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Nueva
estrategia para la construcción de centrales térmicas
¿Un
sobre costo de por lo menos US$ 50 millones para los
consumidores?
por el
Ingeniero Bruno Vuan
En los últimos
tiempos, se han producido variantes en la política energética.
A la suspensión luego de un grado de avance importante de las
obras de la refinería, se agrega el cambio de estrategia para
la expansión del parque generador térmico. Con respecto a este
último punto, se ha anunciado la convocatoria a una licitación
internacional, por un contrato de potencia y energía asociada
de una central a construirse en el país.
Lamentablemente
en la discusión de estos tema se suele caer en
descalificaciones mutuas entre los distintos actores.
Calificativos como privatistas, estatistas, corporativistas o
autistas, poco ayudan a esclarecer el tema. La experiencia
internacional indica que no hay soluciones únicas, y que tanto
sistemas desregulados como planificados han tenido problemas
severos. Argentina en la sequía del año 88, tuvo restricciones
en el marco de un sistema estatal. Chile diez años después
tuvo los mismos problemas en un sistema competitivo. El
fenómeno de El Niño provoco en el verano de 1998 cortes
masivos por una ola de calor en Auckland durante cinco semanas,
siendo el sistema en Nueva Zelandia desregulado. Al mismo
tiempo, en el invierno boreal del mismo año, una ola de frío
provoco un período similar de cortes en Montreal, donde existe
un sistema de planificación estatal. La construcción de una
central a gas de ciclo combinado en Queens, es encarada por la
estatal New York State Power Authority, NYPA, mientras que en
Cárdenas, Cuba se hace por la empresa mixta Energas, formada
por las estatales Unión Eléctrica y Cupet, y la canadiense
Sherritt, que además controla cerca del 40% de Cubacel, la
empresa cubana de telefonía celular. De la misma manera
mientras en Irlanda que se señala como ejemplo, la principal
empresa eléctrica, el Electricity Supply Board, ESB es estatal
e invierte en el exterior, el gobierno del presidente Chávez,
procedió a la privatización de una de las mayores empresas
eléctricas de Venezuela, la Electricidad de Caracas, EDC a
manos del grupo norteamericano AES.
Volviendo al caso
que nos concierne, se sostiene entre otras cosas, que además de
la necesaria ampliación del respaldo térmico que asegure el
suministro, así como la mejora en las condiciones de
competitividad, el país no está en condiciones de aumentar el
endeudamiento, y que ante la aparición de un outlook negativo
en una calificadora de riesgo, el investment grade de la deuda
pública se podría perder, con el consiguiente aumento del
costo del financiamiento.
Al mismo tiempo,
al recibirse una inversión extranjera directa como la
propuesta, se estaría dando una fuerte señal de confianza en
el país para los inversores externos, posibilitando el ingreso
de nuevas inversiones, así como un abaratamiento del crédito
por una mejora en la calificación de la deuda.
Ante estas
valoraciones, se puede decir que:
· Los ejemplos
internacionales señalan que no resulta evidente una
correlación entre la calificación de riesgo y la inversión
extranjera directa en el sector eléctrico. Basta ver la baja
calificación argentina o venezolana, en relación con la
incorporación masiva de inversiones de riesgo en el sector
eléctrico. Estos ejemplos sugieren que las causas fundamentales
de una mala calificación, parecen encontrarse fuera del ámbito
energético.
· En la
alternativa propuesta, el Estado le proporciona al ganador de la
licitación un contrato de gas, infraestructura y un contrato de
potencia y energía asociada. Estas condiciones significan una
limitada exposición al riesgo, lo cual puede reflejarse en un
costo competitivo. Pero debe tenerse en cuenta que el Estado en
los costos precedentemente señalados, tendrá incluido la renta
del operador, así como soportar la subutilización del parque
térmico y los recursos humanos existentes, que en estas
condiciones, sin inversión quedarán cada vez más fuera de
competencia, perdiendo el Estado sin contrapartida alguna, el
activo que constituye su parte participación en el mercado de
generación eléctrica. Es así que se compromete la viabilidad
económica de las unidades de generación en manos del Estado, a
las cuales con razón se le exige niveles de eficiencia que les
permita competir en la región, así como no imponer sobre
costos a ciudadanos y al sector productivo.
· Esta
licitación internacional, que según las instrucciones del PE
debe ser convocada por UTE-Distribución, todo indica que va a
tener una única empresa de generación del mundo incapacitada
para presentarse, ya sea sola o consorciada: UTE-Generación.
· El Estado
asume compromisos a futuro de pago de contrato de gas, potencia
y energía asociada, con lo cual su nivel de endeudamiento
igualmente aumenta, con las mismas eventuales consecuencias
negativas de compromiso de la calificación de riesgo que se
quiere evitar con esta alternativa. Es más, en cualquier caso,
la expansión de la generación eléctrica debe hacerse por la
vía del endeudamiento externo, ya sea en su forma tradicional
de créditos de organismos internacionales, por créditos de
proveedor, por remuneración por potencia, o como se propone por
un contrato en la modalidad Power Purchase Agreement, (PPA),
donde por un período importante, 15 años por ejemplo, se
compromete el pago de la potencia disponible, así como la
energía generada. Estos pagos por potencia en la modalidad PPA,
están en función del capital invertido, y de hecho son
equivalentes a los pagos que haría el Estado por una inversión
similar, en tanto se manejen tasas del mismo orden, y que
terminan en todos los casos a cargo de los consumidores.
