El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) informó que, actualmente, existen 31 proyectos de centrales eléctricas en cartera en diversas regiones del país, que suman una inversión de más de US$ 5,114 millones, y suman en conjunto 3,163.5 MW de potencia instalada, los cuales ingresarán al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). 

Para este año, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES) había proyectado que la demanda de electricidad crecería en un rango de 3% a 3.5% anual. No obstante, la realidad está superando lo pronosticado por esa entidad.

Estos proyectos de centrales entrarán en operación entre el 2023 y el 2028, y se trata de 04 centrales eólicas (718.7 MW), 05 centrales solares (596.5 MW), 21 centrales hidroeléctricas (1 746 MW) y una central a gas natural (102.3 MW), que estarán ubicadas en 12 regiones del Perú, para brindar un servicio eléctrico confiable y de calidad a la población.

Entre las regiones en las que se desarrollarán estos proyectos, resalta la región Arequipa, en donde se ejecutarán 05 proyectos, entre centrales solares, eólicas e hidroeléctricas y que acumulan una inversión de US$ 1,016 millones.

Cabe destacar que en la región Ica, el MINEM informó que se desarrollarán 3 proyectos de centrales eólicas con una inversión US$ 599,8 millones; mientras que la única central térmica a gas se construirá en Piura, y demandará una inversión de US$ 191.7 millones

El resto de regiones que integran la lista son las siguientes: Áncash, Lima, Ayacucho, Moquegua, Puno, Junín, Huánuco y Loreto.

DEMANDA ELÉCTRICA HASTA ABRIL SUPERA PROYECCIONES: RAZONES
De acuerdo con el último reporte del COES, entre el 1 de enero y el 14 de este mes la producción eléctrica -que va aparejada a la demanda- alcanzó los 7,880 megavatios en ese sistema, lo que representa un incremento acumulado de 6.36% respecto del mismo periodo del 2022.

Según empresas del sector, esta última cifra significa que, en lo referido al primer trimestre, se superaron las proyecciones de crecimiento de la demanda que formulara el comité antes mencionado.

MAYORES COSTOS DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
Sin embargo, en el mismo periodo los costos de producción eléctrica acusan un crecimiento mayor que en los años anteriores.

En la semana 15, por ejemplo, (la segunda de abril), el costo de operación de la generación fue de S/48.28 millones, lo que resulta más caro en 71.39% respecto de igual periodo del 2022, detalla el reporte del comité.

La presidenta de la República, Dina Boluarte, al informar este miércoles sobre los acuerdos tras sesión del consejo de ministros, destacó el crecimiento de la producción eléctrica en lo que va del año.

¿POR QUÉ RAZÓN SE INCREMENTA DE LA DEMANDA?
Sin embargo, de acuerdo con un análisis que realizó Macroconsult, el crecimiento de la demanda eléctrica en este periodo se debería fundamentalmente a dos factores, según explicó a Gestión Gonzalo Tamayo, socio director de esa consultora y ex titular del MINEM.

El primero de ellos es la entrada en operación del proyecto minero Quellaveco. Esa mina, de la firma Anglo American, terminó de construirse en el 2022 y empezó a operar a mediados de setiembre último, para la extracción anual de 225,000 toneladas de cobre, y que demandaría 140 megavatios de energía en su proceso productivo, dijo.

El segundo factor es la entrada en operación de la nueva refinería de Talara, la cual, en vista de que aún no cuenta con la central eléctrica que debía abastecer de energía a ese proyecto, debe comprarla al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), añadió.

Esas dos unidades productivas están generando que el volumen de la demanda de energía sea más alto que la demanda productiva en general, pues el PBI no está mostrando el mismo dinamismo que la producción eléctrica.

El BCR prevé que el PBI crecería 2.6% este año, aunque el consenso de entidades y especialistas espera solo 2%.

¿CUÁL ES LA CAUSA DE LOS MAYORES COSTOS?
Para el socio de Macroconsult, el incremento en el costo de producción eléctrica obedece en general a que -como ocurrió desde fines del 2022 y continuó en enero-, se siguen empleando centrales de generación más caras.

Explicó que el sistema interconectado sigue operando con menos capacidad de generación hidroeléctrica, pues, pese a las intensas lluvias en las zonas costeras, los acumulados de agua en los embalses (ubicados en zonas altas y que abastecen a las plantas hidráulicas) están por debajo del 2022.

“Eso hace que, para cumplir con la demanda, tengan que entrar en operación centrales más caras (plantas térmicas a gas y diésel), y el efecto es que el costo marginal es más alto hoy que el año pasado”, aseveró.

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN MANTENIMIENTO
Según empresas del ramo, otro factor que elevó el costo es que varias grandes centrales de generación, la mayoría hidroeléctricas, entraron en mantenimiento, por lo que se tuvo que encender plantas que tienen mayores costos.

Al respecto, según reporta el COES, son 16 centrales de generación que entraron en mantenimiento entre el 9 y 15 de abril, entre estas la 5 de la empresa Enel Generación, además de la hidroeléctrica Mantaro de Electroperú, más plantas de Fenix Power, Engie, Egesur, entre otras.

Según las empresas -que pidieron mantenerse en reserva-, este mayor costo de la energía puede llevar a que sigan los incrementos en los precios de la luz que pagan los grandes usuarios libres del mercado eléctrico.

Por un mayor uso de diésel para compensar la menor generación hidráulica que se registra desde fines del 2022, algunas empresas empezaron a trasladar el mayor costo a sus clientes libres. Esta situación no afecta a los clientes regulados.