Política y Economía no están transitando por cuerdas separadas, por César Gutiérrez
Nueve cambios en el 2017 de proyección en demanda de
electricidad desconciertan a inversionistas.
Resumen del artículo anterior. Referí
anteriormente, que en una serie de entregas sucesivas propondré para el debate,
consideraciones para que mediante políticas de gobierno de largo plazo, con
efecto en el corto plazo, pueda darse una orientación a la oferta de generación
eléctrica, sin ser controlista ni contrario a la iniciativa privada; pero sí
firme en defender los intereses del Estado.
En mi último artículo (“Huracanes caribeños están por
arribar al debate político peruano”. 21.09.2017), propuse que en el caso de la
generación de energía eléctrica en base a recursos energéticos renovables (RER),
las subastas deberán tener horizontes más extensos de puesta en operación
comercial (POC) para las centrales. Hasta la fecha han sido conceptualizados en
tres años futuros, propongo que se haga a no menos de siete años para
generadoras a biogás y geotérmicas; manteniendo los plazos actuales para las
plantas eólicas, solares e hidroeléctricas de hasta 20 MW.
Dado que el concepto participación porcentual de las RER en
el consumo nacional, es una mirada a futuro, poniendo como fecha de evaluación
final la POC de las generadoras subastadas (máximo 3 años), es indispensable
fijar una tasa de crecimiento de la demanda, que hoy está normada por Decreto
Supremo (DS-012-2011-MEM), que señala que se debe utilizar la considerada por
Osinergmin en su regulación anual de tarifas de generación, cuyo horizonte es de
tres años a lo más. Aquí se presenta la necesidad de los primeros cambios
normativos, en este caso a nivel de DS, para poder tener una base firme de
proyección de demanda a plazos de hasta siete años. Trataré este tema en el
presente artículo.
LAS CUERDAS SEPARADAS DE POLÍTICA Y ECONOMÍA NO
FUNCIONAN
Antiguo discurso, muy usado en el proceso de la delimitación
marítima de Perú y Chile, que se dilucidó en la Corte Internacional de La Haya;
reiterado en los gobiernos de Alan García y Ollanta Humala, sobre todo por los
capitostes de los gremios empresariales, pero cuya vigencia se ha ido perdiendo
paulatinamente, quedando completamente fuera de lugar durante los 14 meses de
gobierno de Pedro Pablo Kuczynski.
La mejor muestra de lo afirmado han sido los múltiples
pronósticos del crecimiento del PBI, ensayados por el Banco Central de Reserva
(BCR), desde una optimista proyección de crecimiento de 4.3% para este año 2017,
calculada en Diciembre del año pasado, hasta un modesto 2.8% del presente mes.
Drama del descalabro en cuatro actos.
La relación entre comportamiento del PBI y la demanda de
electricidad es una realidad estudiada en múltiples veces y confirmada con las
proyecciones de la variación de la demanda que realiza el Comité de Operación
Económica del Sistema (COES); que han sido nueve durante este año, una por mes.
Desde un valor entusiasta de 51,880 Gigavatios hora (GWH), de enero pasado,
hasta un conservador de 49,434 GWH de este mes de septiembre. Es decir una
reducción de 4.7% para el año 2017.
Asimismo el consumo estimado de energía para el 2018, se ha
reducido en 7.3% y en 10.2% para el 2019, de lo que se pronosticó en Enero de
este año.
Con tamañas variaciones en períodos de tiempo tan cercanos, la
incertidumbre para los inversores se acrecienta, más aún cuando se publica
recurrentemente en la prensa económica, la existencia de una sobreoferta de
generación, sin mencionar que está constituida principalmente por plantas que
van a operar a diesel 2, dado el atraso en las decisiones sobre la nueva
licitación del Gasoducto Sur Peruano (GSP)
Es evidente por lo mostrado que hacer proyecciones para plazos
largos, tiene complejidad mayúscula. Una caída de la demanda futura, implicará
que la participación RER en el consumo nacional se incremente. Por esta
atendible razón, los opositores a programar subastas RER con POC a siete años,
van a tener argumentos para su posición. Sin embargo hay salidas
ESCENARIOS EN LAS PROYECCIONES PARA TOMAR DECISIONES EN
HORIZONTES MEDIOS.
