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De recuperarse la demanda nacional de electricidad, a partir del 2024 el país tendrá que empezar a utilizar las actuales centrales térmicas del denominado nodo energético del sur (operadas a diésel y gas natural), pero a un costo mucho mayor que el actual, que podría impactar en los bolsillos de los consumidores.
Así lo advirtió César Gutiérrez, expresidente de Petroperú y experto en temas energéticos, que proyectó que la demanda de electricidad en el sur, y a nivel nacional, puede seguir creciendo en el país con la entrada en operación plena de la mina Quellaveco, ubicada en Moquegua, y que esta semana recibió luz verde para su operación por parte del Minem.
Vale recordar que el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ajustó su proyección de la producción eléctrica, del 6% que estimó anteriormente para el 2022, a un 4.6%.
En total, en el país existe una oferta de generación o capacidad instalada de centrales eléctricas capaz de producir hasta 12,000 megavatios (MW), en tanto la demanda bordea los 6,000 MW.
Sin embargo, Gutiérrez observó que del total de la capacidad de producción antes mencionada (descontando lo que se consume), queda solo una oferta de 2,700 MW de generación eficiente, es decir a bajo costo (usando hidroeléctricas y térmicas a gas natural).
En esa línea, estimó que si la demanda por la energía se recupera y crecemos a una tasa del 6% anual, el excedente en la capacidad de generación a bajo costo se podría utilizar en su totalidad al 2024, pero de allí en adelante la necesidad de electricidad se tendría que cubrir con las centrales eléctricas duales a diésel y gas natural, que fueron construidas hace años en Ilo y Mollendo (nodo energético del sur).
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Efectos de no contar con el gasoducto sur
Pero en vista de que está hoy paralizado el proyecto del gasoducto sur peruano, que tendría que llevar el gas natural al mencionado nodo energético, a partir de los años siguientes esas centrales tendrían que operar solo con diésel, con lo cual el costo de la electricidad sufriría fuertes incrementos.
Gutiérrez calculó que si ese nodo recibiera el gas a través del proyectado gasoducto, el costo de producción sería de US$ 30 por megavatio por hora (MW/h), pero si usa diésel, ese costo se dispararía a US$ 200 por MW/h.
Vale recordar que también el COES ha proyectado anteriormente que si no llegaba a tiempo el gasoducto del sur a las centrales del nodo energético sur, en los siguientes años, conforme se recupere la demanda, los costos de la generación podrían incrementarse al tener que emplearse más centrales térmicas a diésel.
En tanto, el especialista Rafael Laca, consultor de la empresa Enerkory, advirtió que si se incrementara el costo de la energía debido a un mayor uso de diésel en generación, los primeros en pagar por una electricidad más cara serían los más de 2,500 clientes libres que existen actualmente, y entre los que se encuentran grandes consumidores no regulados que contratan directamente con las generadoras, como son empresas mineras, centros comerciales, grandes industrias, entre otros segmentos empresariales.
En el largo plazo, esos costos serían también asumidos, a través de la tarifa eléctrica, por los consumidores regulados, que representan a mas de 7 millones de hogares a nivel nacional.
Producción a agosto
De otro lado, la producción de electricidad en agosto del presente año alcanzó los 4,995 gigavatios por hora (GWh), y experimentó un incremento del 3.4% respecto al registrado en igual mes del 2021, y con lo cual en los primeros ocho meses del 2022 acumula un crecimiento de 3.2%, según un reciente informe del Ministerio de Energía y Minas (Minem).
A pesar de ese crecimiento, que reflejaría una ligera recuperación en la capacidad de consumo a nivel nacional, el citado reporte también muestra que la generación de la electricidad se está realizando con centrales de mayor costo.
Así, el documento precisa que, en el acumulado de enero a agosto, la producción usando hidroeléctricas (que resultan más económica) cayó en 2%, en tanto la generación con centrales termoeléctricas con gas natural aumentó en 9%, pero en el caso de aquellas que usan diésel, el incremento fue del 48%.
Además, si bien solo en agosto la demanda de la energía (que va aparejada a la producción) a nivel nacional creció en 3.4%, en el sur del país se contrajo en 14%, y en los primeros ocho meses hubo una reducción de 2%.
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Impacto por menores lluvias
Al respecto, César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) explicó a Gestión que la producción con hidroeléctricas se ha contraído porque este año hay menos agua en proporción que el año pasado.
“En condiciones normales, en el sur, la producción es solo de hidroeléctricas y energías renovables y como la producción usando agua ha bajado, el centro del país ha tenido que compensar (a la menor generación en el sur) con más generación con gas natural”, anotó Butrón.
Vale recordar que el fenómeno de La Niña, que se registra en el Perú por tercer año consecutivo, ha traído como consecuencia no solo menores temperaturas, sino también menores lluvias en algunas zonas de la sierra en el centro y sur del país.
Por su parte, César Gutiérrez, expresidente de Petroperú y experto en temas eléctricos, consideró que la contracción de la demanda en el sur estuvo aparejada a los conflictos sociales contra la minería en esa zona geográfica, y sobre todo por la paralización de mina Las Bambas.
No obstante, el hecho de que la producción eléctrica creciera en su conjunto en 3.4% (más allá de la contracción en el sur) se explicó por un incremento en la producción de empresas mineras como Antamina, Yanacocha, Marsa y Horizonte, en el norte del territorio, anotó.
