La economía peruana se contrajo 0.63% a septiembre, y salvo por minería (10.85%), la mayoría de sectores clave están “en rojo”, como manufactura y construcción, según información del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). Pese a que hace un tiempo la demanda eléctrica se ha disociado de ser el indicador de crecimiento económico, vale mirarla “limpiándola” de los factores particulares.
En lo que va de noviembre (cifras preliminares al día 20), la demanda eléctrica total se contrajo 1%, de acuerdo con información compartida a Gestión por Diego Díaz, socio de Macroconsult, sobre la base de la información del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES). De hecho, la demanda venía desacelerándose desde mediados del año y ya pasó a terreno negativo.
Esto se debe sobre todo al desempeño de la demanda de los grandes usuarios. “La demanda eléctrica está creciendo menos -o cayendo- en estos últimos meses porque el año pasado fue en este mismo periodo en el que Quellaveco comenzó a operar, así como la refinería de Talara, que fueron las dos principales fuentes de crecimiento de la demanda en el último trimestre del año pasado”, refirió Díaz.
Es decir, Quellaveco y la refinería de Talara están dejando de ser una fuente de impulso para la demanda eléctrica total porque su efecto inició en el último trimestre del 2022 y ya se está agotando. El resto de grandes usuarios (empresas mineras y grandes industrias) están teniendo un comportamiento plano o negativo respecto al mismo periodo del año pasado, agregó el economista. “Todos los grandes usuarios vienen cayendo 5% en noviembre y venían de un crecimiento de 3% en octubre”, resumió.
Entonces, retirando el indicador de demanda de los grandes usuarios, se refleja que la de los otros usuarios han tenido un desempeño débil. “Lo que estamos viendo, más o menos desde agosto, la parte que considera a usuarios más medianos, pequeños, donde hay mucha industria o comercios, está teniendo una evolución bastante más lenta, con un crecimiento muy bajo respecto al año 2022′′, explicó.
Es decir, si se aisla a los grandes usuarios se quedan las actividades económicas más urbanas (comercio, servicios, pequeñas manufacturas, residenciales). Esta demanda eléctrica está más asociada a la demanda interna y se puede apreciar una clara desaceleración desde mayo. En octubre creció 2% y en lo que va de noviembre solo 1%.
En línea con lo mencionado, Díaz recordó un análisis que hicieron por sectores para el tercer trimestre. “(La demanda eléctrica del) sector químicos cayó 12% en el tercer trimestre; la de cementos se contrajo 17%; la de textileras cayó 20%, entre otros sectores. Incluso, el sector que calificamos como fabricandes de alimentos o relacionadas con alimentos registró una caída de 23% en su demanda eléctrica”, mencionó.
Consumo de energía en horas punta
Los ritmos de crecimiento del consumo de la energía en horas punta en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en lo que va del año se han frenado en el país.
Según el reporte Prospectiva del Sector Eléctrico, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas (Minem), la máxima demanda (medida en horas punta de consumo) de las centrales que conforman el SEIN a septiembre 2023 fue de 7,374 megavatios (Mw).
Dicho registro, presentado el día 28 de setiembre a las 19:00 horas, fue apenas mayor en 1% al registrado en septiembre del año pasado.
En el acumulado del 1 de enero al 28 de septiembre del 2023, según el citado reporte, el mayor valor registrado como máxima demanda continúa siendo 7,606 MW de abril pasado. Con esas cifras se podría mencionar que el crecimiento de la máxima demanda eléctrica en el SEIN prácticamente se estancó.
Para el exviceministro de Energía, Luis Espinoza, el limitado crecimiento de la máxima demanda -cuyo registro permite evaluar el desempeño del sistema eléctrico- es un indicador que, en efecto, el país afronta una recesión.
Lo “positivo” de esta paralización en el crecimiento de la demanda, consideró el experto, es que ha permitido que no suba más los costos para los consumidores finales, dado que la oferta de generación a bajo costo (como son las hidroeléctricas y térmicas a gas) ya está al tope, es decir que para atender una mayor demanda se tendría que usar más plantas a diésel (más caras).
Producción
El documento del Minem también da cuenta de que, al cierre de setiembre de 2023, la producción estimada de electricidad a nivel nacional (tanto en el SEIN como en sistemas aislados del interior del Perú) fue de 5,090 GWh, valor 2.6% mayor respecto a setiembre de 2022.
Para el último trimestre del presente año, el Minem proyecta que la mayor oferta de generación ocurriría en el mes de diciembre próximo, estimando que llegue a 5,478 GWh.
De ocurrir esa proyección, ello, al término del presente año se habría acumulado una producción nacional de 62,310 GWh, cifra que -de cumplirse- significaría un crecimiento de 4.4% por encima de la energía eléctrica producida durante el año 2022.
Proyección
Esta última cifra, es cercana a un crecimiento de la producción del 5% estimado para el cierre del 2023 por el COES. Sin embargo, el presidente del COES, César Butrón, indicó que la proyección de ese comité es que, en los siguientes años, la demanda de electricidad se frenaría, con un crecimiento estimado en 2% anual, cuando en años anteriores se crecía a un ritmo anual del 6%.
Tal freno ocurriría, según refirió, debido a que no hay un solo gran proyecto de inversión de envergadura que vaya a demandar un mayor consumo de electricidad en los siguientes cuatro años, ni en el sector minero, ni en el sector industrial, o agroindustrial.
“Hay ampliaciones, refuerzos, mejoras (de proyectos mineros), pero no hay ni uno grande, y esos eran los motores de crecimiento del país. Como no hay, se prevé crecimiento vegetativo, eso podría cambiar si se reactiva la inversión, pero en los siguientes cuatro años esto va a ser parecido a lo que proyectamos”, avizoró Butrón.
Bajan precios por ahora
Espinoza refirió que los precios de la energía en el mercado de corto plazo (spot) del sector eléctrico (donde se ofertan excedentes de energía sin contrato por parte de las generadoras), se han normalizado, tras el aumento de la generación con hidroeléctricas.
Durante varios meses de este año, y hasta hace poco, los precios en ese mercado libre habían llegado a más de US$180 por megavatio hora, desde los US$37 en que oscilaban en condiciones normales, debido a la escasez de lluvias que redujo la producción de las hidroeléctricas.
Al respecto, Rafael Laca, experto en energía de la consultora EnerKory, indicó que tal incremento de precios había afectado particularmente a las pequeñas empresas que son clientes libres del mercado no regulado, que vieron subir sus costos por el uso de la energía.
Con la normalización del precio en el mercado spot, indicó que vuelven a su vez a sus niveles normales las tarifas que pagan esas pequeñas empresas.
Fuente: GESTIÓN.