¿Cuál debe ser la cuota para las energías renovables en el parque generador de electricidad? por Raúl García Carpio

Actualmente, una de las preocupaciones a nivel mundial es el tema del cuidado al medio ambiente. La actividad de generación eléctrica, junto con la actividad de transporte y otros procesos industriales, son los mayores contribuyentes a la contaminación ambiental. Es por ello que en los últimos años, se han implementado una serie de políticas públicas destinadas incorporar consideraciones ambientales en los diferentes sectores, particularmente, en el sector energético, tales como la cuota del 5% fijada por el MINEM para las energías renovables no convencionales en el parque generador peruano (eólicas, fotovoltaica, biomasa, geotérmica y centrales hidroeléctricas pequeñas) o la obligatoriedad de la mezcla de la gasolina y el diesel con biocombustibles. Sin embargo, encontrar justificaciones técnicas de estas medidas no es algo usual debido en parte a la complejidad de estos problemas y surge la interrogante si este tipos de medidas tienen un costo – beneficio positivo para la sociedad.

En este sentido, en discusiones con la Alta Dirección de OSINERGMIN, se consideró necesario realizar un análisis de hacia donde debería orientarse el parque generador de electricidad si se introducen los impactos ambientales, lo cual servirá para seguir discutiendo y evaluando las políticas que ya se vienen implementando en el sector. Este análisis se presenta en el Documento de Trabajo Nº 28 de la Oficina de Estudios Económicos de OSINERGMIN elaborado por mí conjuntamente con Raúl Pérez – Reyes y Tatiana Nario.

En este documento, que seguramente es perfectible y generará alguna discusión, que se debió quizá realizar antes pero nunca es tarde, se intenta una primera aproximación metodológica que permita calcular el parque generador óptimo incluyendo costos sociales para analizar el espacio de diferentes tecnologías de generación. Para ello, primero se valorizaron las externalidades (positivas y negativas) producidas por las tecnologías de generación, usando el proyecto Externe de la Comunidad Europea, y otros estudios en Latino América mediante el enfoque de transferencia de valores. Luego se sumaron estos costos a los costos privados estándares y se resolvió el problema de minimización de costos de generación eléctrica tomando en cuenta las restricciones de capacidad máxima y factores de planta, teniendo en cuenta adicionalmente la existencia de un costo de costo de racionamiento de la electricidad y la necesidad de reserva teniendo en cuenta la aleatoriedad de la oferta disponible de las centrales.

Los resultados indican que es justificable la introducción de energías renovables, en particular de las centrales eólicas (el parque óptimo contiene algo más de un 6% de participación en la potencia en un escenario base) y de centrales a biogás partir de rellenos sanitarios (cuya participación alcanza un 2% limitada por el potencial existente). Sin embargo, las centrales solares no tendrían mayor participación dentro de un sistema interconectado por lo menos en el escenario base. En este nuevo parque se instalaría centrales en base a derivados petróleo solo para mantener la reserva por razones técnicas y de disponibilidad de recursos.. Las centrales que usan gas natural también tendrían una participación menor respecto a una situación como la actual. También se encuentra que aún es predominante la participación de las centrales hidráulicas (65%), porcentaje mayor a la que se obtiene considerando solamente los costos privados, donde su participación alcanza un 50%. Otras centrales, como las de carbón, aparecen en la combinación de tecnologías usando costos privados, pero son dominadas en el de costos sociales.

En el nuevo escenario, el costo total de generación sería mayor en aproximadamente 50% y las tarifas para cliente residencial final se incrementan en aproximadamente 7%. Finalmente, se realizan algunas sensibilidades sobre algunas variables relevantes como el costo de inversión de la central hidráulica, el precio del diesel y del gas natural. El documento termina con algunos alcances sobre mejoras que se pueden hacer, como la estimación del daño con encuestas realizadas en el país y que no hagan necesaria la transferencia de valores corregidos de otros estudios, la introducción de los costos de transmisión y reforzamiento del sistema que puede implicar la introducción de algunas tecnologías y un mayor detalle en el modelamiento de los efectos de incertidumbre sobre el parque óptimo. 

Es complicado sacar algunas conclusiones de política económica en base a estos resultados, pero lo cierto es que estas deberían basarse en estudios de este tipo. A modo de ensayo, lo que podría decirse es que el uso de la generación hidroeléctrica en un país con un importante potencial, se dice que solo se ha usado un 5%, sigue siendo una importante alternativa, complementada con las otras fuentes tradicionales en el sector y la paulatina introducción de energías renovables. El gas natural parece que debería tener un espacio limitado, teniendo usos potencialmente más atractivos en otros segmentos, donde reemplaza combustibles probadamente más contaminantes.