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Se utilizarán centrales eléctricas con costos operativos 421 % más caros

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Central de energía

La afirmación más trillada de los últimos tres años es la llamada sobreoferta de electricidad, de la cual se llega a afirmar que cuando inicien operaciones las centrales de generación que están en construcción, lo cual ocurrirá en el año 2020, será del orden de 5,743 Megavatios (MW), que representa el 73 % de la demanda.

Puestas así las cifras, todo indicaría que debería haber moratoria de oferta. Posición que se practicó de facto en el último año de gestión en el Ministerio de Energía y Minas. Si la ministra Cayetana Aljovín, persona ajena al sector, hace suyos los cantos de sirena, nos llevará a un incremento significativo de tarifas dentro de tres años.

Parece demasiado tiempo para hacer anuncios apocalípticos, sin embargo es necesario precisar que en el sector de electricidad, la construcción de centrales de generación demora entre tres y seis años. Ante un estancamiento de la oferta, dejando solamente que se culminen las generadoras en construcción, la única variable que se mueve para hacer un pronóstico, es la demanda.

Esta ha experimentado correcciones en su tasa de crecimiento al mes de agosto, según las propias cifras del Comité de Operación Económico del Sistema (COES). El crecimiento optimista de hoy (5.4 %) es menor al pesimista de marzo pasado (5.6 %). Para todo efecto, el análisis lo efectúo con el escenario base, que significa una variación anual de 4.6 %; anteriormente era de 6.6 %, con cálculos del año 2020 al 2023.

La falacia de la sobreoferta

Al 2020 la oferta total será de 13,559 MW y la demanda de 7,816 MW. Sin embargo no basta restar ambas cifras para hablar de sobreoferta, pues hay un margen de reserva que por normativa se establece, en este caso de 38.9 % de la demanda, según la Resolución Ministerial: RM-197-2017-MEM/DM, publicada el 22 de mayo pasado, donde se señala que se ha realizado una evaluación para los años 2017-2021, fijando para el período mayo 2017-2018, el porcentaje señalado. Esta cifra la extrapolo al 2020, siendo ésta una posición conservadora.

En el contexto descrito, el excedente de oferta descontada la reserva será de 2,703 MW (20 % de la demanda), la que en su totalidad corresponde a centrales térmicas que al 2020 podrán operar en base a diésel 2 (D2), combustible de costo mucho más elevado que el gas natural y el carbón.

Si hablamos en términos de producción eficiente, es decir centrales que operen a gas natural (GN) e incluimos también la planta de carbón existente en Ilo, al año en mención para cubrir la demanda de energía las mencionadas no serán suficientes y se convertirá en indispensable operar las centrales a D2, debiendo generar en el 2020 la cantidad de 1,888 gigavatios hora (GWH), lo cual evaluado en términos anuales, equivale a una entrega permanente de capacidad de 216 MW.

La situación se agrava en el 2021, donde para atender el requerimiento de energía se necesitará el equivalente de 373 MW a D2 y en el 2022, la cifra se incrementa a 733 MW.  Se supone que en el 2023, si este gobierno hace lo correcto oportunamente, debería ingresar a operar el Gasoducto Sur Peruano (GSP)  y las unidades de producción instaladas en Mollendo e Ilo, que pueden operar con D2 o GN, podrán usar este energético de bajo costo.

Es decir que si bien es cierto hay existencia de un excedente, este es de elevado costo de combustible y será necesario recurrir a él.

421 % más caro

La operación de generadoras térmicas: GN, carbón o D2, tienen costos denominados: costo variable combustible (CVC) y costos variables no combustibles (CVNC), la suma de ambos se llama costo variable total (CVT). Los ítems y su forma de cuantificar están normados y el COES comunica al regulador Osinergmin la valoración cada año.

Utilizando los valores reconocidos en la última regulación tarifaria, que se publicó en abril pasado, se tiene que: las centrales a GN a ciclo combinado son las de menor CVT, el cual llega a 21.24 dólares por megavatio hora producido (US$/MWH), le siguen las de GN ciclo simple, con un  valor de 29.44 US$/MWh, continua la de carbón con un costo de 31.64 US$/MWH. Aquí se marca el tope de lo que se llama generación eficiente y le sigue un gran salto, con el CVT de las generadoras a D2 que es de 164.71 US$/MWH

Si se compara el CVT de las centrales de D2 con la de mayor costo entre las llamadas eficientes, que corresponde a la central de carbón existente en Ilo, el ratio es 5.21, es decir 421 % más caro.

Este escenario es el que se enfrentará el 2020. La pregunta es ¿qué debe hacerse para evitar esta hecatombe que ya está cantada?

Inexorable destino

La salida hubiese sido el GSP, pues permitiría que las unidades de generación duales GN/D2 operasen a GN. Entre Ilo y Mollendo hoy existen 2,000 MW en esa condición, de los cuales se necesitará que en el 2020 operen 216 MW; en el 2021 operen 373 y en el 2022 la cifra de 733 MW. Hoy, esta salida está negada por lo menos hasta el 2023. Es posible fundamentar al detalle esta afirmación, lo cual haré en otro artículo,

La salida va por tener producción que nos pueda ofrecer no solo energía, sino también capacidad (potencia). Esto se llama unidades hidráulicas y si se sigue insistiendo en las generadoras de recursos energéticos renovables (RER), es hora que se mire a la geotermia, de costo elevado aún, pero que en cantidades apropiadas pueden representar una solución. Desde el año 1997 existe una legislación y hay 16 proyectos con autorización vigente, que están en plena evaluación en las regiones de: Arequipa, Moquegua, Ayacucho, Puno y Pasco.

Señora ministra, pida cifras a sus colaboradores, al Osinergmin y al COES y llegará a la conclusión que lo afirmado es realidad pura y dura. A la par tiene que crear reglas para mitigar el desorden de precios que hay en el mercado, con el beneficio de unos pocos y el perjuicio de muchos.

 Fuente: Expreso
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