Hace 14 años se aprobó la Política Energética Nacional al 2040, con miras a contar con una matriz energética diversificada con énfasis en energías renovables (de menor costo), pero hasta ahora, poco se ha avanzado. Por el contrario, Perú al borde de empezar en forma regular a usar generación que resulta seis veces más cara.

Así se desprende de una exposición que realizaron autoridades del Ministerio de Energía y Minas (Minem) y del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), durante el Expoenergía Perú 2024. Durante el evento observaron que existe un déficit en la capacidad de producción eléctrica.

Elvis Tello Ortiz, director general de electricidad del Minem, reconoció que el 2023, ante la caída en la producción hidroeléctrica, se tuvo que usar centrales a diésel, con los cuales el costo marginal de la producción eléctrica llegó a más de US$200 por megavatio hora (Mw/h), cuando normalmente es poco más de US$30 por Mw/h.

A esto le sumó que el 2023 dejaron de operar temporalmente las centrales hidroeléctricas de Chaglla (de 400 Mw) y Quitaracsa (112 Mw).

El riesgo de altos costos no se ha diluido

El funcionario dio a entender que el riesgo de volver a usar generación a mayor costo no se ha diluido con la llegada de las lluvias y la normalización de la producción hidráulica, pues mencionó que “estamos a 500 Mw de empezar a usar diésel”, es decir que ya estaríamos al tope de la capacidad de generación a bajo costo.

Peor aún, refirió que el uso de diésel para producir energía puede intensificarse, conforme entremos a años más secos (cuando la generación hidroeléctrica cae).

“Dependemos de la energía hidráulica y térmica (a gas natural y diésel), no hemos diversificado la matriz (energética) y eso nos va a generar algún tipo de problemas (…) el año pasado alcanzamos costos marginales de más de US$200 por Mw/h, eso demuestra que tenemos falta de generación eficiente, o que estamos llegando a eso”, reconoció.

¿Cuánta generación nueva requiere el mercado local?

El presidente del COES, César Butrón, indicó que, a fin de satisfacer el consumo eléctrico en los siguientes años, dependiendo de los escenarios (no optimista y optimista de demanda, con crecimientos de 3 y 4% en cada caso), se necesitaría entre 6,200 a 9,500 Mw de capacidad de generación nueva, basada en energías renovables (RER).

Sin embargo, en su presentación, el director general de Electricidad indicó que, para este año, se ha previsto el ingreso de solo cuatro proyectos -dos eólicos y dos solares- que suman una capacidad de producción de 507 Mw.

Mostró el cronograma en la ejecución de proyectos de generación en cartera, previstos hasta el 2027, en el que figuran 26 proyectos para producir 4,276 megavatios (Mw), con inversiones por US$5,749 millones.

De 26 proyectos solo seis tienen avance importante

De esos 26 proyectos, apenas seis (dos hidroeléctricas, dos eólicas y dos solares) tienen algún nivel de avance, entre el 57% y el 98.5%, para una producción en conjunto de solo 740.2 Mw, mientras el resto tiene avances menores al 6%.

Es decir que, la oferta de nuevos proyectos para producir la energía no solo está atrasada, sino que, aún de lograr concluirse (4,276 Mw) estará lejos de cubrir la demanda que proyecta el COES (9,500 Mw).

Esta situación se produce, a pesar de que existe otro grupo de proyectos con tecnologías RER que suman 25 gigavatios de capacidad de generación pero que enfrentan problemas de financiamiento, lo cual, según Butrón, se tiene que resolver, pues si no se lanzan inversiones ya, no se podrá garantizar que dejemos de usar diésel.

¿Dónde surge el problema?

El titular del COES explicó a Gestión que el problema surge porque los clientes libres (que representan el mayor consumo, aún encima de los más de 8 millones de usuarios regulados), no quieren realizar contratos de compra de energía de largo plazo.

Los clientes libres (mineras, grandes industrias, centros comerciales y pymes) solo aceptan contratos de tres a cuatro años, porque no saben si el precio de la energía subirá o bajará, observó el especialista.

Sin embargo, anotó Butrón, las empresas con proyectos RER requieren contratos de por lo menos 6 años a más, porque los bancos no aceptan otorgar financiamiento a contratos de menor plazo, pues éstos no les aseguran el pago de los préstamos.

¿La demanda del mercado regulado?

A esto le sumó que las empresas distribuidoras (que compran la energía para el mercado regulado), recién empezarían a convocar a licitaciones de largo plazo para adquirir energía a partir del próximo año, pues aún tienen contratos vigentes.

El exviceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que hoy la solución a éste problema, está en realidad en manos del pleno del Congreso, con la propuesta del Ejecutivo que establece las condiciones para facilitar las inversiones en proyectos RER.

Recordó que esa iniciativa -ya aprobada en la comisión de Energía y Minas del Legislativo- plantea que en el libre mercado eléctrico se reconozca solo la energía que pueden producir los proyectos de centrales solares, de forma que se puedan realizar concursos donde se oferte sólo la energía, y no la potencia (capacidad instalada).

Indicó que, de aprobarse ese proyecto, la participación de las RER podría incrementarse del actual 6%, hasta un 20%, volumen que, anotó, según estudios, no afectaría ni la calidad del servicio, ni su estabilidad.