El Niño pone en alerta roja al sector eléctrico, ¿qué ha pasado y qué podría pasar?

Se trata de un evento climatológico que podría agravar los estragos provocados por el Niño Costero, léase lluvias torrenciales en el litoral norteño, y sequía (el fenómeno opuesto) en la sierra centro-sur, donde se localizan las centrales hidroeléctricas más grandes del país.

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Hablamos, en este caso, de “la peor sequía de los últimos 22 años”, la cual ha dejado “casi sin agua” a los reservorios que alimentan a las centrales de El Mantaro, Cerro El Águila y Chaglla, explica César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Resultado de todo esto es la restricción en la producción de energía hidráulica, circunstancia que ha obligado al COES a recurrir a toda la generación no hidráulica disponible a fin de evitar disrupciones en el servicio eléctrico, sobre todo, en el sur del país (la zona más estresada, por cuanto soporta el crecimiento de la demanda minera).

Esto significa el despacho de más energía a gas natural y, también, de diésel (reserva fría), el energético más caro y contaminante con el que contamos.

De hecho, la puesta en funcionamiento de las centrales Samay (Mollendo) e Ilo (Ilo), ambas a diésel, ha preservado la confiabilidad del sistema eléctrico, pero a un alto costo para el sector de generación.

Y es que la utilización de dicho combustible ha disparado el precio spot de la energía (señal de precios para el mediano y largo plazo) hasta niveles de S/600 y S/700 el MWh, esto es, seis o siete veces su promedio habitual.

Se trata, estrictamente hablando, de un problema que solo afecta a los productores de energía eléctrica y a algunos clientes industriales (que son los que absorben el alza en los costos de generación), pero que podría impactar el día de mañana a los usuarios residenciales.

Esto, si es que el precio spot de la energía se mantiene en cotas elevadas debido al uso intensivo y recurrente del diésel, en cuyo caso los generadores eléctricos se verán obligados a trasladar dicho costo a todos los clientes industriales y a las distribuidoras eléctricas (que abastecen de energía a los hogares peruanos), advierte Eduardo Ramos, socio de MOAR.

¿Qué posibilidades hay de que esto ocurra? ¿Y cómo impactará a las tarifas eléctricas?

Hasta hace muy poco, el COES estimaba que la quema de diésel para generación eléctrica se convertiría en un problema recurrente para el sistema a partir del 2026.

Ahora, advierte que este deadline podría adelantarse al 2025 si es que “persiste la sequía”, razón por la cual urge disponer de nuevos proyectos de generación eficiente (o barata). Esto es, de nuevas centrales a gas natural, solar, eólica e hidráulica, que son las que menos encarecen la energía y contaminan el medio ambiente.

Jesús Tamayo, director del COES, estima que se necesitarán 200 MW a 250 MW de nueva generación eficiente cada año para preservar la confiabilidad del sistema eléctrico.

El dilema es que solo hay siete proyectos con dichas características programados para entrar en funcionamiento hasta el 2026, los cuales suman un total de 724 MW. Esto es, un promedio de 181 MW por año, después de lo cual no existen nuevas iniciativas en el horizonte.

“Esta es una señal de alerta para que los políticos se preocupen porque, si no se toman las medidas adecuadas ahora, en los siguientes cuatro a cinco años vamos a sufrir escasez de energía”, advierte Butrón.

Efectivamente. La incuria para tomar medidas inmediatas llevaría a un encarecimiento de las tarifas eléctricas a todo nivel, con una intensidad que podría ir de moderada a alta, dependiendo de la mayor o menor cantidad de proyectos de generación eficiente que puedan sumarse en los próximos años, apunta Eduardo Ramos.

¿Qué alternativas hay sobre la mesa para agregar más generación eficiente?

La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) asevera que la manera más rápida de evitar la escasez de energía y el alza acusada en las tarifas de luz, es desarrollando más plantas eólicas y solares, tecnologías que “no son sólo limpias, sino mucho más baratas”. Y también relativamente fáciles de construir.

Eduar Salinas, responsable comercial de Acciona Energía Perú, precisa que un proyecto eólico de las características de San Juan de Marcona (135,7 MW) - que su representada desarrolla en Ica - requerirá dos años de construcción, mientras que un proyecto de energía solar demandaría un año o un año y medio, descontando permisos.

