El pernicioso mensaje de la sobreoferta de generación eléctrica, por César Gutiérrez
Carencia de acciones nos llevará a pagar altos costos a
partir del 2020
Resumen del artículo anterior
En mi anterior artículo, de fecha 22.09.2017, “Política y
economía no están transitando por cuerdas separadas”, luego de un análisis
cuantitativo de las proyecciones de demanda del Comité de Operación Económica
del Sistema (COES), concluí que era posible convocar en el 2018 a una subasta de
generación en base a recursos energéticos renovables (RER), con dos fechas de
puesta en operación comercial de centrales, 2021 y 2025, que manteniendo la
participación porcentual de las RER del 5% del consumo nacional, permitiría
tener centrales eólicas por 48 MW y solares por 54 MW en el 2021; asimismo, de
biogás por 5.0 MW y geotérmicas por 64 MW en el 2025.
Lo afirmado va contracorriente del mensaje de sobreoferta
que se viene difundiendo con insistencia y amplia cobertura mediática desde hace
tres años. Por esta razón desde el Ministerio de Energía y Minas (MEM), se ha
suspendido cualquier iniciativa de una convocatoria para contar con mayor oferta
de generación eléctrica.
LA NECESARIA DIFUSIÓN DEL CONCEPTO DE GENERACIÓN
EFICIENTE.
Dado que en el parque de producción de electricidad
existente hay unidades de distintas tecnologías: RER no convencionales, que
comprende: eólicas, solares, biomasa de residuos agrícolas, biomasa de residuos
orgánicos, hidroeléctricas de potencias de hasta 20 Megavatios (MW) y
generadoras convencionales, que incluyen: hidroeléctricas de más de 20 MW,
termoeléctricas a gas natural, termoeléctricas duales (gas natural/diesel),
termoeléctrica a carbón y termoeléctricas a diesel; es necesario distinguir las
que tienen bajo de costo de producción, de las que tienen altos costos.
Al hablar de costos de producción, nos referimos al costo
combustible y no combustible, siendo el primero el de mayor incidencia. Hay un
cambio abrupto en las cifras cuando se pasa de la central de carbón que es la de
más alto valor entre las de bajo costo; a las de diesel. Desde 31.64 dólares por
megavatio hora (US$/MWH) hasta 164.71 US$/MWH. Teniendo en cuenta estos
guarismos se utiliza la terminología “generación eficiente” a la producción que
se desarrolla utilizando en el extremo carbón como combustible.
Hoy la llamada sobreoferta está conformada eminentemente por
generadoras duales que se encuentran en las ciudades de Mollendo e Ilo, que
totalizan 2,000 MW, que por el retraso en la construcción del gasoducto sur
peruano (GSP), tendrán que operar a diesel a partir del año 2020 hasta que
ocurra la POC del trajinado proyecto de transporte gasífero. En buen
romance el excedente al que tanto se alude en la prensa económica, está
constituida por unidades que no está dentro de las llamadas de generación
eficiente.
La pregunta indispensable es: ¿si no se incrementa la oferta
más allá de las centrales que están en construcción hasta que año podremos
contar con generación eficiente?
EL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y
ENERGÍA
Como se ha mencionado en artículos anteriores, si usamos las
últimas cifras actualizadas del COES del “Programa de Operación de Mediano
Plazo” (POMP) y del “Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del
SEIN” (IDCO), planteado en un escenario base, que conlleva a una tasa de
crecimiento promedio anual de la demanda de energía del 4%, para el período
2017-2026; el requerimiento de energía alcanzará la cifra de 57,175
Gigavatios hora (GWH) en el año 2020, mientras que la potencia demandada en ese
año alcanzará los 7,732 MW.
LA RELACIÓN OFERTA Y DEMANDA DE POTENCIA Y
ENERGÍA
La comparación de oferta y demanda de potencia y energía,
teniendo en cuenta el concepto de generación eficiente, muestra que a partir del
año 2020 habrá un déficit: 604 GWH en el 2020; 1,918 GWH en el 2021 y 5,000 GWH
en el 2022. Si expresamos esta energía en términos de capacidad de planta que
operen a un factor de planta de 0.8, se tendría un requerimiento de 86 MW en el
2020; 274 MW en el 2021 y 713 MW en el 2022.
