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Si bien hoy la capacidad instalada para producir electricidad en el Perú es superior a lo que requieren los consumidores, la oferta de generación a costos eficientes ya se agotó por la falta de lluvias que alimenten a las hidroeléctricas, ante un crecimiento no previsto de la demanda.
Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), y lo ratifican además cifras del Ministerio de Energía y Minas (Minem).
De acuerdo con Butrón, la demanda de electricidad en el Perú está creciendo más rápido de lo que había previsto el COES para el 2023, a un ritmo de 6.5% anual, lo cual consideró sorprendente, pues ese comité previó originalmente un crecimiento de 4% para este año.
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¿Qué explica la mayor demanda de energía?
Este crecimiento imprevisto (de 6.5%), explicó, es por el efecto de nuevas cargas (unidades de consumo) que no se tenían el año pasado, como son la nueva refinería de Talara, demanda adicional de Aceros Arequipa, la entrada en producción de la mina Quellaveco, entre otros proyectos.
Según indicó el ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, a Gestión, la citada mina, que entró en producción en setiembre del 2022, a la fecha ya está produciendo al 100% de su capacidad de procesamiento de cobre.
Energía a bajo costo ya se agotó
Por el lado de la oferta eléctrica, según el presidente del COES, ya la reserva (capacidad instalada de generación usada como respaldo) a costo eficiente (de menor costo) se agotó por la falta de agua para la producción hidroeléctrica.
Eso, anotó, explica que hoy ya se esté despachando electricidad producida con diésel (en forma regular).
Según el último reporte del sector eléctrico del Minem, en junio último la producción de energía eléctrica a nivel nacional, incluidos sistemas aislados, fue de 5,065 gigavatios por hora (GWh), alcanzando un crecimiento de 4.5% mayor que igual mes del 2022, mientras que solo en el sistema interconectado (SEIN), creció aún más, en 4.8%.
Sin embargo, en el sexto mes del año la producción con hidroeléctricas representaba el 36% de la oferta de generación, contra un 59% de la generación con plantas termoeléctricas.
Mientras, en el acumulado de enero a junio, la producción con hidráulicas ha caído 7%, comparado con similar periodo del año pasado, el térmico se incrementó en 30%, en el ámbito nacional.
Se dispara uso del diésel en generación
Normalmente, la generación térmica se produce usando gas natural, pero solo en junio, esa producción empleando diésel, se disparó en 74% respecto a similar mes del 2022, y en lo que va del año -a ese mes- ya creció en 14%.
Para los meses siguientes, Butrón indicó que si es que en noviembre (mes en el que usualmente inicia el periodo de lluvias) no llueve, por efecto de una posible sequía que pueda causar el fenómeno de El Niño, se seguirá empleando diésel para producir electricidad. Ello, agregó, traería una situación compleja por el mayor costo en la generación.
Por el momento, indicó, no se conoce exactamente cuál será el efecto que tendría El Niño en la producción eléctrica.
Una situación similar de mayor uso de diésel se dio a fines del 2022, a raíz de la sequía, y que llevó entonces a incrementos en los costos de la electricidad para los clientes libres de las empresas eléctricas.
Racionamiento para enfrentar la sequía
El Minem prepublicó un proyecto de decreto supremo, que establece un mecanismo de racionamiento y de priorización del abastecimiento de gas natural al mercado interno, ante una declaratoria de emergencia o de situación extraordinaria, que afecte la producción hidroeléctrica.
La propuesta indica que, de declararse esa situación extraordinaria por la Dirección General de Hidrocarburos del Minem, se activará un mecanismo de priorización, por el cual los concesionarios del transporte de gas natural priorizarán el gas para la generación térmica.
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Discusión por alcances de la propuesta
Al respecto, el exviceministro de Energía, Arturo Vásquez Cordano, señaló que la supuesta finalidad de la norma es que el precio de la energía eléctrica se reduzca en el mercado spot (donde las empresas eléctricas venden excedentes de electricidad no contratada).
“No obstante, la parte no contada es que esta disminución no favorecería a los usuarios domésticos y comerciales, puesto que ellos acceden a energía a precios pactados previamente entre generadores y distribuidores en el marco de contratos de largo plazo”, citó.
Los únicos que se beneficiarían, en su opinión, son un reducido grupo de generadores que buscan aminorar sus riesgos a costa del bienestar de usuarios del gas natural, y que quienes se afectarían son las concesiones de distribución del gas en el interior.
Afirmó que los usuarios domésticos, comerciales e industriales de gas natural de a pie, se podrían ver afectados en su consumo cada vez que haya un contexto de estrés hídrico, y solo podrían acceder al gas que las hidroeléctricas no compren (cuando subcontraten a las térmicas).
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Sin embargo, el viceministro de Electricidad, Jaime Luyo, descartó que -como indica Vásquez- se vayan a afectar los usuarios de las concesiones de distribución del gas, y explicó que, si bien hay normas que priorizan el uso del gas, no se había incluido como un factor de riesgo a la sequía.
Remarcó que la propuesta normativa del Minem busca anticiparse a los efectos que puede traer El Niño en el mercado eléctrico, y evitar mayores costos en el mismo (por la sequía y consiguiente mayor uso de diésel).
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.
