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Tumarín fuera del sentido común

La utilidad marginal de Tumarín es discutible. Sometido a un análisis de prioridad de recursos Tumarín resulta un proyecto comparativamente perjudicial para la tarifa

Fernando Bárcenas | 12/8/2015

Al analizar el megaproyecto de Tumarín parece que sea necesario ponderar antes el avance de la corrupción en nuestro país. Sería errado hacer únicamente consideraciones técnicas y comerciales cuando, al parecer, con cierto descaro, la corrupción atenaza desde dos vertientes este proyecto.

La Contraloría brasileña destapa la olla de Tumarín

El semanario Istoé Brasil, una de las revistas más difundidas en Brasil (362,297 copias), publicó un artículo de la reportera Josie Jeronimo, el 24 de julio pasado, titulado Petrolão no exterior, en el cual informaba que las investigaciones de la Controladoria-Geral da União de Brasil habrían verificado mediante evidencias irrebatibles –por desgracia- que el costo de Tumarín fue inflado para desviar $342 millones de dólares para corrupción y para pagar a políticos de Brasil. A cambio de clemencia, directivos de Queiroz Galvão bajo arresto  habrían confesado el pago de sobornos millonarios en el proyecto Tumarín.

El Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, es una empresa pública federal, y el principal instrumento de financiamiento de largo plazo para la realización de inversiones en todos los segmentos de la economía brasileña. Habría entregado US $ 342 millones a los desarrolladores de Tumarín mediante un acuerdo entre el gobierno nicaragüense y la empresa Queiroz Galvão, en agosto de 2014, en el cual habría intervenido el Palácio do Planalto para facilitar la aprobación del financiamiento a Tumarín, a cambio de un sobrecosto del proyecto destinado a los sobornos políticos. Por lo menos, Queiroz Galvao, socio de Electrobras en CHN, habría desviado en marzo de 2014, $ 6.5 millones de dólares de Tumarín para la campaña de la presidenta Dilma Roussef. Así, el costo del proyecto, coincidentemente, aumentó de US 822.4 millones, en 2009, a US $ 1,100 millones, en 2014.

Licitación pública internacional versus contratación directa

En abril de 2008, mediante decreto Nº 18-2006, se modifica el artículo 171 del Reglamento de la LIE (Decreto 42-98), para permitir que el distribuidor, sin licitación, es decir, para que por negociación directa entre las partes (negociaciones dirigidas y aprobadas decididamente por el MEM), firme contratos de compra de energía y potencia con nueva generación que –supuestamente- impacte positivamente el Precio Medio de Compra; o que evite posibles racionamientos; o que sustituya generación de mayor costo.

Esta medida, sumamente peligrosa para la transparencia de la industria eléctrica bajo un modelo de mercado desregulado, que podría tener sentido en condiciones de emergencia, por un corto período, pasó a ser, en cambio, el medio predilecto de contratación de energía por más de siete años, hasta nuestros días. Ello es lo que hace posible que se negocien en secreto sobrecostos en los contratos de compra de energía, y que se altere de formas sesgada las obligaciones usuales de las partes contractuales, en detrimento de la tarifa eléctrica y del desempeño técnico del sistema interconectado.

Criterios de panificación de la expansión del parque generador

Los costos de Tumarín son sorprendentemente altos. Ahora, prácticamente, la Contraloría de Brasil ha confirmado por qué son tan altos. No obstante, el asesor presidencial insiste que tales costos exorbitantes se deban a la lejanía del proyecto, a que está ubicado en una zona del mundo anatómicamente reservada. Pero, este asesor olvida que la expansión del parque generador no se improvisa, sin criterio alguno. La planificación obedece a una estrategia de abastecimiento energético con índices de competitividad.

Para decidir entre alternativas distintas de generación eléctrica, incluso entre alternativas tecnológicas diferentes, se recurre al método de nivelación del costo de la energía. El Levelized cost of electricity (LCOE) es utilizado mundialmente como un coeficiente rápido que mide la competitividad de todos los factores que intervienen en las diferentes tecnologías. Este índice, del costo en dólares del kilowatt hora, está implícito en la construcción y operación de cada planta de generación en competencia. Asume, para cada proyecto alternativo, el factor de planta, el despacho de la planta, y la vida financieramente útil de la misma. E incluye costos de capital, costos de operación (variables y fijos), costos de combustible, de mantenimiento, costos financieros. 

Incremento del LCEO de Tumarín

El LCEO de Tumarín es 50 % más caro que el LCEO promedio mundial más caro para una tecnología similar. Tumarín, con una capacidad de 253 MW, tendría costos reales inferiores a 770 millones de dólares. Los costos iniciales de Tumarín, con la capacidad de 220 MW, eran de 700 millones, pero, en la negociación con el gobierno, en 2009, los sobrevaluaron en 822.4 millones de dólares.

