La recuperación del Perú tras la recesión económica evidenciada el 2023 y su esperado efecto rebote para este año aún son inciertos, y ante lo cual el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), se planteó diversos escenarios sobre el impacto que tendría una posible recuperación, o la falta de ella, en la oferta y demanda de electricidad en el país.
Como se sabe, el último año el PBI se contrajo en -0.55%, nivel no antes visto en décadas, pese a las 25 medida del Plan Unidos, y para este año, el Gobierno ha aprobado un decreto de urgencia con diez iniciativas en materia económica y financiera para reactivar la economía.
COES no ve destrabe de proyectos
Durante el evento Perú Energía Sur, realizado en Cusco, el presidente del COES, César Butrón, refirió que, en un escenario medio de la demanda de electricidad a nivel nacional, se prevé que ésta crezca un 3% anual, debido a que no se registran grandes proyectos de inversión desde el sector privado (pese a los anuncios de destrabe desde el Gobierno).
“Las autoridades dicen vamos a destrabar, repotenciar, pero aún no destraban, y nosotros asumimos que hasta el 2034 no aparece ningún gran proyecto industrial o minero como gran consumidor (de la energía). Eso nos deja con un crecimiento vegetativo (de la demanda) del 3%”, explicó.
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Por el lado de la oferta de generación a firme, Butrón tampoco fue muy optimista, pues indicó que en el plan de generación comprometido -es decir proyectos que ya se están construyendo o están a punto de construirse- hay muy pocos.
Oferta de generación insuficiente
Para este año, refirió que ese plan comprende, en su mayor parte, proyectos con energías renovables no convencionales o RER (eólicas, solares o pequeñas hidroeléctricas de no más de 20 Mw) para producir hasta 540 Mw.
Pero, para el 2025 hay proyectos sólo para 80 Mw, para el 2026 hay otros por 262 Mw y para el 2027 una hidroeléctrica (San Gabán, en Puno) que añadirá 209 Mw, -es decir en total 1,091 Mw de oferta de nueva generación) y no hay más.
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“Más allá del 2027 no tenemos noticias, no tenemos información de ningún nuevo proyecto de generación”, advirtió, señalando que, en realidad, hasta el 2034 se necesita contar (en ese escenario) con proyectos que produzcan en total 2,300 Mw a firme (de manera constante), o con tecnologías RER (centrales eólicas o solares, de suministro variable) por 4,300 Mw.
Consecuencias de poca oferta
La consecuencia de tan poca oferta de energía (en este escenario medio) , anotó, es que, si bien no hay riesgo de racionamiento, la demanda y la oferta de generación a costo eficiente se cruzan a partir del 2025.
Esto último quiere decir que, si no hay más oferta de generadoras, (desde el año que viene en adelante) en las temporadas de estiaje se presentarán problemas de falta de energía eficiente (de bajo costo) y se tendrá que generar con diésel.
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Eso a su vez, añadió, implicará usar energía más cara (con Diésel), con lo cual el costo marginal de producir la electricidad, pasaría de los actuales US$30 por megavatio por hora (Mw), a entre US$180 a US$200 por Mw. Ese sobrecosto, si bien inicialmente sería asumido por las generadoras, luego, advirtió, probablemente sea trasladado (a la demanda) en sus siguientes contratos, en referencia implícita a los clientes libres, que contratan directamente con las productoras de la energía.
Vale recordar que ya la sequía que sufrió el país desde fines del 2022, se vio reflejado en una caída en la producción hidroeléctrica, mayor uso de diésel, y tarifas eléctricas más altas para cerca de 3,000 grandes consumidores de la elect a firme (de manera constante), o con tecnologías RER (centrde suministro variable) por 4,300 Mw.
Escenario optimista: Impacto se vería este año
Pero, en un escenario optimista, en que se lograra reactivar la economía el 2024, el titular del COES advirtió que la demanda de la energía eléctrica crecería ya no en 3%, sino en 4% con lo cual el punto donde empezamos a usar más generadoras a diésel se dará a partir de la época de estiaje en el presente año.
En este caso, se necesitaría ya no 2,300 Mw adicionales (como en un escenario medio), sino cerca de 10,000 Mw nuevos hasta el 2024, por lo que consideró que hoy el problema a resolver por las autoridades es cómo facilitar y acelerar el ingreso de nueva generación.
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¿Porqué no se destraban los proyectos RER?
Al respecto, el ex viceministro de Energía Arturo Vásquez, refirió que una de las principales razones de por qué no se pone en marcha una cartera existente hoy de proyectos de generación con RER por 25,000 Mw, es por la falta de cierre financiero para varios proyectos.
La otra razón, añadió, es el poco crecimiento proyectado de la demanda de la energía en el país.
“El crecimiento de la capacidad de generación se va a aletargar porque no hay demanda minera para acoger esa energía renovable, entonces, es importante que la demanda de grandes clientes crezca para absorber esa oferta de proyectos de generación (con RER)”, puntualizó.
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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