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El proyecto minero Tía María, de Southern Perú, ha estado en la palestra últimamente por la expectativa de que finalmente inicie su construcción (aunque no hay fecha exacta para ello). Aún así, esto llevó a ajustar las proyecciones de demanda de consumo eléctrico a mediano plazo al Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES).
Vale recordar que Raúl Jacob, vicepresidente de finanzas de la citada compañía, indicó la semana pasada que había avanzado el diálogo con la comunidad del Valle del Tambo, en Arequipa, donde se desarrollará esa proyectada mina, con una inversión de US$1,400 millones.
Proyección actual
Hasta ahora, las proyecciones de consumo eléctrico que ha realizado el COES, han previsto –en un escenario base- un crecimiento de la demanda (y producción eléctrica) no mayor al 3% para este y los siguientes diez años.
Ello ocurre, dada la poca información respecto a la ejecución de grandes proyectos industriales o mineros que vayan a consumir más energía que la que puede producir hoy el país.
Escenario optimista
No obstante, durante el evento Perú Energía realizado este jueves, el presidente del COES, César Butrón, indicó que, en un escenario optimista de crecimiento de economía, y en el que se ha incluido al proyecto Tía María, la demanda eléctrica podría crecer, ya no en un 3% anual, sino a un ritmo del 4% por año.
En tal escenario, anotó, el encuentro entre la curva de oferta de generación eficiente (de bajo costo) y demanda de energía (que en un escenario pesimista se ha previsto ocurra entre los años 2025 al 2026), se podría adelantar.
El problema, explicó, es que aún hay pocos proyectos nuevos de generación hasta el 2027, que incluyen una hidroeléctrica grande, una pequeña y varias centrales eólicas.
Producción a mayor costo
Ya con esa poca oferta, y falta de más inversiones en nuevos proyectos de generación, insistió en que entre los años 2025 al 2026, durante las épocas de estiaje, se tendría que emplear más generación con diésel, que puede elevar los costos de producción.
Hoy, esos costos (en el mercado de corto plazo o spot), alcanzan precios poco mayores a los US$30 por megavatio por hora (Mwh), pero en caso se tenga que recurrir a la generación con diésel, ese costo se podría elevar hasta los US$200 por Mwh, según Butrón.
Actualmente, advirtió, ya la gran capacidad de reserva de generación eficiente que tenía el Perú, y los bajos precios de los que han gozado los clientes libres durante los últimos años, debido a la sobreoferta que existía en la producción eléctrica, se acabó.
Minem: La solución ya está planteada
El viceministro de Electricidad, Víctor Carlos Estrella, indicó a Gestión que ya el Ministerio de Energía y Minas (Minem) ha planteado soluciones para incorporar al sistema eléctrico interconectado, más proyectos de generación con energías renovables no convencionales (RER).
La solución, según indicó, está contenida en el proyecto de ley del Poder Ejecutivo, que plantea asignarles más potencia a las tecnologías RER, al permitir la compra y venta de la energía separada de la potencia (capacidad de generación).
Ese esquema, anotó, permitiría que las empresas que ofrezcan tecnologías RER puedan suscribir contratos para suministro en forma permanente, las 24 horas del día. Ese proyecto, indicó, está listo para ser sometido a votación en el Congreso de la República.
Pero ¿qué pasará si el Congreso no lo aprueba? Ante esta consulta, el viceministro indicó que “quedaríamos en el statu quo, con la situación actual; (por eso) esperamos que el Congreso nos acepte, sino no estaremos atrasados en que las RER participen”.
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
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