Costo de producción eléctrica cayó a dos dígitos en marzo, ¿a quién beneficiaría?

Se recupera la producción con energías renovables: se más que duplica con generación eólica, en tanto retrocede la generación con gas natural. Sepa los detalles

Con la conclusión del fenómeno de El Niño y una prolongada sequía que afectó al país desde fines del año 2022, la producción hidroeléctrica en el Perú se recupera cada vez más, desplazando la generación con otras tecnologías de alto costo, lo cual tendría efecto positivo en los grandes consumidores de la energía.

Según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), en marzo, la producción eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó los 5,066 gigavatios por hora (GWh).

Aunque esto representó una caída de 1% respecto al tercer mes del 2023, destaca el crecimiento de la generación hidráulica en un 10%, en comparación con igual mes del año pasado. Esto, debido a la mayor actividad de las centrales hidroeléctricas Cerro del Águila (52%), Mantaro (12%) y Cañón del Pato (58%).

En contraparte, la generación elétrica con gas natural cayó en 25% por la menor producción de las centrales térmicas Chilca (-13%), Kallpa (-37%), Las Flores (-3%), entre otras.

Al término del tercer mes de este año, la generación hidráulica superó a la térmica por cuarto mes consecutivo, a consecuencia del actual periodo de avenida.

A esto se suma un crecimiento de 1% en la capacidad instalada de generación al cierre de marzo, con el inicio de la operación comercial de dos centrales hidroeléctricas, Pachachaca y Quitaracsa.

Así, en marzo 2024 participaron un total de 59 empresas en la actividad de generación eléctrica del SEIN, siendo las empresas con mayor participación Kallpa, Enel Generación, Engie y Electroperu, que, en conjunto, representaron más del 50% de la producción total del mes.

Aumenta la generación con tecnologías RER

La generación con la fuerza del viento se ha más que duplicado por la mayor producción de las centrales eólicas Punta Lomitas (120%), Wayra (199%) y Cupisnique (67%), además de la inyección de 46 GWh de la Central Eólica San Juan.

A ello se sumó una mayor generación fotovoltaica, que aumentó 62% comparada con marzo 2023, principalmente por el aporte de 28 GWh de la central solar Clemesí, que inició operaciones comerciales en febrero 2024, lo que significó el 30% del total generado en el mes. Asimismo, aumentó la generación en las centrales solares Rubí (24%) e Intipampa (16%).

Con estos resultados, solo la generación con energías renovables no convencionales o RER (eólicas y solares) creció en su participación de la provisión total de energía en el SEIN a un 8%, según el reporte de la SNMPE.

En promedio, la participación de las tecnologías RER (desde que éstas entraron al mercado hace 15 años), era del 5% en promedio.

Caen costos de la producción eléctrica

Un aspecto destacable es que en marzo el costo marginal promedio mensual de la energía en el SEIN, fue de US$26.6 por megavatio por hora (Mwh), lo que resultó 22% por debajo de la cifra registrada en mismo mes del año pasado (US$34.3 por Mwh).

Es más, esa cifra resultó 23% menor que lo reportado en febrero último, y marca la cifra más baja desde octubre del 2023 (US$40 por Mwh), luego de la disparada de precios de más de US$180 por Mwh que había alcanzado en septiembre pasado, tras una caída sostenida en la producción hidroeléctrica.

¿Qué impactos tendría esto en los usuarios?

Rafael Laca, especialista en electricidad de Consultora EnerKory, señaló que es de esperarse que esta reducción en los costos de generación se traslade a aquellos clientes libres cuyos contratos de compra de energía (con generadoras y distribuidoras) se basan en los costos marginales en el mercado eléctrico de corto plazo.

Tras el inicio de la sequía a fines del 2022, y el consiguiente aumento del precio de la energía en ese mercado de corto plazo (a más de US$180 por Mwh) debido al mayor uso de diésel para producir la electricidad, los clientes libres a su vez vieron alzas en sus precios de la energía.

Esta situación no afectó a los más de 7 millones de usuarios regulados del mercado eléctrico (supervisado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería – Osinergmin) por cuanto su energía es proveída sobre la base de contratos de largo plazo, y con un precio estable, que en promedio está en torno a los US$60 por Mwh. y que no absorbe estos vaivenes del mercado de corto plazo.

Clientes libres

Según reporte de Osinergmin, el último año, entre los clientes libres, la minería fue la actividad económica con mayor compra de energía en el mercado libre, con una participación de 55.9%, seguido por las actividades de industria metalúrgica (7.3%) y alimentos (3.7%), cemento 3.1%, vidrios cauchos y plásticos 2.8%, textiles 1.9%, químicos 2.5%.

César Gutiérrez, especialista en temas energéticos, señaló que los clientes libres, usualmente, tienen contratos a precios prefijados, reajustables con la inflación estadounidense y al precio del gas natural en el Perú.

Explicó que algunos suministradores (generadores o distribuidores) que actúan como comercializadores comprando en el mercado para vender a clientes libres, establecen en sus contratos un reajuste adicional relacionado con el precio del mercado spot.

Mencionó, cuando el precio en ese mercado se elevó a US$180 por MWh trasladaron al precio a sus clientes, y que cuando baja, deben retornar al precio prefijado.

Fuente: Gestión