El sistema de back up utilizando Diesel Nº2 se apoya en la existencia de plantas de al- macenamiento de combustibles muy cercanas a las centrales, por lo que, la provisión de combustible se puede hacer en forma rápida y a bajo costo.
Gráfico Nº 3.6
Sistema energético actual (1998) con seguridad de Diesel Nº2
Fuente: Propia
3% Inversión
US$/kW-año US$/kW-añoO&M US$/kW-añoTotal Fijo US$ / MWhVariable
Chilca / Conchán 44,3 9,9 54,3 33,0
Lima / Pampilla 28,6 6,4 35,0 25,8
De acuerdo con los estándares de diseño para los tanques de almacenamiento ubicados en las plantas eléctricas, se requiere 0,16 barriles de almacenamiento por cada kW insta- lado de la central. Además, el costo de inversión en los tanques equivale a 47,7 dólares por cada barril.
De acuerdo con lo señalado, se puede determinar el almacenaje necesario en cada plan- ta con el objeto de hacer frente a una escasez en el gas natural. Al final, el costo de los tanques equivale a 7,6 dólares por kW instalado de la central.
Cuadro Nº 3.15
Necesidad de almacenamiento de Diesel Nº2
Fuente: Propia
Como parte de los supuestos se ha asumido que la central requiere un ducto de líquidos, necesario para conectar el tanque de la central con los tanques de almacenamiento en la refinería o planta de ventas. El costo del ducto equivale a 3,7 dólares por kW instalado.
Cuadro Nº 3.16 Inversión en ductos de líquidos
Fuente: Propia
Finalmente, para que la central opere con Diesel Nº2, esta debe estar preparada para operar en forma dual (gas natural – Diesel Nº2) por lo que debe reconocerse un costo extra por dualidad. Dicho costo extra equivale a 20 dólares por kW instalado.
Cuadro Nº 3.17
Costo de dualizar (gas natural/Diesel Nº2) las turbinas de gas
En resumen, el costo de inversión adicional, para que operen las centrales en forma dual, equivale a 24,7 dólares por kW instalado, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 3.18.
Cuadro Nº 3.18
Inversión total del sistema de garantía con Diesel Nº2 (US$/kW)
Fuente: Propia
Este costo de inversión puede ser convertido en un costo fijo anual considerando los parámetros financieros utilizados en el sector eléctrico. Además, el costo variable corres- ponde al costo del Diesel Nº2 que es igual a 219,3 dólares por MWh, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.19.
Cuadro Nº 3.19
Resumen de Costo Anual del Sistema de Garantía con Diesel Nº2
Fuente: Propia
3. Alternativa para incrementar la seguridad del sistema energético actual
En la comparación entre las alternativas se aprecia la diferencia en los costos fijos y varia- bles para suministrar la energía en una situación de emergencia. De acuerdo con lo señala- do en la tabla resumen, un alto costo fijo (LNG) produce un bajo costo de operación (US$/ MWh) mientras que un bajo costo fijo (Diesel Nº2) produce un alto costo de operación.
Cuadro Nº 3.20
Resumen de costos de alternativas de seguridad
Fuente: Propia
La solución de este problema pasa por la determinación del tiempo de indiferencia entre uno y otro proyecto (tiempo óptimo), que significa un tiempo de 9,2 días.
Si se tiene en cuenta que el diseño de la planta de LNG obedece a una garantía de sumi- nistro de 5 días, entonces queda claro que el proyecto de redundancia vía la provisión de Diesel Nº2 es la más económica, ya que no presenta fuertes costos fijos y porque además existe ya muy buena parte de la infraestructura construida.
Hay que recalcar que ante un costo de racionamiento de 3 500 dólares por MWh, las al- ternativas presentadas son rentables para tiempos de racionamientos superiores a las 16 horas.
Gráfico Nº 3.7
Comparación de alternativas de seguridad
Fuente: Propia
Gráfico Nº 3.8
Comparación del costo fallas y costos de seguridad
Fuente: Propia
4. Seguridad en el sistema energético futuro
De acuerdo a los resultados obtenidos, el desarrollo futuro del sector eléctrico basado en el gas natural, debe apoyarse en un back up de las centrales duales que operen con Diesel Nº2, y que además, debe orientarse la instalación a zonas cercanas a las plantas de venta de combustibles que existen actualmente.
