Columnistas

El costo real de transportar la electricidad y el rol del planificador

Hoy en día, se discuten en los medios diversos problemas del sector eléctrico, pero se deja de lado el fundamental, que, si este no se hubiera presentado, ninguno de los problemas hubiera aparecido porque estaríamos en una época de bonanza. El problema fundamental es el bajo crecimiento de la demanda, lo cual conduce a la llamada «sobreoferta», lo cual a su vez conduce a las compras excesivas de gas y transporte por parte de los agentes, y lo cual nos lleva a la llamada «sub declaración» de precios del gas lo cual a su vez reducen los costos marginales y estos presionan por elevar las primas de subsidio a la generación RER.

¿Qué hubiera pasado si la demanda crecía al 8% anual, tal como se preveía en el 2010?

En esta situación, el problema hubiera sido el transportar energía al sur y norte, porque los enlaces no funcionan como se preveía y además, con el miedo de producir electricidad con Diesel, hasta que llegue el Gasoducto del Sur del Perú (GSP).

La Ley de Concesiones Eléctrica (LCE), promulgada en diciembre de 1992, apunta a generar un sistema energético eficiente, donde las actividades que puedan ser realizadas en condiciones de competencia, tengas precios libres, mientras que el resto de actividades deben ajustarse a lo regulado por el MINEM u Osinergmin.

En el año 1992, el país estaba desfragmentado, con un manejo ineficiente de recursos (la generación) y sin posibilidad de crear mercados competitivos para los clientes y los generadores.

Luego de 25 años, y gracias a una política de conexión nacional de todas las ciudades del país, se tienen hoy, una demanda nacional administrada por un solo comité (COES) que busca la operación eficiente de las centrales disponibles.

La política de conexiones responde a una estrategia nacional que busca incrementar la seguridad del sistema y a la vez mejorar los precios de la energía, procurando que compitan todos los agentes sobre una Red de Transmisión que es una costo «flat» o «tipo estampilla» para todos los usuarios.

Debido a los riesgos de «inseguridad» del Sistema Eléctrico, desde el 2009, se tomaron decisiones para colocar generación local a «Diesel» que haga frente a los posibles riesgos de racionamiento del Sistema. En la práctica, esta generación a «Diesel», llamada Reserva Fría, funciona para estabilizar el sistema y con ello eleva los costos comunes de la red.

Adicionalmente, de acuerdo con una política amplia de seguridad, se incentivo, desde el 2009, la diversificación de fuentes de generación vía proyectos RER, que buscaban por un lado reducir la presión al uso del gas natural que es un recurso no renovable.

Figura 1: Demanda nacional de electricidad distribuída en Centros de Carga o Nodos Energéticos

Los costos de la planificación son asignados al sistema de transmisión, porque es el componente de costo, que pagan los usuarios de forma «plana» y que no altera la forma en que se despacha la energía. En el mes de diciembre del 2017, el costo pagado por transmisión era de US$ 62 millones, de los cuales, el 45% está ligado a las líneas de transmisión y el 22% a costos de seguridad por Reservas Frías y Nodos Energéticos. Las Primas a centrales RER es del orden el 26% del peaje de transmisión.

Figura 2: Costos de la Transmisión a Diciembre del 2017

El peaje de transmisión (9,4 US$/kW-mes o 16,1 US$/MWh) puesto de forma “flat” encubre el verdadero costo de la electricidad para la sociedad. En la figura 3 se muestra el costo que un planificador razonable vería por llevar energía desde el centro del país a cada uno de los nodos energéticos. En el caso de Iquitos el costo viene dado por la compensación al uso de diésel en las centrales térmicas de Iquitos.

Figura 3: Costos Reales de Transportar Energía a los Nodos Eléctricos del País

En el caso del Sur, dicha región debiera de pagar, además de los precios de energía, 36 US$/MWh más, dado que se necesita instalar más equipamiento para poder sostener la demanda del Sur.

Este dado le indicaría al planificador, donde instalar más generación local y que precio adicional se le debería de pagar, respecto a los precios flat, para incentivar dicha instalación. Por ejemplo, si en Lima, un Distribuidor paga por la energía 50 US$/MWh, entonces, el Sistema estaría conforme de pagar a un generador eficiente, es decir, que opere siempre, una prima adicional de 36 US$/MWh.

El Sur tiene problemas de confiabilidad que deben ser resueltos de forma eficiente a largo plazo, para eso se pensó en el Nodo Energético del Sur… pero si no hay gas disponible, o existe riesgo en su abastecimiento futuro, debe apostarse por generación firme y eficiente, de alta confiabilidad y que reduzca los costos reales de transportar energía al sur.


Autor:

Luis Espinoza Quiñones

Gerente General de LAEQ Asociados. Fue Viceministro de Energía y Gerente de división en OSINERGMIN.

 

Artículos relacionados

Agregue un comentario

Su dirección de correo no se hará público. Los campos requeridos están marcados *

Back to top button