Póliza de retiro de centrales eléctricas

Está previsto retirar 19 centrales eléctricas con una capacidad agregada de 7339 MW según el IGCEP (Plan Integrado de Ampliación de la Capacidad de Generación) en el período 2021-2031. Debido a la actual crisis del Déficit de Cuenta Corriente (CAD), la política actual es utilizar la menor cantidad posible de combustible importado y conformarse con fuentes de energía locales.

La pérdida de carga actual a pesar de tener una amplia capacidad se debe principalmente al problema del combustible. La retirada de plantas puede no ser una cuestión tan sencilla como parece a primera vista. Hay diversas razones que obligan a los compradores o vendedores a retrasar el cierre de las plantas.

Suele haber confusión o controversia sobre quién es el perdedor y quién el ganador. ¿Puede haber una política de retirada de centrales o un conjunto de criterios al respecto o hay que decidir las cosas caso por caso? Examinaremos el tema en este espacio con cierto detalle y haremos uso de algunos casos reales para dilucidar la naturaleza de las cuestiones y problemas.

Si bien los planes prevén el retiro de las plantas al final de su vida útil de 25 a 30 años, los propietarios de las plantas a menudo presionan para una extensión de 5 años o más con la ayuda y el apoyo de las organizaciones de usuarios. Ha sucedido antes y está sucediendo ahora.

Se está examinando el caso de la ampliación de la central eléctrica de KAPCO (Kot Addu). Anteriormente, KE había conseguido con éxito ampliar dos centrales eléctricas alimentadas con petróleo, a pesar de la oposición de otras partes interesadas. Hubco, que se jubilará en 2027, ha estado intentando algún tipo de extensión: conversión a carbón o cualquier otra forma.

A medida que la gente se jubila, las centrales eléctricas también se jubilan. Las centrales eléctricas antiguas tienen problemas de mantenimiento, eficiencia y tecnología. Las centrales eléctricas antiguas tienen ventajas, además de tener costos fijos mucho menores debido al pago de la deuda y la depreciación, pero generalmente adolecen de una baja eficiencia y mayores costos de operación y mantenimiento; mientras que las nuevas plantas tendrían una mayor eficiencia y un menor costo de combustible, pero sufrirían altos costos fijos y requerirían un presupuesto de capital completo.

El retiro de las centrales eléctricas debe planificarse con antelación. No basta con anunciar la fecha de retiro y vencimiento de la licencia de generación. Retirar plantas el último día de su jubilación suele proporcionar servicios útiles.

Es parte del sistema regional de generación y transmisión de energía. Es posible que tenga algunas piezas que aún sean útiles y que, debido a la falta de planificación de reemplazo, sean muy necesarias.

Existen servicios auxiliares como potencia de pico, regulación de frecuencia, transmisión e instalaciones de gestión de arranque en negro. Puede haber disputas o cooperación con respecto al uso continuo de estos servicios y partes de la planta. El productor de energía puede querer ofrecer todas las partes de la planta y obtener ingresos, mientras que el comprador/usuario puede querer adquirir sólo los servicios necesarios.

Quizás el aspecto más importante puede ser el costo del combustible en estos días en que el costo del combustible ha subido, aunque recientemente los precios de la energía han bajado. Las nuevas centrales eléctricas tienen mayor eficiencia. Las centrales eléctricas más antiguas tienen una eficiencia típica del 40% o incluso menos. Las nuevas centrales eléctricas, como las de ciclo combinado, tienen una eficiencia superior al 60%.

Los tipos de combustible también pueden influir en las consideraciones de retiro o renovación. Es posible que sea necesario importar gas/GNL y que el RFO esté disponible localmente, enfrentando problemas de almacenamiento y eliminación. La RFO es un subproducto natural de las refinerías de petróleo que producen gasolina y diésel. Anteriormente, la mayor parte de la energía térmica se producía en RFO.

Las refinerías insistieron en vender localmente y obtener mejores precios, aunque algunas de ellas han comenzado a exportar a un precio un 25% más bajo. Los problemas de suministro estacionales también afectan la elección del combustible. En invierno, la demanda de energía es baja, pero el suministro también disminuye debido a la baja producción hidroeléctrica en invierno.

Las cuestiones medioambientales también pueden ser un factor determinante. KAPCO utiliza aceite de horno con bajo contenido de azufre (LSFO), mientras que la mayoría de las refinerías de Pakistán producen HSFO. La elección de LSFO puede basarse en el gusto por las importaciones o puede tener problemas genuinos de política ambiental. Los inversores extranjeros suelen ser más sensibles a este respecto.

Otra opción es la conversión o el reemplazo. En Occidente, las plantas de carbón se han convertido en biomasa, gas e incluso energía solar o eólica; Esto se debe más a razones medioambientales y climáticas.

Las partes centrales de las centrales eléctricas son motores o turbinas/generadores, que pueden tener una participación en los costos del 50-60% y el equipo auxiliar y el costo de la tierra y la infraestructura pueden ser el 40-50% restante. Además, el tiempo de implementación para la conversión o el reemplazo puede ser menos de la mitad de la instalación de una planta de energía verde.

