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23 de abril de 2024
Energía

Hay riesgo de mayores costos de electricidad en próximos tres años

La producción eléctrica acumulada en el 2023 alcanzó los 62,112 gigavatios por hora (GWh), un crecimiento de 4% respecto al 2022, según cifras preliminares del Ministerio de Energía y Minas (Minem). Este año, también inició en terreno positivo: en enero del 2024, según informó Diego Díaz, socio de Macroconsult, se produjo un crecimiento de la producción de esa energía en 4% con respecto al primer mes del 2023, situación a la que contribuyó -en parte- la exportación (al Ecuador).

El experto en electricidad destacó que el resultado del primer mes de este año significa una recuperación importante si se lo compara con noviembre y diciembre últimos, en que el crecimiento estuvo debajo del 1%.

Esta recuperación, anotó, se explica principalmente por el efecto base que tienen las empresas mineras, porque en enero del 2023 hubo varias paralizaciones (por bloqueos de vías en el corredor minero del sur), que afectaron su actividad productiva. Lo que más influyó en el crecimiento del 2023, coincidió, fue la mayor producción de cobre (que rompió un récord de 2.7 millones de toneladas), siendo la minería intensiva en el consumo de electricidad.

Demanda no minera también creció

Aunque el resultado de enero último -resumió- obedece también a un efecto rebote, si se deja de lado a la demanda minera, que consume más energía, y observa al resto de la demanda no minera, esta tuvo un crecimiento en ese mes de 2.4%.

Ese crecimiento vegetativo, destacó, fue mejor que el que tuvimos en noviembre (0.8%) e incluso diciembre del 2023, que fue negativo.

El crecimiento de la demanda no minera, detalló, sería el resultado del aumento de la temperatura, que ahora afecta bastante la demanda eléctrica porque toda la parte residencial y de comercios ha aumentado su equipamiento de aire acondicionado.

Además, se observa una recuperación en algunos sectores manufactureros que el año pasado también se vieron golpeados, lo cual -concluyó- da cuenta de una recuperación de la actividad económica por el frente minero y la demanda no minera, donde se ve algo de mejora.

Proyección para próximos meses

Díaz proyectó que, para los siguientes meses, se prevé una estabilización en el crecimiento de la demanda de electricidad, pues la expectativa es que el efecto de grandes consumidores de la energía (que se dio el 2023), como la mina Quellaveco y la nueva refinería de Talara, se va a ir disipando.

En ese caso, refirió que el consumo de la energía estará más influenciado por la evolución de la demanda vegetativa, es decir su consumo en las ciudades.

El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) proyectó un crecimiento previsto de la máxima demanda en el sector eléctrico de 2.2% en promedio anual, lo cual equivale a un incremento acumulado de 680 megavatios (Mw). Tal perspectiva, según indicó, incluye la demanda de proyectos, y un crecimiento promedio anual del PBI de 2.1%.

Oferta de generación

Esto -añade el banco- iría acompañado con un aumento de la oferta de generación, con ocho proyectos por 2,801 Mw, ofrecida entre diciembre del 2022 y diciembre del 2026, y que permitiría un crecimiento (de esa oferta) del 7.1% en promedio anual.

Con estos supuestos, se estima que el margen de reserva (capacidad instalada de producción eléctrica no usada) se mantendrá por encima del 30% en los próximos tres años.

Esta trayectoria -señala-, implica que, a menos que ocurran interrupciones en el suministro, transporte o distribución del gas natural o restricciones en las líneas de transmisión, no se prevé riesgo de interrupción o racionamiento en dicho periodo.

Riesgo de alza en el costo de generación

No obstante -advierte el BCRP- estos supuestos apuntan que, en los meses de estiaje al final del horizonte de proyección (en los próximos tres años) posiblemente sea necesario que la demanda sea atendida transitoriamente por centrales térmicas a petróleo (diésel).

Recordó que ese tipo de plantas tienen costos marginales más altos, y añade que esto se podría reflejar en aumentos temporales del precio spot (precio de venta de la energía en el mercado eléctrico de corto plazo) en dichos meses.

En caso de que los periodos de estiaje sean más severos de lo previsto, el margen de reserva sería menor, lo cual podría llevar a una mayor frecuencia de despacho de las centrales más caras y, por tanto, mayores costos para los usuarios del servicio, advirtió el banco.

¿Qué dicen los expertos?

El exviceministro de Energía, Pedro Gamio, coincidió en que puede haber un riesgo de que en los siguientes meses y años se repita el problema del estrés hídrico que afectó la producción hidroeléctrica desde fines del 2022 y la mayor parte del 2023.

Para evitar esa situación, Gamio indicó que es muy importante que ya se den más facilidades para la ejecución de proyectos con energías renovables, como por ejemplo las plantas de energía solar. El experto indicó que bastaría con que un Decreto Supremo se les reconozca una potencia mínima para que puedan ofrecer su producción eléctrica a menor costo.

Costos se podrían sextuplicar

Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, advirtió que, si se mantienen las temperaturas altas y se llegar a afectar la producción hidroeléctrica y la de gas natural, los precios de la energía (usando diésel) se podría aproximar a los US$200 por Mw, es decir crecer mas de seis veces, en referencia a los precios actuales.

Según Rafael Laca, experto de consultora Enerkory, hoy los precios de la energía en el mercado de corto plazo se mantienen en torno a los US$30 por Mw hora, y coincidió en que puede haber un riesgo para la producción a ese costo, si se mantienen las anomalías en el clima.

 

Fuente: GESTIÓN

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