Acosados por la escasez de energía durante muchos años, ¿qué cambios son requisitos urgentes?

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Nota del editor: El reciente corte de energía durante la ola de calor causó miles de millones de dólares en daños y seguirá siendo una amenaza durante los próximos años. La creciente participación del sector privado en la inversión energética plantea importantes cuestiones sobre las políticas de atracción de inversiones. Mientras tanto, el mecanismo para ajustar los precios de la electricidad aún carece de características de mercado.

La serie de artículos “El futuro de la industria eléctrica” analiza los cuellos de botella existentes, con el objetivo de promover aún más la inversión en nuevas fuentes de energía y los cambios necesarios en las políticas de precios de la electricidad.

Cambios rápidos en la estructura de poder

Según datos de Vietnam Electricity Group (EVN), la proporción de fuentes de electricidad en 2023 por estructura de propiedad ha diferido significativamente en comparación con años anteriores.

En consecuencia, EVN posee el 11% del suministro eléctrico, mientras que las tres empresas de generación de energía (Gencos) bajo su control poseen el 26%. Otras dos empresas estatales, el Grupo de Petróleo y Gas de Vietnam (PVN) y el Grupo de Carbón y Minerales de Vietnam (TKV), poseen el 8% y el 2%, respectivamente. Los inversores BOT poseen el 10% del suministro eléctrico, mientras que las importaciones y otras fuentes representan solo el 1%.

En particular, las fuentes de energía con inversión del sector privado han representado el 42% de la capacidad instalada total, principalmente energía renovable.

¡Este es un cambio drástico! Antes de 2012, la propiedad privada de las fuentes de electricidad era inferior al 10 %. Si consideramos el período anterior a 2003, las empresas estatales controlaban casi todas las fuentes de electricidad.

Para satisfacer la demanda de electricidad para el desarrollo socioeconómico , además de las centrales eléctricas bajo la contabilidad de EVN (la producción de electricidad representó el 17% de la producción total de electricidad de todo el sistema en 2022), EVN tuvo que comprar electricidad adicional (83% de la producción total de electricidad del sistema) a través de acuerdos de compra de energía con otras centrales eléctricas de PVN, TKV, centrales eléctricas BOT, corporaciones de generación de energía (Genco1, Genco2, Genco3), centrales eléctricas de energía renovable y otras centrales eléctricas independientes.

Al observar la estructura de generación de energía anterior, el Dr. Nguyen Dinh Cung, exdirector del Instituto Central de Investigación de Gestión Económica, cree que el mercado de generación de electricidad se volverá cada vez más competitivo. Esto se debe a que, en términos de fuentes de energía, EVN y sus filiales controlan menos del 40%; PVN y TKV poseen el 10%, y el resto está en manos de entidades privadas.

La inversión en el desarrollo de la industria eléctrica en general, y de las fuentes de energía en particular, debe movilizar cada vez más la participación de los sectores económicos, especialmente del sector privado. Por lo tanto, la proporción y el papel de la EVN en la generación de energía disminuirán cada vez más.

Sin embargo, el Sr. Cung también señaló que en ese contexto, ¡es imposible para EVN garantizar suficiente energía para la economía!

Bajan los precios de la electricidad barata

La incorporación de fuentes de energía renovables, como la eólica y la solar, ha marcado una diferencia significativa en el sistema eléctrico de Vietnam desde 2020 hasta la actualidad. La proporción de energía renovable ha aumentado, pero la oferta de fuentes más económicas está disminuyendo.

En concreto, si consideramos el tipo de fuente de energía, la proporción de capacidad hidroeléctrica más barata (y más cara) suministrada al sistema está disminuyendo gradualmente a lo largo de los años debido a la casi total falta de nuevas centrales hidroeléctricas a gran escala que entran en funcionamiento (del 36,9% de la capacidad en 2019 a solo el 28,5% en 2022).

A finales de 2022, la capacidad total de energía eólica y solar reconocida para operación comercial (COD) era de 20.165 MW, lo que representa el 25,94 % de la capacidad total del sistema. Solo entre 2019 y 2021, esta fuente de energía renovable experimentó un desarrollo explosivo.

Sin embargo, estas fuentes de energía no sólo son caras –debido a que gozan de mecanismos de precios preferenciales, mucho más altos que el precio promedio de la electricidad– sino también inestables, por lo que no contribuyen de manera efectiva al sistema eléctrico, especialmente ahora que las horas pico se están desplazando del mediodía (anteriormente) a la noche.

Las centrales eléctricas de carbón representan 25.312 MW, lo que representa el 32,6%; las centrales hidroeléctricas, incluidas las pequeñas centrales hidroeléctricas, representan 22.504 MW, lo que representa el 28,9%; y las centrales eléctricas de gas representan 7.152 MW, lo que representa el 9,2%.

Mercado eléctrico inestable

Según datos de EVN, en 2022 se incorporaron al mercado eléctrico cuatro nuevas centrales eléctricas con una capacidad total de 2.889 MW. Hasta la fecha, 108 centrales eléctricas participan directamente en el mercado eléctrico con una capacidad instalada total de 30.937 MW, lo que representa el 38 % de la capacidad instalada total de todas las fuentes de energía a nivel nacional.

Por lo tanto, la proporción de centrales eléctricas que participan en el mercado eléctrico sigue siendo baja porque la mayoría de las fuentes de nueva operación no están sujetas o aún no han participado en el mercado eléctrico (energía renovable, BOT).

Cabe destacar que en los últimos años la proporción de fuentes de energía que participan directamente en el mercado eléctrico ha tendido a disminuir, principalmente porque la mayoría de las nuevas fuentes de energía puestas en operación son proyectos BOT y fuentes de energía renovables.

