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Por ahora, el inicio de la temporada de lluvias en los últimos dos meses ha normalizado la producción hidroeléctrica en Perú, que se vio mermada desde fines del 2022 por una prolongada sequía. Sin embargo, según diversos actores del mercado, el riesgo para el sector eléctrico y sus usuarios no ha pasado.
Por lo pronto, un año de sequía -que se inició en octubre del año pasado y culminó en el mismo mes del 2023- le ha pasado una factura muy alta a los clientes libres del mercado de electricidad, que se pudo evitar, según estudio de Macroconsult.
Un análisis de Gonzalo Tamayo, socio de esa firma consultora, estimó que, hasta el décimo mes del año en curso, los consumidores eléctricos pagaron más de US$2,000 millones por la generación de electricidad con diésel (para compensar la caída de generación hidráulica).
Cabe subrayar que en años anteriores el uso de diésel era considerado muy bajo, pues solo se usaba como reserva ante emergencias. Por esta razón no hay reportes consolidados necesariamente de cuánto costaba el uso en años anteriores.
Impacto en clientes libres
La referencia es a los consumidores considerados clientes libres, unas 3 mil empresas, entre grandes y pequeñas, que suscribieron contratos de compra de energía directamente con generadoras o distribuidoras eléctricas, y cuyo consumo en conjunto supera al de los usuarios regulados.
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De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas (Minem), tal como ya se ha informado en este diario, la producción con hidroeléctricas en los primeros diez meses del año cayó 9%, mientras con térmicas a gas subió 17%, pero con diésel se disparó en 109% entre enero y octubre, respecto a similar periodo del 2022.
Recién en octubre, se registró un crecimiento de la generación hidráulica del 2% comparado con similar mes del 2022, en tanto que en lo que va del 2023 -según Tamayo- se ha usado toda la reserva de capacidad de generación con gas natural.
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El riesgo continúa
Aún cuando hoy las lluvias propias de la estación han alejado el “fantasma” de la sequía, según pronósticos del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú (Senamhi), en febrero próximo podría volver a registrarse caídas en la producción hidroeléctrica.
Un reporte del Sistema de Monitoreo y Pronóstico de Sequías Hidrológicas del Senamhi, señala que, para enero del 2024, se prevé riesgos entre medio y alto para la producción de nueve centrales hidroeléctricas, por un total de 251.97 megavatios (Mw).
Pero, para febrero próximo, el riesgo, entre medio y alto, de menor caudal de los ríos se eleva abarcando a doce centrales hidráulicas, que producen 1,270 Mw, en la región hidrográfica del Pacífico (zona sur) según ese reporte.
Generadoras toman medidas
Rafael Laca, especialista en energía de la consultora EnerKory, advirtió que -en efecto- si bien hoy ocurren lluvias, para las empresas eléctricas el riesgo continúa, pues, más allá de la cuenca del Mantaro (donde se concentra buena parte de las centrales hidráulicas), las lluvias en otras cuencas hidrográficas (que abastecen a otras plantas de ese tipo) aún son menores a lo normal.
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Como reflejo de esa situación, y en previsión del riesgo que vuelvan las sequías (con la misma intensidad de meses previos), el experto refirió que las empresas han variado sus esquemas de contratos de venta de energía, trasladando ese riesgo a los clientes libres.
En condiciones normales, explicó, generadoras y distribuidoras contratan con esos clientes precios fijos de la energía por determinados periodos, por ejemplo de tres años, más actualización en ese periodo por el tipo de cambio.
Trasladan riesgo a usuarios
Ahora, anotó, están ofertando para contratos hasta el 2024 o 2025 precios de la energía a costo marginal (según la fluctuación de su precio en el mercado spot o de corto plazo), más un plus (margen comercial).
Eso significa, según indicó, que las eléctricas estarían trasladando el riesgo a los clientes finales y si es que hay sequía la diferencia por el menor ingreso que obtendrían por la menor generación a bajo costo (con hidroeléctricas) se la trasladan al usuario final más el margen comercial.
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A esto se suma, refirió Laca, que el Minem nunca llegó a aprobar el proyecto que prepublicó ese sector para autorizar un mayor uso de gas natural para térmicas en casos de sequía por el fenómeno El Niño.
Los productores del gas natural se habían opuesto a esa propuesta de norma, porque implicaría vender la energía a térmicas que no cuentan con contratos a firme (de pago constante) para el suministro con ese combustible, mientras la mayoría de térmicas si los tienen.
Según Tamayo, el costo de usar (más gas natural) en la generación térmica (para compensar la menor generación hidroeléctrica) habría sido de US$354 millones (en lugar de US$2,000 millones).
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.