Sobrepagos en Energía, la solución a los cortes
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Para evitar cortes, el Gobierno nacional paga 80 veces más por la energía que consume. Se contratan equipos móviles para el verano, pero quedan estables. Soluciones caras e ineficientes ante la falta de inversión.
Era la primavera de 2007. El Gobierno, que ya había empezado a recorrer el camino de las soluciones heterodoxas para problemas relacionados con la falta de inversión, a través de Enarsa convocó a una licitación para sumar 11 equipos móviles de generación eléctrica durante el verano. Fue una alternativa cara e ineficiente, pero desde la mirada del ministro de Planificación, Julio De Vido, parecía un precio justo para evitar el costo político de una ola de cortes de electricidad en la época más calurosa del año.
Ocho años después, esa opción, que había surgido por la coyuntura, se convirtió en una solución permanente; de hecho, hay un equipo en las cercanías de la Casa Rosada.
En el caso de los equipos más caros, las diferencias llegaron a superar hasta 180 veces el precio promedio de la energía de las mayores usinas del país, según figura en los registros de Cammesa (la compañía administradora del mercado).
Esas unidades se dejan ver en varios rincones de la ciudad de Buenos Aires, pero también en otras zonas del país. Suelen ser máquinas enormes, ubicadas dentro de una caja similar a un contenedor, que apuntan a resolver problemas de distribución (como los de Edenor y Edesur) o de transporte (Transener es la empresa que presta ese servicio a nivel nacional).
El tamaño de la factura -que surge principalmente de acuerdos de suministro que firmó Enarsa durante la gestión de Exequiel Espinosa y el paraguas de Planificación- impresionó incluso al ministro de Economía, Axel Kicillof. Desde fines del año pasado, sus hombres intentan pasar la mayor cantidad de contratos a la órbita de la Secretaría de Energía (Mariana Matranga es su titular), que si bien está en el organigrama que lidera Julio De Vido responde a Economía. También iniciaron gestiones para reducir los costos.
"No se pueden comparar porque tienen funcionamiento y objetivos distintos. Se trata de centrales de pequeña potencia que se ubican en puntos de la red donde hay requerimientos extremos. Esto permite mantener los niveles de tensión. Si tuvieras que abastecer con 20 Mw ante un extremo de frío, deberías prender una turbina mucho más grande", argumentó una fuente de Planificación.
Cammesa autorizó pagos por un promedio de $87 por megawatt por hora (MWh) en el primer mes de este año a las centrales eléctricas de gran porte, que generan bajo la llamada resolución 95 y venden en el mercado spot. Es el grueso de la producción nacional e incluye a empresas como Yacyretá, Central Puerto, Endesa Costanera, Genelba y Na-SA (opera las centrales atómicas).
Si bien venden energía bajo otra modalidad, en términos comparativos, un grupo de pequeños generadores recibió una retribución mucho mayor por proveer la denominada "energía distribuida", si se tiene en cuenta el costo total de esos equipos y la energía que generaron. La central Paraná (de la firma Emgasud) cobró $1059 y la de Olavarría, de la misma empresa, $1523. La empresa Sullair, también proveedora de equipos de generación móvil, cobró $5318 por MWh por un complejo en La Plata, mientras que Secco recibió $2433 por la central Ceres, $2069 por otra en Venado Tuerto y $6995 por una usina en La Rioja.
La más cara fue una unidad de Agrekko, cuya casa matriz está en Escocia y llegó al país en 2008, cuando comenzó la demanda oficial de esta clase de equipos.
El ex secretario de Energía Emilio Apud aclaró que "el pago a estos generadores es por potencia [la disponibilidad del equipo] y energía. El componente más importante es el de potencia, y es de tal magnitud que a muchos les resulta más rentable no generar", por lo que "hay casos en los que por la generación de menos de un día al mes se pagó más de 5 millones de pesos". El ex funcionario recordó que, "ante la falta de generación por visión cortoplacista e imprevisión del Gobierno", en 2007 Enarsa licitó unos 60 equipos. En la mayoría se usó gasoil, más caro y contaminante que el gas. Este programa se denominó programa de generación de energía eléctrica distribuida. "Desde el punto de vista económico este sistema colaboró para que tengamos un costo de generación altísimo, paradójicamente con una tarifa eléctrica de las más bajas del mundo", completó.
Técnicos del sector eléctrico explicaron el motivo de esos precios exorbitantes. El Gobierno firmó contratos en los que paga un importe muy alto por la disponibilidad de la energía para atender eventuales urgencias. Entonces, cuando una máquina funciona poco, su costo promedio es altísimo. Por ejemplo, en enero la central Guillermo Brown, con una capacidad instalada de 25 MW, generó 331 MWh; es decir, se usó el equivalente a 13 horas al 100%, sobre 744 horas posibles. Pero su retribución por estar disponible es de $5,3 millones al mes, por lo que el precio promedio por MWh fue de $16.060 (casi 185 veces más que la remuneración promedio de las grandes usinas). Cuatro meses después, en mayo, fue despachada por más tiempo y el precio cayó a $968.
