Despreocupación por precio de electricidad en el mediano plazo

La politización de la justicia y la judicialización de la política está llevando a que el análisis y propuesta de sectores económicos pasen al olvido, ante la indiferencia de los que deberían ser los principales interesados. En el caso que desarrollo en este artículo, que es el de los precios de la electricidad, veo al sector minero peruano ajeno al tema, parece contentarse con la narrativa gubernamental, de los grupos de interés y sus voceros que hacen de su caja de resonancia. 

Con cifras del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ya se ha advertido que en septiembre del 2026 se tendrá costos marginales de electricidad del orden de 130 dólares el Megavatiohora (US$/MWh) y en septiembre del 2027 se prevé que llegarán a 240 US$/MWh, cifras que en septiembre de este año no han excedido los 100 US$/MWh, mientras que en épocas de avenida de lluvias son del orden de 40 US$/MWh

Lo complicado de la situación es que nueva oferta para mantener los precios actuales no existe y los proyectos actuales resultan insuficientes para atender la demanda, que tendrá que ser cubierta con centrales a generación a diésel, donde por eficiencia tienen prioridad las generadoras Puerto Bravo, ubicada en Mollendo, propiedad del Grupo Romero, y la NEPI, ubicada en Ilo, de propiedad de la estatal francesa Engie.

Lo responsable por parte de las autoridades y de los grandes consumidores, como son las empresas mineras, es plantear alternativas de solución, el plazo para la carencia de energía de bajo costo es de menos de un año; y si al menos quieren paliar la situación, deberían empezar a trabajar inmediatamente. 

La demanda del sector minero representa el 30% de la demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), y cerca del 20% de sus costos de producción. A esto se suma que hay una tendencia de tener consumos con cero emisiones de carbono, a la que ya tienen acceso varias empresas ubicadas en el sur del país. 

Importante es conocer cómo es que tienen suministro de emisiones de carbono cero. Lo hacen con empresas generadoras que tienen producción de diversa tecnología: hidráulica, solar, eólica y termoeléctrica a gas natural. Las mineras suscriben contratos de compra de energía con este tipo de generadoras, adquiriéndolas toda la oferta renovable que pueda atender su demanda. 

Lo que está por venir en el 2026 ya es inexorable, y tendrán que hacer sus provisiones presupuestarias para precios de energía superiores a 40 US$/MWh durante por lo menos 8 meses del año, e internalizarla. Los contratos suscritos entre clientes y generadoras tienen cláusulas de cobro de un adicional de energía cuando el costo marginal del mercado excede los 35 US$/MWh.

A partir del 2027, la situación se complica porque los precios del orden de 40 US$/MWh solo se tendrán en los tres primeros meses del año, e irán escalando hasta los 240 US$/MWh en septiembre para luego descender a un valor del orden de 50 US$/MWh en diciembre. 

Hay que trabajar desde ya para el 2027, una alternativa a ese plazo es contratar suministro de gas natural licuado (LNG), regasificado a unidades de almacenamiento flotante, conocidas internacionalmente como FSRU (Floating Storage Regasification Unit). 

El suministro por FSRU puede atender las centrales de Puerto Bravo y NEPI, ubicadas en Mollendo e Ilo respectivamente, pero las autoridades tienen que crear un mecanismo de contratación. Con un buen contrato el costo marginal podría ser de 120 en lugar de 240 US$/MWh. 

Lo mencionado es un paliativo que debe ser transitorio y las mineras que incrementen su demanda y requieran suministro de cero carbono, van a necesitar que sus proveedores tengan oferta respaldada por baterías, que aún no se posiciona en el país, quedando pendiente la creación de un mercado de empresas que brinden servicios complementarios. 

Adicionalmente hay que ir pensando que tenemos una capacidad efectiva de centrales a GN, que es del 34% del total nacional, que van camino a quedarse sin suministro de gas porque las reservas van escaseando, porque el transporte de GN tiene una sola vía, que es el gasoducto Camisea-Lima, que de fallar devendría en apagones. 

Para escenarios como el descrito hay que reactivar el proyecto de almacenamiento de LNG y una planta de regasificación estacionaria en la costa, tema que quedó trunco en el 2014. 

Las soluciones propuestas requieren estructurarse y llevan su tiempo, lamentablemente el tema ni se está planteando.