SITUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL: RIESGOS Y PROPUESTAS DE SOLUCIÓN

MARZO 2018

Actualmente, la matriz energética del Perú está compuesta en un 48% de generación eléctrica en base a gas natural, 43% de generación hidráulica, 3% con diésel y residual, 3% eólico y solar, 2% de carbón y 1% de biomasa y biogás. Esto significa que el país tiene una alta dependencia de dos recursos, que son el gas natural y el agua y que, de fallar alguno, generaría una significativa crisis en el país. Además, la situación de excedentes de generación eficiente en el SEIN no es homogénea a lo largo del territorio nacional. Se tiene déficit de generación en la zona norte y sur, que hacen necesaria la promoción de nueva generación eficiente, confiable y auto sostenible en dichas zonas.

1. SITUACIÓN ACTUAL DEL SEIN

Actualmente el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) presenta una sobreoferta de capacidad de generación eficiente, lo que origina que los Costos Marginales (CMg) del mercado spot se desplomen, reduciendo la expectativa de mejorar la rentabilidad en el corto plazo, de nuevos proyectos de generación eficiente.

Sin embargo esta situación se irá corrigiendo en los próximos años por factores como el crecimiento en la demanda de electricidad por nuevos emprendimientos mineros e industriales.

En un escenario realista, el excedente de generación eficiente en el país se agotará en el 2021. A partir de esta fecha será necesario incorporar de manera sistemática nuevas centrales de generación eficiente que provean la sostenibilidad y seguridad del suministro eléctrico en el país (ver siguiente cuadro).


De acuerdo al informe del COES, “Para el periodo 2022 – 2028 se estima que existirá déficit de “generación eficiente” creciente en el tiempo, que sería suplido por la operación de la generación existente en base a carbón y combustibles líquidos, para atender la demanda. En este caso, la demanda llegaría prácticamente a equilibrarse con la “Potencia Disponible” del sistema en año 2028, por lo que en casos de variaciones de la estacionalidad hidráulica se obtendría ligeros déficit de generación en el sistema en dicho año (menores a 50 MW). (COES. Informe de diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN período 2019 – 2028. Resúmen Ejecutivo, p. 13).

Asimismo, en el periodo 2020 – 2028 se estima que para el Caso Base y Caso Retraso GSP, el costo marginal promedio mensual mínimo en 22 US$/MWh, en periodo de avenida del año 2020, mientras que el máximo se estima en 62 US$/MWh para el Caso Base, y 284 US$/MWh para el Caso Retraso GSP, costos que se presentarían en el estiaje del año 2028. Cabe indicar que para el Caso Retraso GSP, en el año 2028 se estiman ligeros racionamientos (menores a 50 MW) en caso no se desarrollen nuevos proyectos de generación en el sistema.”

En ese contexto, que consideramos grave para el país, se enmarca nuestra propuesta de planificación de la expansión y descentralización del SEIN en base a RER.

2. EL SUR DEL PAÍS

Al año 2016, el 20% de la demanda de energía del país estaba concentrada en la zona sur, mientras que la zona central representa el 60% de la demanda del SEIN. Existe actualmente un virtual exceso de generación eficiente (hidráulicas, RER, gas natural) del 40% respecto de la demanda, sin embargo esta afirmación no es exacta toda vez que el supuesto excedente de electricidad se encuentra concentrada únicamente en el centro del país (81%), por lo tanto, las zonas norte y sur son deficitarias en generación eficiente y sufren constantemente interrupciones en su suministro eléctrico. En la zona sur, el déficit de generación eficiente fue de 464 MW en el año 2016, y se espera que este déficit aumente con el inicio de la construcción de nuevos proyectos mineros, la posible ampliación del puerto de Matarani, entre otros. El siguiente cuadro muestra el costo real, a diciembre de 2017, de tener centralizada la generación de energía. En el caso del sur, por ejemplo, el costo de esas externalidades asciende a US$ 36,4 MW/h. Estos costos adicionales disminuirían, impactando directamente en la tarifa del usuario final, si se promoviera la generación local.

3. GEOTERMIA EN EL SUR

La tendencia mundial apunta a la generación eléctrica en base a fuentes sostenibles, que garanticen el abastecimiento de los sistemas y que cumplan con las normas técnicas medioambientales impuestas en los tratados internacionales, como la COP20, de los que nuestro país es firmante.

En ese contexto, en la zona sur del Perú se dispone de un razonable potencial para la generación geotérmica, como generación eficiente y confiable, que podría ser incorporada al SEIN en una primera etapa, en una cantidad de entre 100 y 200 MW, representando el 2% de la demanda del país.

3.1 Reducción de costos y riesgos con la introducción de la geotermia

Existe una tendencia a señalar que el precio de la geotermia es alto, pues se compara su costo por MWh con el con la generación térmica o de la hidroeléctrica, sin tomar en cuenta costos asociados que estas generan.

En vista de esto, para contar con una cifra real del impacto tarifario que la presencia de la geotermia generaría, y considerando escenarios realistas en los que el gasoducto del sur no podrá entrar en operación en el 2020, hemos hecho un cálculo tomando como referencia la demanda a partir del año 2021, donde compararemos el costo del MWh de Geotermia versus el de la generación con diésel, cuando habría la necesidad de ingresar al sistema la generación de la reserva fría de las CTs de Puerto Bravo e Ilo.

