El perniciosos mensaje de la sobreoferta de generación eléctrica

César Gutiérrez, autor de estas líneas

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.

- 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

- En sexto lugar tendrá que tener la certeza de la ejecución de proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos que se están  manejando por iniciativa privada

- 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.