CLARIDAD
Según un estudio del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), “la desacertada carrera por construir centrales de gas”, en Estados Unidos es una decisión errónea y desacertada, tanto por el costo de combustible y, a largo plazo, por su escasez. En el caso de Puerto Rico, en que el Negociado de Energía (NE) aprobó a la privatizadora Genera PR, la encargada de la generación, la conversión de las Unidades 3 y 4 de la Central Termoeléctrica de Palo Seco y las 7 y 9 de la Central de San Juan, operar con gas natural además de contemplar la construcción de gasoductos para ambas centrales, conviene conocer la realidad de esta producción en el norte.
El estudio de IEEFA, de la autoría del analista energético, Dennis Wamsted, describió como una fiebre de empresas de servicios públicos en Estados Unidos el construir centrales eléctricas de gas, pasando por alto varios riesgos financieros importantes para los clientes de las compañías eléctricas y para los inversores. Para empezar, uno de los riesgos que en los proyectos de gas a menudo se pasa por alto en el proceso de planificación es el impacto del costo del combustible en el precio final que pagan los consumidores por la electricidad. Añadió que las empresas de servicios públicos, por lo general, trasladan los costos del combustible de manera directa a los consumidores, lo que elimina el riesgo financiero de las compañías ante las fluctuaciones del precio del gas.
A lo anterior se le une las fluctuaciones de precios derivadas de fenómenos meteorológicos, lo que puede generar costos significativos inesperados para los consumidores, como ya sucedió en el invierno pasado. El analista advirtió que no se pueden descartar fluctuaciones similares, tanto climáticas como geopolíticas, en los próximos años. Por último, el crecimiento de las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado podría resultar en aumentos más persistentes y a largo plazo en los costos del gas e incrementar aun más la volatilidad de los precios.
En cuanto a los costos de producción, señaló que las propuestas más recientes para centrales de ciclo combinado es ahora de al menos 2,500 dólares por kilovatio (kW) instalado o 2.500 millones de dólares para una unidad de 1000 megavatios (MW). Esto representa un aproximado del triple del costo de los proyectos construidos a principios de la década de 2020 y, por lo general, no incluye los costos de financiación de la planta ni los costos asociados con la construcción o ampliación de un gasoducto para abastecer la central. Estos costos se trasladarán a los consumidores, ya sea a través de las tarifas reguladas de las compañías eléctricas locales o de precios de la electricidad más altos en mercados competitivos.
Según el analista, los principales fabricantes de turbinas han agotado en la práctica su capacidad de generación de ciclo combinado hasta 2030, lo que provocará largos plazos de construcción que, a su vez, podrían generar costos adicionales para los consumidores debido a la continua escasez en la cadena de suministro.
En contraste, Wamsted expone que la energía eólica y solar no comparten las desventajas del gas porque sus costos no siguen el rápido aumento del gas; la infraestructura está fácilmente disponible, por lo que los proyectos pueden construirse en 18 a 36 meses, y no generan costos de combustible nunca. La producción de energía eólica y solar combinada con el almacenamiento de energía en baterías, beneficia la disminución de los costos de capital. “Las energías renovables ofrecen suministro eléctrico firme y costos fijos con plazos de desarrollo cortos”, concluyó Wamsted.
