Escrito por el Ing. Luis Espinoza Quiñones
Gerente General de Laeq Asociados
Escribo este artículo para poner de manifiesto que últimamente nos dejamos llevar por la ola y no vemos la verdadera marea que se avecina si no emprendemos una verdadera solución a los problemas que realmente importan al sector de energía.
Los verdaderos problemas son aquellos que atañen a los 4 objetivos que debe priorizar el MINEN en su toma de decisiones: i) Seguridad; ii) Economía- Competitividad; iii) Medio Ambiente, y iv) inclusión social.
De acuerdo con la Ley de Seguridad Energética (29970), del año 2012, la Seguridad de Suministro se logra con la diversificación de fuentes y la desconcentración energética.
Hoy la oferta de generación a gas natural del sector eléctrico (2019) está concentrada en Lima e Ica (3600 MW) con una capacidad de transporte de 650 Millones de Pies Cúbico por Día (MMPCD) y sólo se usa menos de la mitad de dicho transporte, que es apagado como un costo fijo por los generadores para poder cobrar un Ingreso “Potencia Firme”.
Desde la emisión de la Ley de Concesiones Eléctricas (1992) el Estado ha procurado reducir la participación hídrica (desde el 90%) porque las centrales hidráulicas y otras Renovables (RER) tienen una baja confiabilidad producto de su afectación a los fenómenos climatológicos , que cada vez son más recurrentes e impactantes en nuestro país.
Recordemos que, en el año 1998, con un parque de generación mayormente hídrico y una sequía extrema, se tuvo que racionar a todos los clientes por 8 horas diarias (33%), impactando en el PBI y en la seguridad del país.
Hoy vemos en la televisión el apagón de Venezuela debido a una falla en la Central Hidroeléctrica del Guri (10 mil MW y una producción del 67% de la demanda), mas de 10 veces la Central hidroeléctrica del Mantaro, y un 30% más que la Máxima Demanda del país (7 mil MW).
La central Hidroeléctrica más grande de Sudamérica está en Brasil (Itaipu con 14 mil MW y 104 TWh de producción anual y representa el 20% de toda la energía consumida en Brasil (470 TWh) y el 10% de su capacidad instalada (150 GW).
Entonces ,porque un país como Venezuela depende de una sola central hidroeléctrica mientras que el resto de los países diversifica las fuentes y desconcentra la producción. La respuesta está en la forma en que se sustenta el crecimiento eléctrico de Venezuela el resto de países y la política de precios a los clientes.
Los consumos per-cápita (kWh/año) de cinco países de región en el año 2017 fueron:
- Colombia = 1300
- Perú = 1400
- Brasil = 2400
- Venezuela = 3000
- Chile = 4100
Si asociamos el consumo per cápita a una forma de Bienestar, según esto, Venezuela es el doble del Perú y debería estar mucho mejor económicamente, pero la realidad es que la política de subsidios en la energía ha distorsionado las comparaciones entre países. Con la llegada del gas natural de Camisea (2004) el sector eléctrico se diversifico y mejoró en sus tarifas, llegando a un equilibrio del 50% entre térmicas e hidráulicas al 2015. Entre el 2008 y 2010, el Estado, temiendo que la generación eléctrica a gas natural desplace a la generación hídrica, promueve, mediante incentivos económicos la generación hídrica y otras Renovables (RER), las cuales se fueron materializando en el periodo del 2015 al 2018. Esta promoción no hubiera causado problemas mayores en los actores térmicos a gas natural si el país hubiera crecido a las tasas el 7% como se había previsto. Los generadores térmicos a gas de Lima se comprometieron con el transportista a pagar la aplicación del gasoducto Camisea – Lima, mediante un pago fijo (contrato firme) que no depende del volumen que transporta dicho gasoducto.
Para incentivar los contratos firmes de transporte, se asoció dicho contrato con el pago de la Potencia Firme de la Central térmica. El precio de Potencia que se cobra a los clientes, a nivel de generación , es de 6,5 US$/Kw-mes, si se descuenta la Reserva eficiente (30%), se tiene que el precio de la turbina de gas sería de 5,0 US$/k3W-mes. Este precio es el que se les paga a todas las centrales que participan de la Bolsa de Potencia.
El número de generadores participantes que cobran de dicha bolsa lo define el MINEN y debería ser similar al Margen de Reserva colocado en el precio. Lamentablemente no hay coherencia entre estos márgenes de reserva lo cual complica la situación de los generadores térmicos que no recuperan ni el costo de la turbina de gas. Un contrato firme de transporte (1,13 US$/mil pies cúbicos) y distribución (0,34 US$/mil pies cúbicos) de gas natural hace que dicho servicio se convierta en un costo fijo tal como es la inversión de la central.
Para un ciclo combinado el transporte y distribución a firme de gas natural equivale a 6,5 US$/kW-mes mientras que para un Ciclo Simple sería de 10,3 US$/kW-mes. Entonces una central de ciclo combinado ( costo igual al doble de una turbina de gas ) tiene un costo fijo de 16,5 US$/kW-mes (2 x 5 + 6,5 ) y un costo variable de 14 US$/MWh, los cuales deben ser recuperados con la venta de energía. Si el Ciclo Combinado opera un 80% y cobra de la Bolsa de Potencia los 5 US$/kW-MWh, valor competitivo a largo plazo.
