La Unidad de Transacciones (UT), administrador del mercado mayorista, reporta que a las 7:30 p.m. del miércoles 20 de marzo la demanda máxima de potencia llegó a 1,166 megavatios (MW), superando los picos récords de enero (1,082 el día 25) y febrero (1,090 MW el día 12).
Ese día también se reportó una temperatura récord de 37.2 grados en la estación de Cojutepeque, la tercera más alta de marzo y no registrada desde 1985. De acuerdo con el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARN), los máximos fueron de 42.8 grados en Cerrón Grande y 41.2 grados en Güija.
La UT reporta que la demanda mensual fue de 615.41 gigavatios hora (GWh), un 14.6 % superior al consumo reportado en febrero.
El precio promedio fue de $124.62 el megavatio hora (MWh), el valor más alto en siete meses, desde agosto de 2023 cuando se colocó en $144.42.
Sin embargo, el incremento no se traslada para todos los consumidores finales, luego de que la Asamblea Legislativa aprobara una reforma que delega a la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) regulara las tarifas.
La Dirección de Energía acordó que el precio para el trimestre de abril a julio se mantenga sin variación para los hogares que consuman menos de 300 kilovatios hora (kwh) mensuales. Según la institución, estos representan un 93 % de la población. Sin embargo, la industria, el comercio y los grandes consumidores sufrirán un aumento de un 23 % en el costo de la energía.
Inyecciones por recurso
En marzo, el gas natural licuado (GNL) cubrió un 33.64 % de la demanda de energía, con 224.42 GWh. Este suministro es exclusivo de una megaplanta de Energía del Pacífico, ubicada en el Acajutla.El segundo mayor proveedor corresponde a la energía geotérmica, extraída de los pozos administrados por LaGeo, con una participación de 130.92 GWh (un 19.62 %).
La biomasa, generada a partir del bagazo de la caña de azúcar en los ingenios, aportó un 16.21 % de la demanda de energía, con 108.13 GWh. Usualmente, entre noviembre y abril del siguiente año, esta tecnología tiene mayor participación debido a la zafra.
La tecnología hidroeléctrica, que tiene la mayor capacidad instalada, aportó solo un 11.03 %, con 73.61 GWh. Esto se debe, en parte, a la época seca, ya que los niveles de los embalses caen y se echa mano de otras centrales para cubrir la demanda.
Esta generación está a cargo de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), que administra cinco centrales: Guajoyo, Cerrón Grande, 15 de Septiembre, 5 de Noviembre y 3 de Febrero (El Chaparral).
La energía térmica (a base de crudo) aportó 64.46 GWh, un 9.66 % de la demanda, seguido de la solar que cubrió un 8.03 %, con 53.61.
La eólica aportó un 1.53 %, con 10.18 GWh; las importaciones un 0.14 %, con 0.94 GWh; y la distribución un 0.08 %, con 0.53 GWh.