"Para gestionar los apuros de una oferta eléctrica que corre atrás de la demanda se han instalado 1200 MW de equipos generadores de baja potencia y altísimo costo, que generan con gasoil y tienen baja eficiencia. Son muy contaminantes. Otra sería la historia si con una política de largo plazo esa potencia hubiera estado suplida con energías alternativas", criticó Daniel Montamat, ex secretario de Energía y consultor.
Un ejemplo: por el llamado UGEM 13, en el Gran Buenos Aires, se pagaron $5,2 millones. El contrato incluye 11 unidades generadoras (cada unidad es un semirremolque estacionado en la calle) que produjeron 356 MWh en el mes, equivalente al consumo de 1500 usuarios. En cambio, los clientes de Edesur pagaron por la misma energía $56.250.
En enero, se les pagaron a las UGM $196,75 millones para producir 38.428 MWh y $836 millones a las generadoras enmarcadas bajo el programa que creó la resolución 220 de la Secretaría de Energía, de estímulo a las inversiones (bajo ese paraguas la gestión de Kicillof intenta pasar cada vez más contratos de energía menos eficiente), que produjeron 1.057.732 MWh, es decir, 27 veces más.
A las unidades del programa UGM se les pagó en promedio $5120 por MWh por una generación equivalente al 0,03% del total producido en el país en el primer mes del año. A las centrales térmicas convencionales, como Puerto y Costanera, que aportaron un 12% de la oferta, se les pagó un promedio de $64 por MWh.
"La economía del sistema eléctrico está absolutamente desquiciada. Los resultados de una política pésima aplicada desde el Ministerio de Planificación y la Secretaría de Energía durante 12 años están a la vista de todos. En el caso de Cammesa se observa que las retribuciones por estas pequeñas unidades de generación distribuida y de emergencia tienen costos altísimos", lamentó el ex secretario de Energía Jorge Lapeña.
Fuente: La Nación.-
Era la primavera de 2007. El Gobierno, que ya había empezado a recorrer el camino de las soluciones heterodoxas para problemas relacionados con la falta de inversión, a través de Enarsa convocó a una licitación para sumar 11 equipos móviles de generación eléctrica durante el verano. Fue una alternativa cara e ineficiente, pero desde la mirada del ministro de Planificación, Julio De Vido, parecía un precio justo para evitar el costo político de una ola de cortes de electricidad en la época más calurosa del año.
Ocho años después, esa opción, que había surgido por la coyuntura, se convirtió en una solución permanente; de hecho, hay un equipo en las cercanías de la Casa Rosada.
Los números oficiales muestran los resultados del plan: en enero de este año, el Gobierno les pagó a las unidades de generación móvil (UGM) 80 veces más en promedio que a las grandes unidades térmicas convencionales (más eficientes), como Central Puerto y Costanera.
En el caso de los equipos más caros, las diferencias llegaron a superar hasta 180 veces el precio promedio de la energía de las mayores usinas del país, según figura en los registros de Cammesa (la compañía administradora del mercado).
Esas unidades se dejan ver en varios rincones de la ciudad de Buenos Aires, pero también en otras zonas del país. Suelen ser máquinas enormes, ubicadas dentro de una caja similar a un contenedor, que apuntan a resolver problemas de distribución (como los de Edenor y Edesur) o de transporte (Transener es la empresa que presta ese servicio a nivel nacional).
El tamaño de la factura -que surge principalmente de acuerdos de suministro que firmó Enarsa durante la gestión de Exequiel Espinosa y el paraguas de Planificación- impresionó incluso al ministro de Economía, Axel Kicillof. Desde fines del año pasado, sus hombres intentan pasar la mayor cantidad de contratos a la órbita de la Secretaría de Energía (Mariana Matranga es su titular), que si bien está en el organigrama que lidera Julio De Vido responde a Economía. También iniciaron gestiones para reducir los costos.
"No se pueden comparar porque tienen funcionamiento y objetivos distintos. Se trata de centrales de pequeña potencia que se ubican en puntos de la red donde hay requerimientos extremos. Esto permite mantener los niveles de tensión. Si tuvieras que abastecer con 20 Mw ante un extremo de frío, deberías prender una turbina mucho más grande", argumentó una fuente de Planificación.
