El presidente del COES, César Butrón, también analizó las lecciones aprendidas en el sector eléctrico durante el 2022.
El titular del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Butrón, brindó una entrevista a la revista Desde Adentro de la Snmpe.
En el diálogo, Butrón evaluó los desafíos que se deben atender en el mercado del sector eléctrico para este año 2023.
Así, sostuvo que el principal reto es no detener la construcción de las centrales ya encaminadas.
“Se puedan concretar nuevos proyectos para seguir atendiendo el crecimiento de la demanda”, añadió.
Lección aprendida
Igualmente, consideró que una lección aprendida durante el 2022 fue el vinculado a la ejecución de los planes de expansión de la transmisión.
Dichos planes comprenden 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”, indicó.
“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”, expresó.
También afirmó que si no se resuelven esos temas básicos, no sirve de nada hablar de transición energética, generación distribuida, electromovilidad e hidrógeno verde, entre otros temas de tendencia.
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Balance
Por otro lado, César Butrón manifestó que en el 2022, los agentes volvieron a enfocar su atención en [lograr] posibles puntos de encuentro en la reforma regulatoria que se requiere.
Esto, 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.
“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”, consideró.
“El resultado inmediato de ello fue el incremento de los costos marginales que se multiplicaron por un factor de cinco como mínimo. Esta situación se mantuvo hasta fin de año y no se revertirá hasta que aparezcan las lluvias”, recordó César Butrón.
Tras ello, recalcó que esa 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”, concluyó.
