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Si bien las tarifas eléctricas en el Perú se han mantenido relativamente estables este año, actualmente se ubican entre las más altas de la región, y podrían mantener una tendencia creciente en los siguientes años, según reconoció el Ministerio de Energía y Minas (Minem).
Citando data del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), ese sector refirió que el precio de la electricidad (para un consumo mensual de 125 kilovatios por hora), en el Perú era de US$0.16 por kWh, más caro que en Chile (US$0.15), Bolivia (US$0.11), Brasil (US$0.8), Ecuador (US$0.7), México (US$0.6), Argentina y Paraguay (US$0.2), en el 2023.
En diálogo con Gestión, el director de la Dirección General de Electricidad del Minem, Elvis Tello, reconoció que –como ya lo ha venido advirtiendo el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES)- la capacidad instalada de producción eléctrica de bajo costo en el Perú, se está agotando.
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Capacidad instalada
Esa capacidad instalada, en más del 90% está constituida por hidroeléctricas y termoeléctricas a gas natural, pero como no se han concretado nuevos grandes proyectos de ese tipo, en los últimos años en temporadas de sequía o estiaje en el Perú se debe usar generadoras a diésel para poder atender toda la demanda.
Al cierre del 2023, la capacidad instalada total de producción eléctrica en el país en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) era de más de 13,690 megavatios (Mw).
Sin embargo, Tello advirtió que estamos a solo 500 Mw de que empecemos a generar con diésel (en forma regular, para atender todo el consumo), y cuyo costo de producción es de cerca de US$200 por megavatio por hora (Mwh).
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Costo actual
El costo de la energía en el mercado eléctrico de corto plazo o spot, donde generadoras y distribuidoras compran excedentes no contratados) está en cerca de US$35 por Mw, mientras que los cerca de 3,000 clientes libres (mineras, industrias, grandes comercios) pagan precios promedio de US$51 por Mwh.
No obstante, según Tello, los usuarios regulados (más de 7 millones de consumidores a nivel nacional) están pagando hoy en torno a US$78 por Mwh, pero (si no hay nueva capacidad de generación a bajo costo), ese costo podría seguir subiendo.
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Proyección
Explicó que, una proyección que han realizado junto a Osinergmin, arroja que los costos de generación podrían mantener una tendencia al alza, que lleve a que los regulados, a julio del año 2929 paguen hasta US$95 por Mw.h (un alza de 33.8%).
Esas proyecciones, según refirió, incluyen trasladar a las tarifas, los costos por la incorporación de los proyectos de transmisión eléctrica (que viene dando en licitación ProInversión en los últimos años).
“El problema se agrava con el tema del déficit hídrico, con el cambio climático; veamos lo que pasa hoy en Piura (en continua sequía); lo que pasa hoy en Ecuador o Colombia, donde racionan la energía, eso nos causa alarma”, admitió.
Es preciso recordar que la tarifa eléctrica tiene tres componentes: los costos de generación, transmisión y distribución eléctrica, y cuyos precios dependen por un lado de precios fijados en contratos de largo plazo entre distribuidoras y generadoras, y de variaciones mensuales en el tipo de cambio, IPM, precios de combustibles, metales, etcétera.
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¿Cómo enfrentar esta situación?
Para Tello, la solución es que el Congreso apruebe el proyecto de ley que planteó el Ejecutivo, que permite la participación de más energías renovables no convencionales (RER) en el mercado regulado, y establece la obligación de que las distribuidoras eléctricas convoquen a licitaciones para la compra de energía de largo plazo.
“(A través de ese proyecto de ley) buscamos mitigar o evitar ese incremento que inexorablemente se va a dar en las tarifas eléctricas a los clientes regulados”, remarcó.
En el primer caso, esa propuesta busca separar en dos mercados la oferta eléctrica, uno para la energía (producción) y otro para la potencia (capacidad instalada), de forma que las centrales solares puedan ofrecer sólo la energía, que resulta así con un menor costo (que hidroeléctricas, centrales a gas o diésel).
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Bloques horarios
En la misma línea, se plantea que a esas plantas solares se les permita abastecer de energía en horarios fuera de punta y en los que brilla el sol, dejando que las otras tecnologías brinden ese suministro en horas punta (horario nocturno).
No obstante, el director general de Electricidad descartó que esta propuesta busque sólo promover las tecnologías RER como las solares, o que se establezca un porcentaje de participación mayor de las mismas en la oferta de generación.
A lo que se apunta con esa iniciativa legal, incidió, es en que se permita promover la competencia entre todas las tecnologías existentes para el mercado regulado, de forma que hidroeléctricas y térmicas sean también más eficientes.
“Eso que se afirma (contra ese proyecto) de que se va a desplazar a la generación con gas natural no va a pasar, ni en el largo plazo, en las simulaciones (de oferta y demanda) vemos que el gas natural siempre está presente”, aclaró.
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Obligación de licitar
Es precisamente para ello, que el proyecto de ley -refirió- propone también la obligación (que hoy no existe) de que las empresas distribuidoras eléctricas convoquen a licitaciones para sus compras de energía, con participación de generadoras de todo tipo.
“Lo que pasa es que las distribuidoras cuyos contratos están venciendo, le están dando prioridad a los contratos bilaterales (para proveer a clientes libres), y lo ideal es que lo hagan mediante licitaciones (para el mercado regulado) que permitan tener precios más competitivos (también para los usuarios regulados)”, puntualizó.
En cualquier caso, el funcionario señaló que, aún si se aprueba el proyecto, las distribuidoras podrán seguir suscribiendo contratos bilaterales, para cubrir demanda no atendida con los otros contratos (para el mercado regulado).
Hasta el momento, según refirió, la expectativa es que el citado proyecto de ley, que fue aprobado por la Comisión de Energía y Minas del Congreso, pueda ser debatido por el pleno del Congreso, el cual lo puso en su agenda para el próximo jueves.
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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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