Escribe: Arturo Vásquez Cordano
Exviceministro de Energía
En las últimas semanas, se ha venido discutiendo, sin matices ni evidencias, el proyecto de reglamento de la Ley N° 32249 que regulará las licitaciones de energía renovable (solar y eólica) por bloques horarios para el mercado de usuarios regulados, planteando una visión idealizada sobre su capacidad para reducir tarifas eléctricas y asegurar un sistema eléctrico sostenible y confiable. Sin embargo, es importante devolver el debate al plano técnico y económico, desmitificando ciertos argumentos que, por su falta de sustento empírico, pueden inducir a errores regulatorios en las decisiones de política energética nacional.
1. Las licitaciones por bloques horarios no garantizan eficiencia: Se ha afirmado que licitar energía por bloques horarios es más eficiente porque refleja la variación de la demanda durante el día. Sin embargo, en mercados como el chileno, donde se ha aplicado esta lógica, se ha observado que licitar por tramos desconectados puede resultar en precios más altos por unidad de energía, ya que se pierde la posibilidad de optimizar el costo total del suministro eléctrico durante todo el día.
La separación entre potencia y energía se quiere implementar principalmente para favorecer la entrada masiva de centrales solares, las cuales, por su naturaleza intermitente, no generan energía durante las horas de mayor demanda.
2. La confiabilidad no es un atributo de las energías renovables intermitentes: El reglamento propuesto fomenta la entrada de energías renovables variables como la solar y eólica, las cuales no pueden garantizar confiabilidad por sí solas, debido a su carácter intermitente y difícilmente predecible. Esta limitación obliga a complementar su generación con centrales diésel, en ausencia del gas natural, las cuales son significativamente más costosas y contaminantes que otras fuentes de energía, encareciendo así el costo final del servicio eléctrico. Recordemos que, entre los años 2022 y 2024, Por ejemplo, en el país el sobrecosto de generación a diésel asumido por los usuarios entre los años 2022 y 2024, debido a la variabilidad climática, asciende a US$ 4,000 millones.
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Un sistema eléctrico robusto se sostiene en tres pilares: confiabilidad, sostenibilidad y competitividad. Las renovables solo cubren parcialmente los dos últimos. Por tanto, tecnologías como el gas natural o las centrales hidráulicas de embalse, que pueden proveer potencia firme en cualquier momento del día, son indispensables para equilibrar el sistema eléctrico y asegurar la continuidad del servicio. Dejar de reconocer este principio técnico, básico en el reglamento, pondrá en riesgo la estabilidad del suministro eléctrico para el país.
3. Los costos ocultos de las renovables: el caso de los “costos sombra”: En diversos países, el ingreso acelerado de renovables intermitentes en los últimos años en diversos países ha generado costos adicionales que rara vez se discuten, denominados “costos sistémicos” o “costos sombra”. Estos se relacionan principalmente con la necesidad de reforzar las redes de transmisión para transportar la energía intermitente producida desde zonas alejadas hacia los centros de consumo. Estos costos no son asumidos por los generadores renovables, sino que son trasladados al sistema eléctrico y finalmente a las tarifas eléctricas que pagan los usuarios. La literatura internacional señala que la entrada de tecnologías intermitentes requiere inversiones que oscilan entre US$ 10 / MWh y US$ 40 / MWh, dependiendo de la geografía y la condición de los sistemas eléctricos.
Además, a nivel internacional, se sabe que para que las centrales renovables sean competitivas frente a fuentes más económicas ha sido necesario brindarles subsidios directos o implícitos. Según información del Osinergmin, entre 2010 y 2024 en el Perú se han destinado aproximadamente US$ 1,800 millones en subsidios a estas fuentes, lo que ha contribuido al aumento de las tarifas eléctricas en ese período.
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4. El rol estratégico del gas natural en la transición energética: El Perú posee una ventaja estructural: abundantes reservas de gas natural, una fuente eficiente, competitiva y con una baja huella de carbono. Según Perupetro, el Perú cuenta con reservas de gas natural para 15 años. Sin embargo, existen recursos disponibles por explorar en la zona de influencia de Camisea en Cusco y Madre de Dios que podrían añadir unos 25 años adicionales de reservas de gas para el país, con lo cual sería posible atender la demanda nacional más allá del año 2060.
Asimismo, tanto el gas natural como la generación hidroeléctrica permiten que cerca del 90% de nuestra electricidad provenga de fuentes limpias. A diferencia de otros países que aún dependen del carbón o el diésel, el Perú ha logrado descarbonizar su matriz eléctrica sin sacrificar la confiabilidad del suministro de energía. Además, el sector eléctrico sólo representa el 7% de las emisiones de gases de efecto invernadero del país de acuerdo con el Ministerio del Ambiente, muy por debajo de los sectores de transporte y agricultura.
En conclusión, el verdadero riesgo no es que se retrase la implementación del reglamento de la Ley 32249, sino que este se apruebe sin ajustes fundamentales que corrijan su sesgo tecnológico, su visión parcial de la eficiencia, y su desdén por la confiabilidad del abastecimiento de energía. La reforma del sector eléctrico debe mirar hacia adelante, sí, pero con los pies firmemente puestos sobre el terreno técnico y económico que ha permitido al Perú construir un sistema energético competitivo y seguro.
