ELÍAS GARCÍA OLANO

Ante el incremento de costos para el sector eléctrico, el principal reto para el 2023 es que no se detenga la construcción de las centrales ya encaminadas, y que se puedan concretar nuevos proyectos para seguir atendiendo el crecimiento de la demanda de energía.

Así lo indicó a la SNMPE, César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), quien refirió que, desde noviembre pasado se ha complicado la situación para el sector eléctrico, a raíz del retraso en la temporada de lluvias (que afectó la producción hidroeléctrica).

De acuerdo con el MINEM, las centrales hidráulicas contrajeron su producción en 26% en noviembre último, en tanto que las térmicas a gas natural la elevaron en 45%, y las eólicas, en 18%. Al mismo tiempo, la generada con diésel se incrementó en 12%.

AUMENTA LA GENERACIÓN A MAYOR COSTO
Butrón explicó que la consecuente reducción de la generación hidroeléctrica, sumada a los mantenimientos preventivos ya programados de diversas unidades térmicas, provocaron que se consumiera la reserva a costo eficiente y se tuviera que recurrir a la generación térmica con diésel.

El resultado inmediato de ello, acotó, fue el incremento de los costos marginales que se multiplicaron por un factor de cinco, como mínimo. Esta situación se mantuvo hasta fin de año y no se revertirá hasta que aparezcan las lluvias, avizoró.

Esta situación, además, mencionó el funcionario, ha desnudado una realidad: las inversiones en nueva capacidad de generación (y, por supuesto, en transmisión y distribución) no pueden parar.

“Hay inversiones en centrales con energías renovables (sol, viento e hidroeléctrica) en construcción, pero se requiere que lleguen a tiempo y, definitivamente, se pretende que se sigan concretando nuevas inversiones”, enfatizó.

Se refería a un grupo de diez proyectos, cuatro de ellos hidroeléctricos, tres termoeléctricos, dos eólicos y uno solar, que construyen diversas empresas para producir un total de 1,016 megavatios (Mw), algunos de los cuales ya concluyeron, como la central Las Flores, de la refinería Talara.

SE PODRÍA LLEGAR HASTA RACIONAMIENTO SISTEMÁTICO
Sin embargo, el titular del COES señaló que un caso especial es el referido a la ejecución de los planes de expansión de la transmisión, que incluyen tanto el plan de transmisión elaborado por el COES como los de las distribuidoras.

Esos documentos están contenidos en el Plan de Inversiones de Transmisión (PIT), elaborado por las empresas y aprobado por el Osinergmin (y que el MINEM encarga para su promoción y licitación a ProInversión).

“En este caso, lo sorprendente es que la mayor fuente de retraso no proviene de los concesionarios o de la oposición social o ambiental, sino del mismo aparato del Estado (MINEM, ProInversión y MEF), encargado de licitar las concesiones para la concreción de estos proyectos”, aseveró Butrón.

Advirtió que si no se reducen notablemente estos retrasos o se eliminan, los efectos nocivos aparecerán paulatinamente, generando alzas de costos de energía, alquileres de generación de emergencia, incapacidad para atender nuevos suministros y, finalmente, racionamiento sistemático.

PROYECTOS POSTERGADOS
Por lo pronto, y coincidiendo con la preocupación de Butrón, hay dos proyectos de transmisión de electricidad que ProInversión tenía previsto adjudicar hasta diciembre último pero que no se pudieron adjudicar, y que se reprogramaron para el 2023.

Uno de ellos es la licitación para la Línea de Transmisión Piura-Nueva Frontera, por US$217 millones, que debía reforzar la seguridad energética en la zona norte, y cuyo concurso quedó desierto, por lo que ahora estaría sujeto a una segunda convocatoria.

El segundo es el de Enlace Ica – Porona – ITC Cáclic, por US$137.37 millones, que ha sido reprogramado por ProInversión para el primer trimestre del 2023, según la página web de esa agencia estatal.