La producción eléctrica acumulada alcanzó 52 643 GW.h con mayor aporte de las hidroeléctricas
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que, de enero a diciembre de 2017, la producción acumulada eléctrica a nivel nacional, alcanzó los 52 64 GW.h (Gigavatios.hora), lo que representa un incremento de 1,8% respecto al mismo periodo de 2016. Del total, el 55% se generó con recurso hídrico, 42% con gas natural, y 3% fue con energía solar y eólica.
Asimismo, según indica el reporte estadístico de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, la producción de energía eléctrica para el mercado nacional en diciembre, alcanzó los4 511 GW.h, 0,2% menor respecto a diciembre de 2016.
De acuerdo a estas estadísticas, las empresas que atienden el mercado eléctrico tuvieron, durante el mes antes mencionado, una producción total de 4 321 GW.h (97,4% del total nacional). En tanto, la generación para uso propio fue de 190 GW.h.
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Por su parte, las centrales hidroeléctricas registraron una producción de 2 622 GW.h (20,4% mayor que la obtenida en periodo correspondiente al año 2016).
Asimismo, el reporte señala que las termoeléctricas produjeron 1 735 GW.h, mientras que las centrales con recursos renovables (solar y eólica) generaron 155 GW.h.
Cabe precisar que, en el mes de diciembre, la participación de las empresas del estado en la generación de energía eléctrica fue de 16,9%, respecto al total generado para el mercado eléctrico.
En ese sentido, debe resaltarse que las centrales que pertenecen a los grupos Engie, Enel y Colbún Perú S.A., produjeron 15,3%, 14,6% y 9,3% respectivamente, publicó el MEM.
En una entrevista realizada por Semana Económica a la ministra de Energía y Minería, Ángela Grossheim, puntualizó los planes para el sector energético del Perú durante su gestión.
-¿Qué busca el MEM con la modificación de la declaración de precios de gas?
En noviembre suspendimos la declaración para prevenir que elprecio spot se desplome aún más y afecte la prima RER [subsidio a energías renovables, que elevan la tarifa eléctrica del usuario final]. Ahora, con la modificación, se ha puesto un tope mínimo a la declaración [las centrales térmicas deben declarar un precio igual o mayor a este piso]. Si no se realizaba, la declaración iba a ser aún menor por lo que el precio spot iba a [caer y] estar en US$3/MW.h. La lógica es proteger al cliente regulado independientemente de las estrategias comerciales de las empresas.
-¿La modificación contempla que la declaración de costos sea auditada?
No, no hemos querido hacer un cambio radical. [Si fuera auditada] ya no sería una declaración, serían unos contratos auditados por lo que sería otra estructura. Esta modificación es un ajuste y está en revisión. Por eso se declarará el 8 de enero y luego se volverá a declarar en junio, justamente porque es perfectible. Nuestra idea no es regular o manipular el precio spot, esto es libre mercado.
-La fórmula para el cálculo del tope mínimo sólo considera el costo del suministro del gas natural, ¿por qué no se han considerado los otros componentes?
Lo que el MEM ha buscado es que el cambio propuesto tenga un sustento económico. Por eso es que sólo estamos considerando el costo del suministro, pues los otros dos componentes [costo de transporte y costo de distribución] son 100% fijos. [Las generadoras térmicas] están obligadas por ley a pagar el total de esos costos, entonces, es bien difícil después decirles que es un costo variable.
-La migración de los clientes regulados al mercado libre ha dejado a las distribuidoras sobrecontratadas, ¿están trabajando en encontrar una solución para este problema?
Es un tema que actualmente estamos analizando y revisando. En el mercado eléctrico todo está relacionado, cuando regulas una parte tienes otras aristas que también tienes que ir ajustando. En este caso es un tema mucho más complejo.
-Por ley, las generadoras hidroeléctricas deben vender un porcentaje de energía —un excedente de la potencia firme— en el mercado spot, ¿han considerado eliminar esta restricción para que compitan de igual a igual con las térmicas?
Las generadoras hidroeléctricas pueden vender [a través de contratos] lo que tienen de potencia firme. Para efectos de determinar esta potencia firme, el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (COES) sigue unos procedimientos, no el MEM. Si las hidroeléctricas no están de acuerdo con ese cálculo tendrían que pedirle al COES una revisión.
-Hoy se habla de sobreoferta pero hacia el 2021 ya habrá mayor demanda, ¿cómo se preparará el sector para ello?
Estamos viendo qué licitaciones vamos a sacar sobre la base de nuestra intención de diversificar nuestra matriz energética.
-¿Se mantendrá la ‘pausa’ a las licitaciones de energías renovables?
Tuvimos que ponerle una ‘pausa’ por la sobreoferta, pero ésta acabará y en ese momento ya tienen que estar operativas una serie de plantas [de generación], que creemos deberían ser renovables. La idea es sacar una licitación de renovables en el segundo semestre del 2018. Lo que estamos evaluando es si [se realizará] en el marco actual o si se harán ajustes.
-Con la creación del viceministerio de hidrocarburos y electricidad, ¿pasaría a ser viceministra de electricidad?
Probablemente.
-¿Se tiene una fecha aproximada para la nueva licitación del Gasoducto Sur Peruano? ¿Se ha completado el proceso de devolución y valorización de los activos?
Aún no tenemos muy claros los plazos, pues no sabemos realmente qué cambios se le realizarán al diseño del proyecto, pero la licitación de todas maneras será este año. Ya hemos tomado posesión de una parte de los activos para determinar si pueden ser utilizados en el siguiente proyecto, pero aún no los hemos valorizado.
-¿Cuál es la posición del MEM en cuanto a la controversia alrededor del trato directo de Enagás con el Estado por el GSP?
Acaba de empezar el trato directo con Enagás por lo que no hay mucho que pueda comentarte sobre el tema más allá de que ya se han designado a las personas encargadas por el MEM.
