/span>\n\nEl voluntarioso, e incompetente, intervencionismo del Estado peruano ha generado en el centro del Per\u00fa una concentraci\u00f3n de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica 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 indic\u00f3 anteriormente, el enlace Centro-Sur podr\u00eda colapsar con el ingreso de algunos proyectos mineros en el a\u00f1o 2024. El exceso de potencia instalada existente en el centro del pa\u00eds implica la paralizaci\u00f3n de nuevas propuestas de generaci\u00f3n, principalmente de tecnolog\u00edas renovables. Para superar la par\u00e1lisis del sector el\u00e9ctrico es necesario proceder a serios cambios normativos que permitan la maximizaci\u00f3n de la integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables tanto en el lado de generaci\u00f3n como en el lado distribuci\u00f3n. En un nuevo esquema de mercado el\u00e9ctrico de servicios complementarios, el rol de las centrales t\u00e9rmicas a gas natural ser\u00eda de regulaci\u00f3n secundaria y terciaria. En este sentido, la retribuci\u00f3n por la disposici\u00f3n de una capacidad de reserva firme y por el uso efectivo de esa reserva en la regulaci\u00f3n, ante la variabilidad de la producci\u00f3n de los sistemas renovables, deber\u00eda sustentarse un modelo de negocio que garantice la rentabilidad de las inversiones en las centrales t\u00e9rmicas de gas natural y la ampliaci\u00f3n de su vida \u00fatil.<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n

La Urgencia de la V Subasta RER<\/strong><\/span><\/h4>\n<\/span>\n\n<\/span>\n\nEl esperado aumento de la demanda de potencia el\u00e9ctrica en los futuros proyectos mineros del sur del Per\u00fa podr\u00eda provocar el colapso del enlace Centro-Sur hacia el a\u00f1o 2024, considerando la imposibilidad de la entrada en funcionamiento del NES diesel por sus imprevisibles repercusiones econ\u00f3micas en las actividades mineras del sur. Por otro lado, la incertidumbre pol\u00edtica y la inviabilidad t\u00e9cnica y econ\u00f3mica del GSP, que garantice el suministro de gas natural a las centrales t\u00e9rmicas del NES obliga a plantear una urgente V subasta de energ\u00edas renovables, localizada en el sur, y que se adapte escalonadamente a las diferentes fases de los proyectos mineros. En paralelo se deber\u00e1n introducir los cambios normativos necesarios al mercado el\u00e9ctrico peruano que establezca un nuevo rol de regulaci\u00f3n y modelo de negocio para las centrales t\u00e9rmicas a gas natural as\u00ed como la urgente flexibilizaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico, que garantice la maximizaci\u00f3n de la integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables en el SEIN. En la V subasta renovable se podr\u00eda establecer un cupo de energ\u00eda para centrales solares h\u00edbridas \u2013 solar fotovoltaica, con almacenamiento en bater\u00edas, y solar termoel\u00e9ctrica, con almacenamiento en sales fundidas \u2013 y para centrales geot\u00e9rmicas y biomasa.<\/span>\n\n<\/span>\n\nEn los \u00faltimos a\u00f1os, las centrales solares fotovoltaicas y termoel\u00e9ctricas han experimentado una acelerada reducci\u00f3n de costes. IRENA, la Agencia Internacional de Energ\u00edas Renovables, en su informe \u201cRenewable Power: Climate-Safe Energy Competes on Cost Alone\u201d presenta la evoluci\u00f3n de los costes de las tecnolog\u00edas fotovoltaicas y de concentraci\u00f3n solar entre los a\u00f1os 2010 y 2017. Los costes promedios de generaci\u00f3n de los sistemas fotovoltaicos se han reducido de 360 $\/MWh a 100 $\/MWh. En noviembre del a\u00f1o 2017, en la tercera subasta renovable de M\u00e9xico, se estableci\u00f3 un precio record de venta de energ\u00eda solar fotovoltaica con 17,7 $\/MWh, rompiendo los precios previamente establecidos en Arabia Saud\u00ed y Chile, con 17,9 y 21,5 $\/MWh, respectivamente. Asimismo, entre los a\u00f1os 2010 y 2017, los precios promedios de generaci\u00f3n de las tecnolog\u00edas solares de concentraci\u00f3n se han reducido desde 330 $\/MWh a 220 $\/MWh. En octubre del a\u00f1o 2017, en la segunda subasta renovable en Chile, la empresa SolarReserve estableci\u00f3 un precio de 63 $\/MWh para una central solar de concentraci\u00f3n tipo torre de 260 MW (2 torres de 130 MW) y 14 horas de almacenamiento en sales fundidas. En septiembre del a\u00f1o 2017, la empresa Dubai Electricity and Water Authority, DEWA, de los Emiratos \u00c1rabes Unidos declar\u00f3 ganadores a la empresa saud\u00ed ACWA Power y a la empresa china Shanghai Electricity Generation Group para la construcci\u00f3n de un complejo solar termoel\u00e9ctrico de 700 MW de potencia instalada, conformada por 3 centrales cilindro-parab\u00f3licas de 200 MW cada una y una central solar tipo torre de 100 MW de potencia instalada. El complejo solar termoel\u00e9ctrico dispondr\u00e1 de un sistema de almacenamiento de 15 horas y una inversi\u00f3n de 4 mil 400 millones de d\u00f3lares. El coste de generaci\u00f3n de la energ\u00eda seg\u00fan el contrato suscrito con la empresa saud\u00ede y el gigante el\u00e9ctrico chino fue de 73 $\/MWh. El contrato se firm\u00f3 en abril