· Tratándose en
definitiva de un contrato de financiamiento, construcción,
operación y mantenimiento, y no una inversión de riesgo
importante, parece poco probable que esta alternativa pueda ser
interpretada por las calificadoras como una reforma estructural,
ni por los inversores externos como una señal de confianza
relevante. De igual manera es difícil que estas calificadores
no contabilicen las obligaciones de un contrato PPA, como un
aumento del endeudamiento.
· Una fuerte
señal de confianza en el país, se daría si se instalara un
generador privado, consiguiendo a su riesgo los contratos de
gas, así como apostando a captar grandes consumidores,
contratos de distribución y un alto índice de despacho. Esa
opción parece lejana por el momento, no por un problema de
barreras impuestas por un operador monopólico al ingreso de
nuevos operadores, sino por el alto porcentaje de generación
hidráulica del sistema interconectado, sumado a la falta de un
mecanismo de remuneración del respaldo térmico, que debe ser
establecido por el regulador. Con una potencia instalada que en
condiciones de buena hidraulicidad es capaz de cubrir el pico
máximo de consumo, el riesgo para un generador térmico
independiente es muy alto, si no se prevé por parte del
regulador esquemas de remuneración del respaldo, o se logran
contratos que aseguren el repago de la inversión.
· Además de los
cambios en la institucionalidad regulatoria eléctrica ya
iniciados, una reforma estructural importante aun pendiente en
el sector, es la reforma del marco jurídico de las empresas
eléctricas estatales, que notoriamente restringe su accionar en
un mercado competitivo, limitando su eficiencia. Una reforma de
esa naturaleza, redundaría en una mejora de la calificación de
riesgo, y si bien han existido algunos proyectos, no parecen
visualizarse en el corto plazo iniciativas con capacidad de
concreción, debiendo este tema ocupar un lugar preponderante en
la agenda de política energética.
· Respecto a las
alternativas, informe de agosto de 1999 del Servicio de
Información Ciudadana de la Presidencia de la República
señala: "En relación a Central Batlle, la empresa
consultora alemana Fichtner realizó un estudio sobre la
factibilidad técnica y la evaluación de los costos de
inversión de las distintas modificaciones que podían
realizarse a las unidades 5a y 6a de dicha central para que
pudieran utilizar gas natural. Del referido estudio se concluye
que es viable técnicamente convertir para quemar gas en las
unidades 5a y 6a . Además, surge que es factible efectuar la
combinación de la unidad 6a y que el costo de este proyecto es
por lo menos un 30% más bajo que la instalación de un ciclo
combinado nuevo." "El proyecto de repotenciación de
la Central Batlle y Ordóñez consiste en la instalación de una
turbina de gas de unos 240 MW de potencia en el predio de la
Central, la que se equiparía con una caldera de recuperación
de calor en su ducto de escape. Dicha caldera aprovecharía el
contenido energético de los gases de escape de la turbina,
utilizándolo para generar el vapor requerido para la operación
de la turbina de vapor de la 6ª unidad. Se obtiene así un
"ciclo combinado" a partir de la instalación de una
turbina de gas nueva que se complementa con una unidad de ciclo
de vapor convencional existente. De este modo, a los 240 MW que
generaría la nueva turbina de gas se le sumarían los 125 MW
que es capaz de generar la turbina de vapor de la 6ª unidad,
sin que sea necesario para ello utilizar más combustible que el
requerido por la nueva turbina de gas para operar por sí sola
en "ciclo abierto". El rendimiento del ciclo combinado
resultante podría ser de más del 50%, superior al de todas las
unidades térmicas actuales de UTE. El ciclo combinado es el
tipo de central térmica más eficiente de que se dispone en la
actualidad."
· Para encarar
esta solución, el análisis de las alternativas de inversión
debe contemplar todos los instrumentos legales y
constitucionales para la incorporación de capitales. Si bien la
política de inversiones debe estar alineada con la del conjunto
de sector público, existen numerosos mecanismos de ingeniería
financiera alternativos que pueden ser considerados, tales como
la emisión de obligaciones, emisión y ampliación accionaria,
leasing o créditos de proveedor entre otros.
· Teniendo en
cuenta el informe de la consultoría, que indica que la opción
de repotenciar la 6ª unidad es de por lo menos un 30% que una
central nueva, y que según se ha informado (El Observador
03/05/2001) esta inversión es del orden de US$ 120 millones,
esta decisión del PE que cuenta con el aval del MIEM y la UREE
puede significar imponerle a los consumidores de electricidad
del Uruguay, tanto en las residencias como en el sector
productivo, un sobre costo de por lo menos US$ 50 millones. A
este se le deberá sumar los costos adicionales que deberá
tener un nuevo emprendimiento de terreno, personal, líneas de
transmisión, agua de refrigeración, tratamiento de agua,
servicios auxiliares, infraestructura y renta del operador, que
para el caso de la 6ª unidad son inversiones y costos
preexistentes. Obviamente que existe un sinnúmero de elementos
adicionales a tener en cuenta, como lo son entre otros la
disponibilidad y costo del equipamiento, así como las tasas de
interés asociadas a las distintas opciones. De todas maneras,
esta aproximación justifica un estudio profundo sobre la
conveniencia de las distintas alternativas para la
imprescindible expansión del parque de generación, que aleje
el riesgo de situaciones como las que hoy viven Brasil y
California.
Dado el papel del
PE de fijar la política energética, y el de la UREE de
promover un adecuado funcionamiento del mercado eléctrico,
deben apuntar a asegurar la continuidad del servicio, así como
a minimizar los costos para los consumidores, optimizando el
patrón de inversiones, y en la medida que estas acciones
parecen no ir en ese sentido, sería conveniente que se pusiera
a disposición del público los estudios que validen el camino
seguido, que disipen las dudas que existen sobre la conveniencia
del mismo. LA
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