“En promedio, un proyecto renovable necesitará solamente dos años para entrar en operación desde el ready to build, lo cual significa que, si se inicia en el 2024, llegará al 2026″, indica Salinas.

De hecho, el COES anota que existe un enorme potencial de proyectos solares y eólicos con “recursos medidos y cuantificados”, los cuales podrían aportar 20 mil MW de energía al sistema.

Esto, si es que sus desarrolladores logran concretar su inversión. Y es que el problema con este portafolio de proyectos es su intermitencia (las plantas solares no pueden generar energía de noche), un escollo que impide a sus operadores firmar contratos de largo plazo (PPA) para obtener financiamiento.

Precisamente, para allanar esta dificultad, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) y el Legislativo vienen impulsando un proyecto de ley cuyo objetivo es lograr la participación de los proyectos de energías renovables en las licitaciones de las distribuidoras eléctricas.

Se trata de una iniciativa que viabilizará la construcción de más proyectos solares, pero no de manera inmediata, sino a partir del 2026, que es la fecha en la cual tendrán lugar las próximas convocatorias de las empresas de distribución eléctrica.

“Y si a ello le sumamos las demoras en los permisos ambientales y otras autorizaciones necesarias para iniciar construcción, veremos que esta no es una solución inmediata, automática y milagrosa, como parecería ser el caso”, apunta Butrón.

¿Si las plantas solares y eólicas no llegan a tiempo para evitar la escasez de energía, que otra alternativa queda?

La segunda gran solución, recomendada por los expertos, consiste en transportar el gas de Camisea hacia las plantas térmicas de Samay e Ilo, que hoy operan enteramente como reserva fría para el sistema eléctrico.

Hablamos de una infraestructura que ya se encuentra operativa (no necesita construirse desde cero) y que solo necesita conectarse con el gas natural para a producir 1.500 MW de energía térmica barata, de un solo golpe, apunta Eleodoro Mayorga, ex ministro de Energía y Minas.

“Esto nos permitiría tener cuatro o cinco años de generación eficiente con total tranquilidad y ayudaría a impulsar la producción de líquidos de gas natural (co-producto del gas natural) de donde se extraen el GLP, la nafta y el diésel, combustibles en los cuales somos deficitarios”, anotó el ingeniero de petróleo en el congreso Perú Energía 2023.

¿Pero, qué se puede hacer para llevar el gas al sur del Perú a más tardar en el 2026?

Una posibilidad pasa por reactivar el gasoducto surperuano (hoy rebautizado como SIT-Gas) obra de infraestructura que requiere el tendido de más de 1.000 km. de tuberías por la selva, sierra y costa.

Luis Fernández, socio de Gas Energy, estima que el desarrollo de este proyecto demandará tres o cuatro años de construcción, descontando la resolución de los problemas legales (arbitraje con Odebrecht) y la obtención de los permisos y el financiamiento, que obstaculizan su reactivación.

Por otro lado, la construcción del denominado gasoducto costero, proyecto que implica el tendido de 630 km. de tuberías entre Marcona y Mollendo siguiendo la línea del litoral, solo tomaría 18 meses, (excluyendo las autorizaciones y el EIA).

“Esto significa que 24 meses se podría tener el gasoducto costero listo. Si hay voluntad del Gobierno, puede estar operativo en ese tiempo”, asevera Walter Sciutto, country manager del Grupo Energía de Bogotá para el Perú.

Se trata, efectivamente, de la alternativa más expedita para llevar el gas al sur. Su ejecución está sujeta, sin embargo, varios requisitos. Uno es la obtención de un contrato de suministro de gas por 30 años, detalle importante por cuando el contrato del lote 88 (gas para consumo interno) vence en el 2040.

Y otro es la definición del mecanismo mediante el cual se financiará su construcción. “Si la idea del Gobierno es desarrollar dos gasoductos, el costero y el SIT-Gas debe pensar en cómo remunerar ambos”, señala Luis Fernández.

Al final, señala Butrón, existen varias soluciones a la mano. El asunto es que, para ponerlas en práctica, se necesita una mirada unificada, no solo del Minem, sino también del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y de todo el Gobierno.