Jueves 25 de abril 2024 | Contáctenos
César Gutiérrez, autor de estas líneas
Ministerio de Energía y y Proinversión tendrán que estructurar operación con carácter de urgencia
La disputa en curso entre empresas generadoras del sector electricidad, ha escamoteado una realidad inexorable, que a partir del año 2020 habrá un déficit de generación eficiente, que es aquella que se puede producir con bajo costo variable, como son las operaciones de centrales que utilizan recursos hídricos, gas natural o carbón como combustible.
Mi afirmación se basa en cálculos elaborados con la data del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), correspondiente al mes de febrero de este año. En un escenario de crecimiento conservador de la demanda, 3.4% anual, que es lo más probable que ocurra en los próximos 5 años; se requerirá operar las centrales duales del Nodo Energético del Sur (NES), utilizando petróleo diesel 2 (D2). La llegada del gas natural (GN) a estas unidades productivas, si se cumplieran todos los supuestos optimistas del gobierno respecto al Gasoducto Sur Peruano, de los cuales tengo dudas fundadas, llevaría a que se tuviese GN a inicios del año 2024. Es decir 4 años, en los que la cobertura de la demanda se hará con unidades que utilizarán D2, si es que no se plantea una solución inmediata.
EL DÉFICIT DE OFERTA EFICIENTE Y SU ORIGEN
Desde hace tres años, se ha repetido como una letanía que existía un sobreoferta, a la vez que satanizaba el proyecto Gasoducto Sur Peruano (GSP). Nunca se mencionaba que había que reevaluar el tamaño de la reserva de generación; que había que separar las necesidades de cobertura de capacidad (potencia) y suministro (energía); y que había una elevada capacidad en base a D2. En ese contexto, los Ministros que pasaron por la cartera de Energía y Minas, se limitaron a repetir lo que decían los interesados en que no hubiese más oferentes y no se inició ningún proceso para contar con generación eficiente nueva. El inmovilismo total, sobre todo de este gobierno.
Es importante saber el tamaño del déficit, que lo expreso en tamaño de centrales que operen en promedio al 80% de su capacidad. Así la carencia será de 349 MW en el 2020; 584 MW en el 2021; 639 MW en el 2022 y 884 MW en el 2023. Obviamente por la elevada capacidad de las centrales y las condiciones de operación, el proponer que sean cubiertas con generación con recursos energéticos renovables (RER) es impensable. Éstas pueden atenuar el requerimiento pero no atenderlo en su totalidad. Así que lo que cabría preguntarse cómo cambiarán los costos variables de producción si se llegase a operar con D2.
LOS COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN SE QUINTUPLICARÁN SI SE UTILIZA DIESEL COMO COMBUSTIBLE
La central de generación con el costo variable más elevado entre las eficientes, es la de Ilo, que es una unidad que opera a carbón con una capacidad de 140 MW, y que tiene un costo variable total del orden de 32 dólares por megavatio-hora (US$/MWH) producido. Si ésta, sumada a las hidroeléctricas, a las RER y las termoeléctricas a GN es insuficiente para atender la demanda, cosa que ocurrirá a partir del 2020, se necesitará operar con las unidades del NES, utilizando D2, cuyo costo variable total asciende a 163US$/MWH. Es decir se quintuplicará el costo variable de operación. Por supuesto que esto tendrá su correlato en el consumidor, principalmente los que tengan contratos en mercado no regulado; no necesariamente el efecto será en la misma proporción, dependerá como tengan firmado su contrato. Por esta razón, se plantea la necesidad de plantear una alternativa que por lo menos mitigue el incremento significativo en los costos variables de producción.
EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL LICUADO ES UNA BUENA ALTERNATIVA.
La racionalidad para no tener un salto tan abrupto en los costos variables de generación, es que las centrales del NES, que están ubicadas en Mollendo (720 MW) e Ilo (720 MW), puedan disponer de GN, que se podría tener a través de los sistemas conocidos como FSRU (Floating Storage Regasification Unit), que son barcos estacionados mar afuera, donde se almacena y regasifica gas natural licuado (LNG), que es llevado a las termoeléctricas mediante líneas submarinos. El abastecimiento a las FSRU se hace mediante “barcos metaneros” que transportan LNG desde plantas de licuación existentes a nivel mundial.
El sistema FSRU, está ampliamente difundido a nivel mundial y el primero que empezó a operar en Sudamérica fue en Bahía Blanca, Argentina, en el año 2008, en un proyecto que se ejecutó en tiempo record de 100 días, gestionadas por las empresas Enarsa e YPF Argentina.
En el caso peruano, una posibilidad es abastecerse desde la Planta de Licuación de Pampa Melchorita, aunque por los antecedentes del off taker (comprador-vendedor), la angloholandesa Shell; no podemos hacernos grandes ilusiones. Para muestra, tenemos el suministro de la magra cifra de 20 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), para las concesiones de distribución manejadas en el norte por Quavii y en el sur por Gas Natural Fenosa Perú; que han pasado por múltiples dificultades.
Una evaluación mucho más conservadora, sería pensar en importar LNG, suena a un gran contrasentido siendo el Perú un exportador, pero estamos en el mundo de los negocios, ante contratos firmados a nombre del Estado, donde no podemos forzar al inversionista, pues nos llevaría a un arbitraje internacional donde ganaría de todas maneras el privado.
EL PRECIO DE LA ENERGÍA CON GAS NATURAL IMPORTADO.
En el esquema que sugiero, el barco FSRU estaría rentado, y entre LNG importado, alquiler, regasificación y transporte de GN en ducto submarino, el precio del GN, llevaría a contar con una energía que sería por lo menos 23% menor que la operación D2. No es lo óptimo, pero es una mejor solución que usar D2. La tarea para hacer esto una realidad, con una evaluación económica y financiera para determinar con exactitud el precio de la energía que se produciría, la estructuración empresarial para definir quién se hará cargo de la inversión en el FSRU y el mecanismo administrativo de interacción con las generadoras, corresponderá al Ministerio de Energía y Minas (MEM) y Proinversión.
Estas decisiones pasan por dos temas que hasta el momento son temas pendientes en el MEM: elaborar las normas para la importación de LNG y no ceder ante las presiones de las concesionarias de distribución de gas natural por ductos, Gases del Pacífico SA (Quavii) y Gas Natural Fenosa Perú; para que los suministradores de GN sea comprimido o licuado que expendan en su zona de concesión, paguen el concepto de distribución, situación no contemplada al momento de otorgarles la concesión.
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