Se utilizarán centrales eléctricas con costos operativos 421% más caros a partir del año 2020
Inacción del gobierno nos pasará la factura.
Por César Gutiérrez
La afirmación más trillada de los últimos tres años es la
llamada sobreoferta de electricidad, de la cual se llega a afirmar que cuando
inicien operaciones las centrales de generación que están en construcción, lo
cual ocurrirá en el año 2020, será del orden de 5,743 Megavatios (MW), que
representa el 73% de la demanda. Puestas así las cifras, todo indicaría que
debería haber moratoria de oferta. Posición que se practicó de facto en el
último año de gestión en el Ministerio de Energía y Minas. Si la Ministra
Cayetana Aljovín, persona ajena al sector; hace suyos los cantos de sirena, nos
llevará a un incremento significativo de tarifas dentro de tres años.
Parece demasiado tiempo para hacer anuncios apocalípticos, sin
embargo es necesario precisar que en el sector de electricidad, la construcción
de centrales de generación demora entre tres y seis años. Ante un estancamiento
de la oferta, dejando solamente que se culminen las generadoras en construcción,
la única variable que se mueve para hacer un pronóstico, es la demanda. Ésta ha
experimentado correcciones en su tasa de crecimiento al mes de agosto, según las
propias cifras del Comité de Operación Económico del Sistema (COES). El
crecimiento optimista de hoy (5.4%) es menor al pesimista de marzo pasado
(5.6%). Para todo efecto, el análisis lo efectúo con el escenario base,
que significa una variación anual de 4.6%; anteriormente era de 6.6%, con
cálculos del año 2020 al 2023.
LA FALACIA DE LA SOBREOFERTA Al 2020 la
oferta total será de 13,559 MW y la demanda de 7,816 MW. Sin embargo no basta
restar ambas cifras para hablar de sobreoferta, pues hay un margen de reserva
que por normativa se establece, en este caso de 38.9% de la demanda, según la
Resolución Ministerial: RM-197-2017-MEM/DM, publicada el 22 de mayo pasado,
donde se señala que se ha realizado una evaluación para los años 2017-2021,
fijando para el período mayo 2017-2018, el porcentaje señalado. Esta cifra la
extrapolo al 2020, siendo ésta una posición conservadora.
En el contexto descrito, el excedente de oferta descontada la
reserva será de 2,703 MW (20% de la demanda), la que en su totalidad corresponde
a centrales térmicas que al 2020 podrán operar en base a diésel 2 (D2),
combustible de costo mucho más elevado que el gas natural y el carbón.
Si hablamos en términos de producción eficiente, es decir
centrales que operen a gas natural (GN) e incluimos también la planta de carbón
existente en Ilo, al año en mención para cubrir la demanda de energía las
mencionadas no serán suficientes y se convertirá en indispensable operar
las centrales a D2, debiendo generar en el 2020 la cantidad de 1,888 gigavatios
hora (GWH), lo cual evaluado en términos anuales, equivale a una entrega
permanente de capacidad de 216 MW. La situación se agrava en el 2021, donde para
atender el requerimiento de energía se necesitará el equivalente de 373 MW a D2
y en el 2022, la cifra se incrementa a 733 MW. Se supone que en el 2023,
si éste gobierno hace lo correcto oportunamente, debería ingresar a operar el
Gasoducto Sur Peruano (GSP) y las unidades de producción instaladas en
Mollendo e Ilo, que pueden operar con D2 o GN, podrán usar este energético de
bajo costo.
Es decir que si bien es cierto hay existencia de un excedente,
éste es de elevado costo de combustible y será necesario recurrir a él.
OPERAR UNIDADES A DIESEL ES 421% MÁS CARO QUE UNA
CENTRAL DE CARBÓN. La operación de generadoras térmicas: GN, Carbón
o D2, tienen costos denominados: costo variable combustible (CVC) y costos
variables no combustibles (CVNC), la suma de ambos se llama costo variable total
(CVT). Los ítems y su forma de cuantificar están normados y el COES comunica al
regulador Osinergmin, la valoración cada año.
Utilizando los valores reconocidos en la última regulación
tarifaria, que se publicó en abril pasado, se tiene que: las centrales a GN a
ciclo combinado son las de menor CVT, el cual llega a 21.24 dólares por
megavatio hora producido (US$/MWH), le siguen las de GN ciclo simple, con
un valor de 29.44 US$/MWh, continua la de carbón con un costo de 31.64
US$/MWH. Aquí se marca el tope de lo que se llama generación eficiente y le
sigue un gran salto, con el CVT de las generadoras a D2 que es de 164.71
US$/MWH
Si se compara el CVT de las centrales de D2 con la de mayor
costo entre las llamadas eficientes, que corresponde a la central de carbón
existente en Ilo, el ratio es 5.21, es decir 421% más caro.
Este escenario es el que se enfrentará el 2020, la pregunta es
¿qué debe hacerse para evitar esta hecatombe que ya está cantada?
SALIDA AL INEXORABLE DESTINO DE ENERGÍA CARA EN EL
2020. La salida hubiese sido el GSP, pues permitiría que las
unidades de generación duales GN/D2, operasen a GN. Entre Ilo y Mollendo hoy
existen 2,000 MW en esa condición, de los cuales se necesitará que en el 2020
operen 216 MW; en el 2021 operen 373 y en el 2022 la cifra de 733 MW. Hoy, esta
salida está negada por lo menos hasta el 2023. Es posible fundamentar al detalle
esta afirmación, lo cual haré en otro artículo,
La salida va por tener producción que nos pueda ofrecer no solo
energía, sino también capacidad (potencia). Esto se llama unidades hidráulicas y
si se sigue insistiendo en las generadoras de recursos energéticos renovables
(RER), es hora que se mire a la geotermia, de costo elevado aún, pero que en
cantidades apropiadas pueden representar una solución. Desde el año 1997 existe
una legislación y existen 16 proyectos con autorización vigente, que están en
plena evaluación en las regiones de: Arequipa, Moquegua, Ayacucho, Puno y
Pasco.
Señora Ministra, pida cifras a sus colaboradores, al Osinergmin
y al COES y llegará a la conclusión que lo afirmado es realidad pura y dura. A
la par tiene que crear reglas para mitigar el desorden de precios que hay en el
mercado, con el beneficio de unos pocos y el perjuicio de muchos.