Pero, como Tumarín vertería demasiada agua, dado el voluminoso caudal de la cuenca del Río Grande de Matagalpa, los desarrolladores decidieron ampliar la capacidad de las turbinas, de 220 MW a 253 MW (dos turbinas Kaplan de eje vertical de 110 MW y una turbina de 33 MW). Ello les permitió, incluso, reducir el pequeño embalse de 55 km2 a 41 km2 (para regulación horaria), reducción de un 25 % que les influirá en la disminución de costos de las obras civiles, a la vez que incrementarán la generación anual de 1,016 GWh a 1184 GWh, con lo cual el factor de planta, en lugar de 52.5 % inicial, será de 54 % (mientras el promedio mundial ponderado es de 44 %). La inversión adicional en los equipos electromecánicos –según parámetros internacionales- es de 40 millones, pero Tumarín infló los costos totales a 1,100 millones de dólares, como si al ampliar la potencia de los equipos electromecánicos en 33 MW tuviese que ampliar, en igual grado, la magnitud de las obras civiles.

Potencia disponible versus planta no despachable

En adición, interviene un factor decisivo de capacidad o potencia disponible (capacity value). Una planta despachable es mucho más útil y valiosa para el sistema. Por lo que no es correcto comparar los costos nivelados (LCEO) entre una planta despachable y una que no lo es.

Una planta no despachable, como el caso de Tumarín, crea restricciones al suministro óptimo económico del abastecimiento de la demanda. En este caso, a pesar que Tumarín representaría casi el 30 % del suministro de electricidad del país, ha sido concebida –en contra del sentido común- como una planta a filo de agua de proporciones gigantescas para nuestra realidad, sin un embalse que permita una regulación anual de la cuenca hidrológica más importante del país, lo que acarrea múltiples fricciones y riesgos, que el inversionista ha descargado sobre la tarifa, en virtud de las leyes 695, 816 y 878, aprobadas a este respecto por el gobierno irresponsable de Ortega.

Costos evitados (LACE)

Estas restricciones y riesgos hacen comprensible que al coeficiente LCOE se le acople otro coeficiente comparativo, más importante aún, de costos evitados nivelados (levelized avoided cost of electricity, o LACE) en la evaluación de la competitividad entre alternativas. Este índice mide cuánto podría costarle al sistema la electricidad que sería desplazada por el nuevo proyecto de generación, permitiendo comparar dicho costo con el costo nivelado de la electricidad de cada proyecto, como un flujo de pagos anuales durante su vida financiera.  El valor LACE (de costos evitados) se compara con el LCEO de las distintas alternativas de nuevos proyectos, para confirmar si el valor de algún proyecto excede sus costos, y cuál de ellos provee el mejor valor económico neto.

Costos externos y riesgos que produce Tumarín como planta a filo de agua

La utilidad marginal de Tumarín es discutible. Sometido a un análisis de prioridad de recursos Tumarín resulta un proyecto comparativamente perjudicial para la tarifa.

  • Como Tumarín no tiene embalse, debe turbinar el agua en función del flujo natural de la cuenca, por lo que debe exigir que su energía tenga prioridad en el abastecimiento de la demanda, aunque tenga un precio superior a la energía que desplaza. Por ejemplo, si desplaza a Energética Corinto al precio actual del barril del petróleo, significa un sobrecosto anual para la tarifa de 41 millones de dólares.
  • Si desplaza energía de generadores que tienen cláusulas contractuales de compra obligada (como los generadores eólicos y geotérmicos), significa que la tarifa deberá pagar tanto la energía de Tumarín como la energía desplazada (que no viene suministrada, aunque sea más barata).
  • Como Tumarín tiene una potencia igual al 40 % de la demanda máxima y el 63 % de la demanda mínima, cualquier generación futura como carga base, por ejemplo, proyectos geotérmicos que superen los 59 MW, entrarán en conflicto de generación con la prioridad de Tumarín, por lo cual, la tarifa se vería comprometida a absorber el costo de la energía no suministrada por el generador geotérmico (con un factor de planta anual superior al 97 %).
  • Como Tumarín podría ver disminuido el aporte hidrológico, sea por el cambio climático, sea por el supuesto canal interoceánico (que tiene concesión sobre todos los recursos naturales que estime convenientes, a su entera discreción), la tarifa deberá pagarle a Tumarín la energía no generada (para lo cual, la tarifa deberá suscribir un préstamo financiero por dicho monto, aún en una situación de crisis financiera o de fuerza mayor).
  • Como resultaba inviable subir el precio inicial de la energía de Tumarín (y más bien se debía reducir de 117 USD/ MWh a  115 USD/ MWh), una solución financiera para recuperar los desvíos de fondos era incrementar los ingresos aumentando la vida financiera útil del proyecto. De modo, que en la ley 878, de septiembre de 2014, se extiende la concesión de 30 a 39 años. Estos 9 años adicionales (de 2045 a 2054) significan la entrega a Tumarín de un mil quinientos millones de dólares extras, en concepto de costos de capital, que habrían sido costos evitados para la tarifa si la planta se entregaba al Estado en 2045, como estaba previsto.
  • Una planta a filo de agua, de carácter estacional, que en buena parte del día representaría el 63 % de la generación total durante los meses de invierno, crea una situación de inestabilidad dinámica insoluble, ante cualquier contingencia en la línea Tumarín-Mulukuku. 

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El autor es ingeniero eléctrico.

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