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21 de junio de 2024
Energía

COES: No hay riesgo de racionamientos de luz, pero sí de altos costos para producirla

De no concretarse nuevas inversiones de generación más eficiente, la oferta de electricidad a bajo costo en el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) se podría agotar en solo dos años, tras lo cual el país tendría que emplear plantas más caras.

Tal advertencia la hizo César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), quien, en el evento Perú Energía Norte, explicó la situación de la oferta y la demanda de electricidad y sus impactos en el mercado.

¿Cuál es la oferta de generación eléctrica?

En principio, señaló que se tiene una capacidad instalada para generar energía suficiente como para descartar posibilidades de racionamientos de luz o apagones, por lo menos hasta el año 2034, en la zona norte, centro y sur del SEIN.

Actualmente el SEIN emplea en forma regular plantas de generación de bajo costo, como hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, así como eólicas y solares, y, ocasionalmente (en situaciones extraordinarias), plantas a diésel.

No obstante, Butrón proyectó que si hoy no se construyen nuevas centrales de bajo costo, como eólicas y solares o plantas a gas natural, entre el 2025 y 2026 el país empezará a utilizar en forma regular centrales a diésel, lo cual elevará los costos.

Esto último sería en un escenario de poco crecimiento de la demanda y de la economía en general, pero si esta crece más, el mayor costo de producción eléctrica se podría ver desde el 2024, aseveró.

¿A cuánto se podría elevar el costo en generación?

Refirió que hoy la producción con la capacidad instalada de bajo costo es de US$30 por megavatio por hora (Mw/h), pero si se empleara en forma continua las centrales con diésel, el costo de producción se dispararía hasta US$180 por Mw/h.

Es decir, concluyó, no hay posibilidades de racionamiento, pero sí de altos costos.

¿Quién asumiría los mayores costos?

Si bien en primer lugar ese mayor costo sería asumido por las propias generadoras (pues tienen contratos de venta de electricidad a precio fijo con las distribuidoras) y no trasladado a los consumidores regulados, no descartó que ello afecte a los clientes libres.

Refirió que en el caso de los clientes libres (mineras, industrias y grandes empresas), dependerá de sus contratos (con generadoras o distribuidoras) el impacto que tendría en ellas la elevación del costo de energía.

A fines del último año, a raíz de la sequía y la caída en la producción de hidroeléctricas, se incrementó el empleo de termoeléctricas a diésel, y empresas eléctricas indicaron que desde noviembre trasladaron el mayor costo mediante alza de precios a sus clientes libres.

Demanda de electricidad

Además, la proyección del COES se da en un escenario de contracción de la demanda de energía, pues si bien en años anteriores tal demanda crecía a ritmos de entre 8% y 10% anual, ahora ese comité estima que este año, por ejemplo, crecerá entre 3% y 3.5%, ritmo que seguiría hasta el 2034.

“Se puede ajustar la proyección, pero puedo asegurar que en los siguientes tres años esta proyección será así, pues los proyectos mineros (que son los que más demandan energía) toman cuatro a cinco años para establecerse y comenzar a consumir electricidad”, expresó.

Además, indicó que la información que tiene el COES es que hasta el año 2034 no se prevé ni un solo proyecto industrial grande que vaya a sumar al crecimiento de la demanda de electricidad, debido al ruido político.

En tanto, el crecimiento vegetativo de los consumidores en general no va tan bien porque la economía no está creciendo (como en años anteriores).

Fuente: GESTIÓN.

 

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