Los costos variables de la energía hidroeléctrica

Los costos variables de la energía hidroeléctrica y el mercado spot
El agua, como el viento y el sol, fuentes primarias de energía no tienen costo. No es
necesario extraerlas, ni transformarlas, ni transportarlas para darle valor de uso y
producir energía eléctrica.
Luego de instalados los medios para transformar la energía primaria en energía eléctrica
sólo se tienen los costos fijos de amortización/depreciación, operación y mantenimiento.
Los costos variables son nulos y por lo tanto la energía generada tiene costo variable
cero.
Como la energía eléctrica como tal no puede almacenarse en grandes volúmenes, se
produce cuando la energía primaria está disponible; y si no hay demanda, la energía
primaria, no se usa o se pierde, excepto en el caso del agua que se puede almacenar.
En el caso de nuestro país el recurso agua es extremadamente variable. Por ejemplo en
Salto Grande la producción anual correspondiente a Uruguay ha variado entre 2085
GWh y 5312 GWh y en las represas del Río Negro entre 1417 GWh y 4222 GWh desde
la entrada de Palmar.
Las represas y en particular la de Rincón del Bonete permiten almacenar determinados
volúmenes de agua para luego utilizarlos en forma más conveniente. Un gran tema es
definir las reglas de operación que permitan sacar el mayor provecho de un recurso de
costo variable cero pero con disponibilidad aleatoria.
El primer modelo matemático desarrollado para optimizar el uso del agua en la Represa
de G. Terra planteaba una regla sencilla. Se buscaba una cota de referencia (o cota de
cambio de régimen) del lago a partir de la cual, cuando la cota bajaba de esa cota se
comenzaba a generar con la potencia firme de respaldo (unidades térmicas). Se
simulaba la operación de un período futuro de demanda de energía repitiendo la
ocurrencia de los aportes hídricos al lago reales registrados desde 1909. A partir de los
resultados se obtenían los valores promedios esperados de consumos de generación
térmica, consumos de combustibles, ocurrencia de períodos de no suministro de la
demanda por escasez de agua, etc.
Cabe hacer notar que, cualquiera fuera el modelo que se adoptara, perdería irrelevancia
desde el punto de la seguridad energética si el respaldo de potencia firme fuera lo
suficientemente grande que pudiera satisfacer la demanda sin recurrir a las fuentes
hidroeléctricas. El agua se podría gastar o usar hasta agotar los lagos y se lograría un
mayor promedio de volúmenes de agua utilizables.
El modelo evolucionó considerando distintas cotas según la época del año, introducción
progresiva del respaldo térmico, etc.
Cuando introdujimos el concepto del “valor del agua” o del “costo o valor variable” de
generar un KWh por m3 de agua se lo hizo con el objeto de representar la variable agua
en unidades monetarias, similares a las correspondientes de las unidades térmicas (peso
o volumen de combustible por KWh expresados en $/KWh) a los efectos de la
aplicación de herramientas estadísticas y matemáticas de optimización económica y la
aplicación a otros aspectos de la generación eléctrica (tarifas diferenciales por ejemplo)
El criterio básico es que el “valor del agua” para generación es cero cuando la represa
está vertiendo excedentes y crece en la medida que disminuye la cota o volumen
almacenado hasta un “valor” que se hace superior a la unidad térmica más cara o al
costo social del Kwh no suministrado por falla.
Se llega así, a un valor ficto o teórico del kwh hidroeléctrico en función de la cota, la
semana del año, las condiciones hidrológicas, y que depende para cada período a
estudiar de la demanda, el respaldo de potencia firme, el costo social estimado de falla,
etc. Ese valor o costo marginal, ficto o teórico, marca la regla de operación óptima
para minimizar los costos futuros promedios esperados de satisfacer la demanda.
Pero es importante destacar que es un valor ficto o teórico y de ninguna manera un
valor económico porque el costo real del agua es cero. Es un valor aplicable a
decidir cual es el volumen de agua que se está dispuesto a utilizar en cada
momento para minimizar el costo futuro promedio de la generación eléctrica total.
No es un valor contable, los costos variables de generación son los costos variables de
los volúmenes de combustibles utilizados.
No es un valor aplicable para la fijación de precios o de las tarifas de venta de la energía
o sea no es un valor aplicable a transacciones. Por ejemplo no puede ofrecerse a la
exportación porque eso significaría aumentar la demanda y el valor teórico del agua
depende de la demanda.
Tampoco es correcto aplicarlo a la fijación del precio spot como lo establece el Art.
75 del Reglamento del Mercado Mayorista.
La interpretación del valor del agua como un valor real o costo variable real altera
y distorsiona la fijación de los precios de remuneración de la energía hidroeléctrica
y en particular los precios del mercado spot.
Esta distorsión del mercado spot puede incidir negativamente en el desarrollo de nuevas
fuentes de energía que tengan por actores a los inversores privados y en particular a
aquellos que intenten invertir en energías renovables.
Por otro lado, aunque el DNCU hace años no publica el valor del agua que surge del
modelo, estimamos que el mismo es sensiblemente superior al valor del spot actual que
está limitado por los decretos reglamentarios que fijan un máximo para el mismo
cuando ese valor del agua supera los 250 U$S por MWh. Con ese valor no es de
extrañar el precio que pretenden y obtienen los productores brasileros que nos venden la
energía que importamos.
Este y otros aspectos relacionados con el mercado eléctrico hacen que sea imperioso
que la ADME y el DNCU funcionen de acuerdo a lo que la normativa actual prevé y
que se procesen los cambios en los reglamentos acordes a nuevas realidades. Sólo una
observación, el Reglamento del Mercado Mayorista no hace ninguna referencia a un
tipo de producción como ser la energía eólica y su remuneración, tema que trataremos
próximamente.
Instituto Aportes – Correntada Wilsonista
Ing. Miguel Oronoz Sirighelli
1/6/2009