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Si no se construye el GSP a partir del 2020 se generará con diesel. Visión de los generadores.

Voy a dar la visión de los generadores eléctricos de ENGIE y mostrar un poco las necesidades del sector, especialmente en cuanto a la robustez del sistema. Obviamente con soluciones estratégicas y sostenibles y no intermitentes, por decirlo de alguna manera.

Normalmente los balances de oferta y demanda de energía se presentan con un balance de todo el año. Pero ahí no suele verse el estrés que tiene el sistema cuando hablas únicamente de la época de estiaje. En 6 meses de estiaje, por ejemplo, hay un crecimiento promedio de demanda del COES. Y considerando únicamente el crecimiento de aquellos proyectos que hoy día están en construcción, que realmente son muy pocos.

El 2020 se usará Diesel

Para ese crecimiento de la demanda, el abastecimiento al 2020, especialmente durante todas las horas punta, va a ser con combustible líquido. Cuando hablamos de combustibles líquidos hablamos fundamentalmente de Diesel. Todas estas plantas del Nodo Energético, de las reservas frías, estarán operando con combustibles líquidos. Esto, considerando que el GSP, en el mejor de los casos, llegue el 2021.

Si el GSP no llega el 2021, sino el 2022, toda esta parte va a seguir siendo usado con Diesel. Y así, en la medida que nos demoremos más con el GSP habrá más requerimiento de Diesel. No hay otra solución en el mercado que no dependa básicamente del GSP. Y estamos hablando de magnitudes de potencia especialmente en las horas punta.

Una primera conclusión de esto es que el GSP ofrece una solución a un problema estructural de generación, y que podríamos tener una ganancia a futuro.

¿Cuál es la diferencia de precios de pasar del coste de producción de un ciclo abierto a Diesel? Es pasar de 25 dólares el MwH a 300 dólares el MwH. Y eso es algo que, de una u otra manera, con fórmulas tarifarias, se traduce en costos de producción que replica finalmente en la tarifa del consumidor.

Pero digamos que nuestro problema no es solamente verlo así a nivel nacional. Creo que tenemos que enfocarnos fundamentalmente en aquellas zonas donde la generación eléctrica es deficitaria cuando detona la demanda. ¿Y qué es la zona sur? ¿Cuál es la solución que se ha tenido en todos estos años?  Sabemos que Camisea se ha concentrado en Lima, y el Sur es una zona muy importadora del sistema SEIN.

¿Qué solución ha tomado el Estado en los últimos años?

Desarrollar líneas de transmisión en 500kV. Se está construyendo una nueva línea en 500 mil voltios que debe llegar ya en este año. Si estas líneas de transmisión en el sur habría generación con Diesel las 24hrs.

La capacidad nominal que tienen estas tres líneas de transferencia para llegar del centro hacia el sur es aproximadamente 2,600 Mw. El problema es que lamentablemente el transporte de electricidad no es como el transporte del agua o de cualquier otro hibrido. La electricidad está condicionada por la relación de sus estancias que tienen estas líneas de transmisión. En resumen solo podemos transferir 1,400 MW del centro hacia el sur. Es como tener una autopista en la que solo se pueden usar dos carriles de cuatro o de seis.

El problema se agrava más porque hay otro fenómeno eléctrico que hoy en día está muy de moda en el sistema, que es la Resonancia Sub Síncrona, que por seguridad hace que los flujos de transferencia se limiten aún más.

¿Proyectos?

Y ¿qué es lo que tenemos a futuro? Solamente unos proyectos de centrales hidroeléctricas pequeñas. Y la demanda va a seguir creciendo por el desarrollo minero, especialmente hacia el 2019 y 2020, donde todos esperemos que los proyectos mineros estén ya reactivados, entrando algunos en construcción y otros en operación.

Por ello, a partir del 2019 de todas maneras va a operar el Diesel, durante todas las horas de punta y durante todos los meses del año. Aquí estamos bordeando los 1400 MW porque entendemos que el problema de resonancia es un ciclo que está resuelto. Pero el problema de congestión no lo vamos a poder resolver. Claro, uno podría decir la solución es poner otra línea más; pero lo que pasa es que las líneas de transmisión igual ocupan servidumbres y creo que ya no hay espacio para llevar otra línea de 500kV. Si no resolvemos estructuralmente el problema de la generación en el sur, nos vamos a enfrentar a costos o precios de producción de energía eléctrica muy alta en los próximos años.

Por eso creemos que en los meses de estiaje podría estarse abasteciendo de producción barata, pero vas a tener todos los días 6 horas con precios muy altos; y que al final la tarifa representa una proporción de los costos de las horas de punta.

