Miércoles 24 de abril 2024 | Contáctenos
Por: César Gutiérrez
No para todos las próximas fiestas patrias serán de tranquilidad, la paralización de operaciones en el lote 88 e infraestructura relacionada con la separación del gas natural (GN) y los líquidos de gas natural (LGN), que se inicia el 28 de julio próximo, significará para los 700 más grandes consumidores de electricidad del país, el inicio de un período de incremento de facturación para el mes de agosto, del orden del 33% en promedio. Será solo por un mes, pero la cifra es significativa e impactará en los costos de operación de las empresas mineras, industriales y comerciales, es decir los grandes centros comerciales de la capital y provincias.
La razón del tarifazo, ajeno a los operadores eléctricos y de cualquier medida regulatoria, está en que la paralización por mantenimiento por 15 días; según se comenta en los corrillos del sector energía, no hay versión oficial de la duración; implicará restricción en el suministro de GN para las termoeléctricas ubicadas en la localidad de Chilca, en la región Lima y en los distritos de Pisco e Independencia en la región Ica; que representan el 32% de la capacidad de producción de electricidad. Hay que recordar que la generación en base a GN es la de más bajo costo.
LLAMA LA ATENCIÓN QUE PLUSPETROL PROGRAME MANTENIMIENTO EN ÉPOCA DE BAJA HIDROLOGÍA.
La atención del consumo de electricidad, se hace en el país por generadoras de cinco tipos: hidroeléctricas, termoeléctricas a GN, termoeléctrica a carbón, generadoras en base a recursos energéticos renovables (eólica, solar, bagazo y residuos sólidos urbanos) y termoeléctricas en base a diesel 2 (D2). Algunas de las termoeléctricas que utilizan GN, también pueden operar alternativamente a D2, las que se denominan, centrales duales.
La capacidad de las hidroeléctricas representa el 35% de la oferta, si se mide en la época de hidrología alta, denominada avenida, que corresponde al período diciembre-abril; pero disminuye en un 14% hacia el mes de agosto, que corresponde a baja hidrología, denominada época de estiaje. En cifras de capacidad de producción, el descenso referido es del orden de 600 MW. Cantidad nada despreciable, equivale a la suma de las capacidades de todas las hidroeléctricas de la cuenca del río Santa Eulalia, más la hidroeléctrica de Carhuaquero.
En época de estiaje, las termoeléctricas a GN, dan cobertura a la caída de producción hidráulica. Pero si en ese escenario se restringe el suministro de GN, no hay forma de atender los requerimientos de la demanda, sino es con termoeléctricas a diesel, cuyo costo variable de producción, es 8.25 veces que la de una central a GN.
Siendo lo reseñado un hecho conocido, la pregunta es ¿por qué Pluspetrol programa su mantenimiento en este escenario adverso del sector electricidad? A lo que habría que agregar ¿por qué desde el Ministerio de Energía y Minas se ha aceptado tan fácilmente una decisión de esta naturaleza?
EL IMPACTO ECONÓMICO EN LOS GRANDES CONSUMIDORES
La afectación en la facturación se dará en los grandes consumidores, que son 700 a nivel nacional, cuyo precio de transacción se determina por negociación directa con un productor (Engie, Enel Generación, Fénix Power, etc.) o un distribuidor (Enel Distribución, Luz del Sur, etc.).
En estos contratos se fija un precio, pero se establece que si existen cambios significativos en el mercado de transacción diaria (mercado spot), se trasladarán al cliente. Eso es justo lo que va ocurrir a partir del 28 de julio próximo, donde la suspensión de actividades originará que el suministro de GN se vea restringido a la tercera parte.
Para coyunturas como éstas, existe normativa de diciembre del 2012 (DS-050-2012-EM), que establece que hay una orden de prelación de atención, privilegiando a los consumidores residenciales y comerciales menores, siguiendo con el gas natural vehicular, luego del cual recién se atiende a las termoeléctricas.
La cantidad de GN disponible para generación eléctrica, conlleva a que la producción en base este energético asociada a la producción de Camisea y lotes adyacentes, se reduzca de 3,770 MW a 944 MW, haciéndose indispensable que operen a D2, las centrales existentes en Mollendo e Ilo, además de cerca del 60% de la capacidad de las centrales duales.
El gran problema es que se pasa a atender la demanda con un costo de producción de 8.25 veces al que se tenía antes de presentarse esta situación. Si esta condición se mantiene tan solo 5 días en un período de 30 días, la facturación de agosto para estos clientes se incrementará en un 33%, presentándose casos que se llegará hasta el 57%, que corresponde a consumidores que hicieron contratos en los dos últimos años de precio muy bajo cambiándose de proveedor de energía.
Es tarde para revertir la situación, pero una vez más estamos en un caso que desde el MEM, no se hizo nada para evitar este problema, a pesar que el sector más golpeado será el minero.
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