La energía eléctrica en el Perú se obtiene principalmente por centrales hidroeléctricas, aprovechando la energía cinética del agua que, al caer por un desnivel, acciona generadores. También están las térmicas y renovables.
Hace un par de días, el premier Guido Bellido, declaró a Reuters que el Estado debería participar en “sectores estratégicos” como la explotación de gas natural y en nuevos proyectos de centrales hidroeléctricas.
¿Cuál es la participación actual del Estado en el sector eléctrico? Carlos Gomero, socio de LQG Energy & Mining Consulting, explicó que, a excepción de la Transmisión, el Estado está presente en los segmentos de Generación y Distribución de energía. “La mayoría de centrales hidroeléctricas están en manos del Estado”.
Asimismo, agrega que hoy el Perú cuenta con un sistema de reserva de 70%. “Es decir, se tiene mucho más generación de la que se usa. Se tiene mucho más oferta que demanda, debido a ello hay muchos proyectos que no se hacen porque no hay demanda; con lo cual no se requiere con urgencia centrales hidroeléctricas. El enfoque ahora es cómo promovemos mayor consumo”, indica.
“El Estado ya interviene, ¿Cuál es la manera que el Estado siga interviniendo? que las empresas puedan hacer nuevos proyectos. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que la tecnología hidroeléctrica ya no está siendo atractiva en el mundo porque hay nuevas tecnologías que son más baratas. Si la lógica es traer generación nueva al menor costo posible, uno requeriría tener centrales más baratas: renovables. Hoy las megatendencias indican que la línea son las energías renovables, no por el lado hidroeléctrico”, comenta Gomero.
César Butrón, presidente del directorio del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), explicó a gestion.pe que “una hidroeléctrica requiere invertir entre US$ 2.5 y US$ 3.5 millones por cada megavatio instalado y demora entre 7 a 10 años en construirse; una planta solar no pasa de US$ 1.5 millones por megavatio instalado y se construye máximo en 2 años y una eólica requiere aproximadamente US$ 2.5 millones por megavatio instalado y tarda en construirse entre 2 y 3 años; eso hace que el precio al que se venda la electricidad para ser rentable es menor en el caso de las eólicas”.
Mercado eléctrico
El mercado eléctrico está conformado por empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras. Las generadoras producen la energía para satisfacer el consumo; las transmisoras se encargan del transporte, de transferir la energía producida hasta los centros de consumo; y las de distribución hacen lo posible para que la energía llegue a los clientes finales.
Generadoras. De acuerdo con el COES, existen 68 empresas generadoras (las grandes son alrededor de 12 empresas y pequeñas son aquellas que tienen un índice a través de hidroeléctricas – renovables). Las empresas públicas son : Electroperú, Egasa en Arequipa, Egemsa en Cusco, San Gaban en Puno, Egesur en Moquegua – Tacna y Electro Oriente – Loreto.
Estas empresas del Estado producen alrededor del 25%, mientras que el 75% está a cargo de las empresas privadas.
Cabe señalar que estas se manejan como empresa privada, no reciben dinero del Tesoro Público ni son considerados en el Presupuesto Público; y mantienen un régimen laboral privado. Lo que sí está sugeto a regulaciones del Estado son en las contrataciones y en la aprobación de los presupuestos de inversión.
La participación en tarifa final al cliente: 60%.
Transmisoras. El 100% de las empresas que se dedican al traslado de energía son empresas privadas; y tienen una concesión por 30 años, para financiar, operar y mantener.
La participación en tarifa final al cliente: 5%
Distribuidoras. Lima (Luz del Sur y Enel) e Ica (ElectroDunas) están atendidas por empresas privadas. Las demás regiones son atendidas por nueve empresas estatales, vía Fonafe, y algunas municipales. Las empresas distribidoras estatales más grandes son: Electronoroeste (Tumbes y Piura), Electro Norte (Lambayeque y Cajamarca) Hidrandina (La Libertad), Seal (Arequipa), Electro Sur (Moquegua, Tacna y Madre de Dios), Electro Sur Este (Cusco, Abancay y Apurímac), Electro Centro (Pasco, Junín, Huancavelica), Electro Oriente (Iquitos) y Electro Ucayali (Pucallpa).
La participación en tarifa final al cliente: 35%.
“Cuando se paga el recibo completo de electricidad tiene estos tres componentes en la tarifa; de cada 100 soles que se paga, 35 van a las empresas de distribución”, detalló Gamero.
Fuente: COES
Producción de energía
De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, la producción total de energía eléctrica registrada en el mes de junio del presente año a nivel nacional, incluyendo los Sistemas Aislados y SEIN, alcanzó los 4 725 GWh (ver cuadro N°1), valor que resultó ser 17,5 % mayor al registrado en el mes de junio del año 2020.
Respecto de la generación según el origen, las centrales hidroeléctricas generaron 2 260 GWh, cifra 0.7% mayor al mes de junio de 2020. Por el lado de las unidades térmicas, su producción fue de 2 277 GWh cuyo incremento respecto a 2020 es de 46%.
En cuanto a la generación no convencional, en junio las centrales solares produjeron 54 GWh, es decir, 1% menos que en junio de 2020; y las unidades eólicas generaron 134 GWh en junio de 2020, es decir 18% menos que en igual mes de 2021.
Los indicadores registraron que las centrales ubicadas en la zona centro del país generaron 3,848 GWh, contribuyendo con el 81% de la generación total. Las regiones con mayor generación fueron: Lima, Huancavelica, Callao y Junín. En cuanto a las centrales de la zona sur,su producción fue de 483 GWh en este mes, magnitud que representó el 10% del total nacional; mientras que, en la zona norte se generaron 384 GWh, 8% de toda la producción nacional. En la zona oriente se generaron 33 GWh durante este mes.
Fuente: Ministerio de Energía y Minas
Datos
En el Perú, el despacho de energía se hace en función al costo variable de las unidades de generación, por lo que se prioriza el despacho de energía producida por las centrales renovables no convencionales (RER), luego las hidráulicas (C.H.), luego las térmicas (C.T.) a gas natural – GN – (primero las de ciclo combinado y luego las de ciclo abierto), seguidas por las C.T. a carbón (dependiendo del costo del carbón, la producción a carbón puede acercarse al costo de generar con gas en ciclo simple), R500 y diésel.
Debido a los incentivos regulatorios, las centrales de generación de electricidad con el uso de recursos energéticos renovables, tienen prioridad de despacho en el sistema.
Fuente: Gestión