La prolongada sequía en la sierra centro-sur acabó con el sueño de la electricidad barata para las industrias y comercios que se beneficiaron de precios bajísimos de la energía durante los últimos seis años, aprovechando la sobreoferta de generación eléctrica.
Hablamos de aquellas empresas, dos mil en total, que no están sujetas a regulación de precios por parte de Osinergmin, pero sí a los vaivenes del costo marginal, indicador clave para la fijación del precio de la energía en el mercado libre.
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Esto es particularmente cierto para los usuarios que tuvieron el infortunio de “firmar contratos de compra-venta de energía con cláusulas de reajuste frente a los vaivenes del costo marginal”, apunta César Gutiérrez, experto en energía.
Y es que este indicador experimentó un estrepitoso incremento entre enero y setiembre de 2023, lapso en el cual pasó de US$30 MWh a US$191MWh.
¿La causa? La escasez de lluvias, condición climatológica que privó del líquido elemento a las centrales hidroeléctricas del centro del país, y que motivó la convocatoria al despacho (para evitar cortes de energía) de las centrales térmicas a diésel, el combustible con mayor costo del sistema.
“En cierto momento llegamos a tener 20% de participación de diésel en la generación eléctrica, lo cual fue un impacto tremendo”, refiere Pedro Gamio, ex viceministro de Energía.
La generación de energía eléctrica con diésel llegó a representar una quinta parte de la oferta de electricidad en el tercer trimestre de este año. En la foto, central térmica de Samay, del Grupo Romero.
Esta situación se vio agravada por la indisponibilidad de dos centrales hidroeléctricas: Chaglla y Quitaracsa, las cuales estuvieron fuera de servicio, al mismo tiempo, por cerca de tres meses, impasse que mermó la oferta hídrica en 7,5%.
LLUVIAS PROVIDENCIALES
En total, precisa Freddy Portal, director de planificación de transmisión del Coes, el país produjo 10% menos de energía hidráulica en el 2016 y, “lo que es aún más crítico, produjo 16% menos de energía hidráulica en época de estiaje”.
El problema, sin embargo, pudo haber sido mucho peor. Esto, porque hasta setiembre pasado el Coes albergaba el temor de que no llovería en octubre y noviembre, en cuyo caso proyectaba que los costos marginales se mantendrían elevados hasta octubre del 2024, es decir, hasta la siguiente época de lluvias en la sierra.
“Si llueve en noviembre el asunto está medio resuelto y volveríamos a la situación normal”, señaló en ese momento el presidente de la entidad eléctrica, César Butrón.
Y eso fue, precisamente, lo que ocurrió contra todo pronóstico.
“En las últimas semanas ha habido un repunte en los recursos hídricos. Es algo inusual que no se esperaba. Ahora ya no vemos diésel en la operación porque hay más recursos hídricos y volvemos a contar con la central de Chaglla”, apunta Freddy Portal.
La producción de energía hidráulica llegó a caer hasta 16% en el año. Parte de esta problemática se debió a la indisponibilidad de la planta hidroeléctrica Chaglla por cerca de tres meses.
Esta notoria mejora se ha visto reflejada en los costos marginales del mercado libre, que cayeron en octubre a US$39,59 MWh.
“El problema se ha superado por el momento. Ha afectado a algunos clientes libres, pero no al mercado regulado (hogares y pequeños comercios). Sin embargo, el riesgo puede repetirse más adelante, sobre todo, en 2026″, advierte Pedro Gamio. ¿Quiénes han perdido con este remezón?
USUARIOS EN EL ‘LIMBO’
Hasta octubre pasado se presagiaba una eventual ola de rescisión unilateral de contratos de energía por parte de los generadores eléctricos, en reacción al alza desmedida de los costos marginales.
Sin embargo, este problema no llegó a generalizarse debido a la providencial mejora de las condiciones climáticas en la sierra.
“No es como en el año 2004, cuando 700 MW se quedaron sin contratos. No hemos llegado a ese nivel”, refiere una fuente que no quiso ser identificada.
Sí hay, empero, empresas que han perdido en esta adversa coyuntura.
Hasta hace muy poco las pymes del Perú exigían formar parte del mercado libre de la energía para disfrutar de menores precios de la electricidad. (Foto: GEC)
/ CLAUComo señalábamos al inicio de este informe, se trata de aquellas que tuvieron el infortunio de aceptar, advertida o inadvertidamente, cláusulas de reajuste del costo marginal en sus respectivos contratos.
“Eso estaba escrito (en los contratos) pero, al no haber suficiente difusión sobre sus riesgos, los clientes no lo tomaron en cuenta”, apunta César Gutiérrez.
Así, estas empresas se vieron obligadas a absorber el alza inaudita de los costos marginales, pagando facturas inmensas (de más de 278%) o dejándolas impagas.