Según el Centro Nacional de Despacho del Sistema Eléctrico (A0), la baja proporción de fuentes de energía que participan directamente en el mercado eléctrico impacta significativamente el nivel de competencia y la eficiencia operativa del mismo. A medida que la participación en el mercado continúa disminuyendo, los precios del mercado eléctrico no reflejarán con precisión el costo marginal de la generación de electricidad en el sistema. Esto obstaculiza el desarrollo del mercado eléctrico.

Un representante de EVN declaró: «Con el mecanismo actual, estas centrales eléctricas tienen un pago garantizado de aproximadamente el 80-90% de su producción al precio de compra de electricidad contratado, y el 10-20% restante se ajusta según los precios del mercado. Mientras tanto, el precio promedio de mercado de la electricidad tiende a aumentar con el paso de los años».

En particular, en 2022, el precio de mercado de la electricidad aumentó un 53,6 % con respecto a 2021, lo que generó un aumento significativo de los beneficios para las centrales eléctricas que participan en el mercado (además de los beneficios estipulados en el contrato de compraventa de energía y el precio de la electricidad acordado por las partes y aprobado por el Ministerio de Industria y Comercio ). EVN tuvo que asumir este coste adicional como único comprador.

La energía generada a partir de carbón todavía juega un papel importante en el sistema eléctrico.

El Profesor Asociado Dr. Truong Duy Nghia, Presidente de la Asociación de Ciencias Térmicas de Vietnam, evaluó: Solo las centrales hidroeléctricas, las centrales térmicas de carbón y las centrales térmicas de gas pueden participar en el competitivo mercado de generación de electricidad. Según los mecanismos del mercado, las centrales eléctricas con el precio de venta de electricidad más bajo se movilizarán para generar más electricidad, mientras que las centrales eléctricas con precios de oferta más altos se movilizarán cuando el sistema lo requiera o se incluyan en el programa de generación de reserva.

En la realidad existen deficiencias que hacen imposible la regulación según los mecanismos del mercado.

En concreto, según el profesor asociado Truong Duy Nghia, si bien las centrales hidroeléctricas tienen los costes de producción de electricidad más bajos, solo pueden generar la máxima potencia cuando el embalse está lleno o cuando es necesario liberar agua (mediante turbinas). En muchos casos, deben liberar agua del fondo (sin usar turbinas) para liberar las aguas de las crecidas. En otros casos, deben generar electricidad de forma intermitente para conservar agua. El tiempo máximo de funcionamiento (valor Tmax) de las centrales hidroeléctricas en Vietnam es de tan solo unas 4.000 horas al año.

En las centrales eléctricas construidas bajo el modelo BOT (Construcción-Operación-Transferencia) (incluidas las de carbón y gas), los precios y la producción de electricidad están garantizados, lo que las sitúa fuera del mercado competitivo de generación eléctrica. Las centrales eléctricas de energías renovables y biomasa tampoco están sujetas a los mecanismos de mercado. Idealmente, las centrales eléctricas de alto costo, como las de gas, no deberían movilizarse bajo los principios del mercado, pero para garantizar la seguridad del suministro eléctrico y satisfacer las necesidades de carga máxima y de mitad de ciclo, se siguen movilizando. Actualmente, según el VIII Plan de Desarrollo Energético, las centrales eléctricas de gas se utilizan incluso para la operación de carga base.

"Por lo tanto, el mercado competitivo de generación eléctrica se centra principalmente en las centrales eléctricas de carbón. Estas deficiencias implican que la generación eléctrica competitiva no sigue en absoluto los mecanismos del mercado", comentó el Sr. Nghia.

Los cambios en la estructura de generación de energía, la propiedad de los proyectos de generación de energía y el estado incompleto actual del mercado eléctrico requieren cambios fundamentales en las políticas del sector eléctrico.

Se trata de una necesidad urgente para minimizar el riesgo de cortes de energía en 2024 y años posteriores, tras los cortes de electricidad experimentados en el Norte desde finales de mayo hasta el 22 de junio de 2023.

Según el Jefe del Departamento de Negocios de EVN: La demanda de electricidad continúa aumentando significativamente, con una proyección promedio del 9% anual, lo que corresponde a un aumento de capacidad de 4.000 a 4.500 MW anuales. Mientras tanto, se prevé que la capacidad de generación de energía que se ponga en funcionamiento en 2024 sea de tan solo 1.950 MW, mientras que en 2025 será de 3.770 MW, concentrada principalmente en las regiones Central y Sur.

La capacidad de reserva del sistema eléctrico del Norte es baja, pero la demanda de electricidad está creciendo a un ritmo del 10% anual; por lo tanto, es probable que el Norte experimente escasez máxima de energía durante la temporada cálida de junio-julio de 2024 (una escasez de 420-1.770 MW).

Esto plantea la cuestión de encontrar formas de acelerar la inversión en proyectos de fuentes de energía para complementar la escasez de electricidad en el Norte.

Lección 2: ¿Quién es responsable de invertir en fuentes de energía: el sector privado o las empresas estatales?

El gobierno exige que se aclaren las responsabilidades y el tratamiento de los responsables del corte de electricidad . El Comité Permanente del Gobierno ha solicitado al Ministerio de Industria y Comercio y al Comité de Gestión de Capital del Estado que aclaren las responsabilidades de las organizaciones y personas involucradas en el reciente corte de electricidad para la producción, los negocios y la vida cotidiana, a fin de tomar las medidas disciplinarias pertinentes de conformidad con la normativa.

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