El productor de energía también puede querer continuar con la comodidad de tomar o pagar, mientras que el comprador puede querer cambiar al modo de tomar y pagar, especialmente cuando un régimen de mercado competitivo puede estar a la vuelta de la esquina. Los reguladores que no encuentren suficientes actores para el consiguiente régimen de mercado competitivo también podrían querer impulsar el sistema take-and-pay.

La indexación del RoE ha creado problemas de asequibilidad estos días en el contexto de un IPC que se acerca al 36%. Es un problema general que no se limita al cierre de centrales eléctricas. El RoE del 17% en sí mismo es excesivo. Se podría considerar la posibilidad de restringir la indexación del RoE al 10% anual.

El caso de KAPCO

La central de ciclo combinado de gas/petróleo/diésel KAPCO tiene una potencia de 1.600 MW. La planta de KAPCO cuenta con algunos equipos auxiliares útiles que han mejorado su caso de renovación. Cuenta con una planta de aparamenta, una instalación de arranque en negro, infraestructura de transmisión y otros.

La central ha estado funcionando con un factor de carga del 47 % y el peticionario ha solicitado un factor de carga del 30 % (500 MW de 1 600 MW). Su componente de central eléctrica LSFO tiene una ventaja por razones ambientales, pero tiene una desventaja desde el punto de vista de costos y divisas, ya que las refinerías locales, excepto ARL, producen HSFO.

Su licencia de generación expiró en 2021, que ha sido renovada recientemente por la Nepra (Autoridad Nacional Reguladora de la Energía Eléctrica) por tres años, frente a la solicitud de cinco años del peticionario. Ha habido una controversia al respecto. El Senado de Pakistán se ha opuesto a la renovación y ha pedido su cancelación. Sin embargo, se ha cuestionado la jurisdicción del Senado.

NTDC (Compañía Nacional de Transmisión y Despacho), NPCC (Corporación Nacional de Construcción de Energía) y MEPCO (Multan Electric Power Company) han apoyado la solicitud de renovación por su respectiva relevancia. Se discute si era necesaria una renovación completa de la instalación o si sólo se podrían haber renovado las instalaciones auxiliares. A los propietarios de las plantas definitivamente les gustaría obtener una renovación completa para maximizar los ingresos.

El principal problema de la central KAPCO es su baja eficiencia térmica, del 43%, frente al 60% más eficiencia de las nuevas centrales eléctricas de ciclo combinado. En las circunstancias actuales de depreciación de la moneda y falta de divisas, la cuestión ha adquirido una dimensión grave.

El aspecto positivo es que un terreno totalmente nuevo tendría un coste unitario fijo de 4,5 centavos de dólar, frente a las 5 rupias por unidad solicitadas por el peticionario. Por lo tanto, la comparación de costos totales puede favorecer el caso de renovación y la comparación de costos variables puede oponerse a la renovación.

KAPCO ha ofrecido acuerdos de compra y pago para las dos partes de la planta. La opinión dominante es que los 500 MW totales se realizarán en régimen de compra y venta. Esto ayudaría a reactivar el sistema de mercado competitivo, CTBCM (Mercado de Contratos Bilaterales de Comercio Competitivo).

Los argumentos a favor de la extensión de la vida útil de otras centrales eléctricas también pueden verse fortalecidos si se adopta el sistema de “take-and-pay” como enfoque estándar. Sin embargo, su fijación de precios puede requerir un enfoque diferente con el que Nepra tiene poca experiencia. El mercado al contado es otra solución más sencilla que Nepra no ha considerado o que le confunde.

Parece haber razones emergentes para la renovación, ya que no se han hecho arreglos alternativos, como suele ser el caso en el sistema. Se espera que se pueda encontrar alguna solución amistosa y equitativa mediante un proceso de consulta pública y mutua.

En el futuro, la planificación, la renovación o el cierre de la jubilación deberían realizarse con suficiente antelación para evitar emergencias y presiones innecesarias sobre los responsables de la toma de decisiones que causen controversias de diversa índole. Una combinación de políticas y consideraciones caso por caso puede ser un enfoque adecuado.

Teniendo en cuenta las crisis económicas en curso, es posible que no se realicen nuevas inversiones o que éstas sean costosas. Es posible que sea necesario ampliar/renovar otras plantas de energía que las que se podrían haber considerado al elaborar el IGCEP y otros planes. Sin embargo, bajo el sistema take-or-pay, existe el riesgo de otorgar extensiones no deseadas e indeseables. El acuerdo de toma y pago parece ser un enfoque mutuamente útil para la renovación de centrales eléctricas en desuso, que debería adoptarse.

Grabador comercial de derechos de autor, 2023

Syed Akhtar Ali

El escritor es ex miembro de la Comisión de Planificación de Energía y autor de varios libros sobre el sector energético.

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