Costos de la electricidad anotan otro récord en septiembre

Los precios de la electricidad para los usuarios domésticos empezarán a subir indefectiblemente a medida que los contratos a largo plazo que garantizan su suministro empiecen a vencer a partir del 2024, debido a que los costos de su producción se han más que quintuplicado en los últimos meses por el cambio climático, tal como adelantó La República en julio pasado.

Funciona así: para producir electricidad se utilizan diversas fuentes, como eólica y solar, pero sobre todo hidroeléctrica (ríos) y termoeléctrica (carbón, gas natural y diésel). Ocasionalmente, cuando faltan lluvias, las lagunas no se llenan y los ríos no tienen fuerza. Entonces, el déficit de electricidad es cubierto con diésel, que tiene los costos más altos del sistema.

¿Estos sobrecostos se trasladan inmediatamente a las familias? No. Rafael Laca, especialista de Enerkory, explica que el mercado regulado de los 32 millones de peruanos está protegido por contratos a largo plazo. Sin embargo, eso no impide que los contratos posteriores tomen como referencia los nuevos valores y, con ello, los recibos de luz se sumen a la espiral alcista.

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Osinergmin señala que, en el corto plazo, existen alrededor de 30 contratos por vencer en el mercado regulado, los cuales alcanzan al 10% (320 MW) de toda la demanda de usuarios del servicio público de electricidad.

Tensión con gasíferos

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) es el organismo que opera el sistema eléctrico peruano y planifica su transmisión con criterios de economía, calidad y seguridad. Su titular, César Butrón, advierte que vivimos la sequía “más crítica de los últimos 22 años”.

Como resultado, hoy se quema diésel casi las 24 horas del día, no solo por la baja hidrología, sino por dos centrales hidroeléctricas fuera de servicio (Chaglla y Quitaracsa). Hasta hace dos años, explica, el uso de diésel era “excepcional”.

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“Lo ideal en el sistema era no quemar porque tenemos gas [a precio regulado para el mercado interno] y agua. Desde 2015 solo se quemaba por emergencia o falla. Pero el gas natural ya tampoco alcanza y los futuros contratos, de todas maneras, se verán afectados”, anticipa.

En julio, los costos marginales para generación pasaron de US$24,23 MWh a US$153,84 MWh, si se le compara con similar mes del año pasado. Butrón asegura que en septiembre, oscilan entre US$185 MWh y US$220 MWh. Todo un récord que solo terminará si llegan las lluvias en noviembre, pero El Niño se acerca.

Consciente de ello, el Viceministerio de Electricidad ultima detalles de un decreto que prioriza el uso de gas natural (aunque también fósil, siempre será más barato que el diésel) para la generación destinada al mercado interno, propuesta que no es del agrado de sus exportadores, según otras fuentes del sector.

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Sucede que, por un tema de contratos privados, hay un tope en el uso del gas para generación que solo puede ser roto si el sistema se declara en emergencia: terremoto, ataques terroristas. Pero una crisis climática no era causal, hasta ahora.

De aprobarse el decreto, cada vez que se declare el sistema eléctrico en emergencia por falta de lluvias se reducirán drásticamente los niveles de gas que son exportados a través de Perú LNG -un negocio que mueve miles de millones cada año-, y se usarán para termogenerar.

El viceministro Jaime Luyo Kuong aclara, sin embargo, que la prioridad del uso del gas de Camisea es el mercado interno, mientras los “excedentes son los que se destinan a la exportación, y no al revés”.

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Luyo descarta, en esta línea, que el dispositivo, ahora recogiendo los aportes de sus pares de hidrocarburos, pueda afectar el proceso de masificación de gas en los hogares. Se espera publicar el decreto entre esta y la próxima semana.

Falta de lluvias arrecian al sector eléctrico

Las principales fuentes de generación son la hidráulica y térmica de gas, diesel, carbón, residual y biomasa (95%). El restante 5% es generado con recursos renovables (eólica y solar).

En agosto, la generación hidráulica cayó 15% comparado con el mismo mes de 2022 por la menor producción de las centrales Mantaro, Cerro del Águila y Restitución.

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Hoy las principales lagunas que se utilizan para la generación eléctrica se encuentran en promedio del 30% de su capacidad máxima, según datos del COES.

La palabra

Jaime Luyo Kuong, viceministro de Electricidad

“Desde Camisea, los mercados del gas y la electricidad están acoplados. Estamos afinando la norma, hay una excesiva preocupación cuando la priorización no será permanente. Nadie nos condiciona”.