En la mayor parte de este año, el sector eléctrico hizo noticia porque los precios de la energía en el mercado spot se dispararon de US$35 hasta cerca de US$200 por Mwh, a causa de la sequía y caída en la producción hidroeléctrica, así como por su reemplazo por mayor uso del diésel.
Por ahora, con la llegada de las lluvias propias de la estación, la producción hidroeléctrica se ha recuperado y esos precios de la electricidad en el mercado de corto plazo (spot) han vuelto a sus niveles normales, pero existe el temor que vuelvan a subir el próximo año.
Según indicó a Gestión el presidente del COES, César Butrón, una posibilidad es que el precio de la generación que podrían requerir las empresas del sector para contratos de largo plazo (que se espera se convoquen el 2024), podrían ser un poco mayores de US$60 por Mwh.
Ello, anotó, debido al temor por la sequía que podría traer el fenómeno El Niño, en referencia a que se podría volver a afectar la generación hidráulica. Pero, además, por las restricciones que puede haber porque no se hacen a tiempo los proyectos de generación previstos.
En ese escenario, indicó que una de las alternativas para evitar mayores costos es que se pueda utilizar las dos grandes centrales térmicas duales (a gas natural y diésel) con capacidad de generación de 1,500 Mw, situadas en el extremo sur (el nodo energético del sur).
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Una alternativa
Esas plantas se terminaron de construir años atrás, con la intención que se abastecieran de gas natural a través del proyectado Gasoducto Sur Peruano, que quedó trunco y hoy se ha reconfigurado en el proyecto del SIT Gas.
Pero, como esas plantas no reciben gas, deben operar con diésel. De hecho se pusieron a funcionar este año, para compensar la caída en la producción hidroeléctrica, pero a mayor costo.
Según el Ministerio de Energía y Minas (Minem), entre enero y octubre la generación hidráulica acumuló una caída de 9%, en tanto la térmica con gas subió 21%, y con diésel se elevó hasta 109%.
Esa situación de altos costos del precio en el mercado de corto plazo afectó sobre todo a los clientes libres, y en particular a las pymes, según indicó en su momento Rafael Laca, consultor de la empresa EnerKory.
Al respecto, Martín Mejía, CEO de Cálidda, indicó a Gestión que lo más viable para poner a operar las plantas duales del nodo energético del sur con gas natural es que ese combustible les llegue a través de una extensión del actual gasoducto de Contugas, en Ica.
La referencia es a que esa tubería, que va desde Pisco hasta Marcona (en la región Ica), se extienda hasta Mollendo (en la región Arequipa) y luego a Ilo (Moquegua) donde se ubican las plantas duales antes citadas.
Vale recordar que el ministro de Energía y Minas, Oscar Vera, ha señalado que a su sector le interesa hacer tanto el proyecto del ducto costero antes mencionado, pero también el del SIT Gas por la sierra, a fin de hacer viable también la industria petroquímica en el sur.
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Impacto en las tarifas de luz
Mejía indicó que el Grupo Energía de Bogotá (al que pertenecen Cálidda y Contugas), está promoviendo el proyecto de extensión del ducto antes mencionado, señalando que, de concretarse, sería el más viable para evitar que las tarifas eléctricas se incrementen, en comparación con el SIT Gas.
Explicó que extender el ducto de Contugas por la costa es una alternativa de menor costo y más rápida, pues demandaría una inversión de US$ 1,500 millones, y se podría concretar en tres años. En cambio, el SIT Gas, anotó, demandaría un gasto de US$ 4,500 millones, y cuya construcción demoraría entre cinco a siete años.
“Hacer el proyecto por la costa puede ayudarnos a cumplir el objetivo del COES, que es tener gas natural para las centrales del nodo energético sur entre los años 2027 y 2028 para que no suban los precios de la electricidad”, aseveró.
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Incertidumbre por el SIT Gas
El presidente del COES señaló durante un evento sobre energía solar, que no ven que se vaya a concretar el proyecto del SIT Gas.
“Ante las dificultades que se ven para desarrollar ese proyecto, hemos asumido que no se va a hacer. No vemos que haya posibilidad cercana de hacerlo”, aseveró, advirtiendo que un escenario en que no hay más proyectos (de generación a bajo costo) y no llega gas al sur, es un escenario crítico.
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Interés en concesión en el sur
El CEO de Cálidda indicó que esa empresa va a analizar el proyecto para la distribución del gas natural en las ciudades de las regiones de Arequipa, Moquegua y Tacna, que convoque próximamente ProInversión, por encargo del Minem.
Como se sabe, ese servicio fue entregado en diciembre del 2020 en administración temporal a Petroperú, con plazo que se extendió este año hasta 2026, en tanto que ProInversión alista el concurso para su entrega en concesión. “En el interín entendemos que ProInversión va a sacar un proyecto, el cual analizaremos para ver la conveniencia de intervenir”, indicó Mejía.
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.