Gráfico Nº 3.9
Expansión del sistema energético con garantía basada en Diesel Nº2
Adicionalmente, el proyecto de Perú LNG33, permitirá tener un nuevo gasoducto desde
Ayacucho hasta Pampa Melchorita que incrementaría la seguridad del sistema de gas na- tural (line pack).
Ante ello, se debe replantear el desarrollo de los ductos para que las ampliacio- nes que TGP deba hacer en la costa, desde Pampa Melchorita a Lurín, considere un mayor diámetro que permita transportar gas natural hasta Chimbote, de tal forma de desconcentrar la generación térmica en Lima y aliviar el sistema de transmisión eléctrica.
El sistema térmico de gas natural localizado a futuro en Chimbote deberá contar con la redundancia en los almacenamientos de Diesel Nº2 de la actual planta de venta.
5. Valor de la electricidad
Todo programa de planeamiento de la seguridad de suministro se basa en definir cuál es el costo para los usuarios de no contar con el producto suministrado, ya que si el costo de racionar es pequeño, le conviene al suministrador no entregar el producto y pagar la com- pensación.
En el caso del Perú, el costo de racionar la energía considerada en el modelo Perseo y otros es de 250 dólares por MWh, cifra muy inferior al costo que actualmente tiene la electricidad para el país. La determinación de esta cifra obedece al costo de sustituir la energía no suministrada por una fuente propia durante un corto periodo de tiempo. Actualmente el costo del Diesel Nº2 supera los 116 dólares por barril, sin impuestos, lo cual en una turbina de gas natural, con 33% de rendimiento, significa un costo variable de 219 dólares por MWh. Por esta razón, el costo de racionamiento en la actualidad es muy bajo comparado con el costo variable de la autoproducción, y además, se debe tener en cuenta los otros costos asociados a obtener energía a corto plazo.
Para definir el costo de racionar la energía eléctrica a nivel nacional se plantea que el Pro- ducto Bruto Interno (PBI) del país es el resultado de una serie de insumos, siendo uno de ellos la electricidad.
(
,
)
PBI
=
f Electricidad Otros
De acuerdo con esta función, la variación del PBI respecto de la producción nacional de elec- tricidad corresponde al costo marginal que la electricidad tiene dentro del PBI, o dicho de otra forma, el impacto que tendría en el PBI el no contar con una unidad de energía (costo de racionamiento).
PBI
CostoFalla
Electricidad
∂
=
∂
En los Cuadros Nº 3.21 y 3.22 se muestra la evolución del PBI nacional y de la producción de electricidad a nivel nacional.
33Empresa encargada de la Planta de Licuefacción de gas natural, ubicada en Pampa Melchorita, aproximadamente a 170 Km al sur de
Cuadro Nº 3.21
Evolución del PBI (valores nominales) y producción de electricidad
Fuente: Propia
Cuadro Nº 3.22
Evolución del PBI (valores constantes) y producción de electricidad
Fuente: Propia
En el Gráfico Nº 3.10 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente de la curva), a pre- cios del 2006, es de 10 638 Nuevos Soles por MWh, lo cual equivale a 3 500 dólares por MWh.
Gráfico Nº 3.10
PBI (en NS/.) y producción de electricidad
De igual forma, en el Gráfico Nº 3.11 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente de la curva) es de 4 059 dólares por MWh, pero se tiene un factor de correlación menor al ante- rior. La diferencia entre este valor (4 000) y el determinado en el gráfico anterior (3 500) radica en que si se hace un análisis en dólares se tiene el problema del tipo de cambio, que en los últimos años ha descendido lo cual ha incrementado en demasía la pendiente de la curva.
Gráfico Nº 3.11
PBI (en US$) y producción de electricidad
Fuente: Propia
Por lo expresado, el costo de racionar electricidad para el total de la economía debe ser de 3 500 dólares por MWh y la forma de considerarlo en los modelos de simulación de la ope- ración del sistema eléctrico debe adaptarse al hecho de que en el sector eléctrico ya se paga a los generadores eléctricos un ingreso fijo que es la potencia.
Adicionalmente, en el Gráfico Nº 3.12 se muestra el costo marginal de la electricidad para el país y el efecto medio de un MWh en el PBI. Ciertamente, el costo marginal representa el menor valor del efecto de la electricidad en el PBI.
Gráfico Nº 3.12 Efecto de la electricidad en el PBI
6. Situación del sector energético
En agosto de 2008 se presentaron dos “apagones” en distintos distritos de Lima, en esa co- yuntura las empresas Luz del Sur y Edelnor, distribuidoras de energía eléctrica en la capital del país, manifestaron que el “corte de luz” se debió a una falta de suministro de gas natural a las empresas generadoras.