A continuación hacemos un cálculo de costos, teniendo en cuenta una central geotérmica de 100 MW.

  • De acuerdo a los cálculos vigentes, el costo de generar en base a geotérmica bordearía los 120 US$/MWh.
  • Según las normas vigentes (Dec. Legislativo 1002), para que una central renovable sea adjudicada a un costo de energía de 120 US$/MWh, necesitaría una Prima RER de 70 US$/ MWh (promedio marginal de 50 proyectado), lo que impactaría la tarifa al cliente final en 0,78 US$/MWh.
  • A modo de referencia, afianzar la seguridad del sur del país tiene un costo aproximado de 3,0 US$/MWh (cargos fijos en la tarifa por reservas frías en centrales térmicas Ilo y Puerto Bravo). Si el sur desarrollara su potencial geotérmico, este tipo de cobros serían innecesarios, pero dado como funciona la regulación, el cliente final debe pagar estos costos, aun cuando ya no se necesiten.

Es importante precisar que una prima RER de 0,78 US$/MWh no genera un impacto significativo en la tarifa del usuario final, ya que como se aprecia en el cuadro abajo, la tarifa ya incluye un completo set de sobrecostos, que incluyen la construcción de líneas de transmisión, centrales de reserva fría y Nodo Energético del Sur (NES).

Si bien las CTs de Puerto Bravo e Ilo (NES) se construyeron en el entendido que operarían a gas natural a partir del año 2019, la cancelación del contrato de concesión del gasoducto del sur en el año 2017, ha anulado esa posibilidad. Incluso si lograran hacer un gasoducto virtual, llevando gas mediante un terminal flotante, esto generaría una prima que tendría un impacto significativo en la tarifa, sin duda por encima de 3 US$ /MWh. Entonces, en cualquiera de los escenarios en que las centrales del Nodo Sur despachan, el costo sería mucho más alto que el de la generación geotérmica.

De acuerdo a cómo está estructurado el sistema en Perú, si se subastara la geotermia, toda la inversión para la construcción de la planta correría a cargo del privado, por lo cual esto no generaría ningún costo al Estado ni impacto en las tarifas del consumo eléctrico para los usuarios finales por este concepto. Considerando que las Primas RER aparecen al año siguiente que se inicia el suministro, los cobros por generación geotérmica recién ingresarían a las tarifas eléctricas a partir del año 2023* y, repetimos, serían mucho menores al costo de no hacer geotermia y generar con el Nodo Sur.

Entre otros posibles desarrollos de generación en el sur también figuran las centrales hidroeléctricas de Llucta y Lluclla, asociadas al proyecto Majes Sihuas. Considerando que estas se hicieran, si bien satisfarían parte de la demanda futura, la generación geotérmica jugaría un rol fundamental pues aportaría al sistema un factor de planta de 95%, imprescindible para dar confiabilidad al sistema, frente al factor de planta de 50%, que aportan las hidroeléctricas.

3.2 Datos a ingresar en el modelo de programación para una central geotérmica

Como Anexo 1 adjuntamos un cuadro en el que se planifica la construcción de una central geotérmica con una capacidad total de 300MW, iniciándose en 100 MW el primer año e incrementando en 100 MW su capacidad cada 2 años. Para ello se han asumido los siguientes valores:

  • El costo de inversión total es igual a 4000 US$/kW y el costo de O&M equivale al 3% de la Inversión nominal.
  • El factor de planta esperado de la central es del 95%, obteniéndose un costo medio total de 74 US$/MWh.
  • La Disponibilidad anual de la planta es del 99.5%, es decir, la tasa de falla esperada es del 0.5%.

Es importante precisar que el costo promedio refleja el costo ponderado de una central geotérmica con una potencia instalada total de 300MW. El costo por los primeros 50MW geotérmicos oscila aproximadamente entre los US$120 y US$100 MW/h según data internacional, disminuyendo a medida que se vaya incrementado la capacidad de la central. Pero como los modelos de planificación no permiten la integración de centrales que se desarrollan mediante tren de inversión por etapas, se presenta entonces un costo medio que permite modelar las centrales como módulos de costos.

3.3 CONCLUSIONES

Conforme a lo indicado en el presente documento:

  • El costo de inversión total es igual a 4000 US$/kW y el costo de O&M equivale al 3% de la Inversión nominal. El factor de planta esperado de la central es del 95%, obteniéndose un costo medio total de 74 US$/MWh. La Disponibilidad anual de la planta es del 99.5%, es decir, la tasa de falla esperada es del 0.5%. 6 Consideramos que el sur del Perú requiere de manera urgente energía de base que permita a dichas regiones contar con un suministro confiable e ininterrumpido de electricidad, promoviendo para ello la generación local a través de recursos energéticos renovables como la geotermia y biomasa.
  • La seguridad de la matriz energética se logra a través de una descentralización de los focos de generación, por ello resulta necesario promover e incentivar la generación local de cada región tomando como base los recursos energéticos renovables que poseen. En ese sentido, consideramos necesario incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética explotando los recursos solares y eólicos del norte, oriente y sur del país.

Anexo 1