Cierro el conteo en el 2022, bajo el supuesto que el gobierno
podrá organizar una nueva licitación del GSP y obtener su POC en enero del 2023.
Los hechos de hoy muestran que lo más probable es que el plazo se extienda, dado
que la empresa Odebrecht Ingeniería y Construcción SA, que tienen en su
propiedad los bienes de la concesión, no están haciendo la transferencia al
concesionario, Consorcio Gasoducto Sur Peruano SA y están en un proceso que
inevitablemente terminará en el CIADI, en un proceso arbitral contra el Estado
peruano.
Los más optimistas, ponen un año para la emisión del laudo
arbitral, con lo cual la POC se diferiría hasta el 2024 por lo menos. El
hecho real y concreto es que Pedro Pablo Kuczynski no inaugurará esta obra.
Los resultados del análisis nos muestran que a partir del 2020,
habrá necesidad de oferta de bajo costo, salvo que se quiera trasladar al
consumidor los 164.71 US$/MWH, de la operación con diesel 2, además de los
efectos de los gases de escape sobre el medio ambiente.
POSIBILIDADES DE OFERTA DE GENERACIÓN
EFICIENTE.
Lo trascendente será ver que puede hacerse desde el gobierno
para revertir la situación que inevitablemente le tocará vivir en el último año
de gestión, donde los gonfaloneros de la sobreoferta de hoy tendrán otra prédica
en ese momento.
Antes que nada tendrán que realizarse inexorablemente procesos
de competencia para contar con mayor oferta, donde hay varias aristas por
analizar antes de salir en alocada búsqueda para paliar la situación:
v En primer lugar tendrá que tenerse claro si hay decisión
política de desarrollar el GSP, la complejidad se ha aumentado porque la caja
fiscal tendrá que asumir un cofinanciamiento por la capacidad que no será
utilizada en los primeros años de operación.
v En caso exista la decisión de construir el GSP, lo considero
indispensable, en segundo término tendrá que hacer un pronóstico real de la
fecha de POC, me inclino por el 2025 , si todo se hiciese correctamente.
v En tercer lugar, en las condiciones señaladas existirá una
altísima vulnerabilidad de la producción de generación eficiente concentrada en
el distrito de Chilca, provincia de Cañete, región Lima Provincias, por una
potencial salida de operación del poliducto Malvinas-Pisco o el gasoducto
Malvinas-Lurín, con lo cual habrá que redefinir la cuantía de la Reserva del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Se tendrá que incrementar
significativamente.
v En cuarto lugar, dado que el incremento de la demanda se dará
principalmente en la zona sur del país por los proyectos mineros, se tendrá que
descentralizar la oferta privilegiando el sur.
v En quinto lugar se tendrá que actualizar el Plan Energético
Nacional 2014-2025, donde hay que revisar la participación del 55% de generación
hidroeléctrica, dado el impacto del cambio climático en la disponibilidad de
recursos hídricos en las diversas cuencas. El Ministerio del Ambiente (MINAM)
tiene estudios preliminares sobre el tema, elaborados por el Stockholm
Environment Institute.
v En sexto lugar tendrá que tener la certeza de la ejecución de
proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos que se están manejando por
iniciativa privada.
v En séptimo lugar, tendrá que definirse la posición oficial
sobre la participación RER en el consumo nacional.
Como se observa la lista es larga, el análisis complejo,
información existe pero hay que consolidarla con un equipo especializado. Preveo
que tal como van las cosas en el gobierno, demorarán más de lo necesario en
tomar decisiones. Por algo hay que empezar para no caer en el inmovilismo, lo
más práctico es una convocatoria RER en el primer trimestre del 2018 con
horizonte de 7 años, que permita una cobertura en 2021 y 2025, con cargo
que a fines del próximo año se tengan definidos todos los temas planteados y se
proponga una política de oferta de largo plazo.