Perú podría incorporar entre 4 y 5 GW de nueva capacidad renovable durante la próxima década, un volumen que, según Brendan Oviedo Doyle, representaría más del 50% de la demanda eléctrica actual del país. Sin embargo, la materialización de esa expansión dependerá de que el nuevo Gobierno destrabe las licitaciones de largo plazo y genere condiciones contractuales para financiar las centrales.
El mercado ya cuenta con una amplia cartera solar y eólica en desarrollo. Según los datos de Osinergmin, analizados durante la entrevista, existen 105 proyectos con estudios de preoperatividad aprobados, que en conjunto suman alrededor de 22 GW: 13778 MW corresponden a centrales solares fotovoltaicas y 8243 MW a parques eólicos. No obstante, solo 14 iniciativas fotovoltaicas y cinco eólicas tienen concesión definitiva, con una capacidad aproximada de 3700 MW hacia 2030.
Para el socio del Área de Energía y Proyectos de DLA Piper Perú, la diferencia entre las iniciativas en tramitación y aquellas que alcanzan una etapa avanzada responde principalmente a la falta de acuerdos de suministro previsibles y bancables. “Lo que está faltando ahora es la estructura contractual que les permita financiar sus proyectos”, manifestó Oviedo en el marco del streaming Se tenía que decir y se dijo, organizado por Energía Estratégica.
Mire el streaming completo: https://www.youtube.com/watch?v=AqR7g0hRpnk
El especialista explica que disponer de terrenos, permisos y estudios de preoperatividad no garantiza la construcción de una central. Los desarrolladores también necesitan contratos de compraventa de energía de largo plazo que aseguren ingresos y permitan estructurar el financiamiento bajo la modalidad de project finance.
Durante el encuentro, el ejecutivo estima que incorporar entre 4.000 y 5.000 MW durante los próximos diez años “no es exagerado”, considerando el crecimiento proyectado del sistema eléctrico.
El análisis cobra especial relevancia ante el inminente cambio de mando. Keiko Fujimori, proclamada presidenta electa para el periodo 2026-2031, asumirá la Presidencia de Perú el próximo 28 de julio. Hasta el momento no se ha confirmado quién conducirá el Ministerio de Energía y Minas, aunque Rafael Belaúnde aparece entre los nombres mencionados para ocupar la cartera.
Consultado durante el streaming sobre esa posibilidad, Oviedo destaca el perfil dialogante del exministro, aunque evita circunscribir las necesidades del sector a un nombre específico. “Rafael ya ha sido ministro, fue ministro por corto tiempo, pero es una persona política. Lo conozco hace muchos años y creo que es una persona bastante dialogante, que es justamente lo que necesitamos ahora”, manifestó.
“Primero es concentrarse en la planificación, el segundo es aprobar la regulación que se tiene que aprobar de corto plazo y el tercero es evaluar una reestructuración institucional”, enumeró Oviedo en el marco de Se tenía que decir y se dijo.
Y agregó: “Necesitamos alguien que se siente y que priorice los intereses del Perú”.
Cabe recordar que el Gobierno publicó para comentarios un proyecto de decreto supremo destinado a establecer el proceso de planificación energética integral de largo plazo. La propuesta permanecía abierta a observaciones hasta fin de mes y, posteriormente, debía avanzar hacia su reglamentación.
“Esto es un hito histórico en el Perú porque no hemos tenido nunca una regulación que al menos busque acopiar información e identificar opciones para abordar tanto el tema de la futura demanda como también la oferta para satisfacerla”, afirma Oviedo en el marco del streaming Se tenía que decir y se dijo.
La planificación también permitiría corregir desequilibrios estructurales. Actualmente, cerca del 80% de la generación eléctrica se concentra en el centro del país, mientras el crecimiento del consumo obliga a transportar energía hacia el norte y el sur a través de una red expuesta a congestiones.
Licitaciones y reglamentos pendientes
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Entre las medidas de corto plazo, Oviedo destaca la necesidad de aprobar el reglamento de licitaciones para la demanda regulada de la Ley 32249. El mecanismo busca habilitar contratos de largo plazo que mejoren la bancabilidad de nuevos proyectos y acerquen la oferta de cada tecnología a los horarios en que su recurso está disponible.
