El futuro de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

El futuro de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

Luis Guillermo Vélez Álvarez

Economista

Con las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) se inició el desarrollo del sistema eléctrico colombiano. En razón de nuestra geografía, en las vecindades de cada municipio, había pequeñas caídas de agua aprovechables para la generación de electricidad. A finales del siglo XIX y principios del XX, en decenas de municipios del País, de Antioquia en especial, empresarios innovadores instalaron equipos – ruedas pelton, generadores y todo lo demás – para abastecer de electricidad los alumbrados públicos, algunas viviendas y unos pocos negocios localizados en el casco urbano. La primera hidroeléctrica de Medellín, construida en 1898, aprovechaba las aguas de la Quebrada Santa Elena. Hacia 1920, en el sitio conocido como Tequendamita, se construyó una pequeña planta, bautizada Don Diego, para servir al municipio de Rionegro. 

 

El desarrollo de la transmisión de alto voltaje hizo posible la explotación de aprovechamientos de mayor tamaño para abastecer un número mayor de municipios a menor costo, por las economías de escala, y con mayor confiabilidad, por la posibilidad de embalsar los excesos de agua en los inviernos para utilizarlos en los veranos. La interconexión de los sistemas eléctricos colombianos, iniciada en los años 60, con la creación de ISA, abrió la oportunidad de construir hidroeléctricas de gran potencia, alimentadas por grandes embalses, para atender la demanda creciente de infinidad de centros de consumo alejados de los puntos de producción. Y fue así como las viejas PCH municipales entraron en desuso, dejaron de recibir mantenimiento y nadie quiso construir nuevas dejando desaprovechados los pequeños potenciales que abundan en el País.

En algún momento las autoridades del sector eléctrico tomaron conciencia de lo absurdo que resultaba desaprovechar los pequeños potenciales hidroeléctricos, que, sumados todos los del País, llegan a 90.000 MW, casi 6 veces la capacidad instalada actual del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Se expidió entonces una sencilla regulación adaptada a las características naturales de esta fuente de generación. Se dispuso que las PCH con potencia inferior a 10 MW no tuvieran que ofertar su energía en la bolsa y que aquellas con potencia superior a 10 MW e inferior a 20 MW lo hicieran voluntariamente. Técnicamente esto significa no participar en el despacho centralizado. Adicionalmente, se las eximió de pagar el impuesto llamado CERE con el cual se financia el llamado cargo de confiabilidad, que remunera parcialmente a las grandes centrales térmicas e hidroeléctricas con embalse que dan firmeza al sistema eléctrico.

Los potenciales que aprovechan las PCH son muy pequeños razón por la cual no se embalsan. Las PCH, dejando el caudal ecológico exigido por las Corporaciones Ambientales, utilizan toda al agua que pasa, por eso también se las llama centrales filo de agua. Esos potenciales están sujetos a grandes variaciones hidrológicas de una temporada a otra, de un día a otro, e, incluso, de una hora a otra. Ello hace extremadamente difícil anticipar la energía que se producirán en cada hora del día, requisito necesario para ofertar en la bolsa.  Así, las PCH están generando siempre que tengan agua y sus equipos disponibles, entregando su energía al SIN.

En razón de la variabilidad de su generación que resulta de la variabilidad de la hidrología, las PCH venden su producción, típicamente a grandes comercializadores, mediante contratos de la modalidad “pague lo generado”, lo cual significa que venden lo producido en cada hora sin haberse comprometido previamente a entregar una cantidad determinada de energía, como si pueden hacerlo las hidroeléctricas con embalse o las térmicas. De comprometerse a entregar una cantidad determinada, las PCH estarían incurriendo en un riesgo muy elevado pues en caso de no producir la cantidad comprometida deben comprar el faltante a precio de bolsa. Justamente por no garantizar la entrega de una cantidad fija, la energía vendida en contratos “pague lo generado” se cotiza a un precio entre 15% y 20% inferior a la vendida en los contratos denominados “pague lo contratado”, que si tiene un compromiso de firmeza.

Las 115 PCH del SIN suman 875 MW, el 6% de la potencia instalada, y aportan un 8% de la generación anual. Actualmente hay unas 4 en construcción, 5 próximas a iniciarla y unas 30 licenciadas. En la UPME hay inscritos unos 90 proyectos que suman 970 MW. Pero parece que las PCH se están convirtiendo en víctimas de su propio éxito.

Una serie de cambios regulatorios introducidos en 2019, y otros que han sido propuestos por los expertos contratados por el Gobierno Nacional para plantear reformas en el mercado eléctrico, apuntan a suprimir las reglas que dan viabilidad a las PCH independientes dentro de la matriz eléctrica del País.