Pero tal como ocurre en la actualidad, si el Ciclo Combinado opera el 50% del tiempo y cobra un 80% del costo de la Turbina de Gas, entonces su Costo Medio de Energía sería de 50 US$/MWh, y no se puede ofrecer mejores precios a los clientes a largo plazo.
El problema radica en la asunción de los costos fijos del gas por parte de los generadores eléctricos, sabiendo que el ducto se instala por un tema de seguridad y es muy oneroso pedirle a todos los generadores que contraten una capacidad a firme de gas con un factor de planta del 100% para que tengan derecho a cobrar los 5,0 US$/kW-mes, que paga la potencia, cuando solo el transporte de gas les cuesta 6,5 US$/kW-mes.
Los contratos firmados con TGP y Cálidda son de largo plazo (15 a 20 años) porque sino no se hubiera ampliado la capacidad de transporte de gas. Esas eran las reglas del juego antes de que el Estado intervenga en la promoción de energía renovables.
El Estado tiene el derecho de intervenir en el sector eléctrico para procurar la mejora en la seguridad energética, pero debe resolver el problema que ocasionen generadores que también se hicieron cargo de la seguridad energética mediante la ampliación de los gasoductos y la red de distribución de Cálidda.
No se pretende desconocer los contratos de transporte de gas ni las inversiones que han realizado todos los actores de la cadena, lo que se debe hacer es variabilizar el costo del gas para que, con ello, el generador pueda competir en igualdad de condiciones con los otros generadores que tienen preeminencia en el despacho eléctrico (RER). Por ejemplo, una central hidroeléctrica tiene un costo medio de 60 US$/MWh, mientras que un Ciclo Combinado de gas tiene un costo medio entre 45 y 60 US$/MWh, dependiendo si opera entre el 50% y 80% del tiempo.
Dado el riesgo de recuperación de inversiones que tienen las hidráulicas, en un escenario de No Intervención Estatal, nunca hubieran podido competir con los Ciclos Combinados. Entonces, en este escenario las tarifas monómicas de generación serían de 45 US$/MWh y no los 60 US$/MWh que hoy pagan los usuarios regulados producto de la promoción de hidráulicas.
En estos años, los generadores han solicitado al MINEN una solución al problema que les permita competir en igualdad de condiciones con otras tecnologías que no asumen los costos fijos que implica la seguridad energética.
Además, considerar el escenario con el gasoducto del sur (previsto originalmente para el 2020 y retrasado hasta el 2025) que va a originar es un menor uso de la generación de Lima, y el traslado del consumo de gas hacia la zona sur, porque se requiere diversificar la generación.
Si el Estado en su función de planificador y promotor del gasoducto del Sur, previó que el transporte de gas en el sur sería asumido por los generadores como un costo variable, mientras que el transporte de TGP se asume un costo fijo, entonces se agravará el problema para los generadores que hoy están en Lima.
La solución es variabilizar el costo del gas para el generador eléctrico mediante un gestor del gas natural, que asigne las cuotas del gas a los generadores más eficientes y pague los costos fijos actualmente firmados con TGP y Cálidda y con ello liberar la presión y buscar un sector eléctrico más eficiente y económico a largo plazo.
Para muchos es una incertidumbre la cantidad de reservas de gas y la disponibilidad de estas, por lo tanto, el convenir contratos de compra de gas con los productores de Camisea y otros Lotes, así como el desarrollo de nuevos gasoductos, es una tarea del Estado que debe realizarlo de forma conjunta, maximizando la seguridad energética y minimizando los costos.
El problema del pago de la Potencia Firme a las RER (Eólicas y Solares), es sólo la punta del iceberg del problema mayor de los costos fijos del gas que no pueden ser asumidos por los generadores eléctricos,. Cuando el Estado promueve la generación de costo variable cero, que tiene preeminencia en el despacho u por tanto desplazaría a las térmicas de gas que han asumido los costos fijos de los gasoductos.
Se quiso echar la culpa del problema eléctrico a la declaración muy baja de los precios del gas natural, pero era una respuesta económica de los generadores térmicos que necesitaban despachar para aumentar su factor de planta y con ello mejorar su costo medios.
La solución de este problema ayudará a materializar el gasoducto del sur, que se necesita por un tema de confiabilidad y seguridad del sector eléctrico.
Hoy todas las voces concuerdan que el año 2023, los precios en el sur se elevarán por la falta de generación eficiente y el uso de diesel, dado que as líneas eléctricas, construidas y pagadas por todos nosotros, pueden resolver el problema de la confiabilidad del servicios.
La única solución valedera para el Sur, es la ghenrweacón local, económica, eficientes y segura, que este disponible las 24 horas. La RER y Solares se van a desarrollar en el Perú, pro necesitan que las tecnologías convencionales para que operen en armonía sin relajar la confiabilidad del sistema. Luego de resolver el problema del gas natural en el sector eléctrico, tal como se ha señalado podemos tocar el problema de buscar un pago justo para la capacidad que pueden ofrecer las distintas RER.
Fuente: Revista Energía, p. 54 – 57.
