Costos de la electricidad volverían a subir este año por fenómeno La Niña

Esa anomalía traería sequía en zonas donde se concentran hidroeléctricas, lo que podría elevar precios de cerca de 600 contratos de clientes libres del mercado eléctrico que se esperan renegociar este año

El Estudio Nacional del Fenómeno El Niño (Enfen) activó oficialmente su sistema de alerta de vigilancia ante el fenómeno de La Niña costera, lo cual —según expertos— podría afectar no solo al agro, como Gestión ya ha informado, sino también a la generación eléctrica.

Según esa entidad, de consolidarse La Niña en el Pacífico central, en el Perú podrían presentarse lluvias por debajo del promedio hasta la primavera, principalmente en la región andina central y sur.

Además, pronostica que, hasta agosto habrá menores caudales en ríos del norte, y del sur, es decir que podría haber un déficit hídrico aún mayor, considerando que ya en condiciones normales, en ese periodo se registran los caudales más bajos de cada año debido al estiaje.

Capacidad instalada de hidroeléctricas

Para efectos de generación, el 71% de la capacidad instalada de producción hidráulica de la electricidad se concentra en el centro del país, entre ellas en la cuenca Mantaro (donde se ubican 25 hidroeléctricas).

Otro 18% de la generación con ese tipo de centrales activadas por la caída del agua se concentra en el sur, y el11% restante en el norte, es decir en zonas donde se pronostica lluvias por debajo de lo normal.

Antecedentes de La Niña

Rafael Laca, experto en energía, advirtió que, de ocurrir una deficiencia de lluvias, en efecto, se podría afectar la producción hidroeléctrica, como ya ocurrió con el anterior fenómeno La Niña, registrada entre los años 2021 y 2022.

En esa ocasión, recordó, la caída en la generación hidráulica se reflejó en un mayor uso de centrales térmicas a diésel, que resultan más caras, y con lo cual el costo real de la generación empezó a subir, desde un promedio de US$30 por megavatio por hora (Mw/h) a US$86.

Ese precio se incrementó aún más el 2023, con la continuación de las sequías que trajo el fenómeno de El Niño, llegando hasta cerca de US$200 por Mw/h, mayor costo que fuera trasladado entonces a los clientes libres del mercado eléctrico.

¿Cuál sería el impacto ahora?

En esta ocasión, Laca calculó que, si hay menores lluvias y se afecta la producción con hidroeléctricas, se tendría que volver a encender las generadoras a diésel, con lo cual el costo de la energía podría subir por lo menos, desde los actuales US$27 por Mw/h (registrados en mayo del 2024), hasta los US$80 por megavatio hora.

A su turno, el exviceministro de Energía, Arturo Vásquez Cordano, coincidió en que el anuncio de La Niña se constituye en una amenaza pues suele generar sequías, que se focalizan precisamente en zonas donde se concentra nuestra capacidad instalada de generación hidráulica.

¿A quienes afectará más esta situación?

Esa situación, añadió, podría llevar a que el COES, comité que administra el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, tenga que llamar al despacho a térmicas a diésel, lo cual, estimó, podría elevar el costo hasta los US$100 por Mw/h.

Esto último, anotó, podría afectar a los usuarios libres del mercado eléctrico, es decir grandes consumidores que pactan sus precios de la energía directamente con los generadores o distribuidores, y cuyos contratos estén próximos a vencer.

“Se van a vencer contratos (entre clientes libre y generadores o distribuidores), y los nuevos van a capturar una señal del precio spot caro, debido a la (posibilidad de) generación con diésel”, aseveró.

Contratos por renegociar este año

Sobre el tema, según un informe que Macroconsult compartió con Gestión, a agosto del 2023 existían alrededor de 2,300 clientes libres con contratos vigentes, entre ellos desde empresas mineras a edificios de oficinas, pasando por grandes, medianas y pequeñas industrias.

A pesar de la cifra relativamente acotada de esos clientes libres respecto a los consumidores regulados (7 millones de usuarios), el estudio indica que esos clientes no regulados explican el 63% de la demanda de energía eléctrica del país.

Refirió que en el 2024, y citando como fuente al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), se esperaba que (de ese universo de 2,300 clientes libres) se tengan que negociar 594 contratos por 761 megavatios (pues esos acuerdos que vencen este año).

Falta más inversión en térmicas a gas

Para el exviceministro Vásquez, esta situación recurrente de anomalías climáticas (fenómenos de El Niño y La Niña sucesivos) que impactan la producción eléctrica, hace evidente que se necesita generar nuevas fuentes de generación más eficientes, lo cual, consideró, no pasa por incrementar la participación de eólicas y solares (RER).

Esto último, anotó, en vista que ya se ve que el bajo brillo solar que se registra actualmente no da el mejor escenario para la generación con centrales solares, sino que se requiere aumentar la generación con térmicas a gas natural.

Sin embargo, en la cartera de nuevos proyectos, no figura ninguna central a gas natural y pocas hidroeléctricas, sino particularmente proyectos RER.

Fuente: Gestión