Cammesa autorizó pagos por un promedio de $87 por megawatt por hora (MWh) en el primer mes de este año a las centrales eléctricas de gran porte, que generan bajo la llamada resolución 95 y venden en el mercado spot. Es el grueso de la producción nacional e incluye a empresas como Yacyretá, Central Puerto, Endesa Costanera, Genelba y Na-SA (opera las centrales atómicas).
Si bien venden energía bajo otra modalidad, en términos comparativos, un grupo de pequeños generadores recibió una retribución mucho mayor por proveer la denominada "energía distribuida", si se tiene en cuenta el costo total de esos equipos y la energía que generaron. La central Paraná (de la firma Emgasud) cobró $1059 y la de Olavarría, de la misma empresa, $1523. La empresa Sullair, también proveedora de equipos de generación móvil, cobró $5318 por MWh por un complejo en La Plata, mientras que Secco recibió $2433 por la central Ceres, $2069 por otra en Venado Tuerto y $6995 por una usina en La Rioja.
La más cara fue una unidad de Agrekko, cuya casa matriz está en Escocia y llegó al país en 2008, cuando comenzó la demanda oficial de esta clase de equipos.
En enero se le pagaron $15.145 por MWh para remunerar el complejo que tiene en Remedios de Escalada.
El ex secretario de Energía Emilio Apud aclaró que "el pago a estos generadores es por potencia [la disponibilidad del equipo] y energía. El componente más importante es el de potencia, y es de tal magnitud que a muchos les resulta más rentable no generar", por lo que "hay casos en los que por la generación de menos de un día al mes se pagó más de 5 millones de pesos". El ex funcionario recordó que, "ante la falta de generación por visión cortoplacista e imprevisión del Gobierno", en 2007 Enarsa licitó unos 60 equipos. En la mayoría se usó gasoil, más caro y contaminante que el gas. Este programa se denominó programa de generación de energía eléctrica distribuida. "Desde el punto de vista económico este sistema colaboró para que tengamos un costo de generación altísimo, paradójicamente con una tarifa eléctrica de las más bajas del mundo", completó.
Técnicos del sector eléctrico explicaron el motivo de esos precios exorbitantes. El Gobierno firmó contratos en los que paga un importe muy alto por la disponibilidad de la energía para atender eventuales urgencias. Entonces, cuando una máquina funciona poco, su costo promedio es altísimo. Por ejemplo, en enero la central Guillermo Brown, con una capacidad instalada de 25 MW, generó 331 MWh; es decir, se usó el equivalente a 13 horas al 100%, sobre 744 horas posibles. Pero su retribución por estar disponible es de $5,3 millones al mes, por lo que el precio promedio por MWh fue de $16.060 (casi 185 veces más que la remuneración promedio de las grandes usinas). Cuatro meses después, en mayo, fue despachada por más tiempo y el precio cayó a $968.
Algo similar ocurre con las UGM bajo la gestión de Enarsa, con precios de hasta $ 14.636 por MWh.
"Para gestionar los apuros de una oferta eléctrica que corre atrás de la demanda se han instalado 1200 MW de equipos generadores de baja potencia y altísimo costo, que generan con gasoil y tienen baja eficiencia. Son muy contaminantes. Otra sería la historia si con una política de largo plazo esa potencia hubiera estado suplida con energías alternativas", criticó Daniel Montamat, ex secretario de Energía y consultor.
Un ejemplo: por el llamado UGEM 13, en el Gran Buenos Aires, se pagaron $5,2 millones. El contrato incluye 11 unidades generadoras (cada unidad es un semirremolque estacionado en la calle) que produjeron 356 MWh en el mes, equivalente al consumo de 1500 usuarios. En cambio, los clientes de Edesur pagaron por la misma energía $56.250.
En enero, se les pagaron a las UGM $196,75 millones para producir 38.428 MWh y $836 millones a las generadoras enmarcadas bajo el programa que creó la resolución 220 de la Secretaría de Energía, de estímulo a las inversiones (bajo ese paraguas la gestión de Kicillof intenta pasar cada vez más contratos de energía menos eficiente), que produjeron 1.057.732 MWh, es decir, 27 veces más.
A las unidades del programa UGM se les pagó en promedio $5120 por MWh por una generación equivalente al 0,03% del total producido en el país en el primer mes del año. A las centrales térmicas convencionales, como Puerto y Costanera, que aportaron un 12% de la oferta, se les pagó un promedio de $64 por MWh.
"La economía del sistema eléctrico está absolutamente desquiciada. Los resultados de una política pésima aplicada desde el Ministerio de Planificación y la Secretaría de Energía durante 12 años están a la vista de todos. En el caso de Cammesa se observa que las retribuciones por estas pequeñas unidades de generación distribuida y de emergencia tienen costos altísimos", lamentó el ex secretario de Energía Jorge Lapeña.
Fuente: La Nación.-
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