El 02 de agosto de este año el ministro de Energía y Minas manifestó que existía una con- gestión en el gasoducto de Camisea que se extendería hasta el 30 de setiembre de 2009, lo cual, en la práctica, según expertos, significa que se racionaría el suministro de gas natural para las centrales térmicas que utilizan el gas para generar energía eléctrica34.
Asimismo, reconoció que el país atravesaba una situación delicada por el tema del raciona- miento, por las escasas lluvias para alimentar a las plantas hidroeléctricas y que el gasoduc- to estaba congestionado, razón por la que varias termoeléctricas a gas natural no funcionan a plenitud.35
El sistema actualmente funciona con una reserva de 8%, en un escenario con lluvias el sis- tema se encuentra en 23% de su capacidad, que corresponde a 340 MW, de los cuales 200 MW se encuentran inutilizados porque no pueden abastecerse de gas natural.
Los meses más críticos, según los especialistas, son setiembre y octubre, debido a la mayor ausencia de lluvias, por lo que hay un riesgo alto de racionamiento y se vendría un escenario de precios altos, para evitar esto se requiere de acciones rápidas.
El Gráfico Nº 3.13 muestra la reserva operativa en el periodo agosto-setiembre 2008, asi- mismo el Gráfico Nº 3.14 muestra la evolución de la reserva.
Gráfico Nº 3.13
Reserva Fría del SEIN en máxima demanda (Periodo del 19/08/2008 al 19/09/2008)
Fuente: Propia
34http://peru21.pe/noticia/213725/no-hay-cortes-luz-programados-no-puedo-adivinar-fallas
Gráfico Nº 3.14 Evolución de Oferta vs. Demanda
Fuente: Propia
El crecimiento en la demanda de gas natural ha contribuido a que se genere una eventual “crisis” en el oportuno abastecimiento de este hidrocarburo, ya que el crecimiento descon- trolado de la demanda puede generar que para el año 2025 se agoten las reservas de Cami- sea sino se implementa una política energética a largo plazo que se inicie por racionalizar el uso del gas natural, que es principalmente usado en la generación eléctrica.
Los Gráficos Nº 3.15 y 3.16 muestran el crecimiento de la demanda de gas natural, mientras que el Gráfico Nº 3.17 muestra el crecimiento a corto plazo con dependencia exclusiva del gas natural.
Gráfico Nº 3.15
Volumen de gas natural transportado diariamente por TGP En millones de Piés cúbicos diarios (MMSPCD)
25 de agosto 2004 - 18 agosto 2008
Gráfico Nº 3.16
Evolución de máxima demanda de gas natural
Fuente: Propia
Fuente: Propia
La energía siempre ha sido un tema estratégico para los países, sobre todo si se considera el costo que significa para cada país el no tener dicha energía.
En el caso del Perú, la electricidad contribuye de manera importante al crecimiento del país, al tener un costo de oportunidad para el país equivalente a US$ 4 000 por cada MWh vendido.
La importancia de la energía hace que el país trace su objetivo nacional de acuerdo con tres vectores estratégicos: independencia energética, seguridad y oportunidad del suministro y medio ambiente. Estos vectores confluyen en el costo que estaría dispuesto a pagar el país por respetar sus líneas estratégicas.
El sector eléctrico del país está en continua evolución, desde hace 20 años, de una predominancia hídrica a una participación igualitaria entre gas natural e hidroenergía. Esta evolución es producto de las crisis sufridas en el sector eléctrico que llevaron a replantear la necesidad de buscar una mezcla segura entre las dos fuentes energéticas mayoritarias con las que cuenta el país (hidroenergía y gas natural).
Actualmente el sector eléctrico crece a una tasa del 10% anual, lo cual significa un incremento anual de nueva generación del orden de 440 MW. En el año 2015, de seguir la tendencia, la demanda sería de 8 574 MW y el crecimiento anual, en dicho año sería de 857 MW. Es en este nivel de crecimiento donde la instalación de grandes centrales hidroeléctricas es económicamente viable, por tanto, el país no debe sacrificar los proyectos más rentables de generación hídrica comprometiéndolos a demandas externas ya que estas se necesitarán pronto. 2005 2006 2007 50% 36% 66%
El desarrollo del gas de Camisea debe verse, sobre todo en el campo eléctrico, como la transición natural del país hacia una seguridad mayor, donde al aprovechar la ventaja del gas natural, en oportunidad y tamaño de escala, se puede lograr un crecimiento seguro y económico a largo plazo.
