Nodo Energético: garantía de suministro de alto costo

Desde el año 2016 los consumidores venimos pagando mensualmente la inversión de dos centrales térmicas, que constituyen lo que se denominó el Nodo Energético del Sur (NES). En cifras anualizadas para el período setiembre 2022-agosto 2023, la suma ascenderá a US$ 108 millones. 

Se trata de las Centrales de Puerto Bravo, de propiedad de Kallpa Generación S.A., ubicada en Mollendo; y la de Nodo Energético del Puerto de Ilo (NEPI), que tiene a Engie Energía Perú SA, como propietario. Cada una de ellas está prevista para generar un mínimo de 600 megavatios (MW), con gas natural (GN) en ciclo simple, y teniendo como combustible alternativo el petróleo diésel (D2). El suministro de GN provendría del lote 88 (Camisea), a través del Gasoducto Sur Peruano (GSP). 

Habiéndose declarado la caducidad del contrato del GSP en enero del 2017, la única posibilidad para operar las dos centrales es con D2, cuyo costo variable de operación es del orden de 188 dólares/megavatio hora (US$/MWh), cifra que representa 6.5 veces el costo variable de las centrales a GN de ciclo combinado que actualmente abastecen nuestro sistema eléctrico. 

EL GSP se ha convertido en una quimera y la alternativa de un ducto costero –desde Pisco hasta Mollendo e Ilo– enfrenta la limitación de capacidad en el primer tramo del gasoducto Camisea-Lima. Tal como están las cosas, solo podrían operar a D2.

El número de veces que han operado las centrales mencionadas ha sido mínimo, dado que desde el 2016 existe un exceso de capacidad de oferta. Sin embargo, con las cifras de crecimiento de oferta pronosticadas por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), en setiembre de este año, a finales del 2023 la oferta eficiente (de bajo costo de operación) sería insuficiente para atender la demanda, y las generadoras entrarían a operar a pesar de su elevadísimo costo. 

En un pronóstico más realista que el del COES, la necesidad de operar las centrales del NES se daría en el 2025. Y si se quiere mitigar el alto impacto en el costo de la energía, corresponde al gobierno no solo planificar un esquema alternativo, sino también negociar el uso del GN producido en el lote 56, que es licuado (LNG) en la planta de Perú LNG SRL, ubicada en el km 172 de la Panamericana Sur, y que hoy es exportado ventajosamente a los mercados de Europa y Asia. 

La alternativa a planificar consistiría en iniciar la operación con el sistema denominado FSRU (almacenamiento de LNG y regasificación en embarcaciones flotantes). Para este fin, el LNG debería tomarse desde la planta de Perú LNG SRL y enviarse a sendas embarcaciones FSRU en Mollendo e Ilo. De implementar esta solución, en lugar de incurrir en un costo variable de operación de 188 US$/MWh se tendría uno de 100 US$/MWh. 

La solución planteada tiene sus complicaciones de carácter contractual con el Consorcio Camisea, que opera –a través de la argentina Pluspetrol– el lote 56 (Pagoreni), que tendría que disminuir los volúmenes de exportación, que les permite hoy tener ingresos por suministro en boca de pozo del orden de 13 dólares por millón de unidad británica de energía (US$/MMBTU). El suministro local sería en el extremo del orden de 3.50 US$/MMBTU; es decir, 73% menor en precio.

Lo que viene ocurriendo mundialmente en el sector energético no se solucionará en el corto plazo. Los embargos a Rusia perdurarán varios años y el incentivo a la exportación de LNG peruano continuará. La negociación que señalo tendría que ser no solo con el Consorcio Camisea, sino también con Perú LNG y la angloholandesa Shell, que tiene a cargo la exportación. Es una tarea para los titulares de los ministerios de Energía y Minas y Economía y Finanzas.