Durante su participación en PERÚ ENERGÍA Sur Arequipa, César Butrón, presidente del COES SINAC, contextualizó que el sur del Perú importa 1650 MW de energía proveniente de las regiones del centro, equivalente al 60% del volumen total consumido, a través de tres grandes líneas de transmisión eléctrica, dos de 500 kV y una de 220 kV.
“Hay suficiente capacidad de transmisión para atender al sur por lo menos hasta el 2034. Pero si se dispara el corredor minero, habrá que instalar centrales de generación eficiente en el sur o instalar más líneas que vengan del centro al sur. El incremento total de la transferencia del centro al sur podría llegar a 2000 MW hacia el 2028”, dijo.
Adicionalmente, afirmó que el sistema eléctrico nacional es “extremadamente limpio”, pues está conformado principalmente por gas y agua; sin embargo, reconoció que ocasionalmente se recurre al diésel cuando las centrales hidroeléctricas no pueden operar por problemas de sequía extrema e inesperada, lo que incide en el incremento de los costos marginales.
“Desde el 2009, los costos marginales casi nunca se ubicaron por encima de los US$ 20 el MW/hora. Recién a fines de 2022, cuando ocurrió una sequía tremenda y no se pudo utilizar todas las unidades de gas por temas comerciales, se tuvo que despachar con diésel y los costos se elevaron a US$ 200 por MW/hora”, expuso en PERÚ ENERGÍA Sur Arequipa.
Reconoció que, si bien Perú tiene la tercera tarifa eléctrica más alta en Sudamérica, esto se debe a los subsidios cargados a la actividad de transmisión, siendo el concepto más oneroso la Prima RER, que es pagado por todos los usuarios para remunerar a las centrales de energías renovables y garantizarles un ingreso mínimo mensual.
“Cuando se dice que nuestro país cuenta con una de las tarifas eléctricas más elevadas de la región, no es tanto porque nuestro sistema de generación sea ineficiente y caro, sino por una serie de decisiones políticas que se tomaron en su momento, como haber adelantado el ingreso de las renovables no convencionales cuando aún no las necesitábamos”, indicó.
En perspectiva del COES, César Butrón estimó que la demanda de energía eléctrica para los próximos diez años crecería en 3% en un escenario medio y en 4% en un escenario optimista, pero para ello es necesario que se reactiven los grandes proyectos de inversión minera y agroindustrial, aunque, bajo su percepción, es complejo que esto suceda.
“Pase lo que pase con la demanda, no entraremos en restricciones hasta el 2034. Pero, a partir del 2026, se podría presentar un déficit de generación eficiente, lo que llevaría a generar electricidad con diésel y repercutiría en el alza de los costos marginales a US$ 200 el MW/hora. Y si esta situación continúa, los siguientes contratos subirán de precio”, advirtió.