Gráfico Nº 3.17
Concepción hidro y gas natural en el sector eléctrico
Fuente: Propia
Gráfico Nº 3.18 El problema del crecimiento
¿Quién garantiza el Balance Oferta- Demanda?
Actualmente el país enfrenta crecimientos de la demanda eléctrica (más del 10% anual) que es un reflejo del crecimiento de la economía en general. En el tema de la energía se debe reconocer que el país tiene una energía barata (comparada con el resto de países) que influye en la reconversión industrial y en la instalación de nuevas industrias.
Por este crecimiento acelerado tiene su “maldición o inconveniente”: se requiere prever, con suficiente antelación, para instalar la infraestructura (capacidad de transporte y reserva) necesaria que satisfaga el consumo futuro.
Por ejemplo, en el caso eléctrico (2008), si el país creciera al 3% anual, en el 2011 se necesitará tener 408 MW adicionales, cifra que puede ser manejada con cierta facilidad ya que se tiene una reserva de 1 000 MW. En cambio, si el crecimiento es del 10% anual, el crecimiento acumulado en 3 años sería de 1 456 MW, lo cual supera los márgenes de reserva.
7. Conclusiones
• El problema actual es la falta de disponibilidad de combustible (gas natural y Diesel) de- bido al uso ineficiente del gasoducto (ciclos simples requieren 66% más transporte que ciclo combinado) y a la demora en el pago del Fondo de Combustibles que perjudica a los vendedores de combustible.
• Falta de unidades de generación para hacer frente al Año Seco, pues no hay control del tamaño y ubicación de la reserva.
• El COES no tiene mandato efectivo sobre los agentes, ya que sus instrucciones depen- den de la buena voluntad de los mismos.
• Falta de control en asegurar el suministro de electricidad, ya que se ha confiado en que el mercado lo provea sólo por la señal de precios, asimismo, se estimó que el riesgo asumido por los agentes no iba a repercutir en el resto de los usuarios.
• Realizar un planeamiento no es hacer estudios, sino controlar que el futuro deseado se cumpla.
• La energía es un complemento importante del desarrollo nacional y requiere una estra- tegia de planificación a futuro para evitar que la indisponibilidad en algún eslabón de la cadena de suministro origine pérdidas sociales mayores que el pago de una mayor seguridad.
• Actualmente, con los altos costos de los hidrocarburos, queda en evidencia que la in- versión en infraestructura energética (transporte y reserva) es el mejor negocio para el país.
Capítulo IV
Competencia hidro versus
el gas natural en la
generación eléctrica
Actualmente el precio del gas natural para la generación eléctrica es de US$ 2,5 por Giga Joule (GJ) lo que equivale a US$ 101,3 por millar de m3. Al respecto, algunas personas entendidas
opinan con dicho precio se hace inviable el desarrollo de centrales hidroeléctricas.
Cuadro Nº 4.1
Precios del gas natural de Camisea
Fuente: Propia
En el caso de la electricidad, el gas natural compite con la hidraulicidad no sólo en los costos variables sino, también, en el costo medio total, ya que la competencia no es por quien opera al corto plazo sino por el que puede capturar mercado.
En esta sección se demuestra que para las centrales hidráulicas con costos de inversión de US$ 2 000 por kW y factor de planta del 70% el actual precio del gas natural resulta atractivo para ejecutar la inversión. El problema de las hidráulicas está en las mayores barreras que tienen que transitar para poder construir una central, lo cual encarece el costo de la central en beneficio de las centrales térmicas.
Un tema muy importante, que muy pocos mencionan, es el hecho que las centrales hidráulicas no pueden contratar por encima del 80% de su energía máxima, lo cual si lo pueden hacer las centrales térmicas, esta imposibilidad se produce por el efecto hidrológico que reduce la ener- gía firme y, por lo tanto, incrementa los costos medios de producción.
US$ / GJ US$ / mil m3
Producción 1,50 60,8
T&D 1,00 40,5
Total 2,50 101,3
PCSGN = 40,50 GJ / mil m3
1. Costos de Producción de Electricidad
El costo medio de producción de la electricidad es la suma de los costos fijos de inversión y operación más los costos variables de la central. Existen dos formas de considerar el trans- porte del gas natural: a) Contratos a Firme; y b) Contratos Interrumpibles.