En lo que va del año, los costos del servicio de electricidad para usuarios libres como regulados se mantienen estables (de hecho, las tarifas de estos últimos cayeron en -6.76% a octubre), pero en el mercado eléctrico nacional empiezan a surgir señales que apuntan a un encarecimiento en los costos de generación de la energía en el corto y mediano plazo.
En setiembre último, la producción de electricidad con centrales termoeléctricas a gas natural en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó los 2,416 gigavatios por hora (GWh), una caída del 5.16% respecto al registrado en igual mes del 2024, según reporte del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES).
De acuerdo con cifras de ese informe, la menor generación con gas fue compensada con un incremento en la producción con centrales hidroeléctricas, que aportaron 2,416 GWh y significó un aumento del 7.86% frente a setiembre del 2024.
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A su vez, la producción con centrales eólicas (364.96 GWh) y solares (233.52 GWh) incrementaron la participación de ese tipo de energías renovables no convencionales (RER), que ahora es del 11.91% (frente al 5% que registraban años atrás).
Capacidad de generación con gas cae
Pero al mismo tiempo, en el noveno mes del año, la potencia efectiva de generación en el SEIN, que alcanzó los 14,165.6 megavatios por hora (MWh), tuvo un retroceso (-1.20%), por una merma en la capacidad instalada de producción térmica con gas (de -7.10%), a pesar de que la capacidad de generación con energía solar tuvo un crecimiento del 52.83%.
Ese retroceso va en línea con el retiro de la operación comercial de cinco centrales de generación en lo que va del 2025, entre ellas la planta termoeléctrica de gas natural Oquendo (de SDF Energía), además de otras cuatro hidroeléctricas (Santa Rosa I, Santa Rosa II, Quitaracsa y Charcani VI).
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En su reemplazo, se incorporaron en el mismo periodo seis plantas de generación, cuatro hidroeléctricas y una térmica a bagazo (de las empresas Egesur, San Gabán, Hydro Global Perú, Vari Energía y Agrolmos), más la planta solar Joya Solar, que aporta 252.4 Mw. Esto es casi la mitad que las otras cinco plantas (257.6 Mw).
En el noveno mes de este año, la participación del gas natural de Camisea en la generación eléctrica -según el mismo reporte- es ahora del 45.83%. A modo de comparación, es preciso recordar que hace dos años atrás, esa participación era mayor, del 57.27% (en setiembre del 2023).
Sin embargo, ya el 2023, la capacidad de generación con gas natural había alcanzado su tope y, ante la caída de la producción hidroeléctrica debido a sucesivas sequías ese año, los costos de la generación se dispararon.
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En esa ocasión, el costo de la energía pasó de un promedio de US$ 30 por megavatio por hora (Mw) a cerca de US$ 180 (por mayor uso de plantas a Diésel), lo que elevó los precios de algunos clientes libres del mercado eléctrico.
Nueva exigencia a las RER
Aunque por ahora el país no afronta una sequía que pueda mermar la producción hidroeléctrica, para el experto en el sector, Rafael Laca, un nuevo factor podría llevar a un incremento en los costos de producción eléctrica.
Ese factor, explicó, se deriva de una propuesta que ha planteado el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) para dar estabilidad al sistema eléctrico, en un escenario de mayor uso de energías renovables no convencionales (RER, como las eólicas y solares).
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La referencia es a un proyecto de resolución que presentó ese organismo regulador a mediados de octubre último. Dispone que los generadores deben tener la capacidad de aportar inercia (es decir, capacidad de aumentar producción cuando hay perturbaciones o un súbito desvío de la frecuencia eléctrica).
Vale explicar que las plantas eólicas y solares no tienen capacidad -por sí solas- de aportar esa inercia (de aumentar producción a demanda, al estar sujetas al comportamiento del viento o al brillo solar, como sí lo pueden hacer las térmicas a gas o hidroeléctricas).
En tal sentido, el mencionado proyecto propone crear lo que denomina una “inercia sintética”, es decir, que las plantas que no pueden aportar inercia por sí solas incorporen el uso de sistemas de almacenamiento de la energía con baterías (BESS), entre otras tecnologías.
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¿Se trasladará el costo a usuarios?
El problema, según Laca, es que esa propuesta implica que eólicas o solares tendrán que incrementar inversiones que no habían previsto antes, para incorporar esas tecnologías adicionales que ahora se plantean y cuyo costo puede terminar trasladándose a los usuarios.
En tanto, para el experto en energía César Gutiérrez, en efecto, el problema hoy es que no hay más gas para las termoeléctricas y no se espera inversiones en nuevas plantas porque no hay previsiones de bajos precios del gas para el sector eléctrico más allá del 2039.
Actualmente, el precio del gas del Lote 88 (de Camisea) para termoeléctricas (entre US$ 1.00 a US$ 1.80 por millón de BTU), indicó, es menor en 47% respecto al consumo no eléctrico, pero su contrato vence al cabo de 14 años, cuando la inversión en una térmica espera un horizonte de 20 años para recuperar la inversión.
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La consecuencia de esto, advirtió Gutiérrez, es que al ya no haber a futuro más oferta de generación (térmica) a bajo costo los precios de la generación van a tender al alza.
En tal sentido, coincidió con las proyecciones del COES, que el precio de la energía en el mercado de corto plazo (hoy en US$ 30 en promedio por MWh) podría llegar a US$ 240 por MWh, a partir de fines del 2026, sobre todo en temporadas de estiaje.
Ese precio, anotó, podría alcanzar no sólo a los clientes libres del mercado eléctrico, sino también a los regulados, según la nueva ley que modifica la regulación eléctrica para facilitar el acceso de las energías renovables (RER) al mercado regulado.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