“Frente a ello, los generadores han procedido a romper los contratos, aduciendo falta de pago o porque prefieren cancelar la penalidad por resolución, en lugar de seguir acumulando cuentas por cobrar”, añade Gutiérrez.
Como consecuencia, muchos clientes libres se han quedado en el ‘limbo’, sin un proveedor que los atienda y con una contingencia contable muy alta que algún día tendrán que pagar.
Se trata, para ser más precisos, de empresas medianas y pequeñas que migraron, en su momento, del mercado regulado al libre y que ahora deben ‘tocar la puerta’ de los distribuidores eléctricos de sus respectivas zonas de operaciones para regularizar su situación.
¿Pero qué ocurrirá mientras tanto en el mercado libre?
La sequía que afectó el sur del país en el segundo semestre del año no solo tuvo un impacto negativo en el sector agrícola sino también en el eléctrico.
/ HEINER APARICIOSHOCK DE GENERACIÓN
Pedro Gamio no descarta que la problemática experimentada hasta hace muy poco por los clientes libres se vuelva a repetir el próximo año. Sin embargo, considera que el riesgo será mayor en el 2026 debido al “cruce de la oferta y demanda de generación eléctrica eficiente (barata)”.
En ese sentido, Eduardo Ramos, experto en energía y socio del estudio MOAR, urge aprovechar esta pausa para “planificar y hacer bien las cosas en adelante, o vamos a seguir trabajando al susto”.
Para ello, señala, se requiere efectuar un ‘shock de generación eficiente’, lo cual implica inyectar una fuerte inversión de dinero para llegar al 2026 con más MW de capacidad instalada barata.
“En el corto plazo, se trata de construir la mayor cantidad de proyectos eólicos y solares, hasta que las líneas de transmisión aguanten”, explica,
Esto, porque las centrales renovables se construyen más rápido que las centrales térmicas o hidroeléctricas (dos años, descontando la obtención de permisos) .
De acuerdo a la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), el potencial para nuevas centrales renovables asciende a 23.400 MW, considerando los proyectos solares y eólicos con Estudios de Pre-Operatividad (EPO), aprobados y en revisión.
La manera más expedita para incrementar la oferta de energía barata es el desarrollo de planta solares y eólicas. Construirlas tomaría tres años, incluyendo doce meses de obtención de permisos. (Foto: iStock)
/ moisseyevEl Coes prevé, sin embargo, que solo diez proyectos, por un total de 1.167MW, se podrán construir de manera efectiva en los próximos años.
Para viabilizar el desarrollo de más proyectos renovables, la SPR solicita adecuar la regulación de tal manera que las tecnologías solar y eólica puedan “competir con las demás fuentes de generación eléctrica, posibilitando el ingreso de nuevos competidores en el mercado”.
En ese sentido, aconseja evaluar la posibilidad de vender la energía y potencia eléctricas por separado, a fin de que las energías renovables puedan participar en las las licitaciones que organizan periódicamente las distribuidoras eléctricas.
Y, como segunda gran medida, propone establecer la compra de energía por bloques horarios, para que las tecnología eólica y solar puedan vender electricidad “cuando están en su mejor momento de producción”.
Cabe señalar que estas propuestas forman parte de uno de los 25 ejes del Plan Unidos Perú, que el Ejecutivo lanzó hace unas tres semanas. ¿Esto será suficiente?
SOL, AIRE Y GAS
César Butrón considera que el vacío de generación eficiente debería cubierto con generación hidráulica. Acota, sin embargo, que “si nos ponemos a construir hidroeléctricas ahora, llegaríamos dentro de diez años (y no al 2026)”.
El desarrollo del gasoducto surperuano se truncó en el 2016. Su primer objetivo era transportar el gas natural de Camisea al sur peruano para producir energía eléctrica barata en las centrales de Samay y Engie.
/ DIFUSIONPor esta razón, advierte que “lo único que se puede hacer en el corto plazo es que el Ejecutivo se ocupe de destrabar todos los temas que demoran la ejecución de las centrales renovables que están ahora en construcción”.
Es el caso, detalla, de una cantidad enorme de permisos municipales, de uso de agua y Certificados de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) y paleontológicos, pues ahora “el hallazgo de un hueso de dinosaurio puede detener un proyecto eléctrico”.
Como complemento a todo esto, Eduardo Ramos propone plasmar también los grandes proyectos de ‘generación eficiente gestionable’ que se han quedado en el tintero, como el gasoducto al sur, que permitirá activar el nodo energético de Engie y Kallpa con un energético barato y abundante, como es el gas natural de Camisea.
A ese fin, Pedro Gamio aconseja implementar sin demora el ducto costero propuesto por Contugas, por ser la ruta “más rápida y eficiente” para cumplir con dicho cometido.
Esto, debido a los litigios internacionales que paralizan el desarrollo del gasoducto surperuano, hoy rebautizado como Sit-Gas.