La propuesta contempla tres bloques horarios, lo que permitiría a las centrales solares y eólicas competir en franjas específicas con precios acordes a su perfil de generación. Para el especialista, la duración de estos contratos será decisiva para acompañar los plazos de financiamiento.
“A los bancos les gusta equilibrar el plazo del contrato de crédito al plazo del contrato de compra del producto, en este caso el PPA”, explicó el ejecutivo. Por eeso, advierte que una licitación sin acuerdos suficientemente extensos podría no resolver el principal cuello de botella de la cartera renovable.
El nuevo Gobierno también deberá resolver el reglamento de servicios complementarios, destinado a ordenar prestaciones necesarias para la estabilidad del sistema, como la regulación primaria y secundaria de frecuencia. Oviedo considera que el texto publicado no refleja plenamente una lógica de mercado y que todavía existe margen para mejorar su diseño.
“No vemos ahí mucha naturaleza de mercado, sino más bien una estructura de seguridad energética que creo que se está perdiendo una oportunidad”, advirtió. Según el especialista, una regulación más competitiva permitiría trasladar eficiencias a los usuarios y preparar al sistema para una mayor penetración de generación variable.
“Creo que deberíamos evaluar también algo un poco más amplio, no tan restrictivo, y también considerar a las baterías standalone”, agregó.
También deberá definirse el papel del almacenamiento. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) propone reconocer potencia a las centrales renovables híbridas con baterías, aunque el especialista plantea incluir sistemas independientes.
“Bien ha hecho el COES en empujar esta propuesta, pero creo que ahora que hay un nuevo gobierno se debería replantear todo, no excluyendo uno, no impidiendo el avance de uno, sino que creo que debería verse como un todo”, afirmó Oviedo.
La modificación requeriría cambios en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y una decisión del Ministerio de Energía y Minas. Su aprobación permitiría que las baterías participen en el desplazamiento de energía, el control de frecuencia y el respaldo del sistema sin estar necesariamente vinculadas a una central solar o eólica.
El Niño vuelve a tensionar los precios de la energía
La menor disponibilidad hídrica asociada a El Niño, un fenómeno climático que afecta a distintos países de la región, vuelve a presionar el sistema eléctrico peruano. Durante el streaming se analizaron valores cercanos a 700 soles por MWh, frente a una media habitual de aproximadamente 150 soles por MWh, en un contexto de estiaje, escasez de lluvias y menor aporte de algunas centrales eólicas.
Para Oviedo, el incremento responde a la necesidad de sustituir generación hidroeléctrica y eólica con unidades térmicas que utilizan diésel importado. “Ahora hay muy pocas lluvias y eso está generando en los últimos días, adicionado a otros problemas, que se tenga que recurrir al diésel”, advierte el socio de DLA Piper Perú.
La situación vuelve a acercar al mercado a los niveles de tensión observados durante la interrupción del gasoducto de Camisea. En marzo, una fractura en la infraestructura redujo la disponibilidad de gas natural para las centrales térmicas y obligó a incrementar el despacho de diésel, lo que llevó los costos marginales a más de 300 dólares por MWh.
“Imagínense si eso pasase hoy”, alerta Oviedo, al recordar que aquella contingencia ocurrió durante la temporada de lluvias. Una interrupción similar en medio del estiaje y bajo los efectos de El Niño podría generar un impacto todavía mayor sobre el costo de abastecimiento.
El especialista también recuerda que el Niño costero de 2023 elevó los costos marginales desde aproximadamente 28 o 30 dólares por MWh hasta 73 dólares por MWh. La combinación actual de menor recurso hídrico, reducción del viento y congestiones en la transmisión expone nuevamente al país a generación térmica más costosa.
“Esos sobrecostos están siendo trasladados directamente a usuarios”, señala Oviedo. El impacto puede extenderse a toda la cadena productiva, ya que las empresas deben absorber la suba de la electricidad, reducir sus márgenes o incorporarla al precio final de sus bienes y servicios.
En este contexto, la expansión renovable y el almacenamiento adquieren un carácter estratégico. Incorporar nueva capacidad solar y eólica, acompañada por baterías y una red de transmisión adecuada, permitiría reducir la exposición al diésel y moderar el efecto de futuros eventos climáticos o interrupciones en el suministro de gas natural.