del a\u00f1o 2018 y en diciembre del a\u00f1o 2018 se modific\u00f3 el contrato para incorporarle 250 MW adicionales de potencia instalada fotovoltaica. El proyecto del complejo solar termoel\u00e9ctrico-fotovoltaico entrar\u00e1 en funcionamiento secuencialmente entre los a\u00f1o 2021 y 2022. En agosto del a\u00f1o 2017, la empresa estadounidense SolarReserve obtuvo un contrato de 20 a\u00f1os con el gobierno de Australia del Sur para el suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica desde una central solar termoel\u00e9ctrica del tipo torre de 150 MW de potencia instalada y 8 horas de almacenamiento a un precio de 61 $\/MWh. La construcci\u00f3n de la central solar se inici\u00f3 el a\u00f1o 2018 y se espera entre en funcionamiento el a\u00f1o 2020 requerir\u00e1 una inversi\u00f3n de 750 millones de d\u00f3lares. En mayo del a\u00f1o 2018, SolarReserve solicit\u00f3 a\u00f1adir 70 MW de potencia instalada en paneles fotovoltaicos.<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n
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Figura 4: Evoluci\u00f3n de los costes de generaci\u00f3n de las tecnolog\u00edas renovables entre los a\u00f1os 2010 y 2017, IRENA.<\/strong><\/span><\/figcaption><\/figure>\nEn octubre del presente a\u00f1o, entr\u00f3 en operaci\u00f3n comercial la primera central solar termoel\u00e9ctrica de concentraci\u00f3n china de 50 MW de potencia instalada, con tecnolog\u00eda cilindro-parab\u00f3lica y almacenamiento en sales fundidas. La central solar termoel\u00e9ctrica china Delingha recibir\u00e1 una prima de 170 $\/MWh. Seg\u00fan la Agencia Internacional de la Energ\u00eda, IEA, en el a\u00f1o 2023, China dispondr\u00e1 de potencia solar termoel\u00e9ctrica instalada equivalente a 1,6 GW. La entrada de China en el negocio solar termoel\u00e9ctrico dinamizar\u00e1 la reducci\u00f3n de costes en esta tecnolog\u00eda. Seg\u00fan la Agencia Internacional IRENA, se espera que el coste de generaci\u00f3n en promedio de las centrales solares termoel\u00e9ctricas se reduzca desde 220 $\/MWh, en el a\u00f1o 2017, a menos de 90 $\/MWh, en el a\u00f1o 2022. Los precios actuales y futuros de las centrales solares termoel\u00e9ctricas ya se encuentran muy por debajo del precio de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica esperado en el Nodo Energ\u00e9tico del Sur, NES, con diesel. Se estima que la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica en el NES superar\u00eda los 200 $\/MWh.<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n
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Figura 5: Predicci\u00f3n de la evoluci\u00f3n de los costes de generaci\u00f3n de las\ncentrales fotovoltaicas y termosolares entre 2018 y 2022, IRENA.<\/strong><\/span><\/figcaption><\/figure>\n<\/span>\n

Conclusiones<\/strong><\/span><\/h4>\n<\/span>\n\n<\/span>\n\nLa puesta en marcha de las distintas fases de proyectos mineros en el sur del Per\u00fa podr\u00eda inducir al colapso de la interconexi\u00f3n Centro-Sur. Seg\u00fan datos del COES, la interconexi\u00f3n Centro-Sur tiene una capacidad m\u00e1xima de transmisi\u00f3n de 1650 MW, en conjunto para las l\u00edneas de transmisi\u00f3n de 500 kV y 220 kV. Actualmente, el enlace Centro-Sur presenta potencias m\u00e1ximas transmitidas promedios superiores a 1200 MW. La entrada de 420 MW de potencia asociada al consumo de proyectos mineros entre el a\u00f1o 2019 y 2024 incrementar\u00eda las potencias m\u00e1ximas transmitidas en el enlace Centro-Sur a valores superiores a 1600 MW, acerc\u00e1ndose peligrosamente a los limites t\u00e9cnicos de capacidad m\u00e1xima de transmisi\u00f3n de las l\u00edneas que exportan energ\u00eda del centro al sur del Per\u00fa. La \u00fanica soluci\u00f3n para evitar la entrada en funcionamiento de las centrales t\u00e9rmicas diesel del NES, considerando la inviabilidad t\u00e9cnica, econ\u00f3mica y social de la construcci\u00f3n del GSP en un nuevo formato, es la realizaci\u00f3n urgente de la V subasta RER, localizada en el sur del Per\u00fa y con participaci\u00f3n de tecnolog\u00edas h\u00edbridas solares \u2013 solar fotovoltaica con almacenamiento y solar termoel\u00e9ctrica con almacenamiento en sales fundidas \u2013, biomasa y geot\u00e9rmica.<\/span>\n\n<\/span>\n\n<\/span>\n\nPor otro lado, el Estado peruano deber\u00e1 trabajar aceleradamente en la elaboraci\u00f3n de un nuevo marco regulatorio del mercado el\u00e9ctrico peruano, que permita la maximizaci\u00f3n de la integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables en el SEIN y la flexibilizacion t\u00e9cnica del sistema el\u00e9ctrico para adaptarse a la variabilidad de los sistemas de generaci\u00f3n poco gestionables como la e\u00f3lica y fotovoltaica. Las centrales t\u00e9rmicas de gas natural deber\u00e1n asumir un rol de regulaci\u00f3n ante un elevado volumen de penetraci\u00f3n de energ\u00edas renovables en el SEIN, enmarcado en un modelo de negocio que rentabilice su participaci\u00f3n en un mercado el\u00e9ctrico de servicios complementarios.<\/span>\n\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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