Hay información pública que puede ser utilizada para hacer
proyecciones de la demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN),
que es la principal componente del consumo nacional, cerca de 92% a la fecha. Es
pertinente recordar que el concepto consumo nacional incluye la autoproducción
que va en franco descenso y la balanza exportación e importación, que hoy es
prácticamente nula.
EL COES hace periódicamente dos proyecciones que pueden ser
utilizadas, la correspondiente al “Programa de Operación de Mediano Plazo del
SEIN” (POMP), con un horizonte de 2 años y el “Informe de Diagnóstico de las
Condiciones Operativas del SEIN”, con un horizonte de 9 años (IDCO).
A la fecha contamos con el POMP de Septiembre 2017, que
proyecta la demanda del período 2017-2019 y el IDCOP, de Febrero 2017, que hace
pronósticos para el período 2019-2028. Se puede trabajar con ambos documentos y
hacer una predicción en tres escenarios, que tome como base lo ocurrido en el
2016 y tenga como horizonte el año 2026.
Según lo mencionado se ha elaborado curvas de proyecciones de
demanda en escenarios: optimista, base y pesimista.
Siendo conservadores, es decir trabajando con el escenario
base; que implica una tasa de crecimiento anual promedio de la demanda de 4.0%,
se pueden plantear algunas conclusiones.
Con lo sustentado se puede modificar el DS-012-2011-MEM, para
utilizar las proyecciones del COES en escenario base, para cuantificar el
porcentaje de participación de las RER y la energía requerida en cada
subasta.
EL CONCEPTO DE ENERGÍA REQUERIDA Y LOS
POTENCIALES VALORES A SUBASTAR.
El cálculo de la participación RER permite al gobierno de turno
de ver el cumplimiento de la tasa que se haya definido, hoy del 5%, recordando
que es una mirada a futuro a la fecha de la POC de las generadoras, definida en
cada subasta. Sin embargo esta variable no es suficiente para definir las
expectativas para los inversores, cuyo interés es conocer que cantidad de
energía anual va ser subastada por cada tecnología, allí interviene el concepto
de “Energía Requerida” (ER).
Según la normativa existente, la ER es la diferencia evaluada a
la fecha de cierre de la POC establecida en cada subasta, entre la energía anual
determinada con la participación RER, menos la adjudicada acumulada en todas las
subastas anteriores. A la fecha entre las 4 subastas se ha adjudicado la
cantidad de 2,651.02 GWH.
Si se programase una subasta en el año 2018, y se siguiese mi
planteamiento que se ponga dos POC, que corresponderían a los años 2021 (3 años)
y 2025 (7 años), la Energía Requerida, con las proyecciones de demanda del COES
en escenario base, sería de:
Ø ER 2021 (GWH)= 0.05 x 60,403 – 2,651.02= 369.13 Ø Energía
adjudicada 2021 (GWH)= 2,651.02 + 369.13 = 3,020.15 Ø ER 2025 (GWH)= 0.05 x
70,067 – 3,020.15 = 483.20
Para hacer tangibles las cantidades calculadas, interpreto las
cifras. En el 2021, siguiendo la asignación de participación entre eólica y
solar, utilizada en la cuarta subasta (año 2016), de 59% para la primera, con
factor de planta de 0.52 y 41% para la segunda, con factor de planta de 0.32;
habría una oferta de centrales eólicas por 48.0 MW y solares por 54.0 MW.
En el 2025, lo que se obtendría si pudiese estructurar rellenos
sanitarios a nivel nacional que signifiquen 50% de capacidad de lo existente en
Lima, se tendría una generación de 5.0 MW a factor de planta de 0.83 que
implican 36.35 GWH, quedando pendientes de cubrir la cantidad de 446.85 GWH
anuales, que a un factor de planta de 0.8, implicarían una central geotérmica
64.0 MW. Como referenciar puedo mencionar que Chile acaba de inaugurar una
geotérmica de 48 MW.
Cifras elocuentes para un planteamiento de oferta a 7 años
vista.