Commodites (30/01/23)

Petróleo 79.47 US $/Barril WTI
Oro 1.924 US $/ Oz. Tr.
Cobre 9.345 US $/TM
Plata 23.63 US $/Oz. Tr.
Estaño 32.000 US $/TM
Plomo 2.206 US $/TM
Zinc 3.508 US $/TM
TIPO DE CAMBIO AL DÍA DE: 27-01-2023
MONEDA DÓLAR EURO L. ESTERLINA
COMPRA 3.824 4.008 4.571
VENTA 3.829 4.420 4.880

Últimas noticias

Peruano logra ser el primer graduado internacional del programa ThinkBIGGER de Caterpillar

Peruano logra ser el primer graduado internacional del programa ThinkBIGGER de Caterpillar

Ministro Vera Gargurevich realiza visita técnica a la Nueva Refinería Talara

Ministro Vera Gargurevich realiza visita técnica a la Nueva Refinería Talara

Las Bambas anuncia desaceleración progresiva de su operación minera

Las Bambas anuncia desaceleración progresiva de su operación minera
Ver todos >

César Butrón: “El principal reto para el 2023 es que no se detenga la construcción de las centrales ya encaminadas” 

“Las inversiones en nueva capacidad de generación y, por supuesto, en transmisión y distribución, no pueden parar”, dice el presidente del COES.

César Butrón

El presidente del COES señala las lecciones aprendidas en el sector eléctrico durante el 2022, así como los desafíos que se presentan para el año entrante.

¿Cuál es el balance que hace del sector electricidad en el 2022?

El 2022 ha sido un año relativamente tranquilo. Terminada la controversia alrededor del precio del gas natural para efectos del despacho y la determinación de los costos marginales de corto plazo en el año 2021, los agentes volvieron a enfocar su atención en [lograr] posibles puntos de encuentro en la reforma regulatoria que se requiere; en temas como medidas de promoción para el desarrollo de energías renovables no convencionales, ejecución de los planes de expansión de la transmisión, y los servicios complementarios que se requerirán para hacer frente a la mayor penetración de energías renovables. [Pero este debate aún no concluye].

En noviembre pasado, sin embargo, la situación se volvió complicada, la más complicada desde el 2008. Y es que justamente la temporada de lluvias se retrasó, y la consecuente reducción de la generación hidroeléctrica sumada a los mantenimientos preventivos ya programados de diversas unidades térmicas provocaron que se consumiera la reserva eficiente y se tuviera que recurrir a la generación térmica con petróleo diésel. El resultado inmediato de ello fue el incremento de los costos marginales que se multiplicaron por un factor de cinco (5) como mínimo. Esta situación se mantuvo hasta fin de año y no se revertirá hasta que aparezcan las lluvias. 

Esta situación ha desnudado una realidad: las inversiones en nueva capacidad de generación (y, por supuesto, en transmisión y distribución) no pueden parar. Hay inversiones en centrales con energías renovables (sol, viento e hidroeléctrica) en construcción, pero se requiere que lleguen a tiempo y, definitivamente, se pretende que se sigan concretando nuevas inversiones. 

¿Qué diría usted sobre los protagonistas del 2022? 

Todas las empresas fueron protagonistas. Por ejemplo, Enel destacó por su significativa inversión en energías renovables y Engie porque fue la primera empresa que logró concretar su proyecto para la construcción de una central renovable únicamente sobre la base de un contrato con Anglo American para proveer de energía 100% limpia, sin necesidad de subsidios. 

¿Qué podemos esperar para el 2023? ¿Qué desafíos habrá para el sector?

Dada la incertidumbre política y la inexorable incertidumbre regulatoria derivada de la anterior, el principal reto para el 2023 es que no se detenga la construcción de las centrales ya encaminadas, y que se puedan concretar nuevos proyectos para seguir atendiendo el crecimiento de la demanda.

¿Qué lecciones deja el 2022 para el sector eléctrico?

Un caso especial es el referido a la ejecución de los planes de expansión de la transmisión que incluyen tanto al Plan de Transmisión elaborado por el COES como los planes de transmisión de las distribuidoras contenidos en el Plan de Inversiones de Transmisión (PIT), elaborado por ellas mismas y aprobado por el Osinergmin. En este caso, lo sorprendente es que la mayor fuente de retraso no proviene de los concesionarios o de la oposición social o ambiental, sino del mismo aparato del Estado (MINEM, ProInversión y MEF), encargado de licitar las concesiones para la concreción de estos proyectos. Si no se reducen notablemente estos retrasos o se eliminan, los efectos nocivos irán apareciendo, paulatinamente: incrementos de los costos de energía, alquileres de generación de emergencia, incapacidad para atender nuevos suministros y, finalmente, racionamiento sistemático. 

Si no resolvemos estos temas básicos, no sirve de nada hablar de transición energética, generación distribuida, electromovilidad, prosumers e hidrógeno verde, entre otros temas de tendencia. 

Tags relacionados