La demanda de electricidad en el Perú -uno de los principales indicadores del desempeño de la economía- mostró una ligera recuperación a lo largo del 2024, aunque su mayor consumo se registra en el norte del país, lo cual podría marcar una tendencia, según algunos analistas.
En noviembre último, la producción de la energía en el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) creció 4% frente a igual periodo del 2023 y acumuló un incremento del 3% a ese mes, según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE).
En tanto, un análisis que realizó la Gerencia de Políticas y Análisis Económico (GPAE) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), entre el 14 y 23 de diciembre del año pasado, señaló que la demanda eléctrica en ese lapso tuvo un aumento del 3.2% respecto a igual periodo del 2023, alcanzando los 1,198 gigavatios por hora (GWh).
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Esta variación fue resultado del incremento de la demanda del resto de usuarios libres (15%) y grandes usuarios libres (7%), en contraste con la reducción de las distribuidoras (-10%).
Con ello, la demanda eléctrica acumulada (desde el 1 de enero del 2024 hasta la semana analizada) experimentó un incremento de 2.9% respecto del mismo periodo del 2023, alcanzando 58,598 GWh.
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En el análisis del ente regulador, desagregado por principales zonas del país, se observó que si bien la zona centro concentra el 57.6% de la demanda eléctrica a nivel nacional, el mayor crecimiento a lo largo del año pasado se dio en el norte (que representa el 15.7% del consumo), con un aumento del 4.7% (tasa acumulada).
En cambio, en la zona centro, el crecimiento fue menor, del 2.5% en la tasa acumulada, mientras que en el sur (que significa el 26.7% de la demanda), el incremento fue de 2.8%.
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Proyección
El mayor crecimiento del consumo que se registra en la zona norte del país podría marcar una tendencia, pues según Luis Aguirre, gerente técnico del Grupo Distriluz, la demanda de energía eléctrica en las regiones del norte, durante los próximos 20 años, podría casi duplicarse, de 792 MW en el 2023 a 1,394 MW en el año 2043.
Sin embargo, la capacidad instalada actual de producción de energía, tanto con centrales hidroeléctricas como térmicas a gas natural, se concentra en el centro del país, mientras que la nueva oferta de generación, según data del Ministerio de Energía y Minas (Minem), en su mayor parte, se concentra en el sur.
Durante un reciente evento, Elvis Tello, director general de la Dirección General de Electricidad del Minem, indicó que existen en cartera de ese sector 26 proyectos de centrales eléctricas con recursos energéticos renovables al 2027, con una inversión de US$5,649 millones.
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Mayor oferta en el sur
En esa cartera, la mayor parte la constituyen proyectos con energías renovables no convencionales (RER) con 13 iniciativas para generación con plantas solares, tres eólicas, mientras las restantes las constituyen centrales hidroeléctricas.
De esos 26 proyectos, que aportarán al SEIN 4,276 Mw, 20 se ubican en el sur, en las regiones de Puno, Cusco, Arequipa, Moquegua e Ica, y otros seis se distribuyen entre Lima, Huánuco, Áncash y Loreto.
Para Arturo Vásquez Cordano, exviceministro de Energía, la proyección de Distriluz de que la demanda de electricidad se podría duplicar en el norte en dos décadas resulta conservadora e, incluso, estimó que podría ser mayor, en la medida que se concreten diversos proyectos de desarrollo de infraestructura previstos en esa parte del territorio.
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Menos factor de planta
Vásquez advirtió que el hecho que la mayor parte de la cartera la constituyen proyectos RER puede ser un problema, dado que su factor de planta se puede reducir en un 30% porque comprenden fuentes de energía intermitente.
Eso significa, explicó, que si por ejemplo va a entrar a operar una planta eólica de 100 Mw, en realidad, solo podría asegurar el suministro de un 30% del total de su capacidad instalada, por lo que no se constituye en una solución definitiva para atender la futura demanda.
La solución definitiva, indicó el experto, podría ser la provisión de más energía con centrales térmicas de gas de ciclo combinado, pero también reforzar los sistemas de transmisión eléctrica para poder transportar la energía desde sus zonas de producción hacia las zonas de mayor demanda.
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“Para poder sacar esa energía y controlar la intermitencia de la generación renovable se necesita invertir mucho dinero en transmisión, en sistemas de potencia, en subestaciones, en mucho equipamiento y se sabe que en (el desarrollo de) líneas de transmisión vamos avanzando muy lento”, anotó.
Refirió que, en el tema de transmisión, no solo basta con adjudicar los proyectos a tiempo, sino que su ejecución puede demorar entre cinco a siete años porque, en algunos casos, requieren pasar por procesos de consulta, además de la “permisología” habitual del Estado o tener que lidiar con problemas sociales.
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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. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
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