El GSP

Entonces, nosotros creemos que sin duda el GSP es una estructura muy necesaria en el sistema. Pero al mismo tiempo necesitamos hacer un proceso de licitación bien hecho, lo cual toma su tiempo. Por eso hablo de objetivos contrapuestos. Un proceso bien hecho y que genere competencia, que no haya solo uno o dos postores sino varios. Pero que todos ellos tengan el tiempo suficiente para elaborar su propuesta y conseguir las aprobaciones que se requieren para conseguir aprobaciones de poner mucho dinero.

Que sea un proceso bien estructurado, con suficiente información y tiempo suficiente para que los postores puedan dar una buena oferta, el proceso resulta con mejores precios y probablemente con una infraestructura más acorde a la necesidad y a los requerimientos de demanda de gas que la gente quiere. Pero esto va a tomar más tiempo.

¿Qué debe buscarse?

Minimizar el tamaño de la infraestructura. Lamentablemente es una infraestructura que tiene que tener evidentemente muchas economías de escala. No se va a usar un 100% en el inicio. Eso mismo ha pasado con el gasoducto que viene de Camisea; aunque la demanda creció más rápido de lo esperado. Si se hace una infraestructura grande va a demorar mucho tiempo el pago de ese subsidio, y probablemente generará dudas sobre si es un beneficio o un perjuicio.

Un reto enorme. Sucede con la línea de transmisión, pero sucede con mayor magnitud con la infraestructura de gas natural. Desde el punto de vista operativo es mejor construir un ducto grande y tenerlo enterrado en un predio. Pero si su consumo es muy bajo te genera mucho subsidio. Por otro lado, si quieres minimizar costos mejor construye un ducto de menor dimensión y pones mucha presión. Pero eso te demanda mucha operación y mantenimiento mayores. Entonces todo es un previo para buscar lo que sirve. Ese es el reto fundamental cuando se planifica una infraestructura de esa magnitud.

Por otro lado, lo que se busca es utilizar la infraestructura ya construida. Realmente, a veces esto dentro del sector eléctrico genera mucha controversia. El Estado ya hizo una licitación para la infraestructura de generación eléctrica en el sur. Esa infraestructura ya existe, está operando y está preparada para usar el gas natural. Entonces ¿por qué pensar en poner más infraestructura de generación y generar más subsidio? No tiene sentido. Lo que se tiene que hacer en este mismo proceso, es buscar algo que realmente que el consumidor ya viene pagando.

Inicialmente, por ejemplo, se pensó la Reserva Fría. La Reserva Fría se licitó pensando en hacer el primer generador que iba a ser parte del Nodo Energético, y después se licitaron otras dos plantas como Nodo Energético. Si uno sigue bajo ese concepto puede generar mucha redundancia y eso termina en perjuicio del consumidor, ya sea industrial o regulado. Y al final te genera otro problema, porque tienes que ver cómo distribuir los subsidios dentro de esos agentes, generando probablemente percepciones de discriminación, etc.

Este es el gran reto: definir bien la infraestructura. Para ello hay tres alternativas. Una es que el Estado financie el 100%, ya sea de generación eléctrica, transporte o todos los usos del gas natural. Otra alternativa es distribuir todo ese costo entre los diferentes consumidores, tanto de combustibles líquidos como de electricidad; a través del FISE y otros. Otra puede ser una combinación entre el financiamiento que hace el Estado o el costo que se puede recaudar a través de estos otros subsidios, distribuyendo el impacto en el sector eléctrico.

Pero, ¿qué es lo que realmente puede mitigar todo esto? Que el consumo aumente y pueda pagar esa infraestructura. Incentivar un mayor crecimiento de demandas de electricidad y gas. Desde el punto de vista del gas se necesita primero garantizar gas, se necesita dar un mecanismo o incentivo para que las industrias utilicen o hagan una mayor utilización del gas natural e implementen sus propias operaciones actuales. Y por el lado de la electricidad, es la utilización al 100% del Nodo. Si queremos que el Nodo esté full, debemos tener una demanda elíptica.

SUMILLAS

“A partir del 2019 de todas maneras 8 el sur) va a operar el Diesel”.

“Si no resolvemos estructuralmente el problema de la generación en el sur, nos vamos a enfrentar a costos o precios de producción de energía eléctrica muy alta en los próximos años”.

“…uno podría decir la solución es poner otra línea de transmisión, pero lo que pasa es que las líneas de transmisión igual ocupan servidumbres y creo que ya no hay espacio para llevar otra línea de 500kV”.

“…más que pensar en poner más infraestructura pensemos en generar más consumo de electricidad en el país…”

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