Por: César Gutiérrez – El Montonero

Se ha lanzado recientemente la alerta de la necesidad de contar con nueva oferta de electricidad eficiente y de bajo costo operativo. Y lo ha hecho nada menos que el operador del sistema (COES), revirtiendo el negacionismo que se mantuvo en los últimos siete años con diversidad de voceros, entre los que estuvo hasta el Banco Central de Reserva. Ha empezado la especulación sobre quiénes serían los beneficiarios de la situación que se presentaría en el 2026, según el COES, aunque particularmente opino que ocurriría hacia septiembre del 2025.

Algunos pensarán que estoy haciendo de agorero con demasiada anticipación. A ellos les preciso que la puesta en operación una nueva central de generación, ya sea térmica o de recursos renovables (RER), requiere no menos de dos años, quedando clarísimo que estamos al borde del tiempo necesario para la toma de decisiones.

Para el 2025, una comparación entre oferta y demanda de capacidad (potencia), señala un excedente del orden de 68%, que es la forma que fundamentaban su prédica los pregoneros de la excedencia y que exigían, a voz en cuello, que no debía promoverse la construcción de una central más.

La evaluación correcta se debe hacer comparando la cantidad de energía que pueden aportar al mercado las generadoras de bajo costo variable de producción –centrales RER, a gas natural (GN) o carbón–; y allí se tiene que en el 2025 habrá déficit, que de no hacerse nada se agravará el panorama en el 2026, pudiendo llegar a una carencia de nueva capacidad eficiente del orden de 160 megavatios (MW).

No estoy afirmando que habrá carencia de suministro, sino que la demanda tendrá que ser cubierta con producción de centrales a diésel 2 (D2). Para que tengan una referencia de costos, la central a D2 óptima tiene un costo de 7.5 veces respecto a una de GN eficiente.

En el parque generador nacional se cuenta a la fecha con 2,545 MW de generación a D2, siendo los principales operadores la española Cobra, con la Central de Eten (Lambayeque) de 214 MW; la francesa Engie, con 1,060 MW instalados en Ilo; y la multinacional Inkia, propietaria de Kallpa, con 600 MW ubicados en Mollendo. Éstas serán las llamadas a cubrir las carencias de producción de bajo costo.

El efecto de la situación que he descrito, que devendrá en incremento de precios, empezará con los llamados clientes libres (consumos superiores a 0.2 MW), que a la fecha son cerca de 1,800 empresas, entre los que destacan empresas mineras, industrias y agroindustrias. Este tipo de consumidores tienen un costo a nivel de productor 29.5% menor que el resto del mercado (incluido domiciliarios). Una expectativa no alarmista sería que su factura mensual tuviera un reajuste del orden del 25%.

La variación de precios dependerá mucho de la cláusula de reajuste de aquellos que tengan contrato vigente en el 2025 o 2026. Lo usual es que las variables determinantes sean el precio del GN en el lote 88 (Camisea), del índice de precios al por mayor peruano (IPM), el tipo de cambio sol/dólar y la inflación americana, que no incluye alimentos ni energía. Todo esto en un contexto de suministro de energía de fuente eficiente.

La “excepcionalidad” –entrecomillada porque era predecible–, que en este caso consiste en atender el abastecimiento con producción a D2, tiene reglas diferentes, consistentes en reajustar el precio de la energía por la variación del costo variable de producción (costo marginal). En este caso, pasar de 28 dólares por megavatio hora (US$/MWh) que corresponde a centrales a GN, a un mínimo de 211 US$/MWh de unidades a D2.

Estamos ante una expectativa de una situación difícil, que se puede paliar con el ingreso de generadoras RER adicionales a los 836 MW ya programados para operar entre este año y el próximo; además se requiere cambios normativos, que se vienen pidiendo desde el 2016. Un llamado de atención para que la política de coyuntura –plagada de generalidades, conjeturas y opiniones– pase a segundo plano ante las decisiones trascendentales.