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A pesar del bajo crecimiento -o posible caída- estimado para la economía peruana en el 2023, la demanda del sector eléctrico, más bien apuntaría a un mejor desempeño.
Esto último lo indica una proyección del Ministerio de Energía y Minas (Minem), aunque el abastecimiento de la energía para atender esa mayor demanda, sería cubierto con producción eléctrica que cada vez resulta más cara, a juzgar por información de diversos actores del sector.
De acuerdo con el informe Prospectiva del Sector Eléctrico a Nivel Nacional, elaborado por la Dirección General de Electricidad del Minem, la producción del sector eléctrico -que va aparejada a la demanda- va creciendo hasta ahora en forma sostenida.
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En agosto, la máxima demanda de las centrales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) registradas por el COES, fue de 7,290 megavatios (MW), y dicho registro presentado en horas punta es superior en 3% al valor de similar mes del año 2022.
Asimismo, la producción de energía, tanto en el SEIN como en sistemas aislados, al cierre de agosto fue de 5,189 gigavatios por hora (GWh), lo que significó un incremento de 3.7% con respecto a igual periodo del 2022.
Proyección para fin de año
El informe hace una proyección de la producción de energía eléctrica de setiembre a diciembre próximo, observando que la mayor oferta de generación ocurriría en el mes de diciembre con 5,485 GWh.
En tal sentido, pronostica que, al término del 2023 se habría acumulado en total una producción nacional de 62,384 GWh, valor que estaría 4.4% por encima de la energía eléctrica producida durante el año 2022.
Con estos resultados, avizora, se esperaría un crecimiento medio de la producción (y la demanda de energía) para el último quinquenio de 2.4% anual.
Sin embargo, esta proyección de mayor demanda enfrentaría un problema de falta de oferta de generación de bajo costo, dado que en los últimos meses continúa la caída en la producción hidroeléctrica, lo que ha llevado a uso cada vez mayor de producción a alto costo.
En agosto, según cifras del Minem, la producción de electricidad usando plantas térmicas a diésel, carbón y petróleo residual, se incrementó en 249% frente a igual mes de 2022, y en lo que va de los primeros ocho meses, acumula un aumento de 84%.
En cambio, la generación con centrales hidráulicas decreció en 9%, mientras con gas natural creció 22%, en ese mismo periodo acumulado.
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Antecedentes
Ya la contracción en la producción hidroeléctrica se aprecia desde fines del 2022, a raíz de la sequía que trajo entonces el fenómeno La Niña, y que hasta ahora ha afectado a los clientes libres (no regulados) que son grandes empresas, industrias, comercios, la minería entre otros grandes consumidores.
Osinergmin había proyectado que el incremento en los costos marginales de producción de la energía, puede dar una mala señal (de mayor precio) para las subastas de compra de electricidad en contratos de largo plazo previstos para 2024.
¿Qué dice el regulador?
En una presentación ante la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República, Miguel Révolo, gerente de regulación de Tarifas de Osinergmin, pidió al Poder Legislativo aprobar un proyecto de ley que permite facilitar la incorporación de más plantas eólicas y solares (generación renovable no convencional o RER) de menor costo, al SEIN.
Explicó que ese organismo supervisor planteó modificar la Ley de Desarrollo Eficiente de la Generación, para que (los distribuidores eléctricos) puedan comprar la energía y la potencia de manera separada (y así poder adquirir la producción de centrales eólicas y solares).
Su propuesta también plantea que se pueda vender la energía en bloques horarios, en referencia a que los consumidores puedan por ejemplo adquirir la electricidad que producen centrales solares, en horarios en que hay brillo solar, y así pagar menos por ese servicio.
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Miguel Révolo remarcó: “Decían que faltaban ajustes a inversiones con RER, para eso se necesita impulsar ese proyecto de ley, que es una señal para que las empresas puedan inyectar ese suministro al mercado regulado y se pueda comprar energía más barata; eso bajará el costo que se pasa al mercado regulado”.
Otra propuesta que surgió del regulador (y que propuso el Gobierno al Congreso), es que se priorice el uso de gas natural para la generación térmica, en épocas del fenómeno de El Niño.
Al respecto, indicó, esa propuesta permitiría reducir el costo marginal (de la energía) en el mercado de corto plazo, de los US$200 por Mwh que llega hoy, a unos US$80 por Mwh.
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.
