Ángel García
Director Comisión Nacional de Energía Elé[email protected]
Revisaremos un caso real que muestra el impacto operativo de una marcada variación en el recurso hidroeléctrico comparando dos años muy similares en las magnitudes de la oferta y la demanda: concretamente, 2020 (lluvioso) y 2019 (seco). Procedamos con esta comparación: 1) La participación total de la energía de origen renovable en 2019 fue de un 54.8 por ciento, en tanto que en 2020 fue un 69.3 por ciento, siendo la diferencia entre ambos años de un 14.5 por ciento.
2) La energía renovable de fuente hidroeléctrica tuvo una participación de 33.9 por ciento en 2019, la cual se incrementó a 48.1por ciento en 2020, siendo la diferencia entre la producción en el año húmedo y la correspondiente en el año seco de 14.3 por ciento.
3) La producción de energía eléctrica a partir de otras fuentes renovables se mantuvo en niveles bastante uniformes; es decir, no fueron afectados por la variación en el régimen de lluvias en los años bajo análisis. La biomasa participó en un 14.3 por ciento en 2019 y en un 14.2 por ciento en 2020, y tampoco se aprecia mayor variación en el total de la producción geotérmica, eólica y solar. Lo anterior hace ver la importancia que tiene la componente hidroeléctrica en nuestro país (importancia que debe seguir creciendo por las razones ya antes indicadas), pero a la vez nos hace ver que está asociada a un riesgo totalmente fuera de nuestro control; una variación que en este caso fue de 14.3 por ciento no puede ser ignorada y exige plantear soluciones a los impactos asociados. Es evidente que si la participación renovable decreció y no hubo limitaciones para la demanda (es decir que no hubo racionamientos), esa reducción tuvo que ser compensada por un incremento en la participación no renovable, la cual efectivamente varió de un 30.7 por ciento en un año húmedo a un 45.3 por ciento en un año seco. Como un efecto del comportamiento estacional del régimen de lluvias en Guatemala, las centrales hidroeléctricas operan principalmente como centrales de pico en la época seca y como centrales de base en la época húmeda.
Estas son principalmente las centrales térmicas de vapor.
En un año seco, la operación de las hidroeléctricas seguiría siendo como centrales de piqueo en los meses sin lluvia pero en la época húmeda su aporte en la base no crecerá a los valores habituales, obligando a la operación de centrales térmicas cuyo diseño y costos operativos respondan a esta forma de operación. Estas son principalmente las centrales térmicas de vapor que en nuestro país son prácticamente en su mayoría carboeléctricas. Las centrales térmicas de naturaleza reciprocante que operan utilizando búnker como combustible tienen costos operativos mayores y, por lo mismo, no son convocadas con la misma prioridad ya que el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) tiene como mandato la operación a mínimo costo.
¿Cómo se reflejó lo anterior en los años que estamos comparando? En el año seco, las centrales de base, específicamente carboeléctricas, incrementaron su producción en un 15.2 por ciento con respecto al año húmedo; es decir, aportaron la totalidad del impacto de la reducción en el régimen de lluvias. Las otras centrales térmicas no registraron un cambio significativo en su producción porcentual comparada.
El hecho que se necesite una reserva térmica para apoyar eventuales faltantes en la generación renovable no es nada nuevo; sin embargo, el ejercicio anterior nos ha permitido visualizar, en primer lugar, la naturaleza de la generación térmica necesaria (centrales de base) y, en segundo lugar, el orden de magnitud de la pérdida de generación hidroeléctrica que puede darse como resultado de un mal invierno (14por ciento con respecto al total, 24 por ciento con respecto al recurso hidroeléctrico) y algo que deberemos discutir en el futuro: dado que es necesaria esta reserva, determinar el impacto en caso de no tenerla y revisar posibles alternativas para asegurarla.