La resolución 096 de 2019 excluyó del despacho centralizado, es decir de la obligación de ofrecer en bolsa, a las plantas con capacidad igual o menor a 1 MW. Entre un 1 MW y menos de 20 MW, esa participación sigue siendo voluntaria, pero los expertos están proponiendo que sea obligatoria. Por la misma resolución 096, la energía de las plantas que no entren al despacho solo podrá ser vendida en contratos pague lo generado a generadores o comercializadores que destinen esa energía exclusivamente al mercado no regulado. Es decir, la energía de las PCH, la de más bajo costo variable, no puede abastecer el mercado regulado donde está más del 70% de la demanda comercial.

La entrada obligatoria al despacho centralizado deja sin piso los contratos “pague lo generado” para todos los agentes, porque resulta imposible tener al mismo tiempo un compromiso de generación en mercado de corto plazo y un contrato de cantidad indeterminada en el de largo plazo. Esto significa que las PCH se verán obligadas a vender en la bolsa o mercado de corto plazo, lo cual dificulta la obtención de financiación de nuevos proyectos y las expone al riego de penalización por las desviaciones.

Las dificultades de financiación afectarían, particularmente, a los pequeños promotores dado que los grandes pueden respaldar sus obligaciones con sus otras fuentes de ingresos. Es dudoso que un banco otorgue un crédito cuando la fuente de pago es incierta en precio y en cantidad.

La penalización por desviaciones introduce un riego adicional que las PCH independientes difícilmente pueden asumir. Cuando la generación de una planta se aparta un 15 % hacia arriba o hacia abajo de la comprometida, es penalizada con una suma igual al monto de la desviación multiplicado por la diferencia entre el precio de bolsa y el ofertado por la planta.

Brevemente explicado, el impacto del Costo Equivalente Real de Energía (CERE) sobre la viabilidad de las PCH independientes consiste en lo siguiente:  una parte de precio que pagan los consumidores finales está destinado a remunerar parcialmente las plantas que tienen el compromiso de suministrar energía firme. Cuando una planta vende en bolsa un KWh a $ 180, una parte de esa suma, unos $ 60, no es suya, sino que es recaudada por el administrador del mercado y destinada al pago de las obligaciones de energía firme de las plantas que tienen ese compromiso. Para los grandes agentes esto equivale a sacar dinero de un bolsillo para pasarlo al otro. Como las PCH no ofrecen energía firme no recuperan nada, razón por la cual para ellas el CERE es un impuesto neto, situación parecida a la de una empresa cualquiera que no tiene forma de descontarse el IVA.

Se alega que el CERE es un ingreso de las PCH y que con su participación en el despacho centralizado lo único que harían es devolver ese ingreso que corresponde a las plantas que si aportan firmeza. Este es un error. Las PCH no aportan firmeza, es verdad, pero tampoco recaudan CERE, como lo prueban los hechos del mercado: el precio de la energía vendida en contratos “pague lo generado” está entre un 15% y un 20% por debajo del precio de la vendida en contratos “pague lo contratado”. El mercado descuenta la falta de firmeza y ese descuento equivale al CERE.

La confusión reposa en la incomprensión de la naturaleza del producto que venden las PCH y en el consiguiente desconocimiento de su importancia dentro de la matriz eléctrica y de su efecto sobre el precio al consumidor final.

Las PCH aprovechan la energía potencial de quebradas y pequeños ríos que no pueden ser embalsados. Esto significa que el agua que pasa por los puntos de aprovechamiento no explotados es energía que se pierde irremediablemente. Esto significa también que es energía de un costo variable extremadamente bajo, con frecuencia nulo. La de las PCH no es una energía firme, es una energía barata y es por eso que se vende a un bajo precio que a la postre beneficia al consumidor final, porque el precio pagado por este no es otra cosa que el promedio ponderado de los costos de producción de las diferentes fuentes participantes en la matriz eléctrica. La electricidad es una sola, pero se produce con distintitas tecnologías cuyas diferencias se expresan en diferencias de costo. Sacar las PCH de la matriz eléctrica eleva el costo de producción promedio de la energía y, por tanto, el precio al consumidor final.

Si se hace obligatorio el despacho central y desparecen los contratos pague lo generado, el negocio de las PCH independientes deberá transformarse de dos posibles maneras, pero ambas implican la pérdida de la energía barata de la generación filo de agua.

Para elevar la firmeza, los nuevos desarrollos deberán hacerse con menor capacidad de generación instalada, elevando el llamado factor de planta. Dada la importancia del costo las obras civiles dentro del costo total de esta clase de proyectos, esto elevará costo de capital por KW instalado y seguramente hará inviables una gran cantidad de potenciales. También para aumentar su firmeza, las PCH existentes deberán invertir en obras civiles o baterías almacenadoras, inversiones que elevarán sus costos de producción. En todos los casos perderá agua y energía y la energía restante será más costosa.

