Costos de electricidad subiría “notablemente” si no llega gas al sur en el 2024, advierte COES

Esto significa una inversión de US$ 450 millones por año en promedio, según el representante del COES.

En el caso de que el gobierno agilice sus acciones para que el gas natural llegue al sur, las expectativas serían distintas, explicó. Sin embargo, se deben considerar los plazos que tomarán ciertas acciones, pues estos difieren si es que se decide, por ejemplo, seguir con el gasoducto o transportar el gas natural en barco.

“Hay demasiadas variables que afectarían la efectividad de las acciones del gobierno, sobre todo en cuanto a los plazos. Si se decide por el gasoducto, su puesta en operación podría tomar hasta cinco años, si se decide, en cambio, por el transporte en barco esta opción podría tomar tres años. Asimismo, si se opta por utilizar la base del proyecto de Odebrecht se podrían acortar los plazos; sin embargo, si se decide por un proyecto nuevo, los alargaría”, señaló.

Paralización del gasoducto y precios de electricidad

Butrón afirma que la paralización del proyecto del Gasoducto Sur Peruano terminó con una planificación previa en la cual se proyectaba atender el crecimiento de la demanda nacional con la conversión a gas natural de dos centrales térmicas en el sur (Nodo Energético del Sur) las cuales operan con diésel.

Estas dos centrales térmicas tienen una capacidad de generación de 1,500 MW. Por ello, si el gas llegase a tiempo al sur, las centrales añadirían 1,500 MW para el sostenimiento de la demanda a precios bajos incluso más allá del 2024.

Ante un escenario en el que el gas natural no llegue al sur o si llegase después del 2024, estas centrales térmicas tendrían que ser despachadas por diésel, según Butrón. Esto ocasionará un aumento en su costo de producción y con esto en el de la generación, el cual es uno de los tres componentes del precio de la electricidad (generación, transmisión y distribución)”.

El COES mantiene dos tipos de proyecciones, bajo el supuesto de la no llegada del gas al sur para el 2024, con respecto a la demanda. Una de ellas es el escenario base (optimista) del crecimiento de la demanda, en donde a partir del 2023 no se contaría con reserva de generación eficiente.

La otra proyección implica un escenario de demanda pesimista, en la cual a partir del 2024 ya no se contaría con reservas de generación eficiente, lo que produciría que las centrales térmicas sean despachadas con diesel.

Sin embargo, el ajuste de precios a los usuarios finales no sería inmediato, pues la existencia de contratos vigentes en el corto y largo plazo que mantienen los clientes regulados y las generadoras, evitarían que los cambios en precios finales se den antes del vencimiento de los contratos, explicó.

Proyección del Minem

Según el Ministerio de Energía y Minas (Minem), se tienen seis proyectos de centrales hidroeléctricas y tres de centrales con recursos renovables no convencionales, lo cuales aumentarían la capacidad instalada nacional de generación en 317,2 MW.

Esto, según el ministerio, corresponde a una inversión de US$ 667,7 millones.

Problemas en las líneas de transmisión

Según Butrón, la autorización de la contratación de generación de diésel de emergencia para las zonas de Piura, Paita y Sullana por parte del Ministerio de Energía y Minas (Minem), a pesar de la sobreoferta existente, responde al retraso en la adjudicación de las líneas de transmisión que se tienen que hacer para atender el crecimiento de la demanda en estas zonas.

“Los planes del COES y Osinergmin llegan a tiempo, pero existe una demora de entre dos a tres años para que finalmente se efectúe la licitación. Cuando un plan llega tres años después de lo previsto, ya no sirve”, comentó.

Indicó que la razón estructural de esta demora en las licitaciones es que existe un manejo uniforme en el la ley de las APP para este tipo de proyectos (líneas de transmisión) y los cofinanciados (que utilizan recursos públicos de manera total o parcial para poder financiarse).

“Proyectos como estos son autosostenibles y responden a una planificación del COES y Osinergmin, por lo que no tiene sentido que se les exija los mismos requerimientos que a los proyectos cofinanciados. Mientras esto siga así, los planes que hagamos siempre van a llegar retrasados, lo que genera, en este caso, que no haya capacidad de transmisión y perjudique el desarrollo industrial en el norte”, indicó.