Controversia entre termoeléctricas y renovables amenaza con dejar sin espacio a la energía solar en el Perú

Desencuentros en el mercado eléctrico peruano. El ingreso de mayores fuentes de energías renovables no convencionales (RER), particularmente solares, acarrearía un sobrecosto de US$5.393 millones sobre las tarifas eléctricas que pagarán los usuarios durante el periodo 2024-2023, de acuerdo a un reciente estudio de Gerens Consultoría.

El estudio “Análisis y evaluación de los impactos económicos y regulatorios del proyecto de ley de promoción de la generación renovable”, que llega a colación del dictamen en mayoría de los proyectos de ley 2139/2021-CR, 3662/2022-CR, 4565/2022-PE y 4748/2022-CR, asegura que existen “costos sombra” de transmisión asociados a la penetración de las fuentes RER en un 30% de la matriz energética peruana al 2030, cuyo costo ascendería de US$1.026 millones.

El dictamen antes mencionado es una reforma de la Ley N° 28832, denominada “Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. El pliego, pensado para promover el ingreso de más RER al Perú, ha sido impulsado desde el Ejecutivo y trabado en múltiples ocasiones en la Comisión de Energía del Congreso, e incluso inhibido de su debate en la de Economía. Hoy está a punto de ser debatido en el Pleno.

¿Qué sucede? El mercado de la electricidad en Perú está dividido en tres líneas de negocio: generación (termoeléctricas, hidroeléctricas, eólicas, solares), transmisión (como las torres de alta tensión), y distribución (Luz del Sur, Pluz Energía, etc). Cada uno tiene sus propios costos asociados que contribuyen al precio de la tarifa que pagan los peruanos.

A estos US$1.026 millones adicionales tendrían que sumarse los US$4.367 millones que antes detectó otra consultora, Videnza, respecto al costo de sustituir el 40% de la generación de gas natural (termoeléctrica) por fuentes RER al 2030.

“Estos costos sombra reflejan las ineficiencias y los gastos adicionales asociados con la integración de RER en un sistema eléctrico que no está adaptado para manejar la intermitencia y otras características propias de las energías renovables”, señala el estudio.

Vale precisar que el estudio presentado por Gerens fue preparado para la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), organización que agrupa entre sus miembros a Pluspetrol, la principal empresa productora de gas natural en el Perú. Pluspetrol mantiene licitaciones de compra de gas natural a precio regulado con termoeléctricas.

Desde la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) son disidentes. En diálogo con Infobae, la organización dijo que el Perú es un país con recursos renovables de los mejores del mundo, pero necesita adecuar su regulación para tomar lo mejor de ellos. Es el caso de Moquegua, con un enorme potencial para instalar plantas solares.

“Es energía barata y limpia, y es importante que las RER entren al sistema para diversificarlo y descentralizarlo”, señaló.

Para abordar esta situación, debemos entender que las empresas de generación le “venden” la electricidad a las de distribución mediante “licitaciones” que exigen, bajo la ley peruana, que dispongan de energía y potencia. Pero las solares no pueden ofrecer una potencia firme de noche porque, justamente, funcionan con el sol.

Esto hace que el mercado peruano sea una plaza poco atractiva, para beneficio de otro tipo de inversiones en generación, como las termoeléctricas, que usan gas y petróleo, o las hidroeléctricas, que producen electricidad con la fuerza de los ríos. La ley impulsada por el exviceministro Jaime Luyo buscaba corregir esta competencia desigual.

“Las horas punta están ahora en la mañana, pues son móviles. ¿Por qué la ley debe ajustarse a algo que es variable? ¿El sistema no debería ser flexible para ajustarse a la realidad? Potencia y energia juntos es un concepto viejo que no se ajusta a las nuevas tecnologías que funcionan de manera diferente”, replica la SPR.

Además, la SPR advierte que la termogeneración con gas natural en el Perú depende casi exclusivamente del Lote 88 de Camisea, operada por Pluspetrol, pero solo le quedan unos 14 años de vida.

En el año 2023, la generación a gas natural superó de nuevo el umbral del 50% de participación debido a la ocurrencia de El Niño. Los costos marginales se dispararon a casi 200 MWh.

“¿Qué va a pasar cuando el gas se acabe, lo vamos a importar? ¿Seremos importadores de gas, como en Europa? ¿Eso es lo que le conviene al país?”, sostiene la organización.

En esta línea, descarta que la termogeneración, que también puede operar con petróleo (diésel), pueda perjudicarse a partir del ingreso de más RER, como sugiere Gerens. Incluso, se habla de afectaciones sobre el Nodo Energético del Sur.

“Se trata de licitaciones, así que todos competirán. Ganarán los precios mas competitivos, de eso se trata”,subraya.

Tanto Osinergmin como el COES han manifestado que se necesita mas energía eficiente (generar con la fuente más barata), por lo que estiman que se quemará más diésel en el futuro si se acaba el gas y no entran más renovables hasta entonces. El diésel es la forma de termogeneración más cara del mercado.