Otra posibilidad, no excluyente de las anteriores, es que las PCH existentes y los nuevos desarrollos que sean posibles queden en manos de los grandes productores, lo cual reduce la competencia en los mercados de corto y largo plazo y en la expansión del sistema de generación.

Poder de mercado es la capacidad de un agente de reducir la oferta para elevar el precio. La mayor parte de los propietarios de los 875 MW de PCH del SIN no están interesados en ejercer poder de mercado y aunque lo quisieran no podrían hacerlo porque no tiene forma de retener el agua para restringir la oferta. No ocurre los mismo con los grandes generadores que pueden almacenar en otros embalses el agua que dejan correr eventualmente en sus PCH. A los grandes generadores tampoco los afectaría mayormente el CERE pagado por sus PCH porque lo que pagan lo reciben por sus obligaciones de energía firme respaldadas por sus embalses o sus centrales térmicas.

La gráfica ilustra el efecto de la existencia de las PCH sobre el precio de la bolsa. El panel A muestra el mercado de corto plazo en una hora cualquiera. Como están generando desde que tengan agua y sus equipos en funcionamiento, las PCH están siempre ahí, en la base de la curva de carga, suministrando su energía y, en consecuencia, desplazando hacia la derecha la curva de oferta. Sin las PCH en el mercado, solo estarían ofertando los recursos despachados centralmente, lo que se traduciría en una menor oferta, desplazamiento a la izquierda de la curva de oferta, ocasionando que el precio se eleve de P1 hasta P2, para una misma demanda. Esto se ilustra en el panel B.

Esto ocurre en cada una de las 8760 horas del año, las PCH ahí, produciendo energía barata y reduciendo el precio de la bolsa y, por tanto, el precio de los contratos de largo plazo que a la larga obedecen a aquel.

Pero además de producir energía limpia y barata y de reducir el precio de bolsa, las PCH contribuyen a la reducción de pérdidas técnicas en las redes de transmisión regional y distribución local por estar situadas en zonas apartadas donde la generación es baja con relación a la demanda. La necesidad de atender sus demandas de conexión, presiona a los operadores de los sistemas regionales de transmisión y los sistemas de distribución local a invertir en líneas y subestaciones lo cual se traduce en mejoras en los niveles de continuidad y calidad del servicio. Sus impactos ambientales y sociales son limitados, comparados con los de los grandes proyectos. En fín, las PCH generan empleo e ingresos fiscales en decenas de pequeños municipios que suelen encontrarse entre los más pobres del País.

Extrañamente el Gobierno Nacional está obsesionado con promover la generación eólica y solar, otorgándoles ventajas que no viene al caso mencionar, pues no se trata aquí de desacreditar la panela ajena para acreditar la propia. Sin embargo, no es ocioso mencionar que, en materia de producción de electricidad, los países suelen explotar concienzudamente los recursos que la naturaleza les dio. Los daneses, tan escasos de tierra, instalan, a altísimos costos, sus molinos de viento costa afuera.  Los noruegos, que en cada fiordo tienen una pelton, disfrutan de la energía más limpia del mundo: 99% hidroeléctrica, sin inquietarse por no tener generación eólica. Los polacos, que tienen la más sucia de Europa, tratan de instalar algo de viento y solar, pero sin renunciar al carbón, mitigando su uso mediante la compra de derechos de emisión. 

Es necesario desligar los problemas operacionales que se quieren resolver de los aspectos financieros. Las perturbaciones que en la operación del sistema introducen las PCH pueden resolverse sin hacer obligatoria su presencia en el despacho centralizado. Se le puede exigir a los operadores que mejoren la frecuencia y calidad de la información hidrológica de suerte que XM, que cuenta con las herramientas y el know-how requerido para ello, haga proyecciones de la generación de corto plazo agregadas por regiones eléctricas o cuencas. En este caso no tendría sentido gravar a las PCH con el CERE.

En lugar de suprimir los contratos “pague lo generado” su utilización debe incentivarse en el mercado regulado. Los comercializadores están en condiciones de manejar la variabilidad de la oferta dentro de su portafolio de compras trasladando a sus usuarios finales un menor precio. Esto fue lo que se hizo con las subastas diseñadas para las eólicas y solares, tecnologías de generación más variable que la de las PCH.

No tendría sentido que el País desincentivara su generación filo de agua, que tiene en abundancia, para promover la solar y la eólica; así como desincentivó el carbón, que se quedó enterrado, para promover el gas y los líquidos en la generación térmica.

LGVA

Febrero de 2020.