Escribe: Carlos Gomero Rigacci, socio en LQG Energy & Mining Consulting
Friedrich Hayek, en su famosa crítica a la planificación central, destacó que el conocimiento está disperso y que el Estado no está en condiciones de coordinar, desde arriba, las complejas decisiones que involucran las actividades económicas. Sin embargo, predomina aún la idea de que todo debe derivar de la planificación central y que solo el Estado puede disponer la forma en que deben organizarse, por ejemplo, las inversiones en un determinado mercado. Es posible que el sector eléctrico peruano sea un ejemplo de ello, ya que las nuevas tecnologías renovables no convencionales han sido, y siguen siendo, impulsadas normativamente sobre la base del convencimiento de que son más económicas. Aquí ponemos esta idea a debate.
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La transición energética se ha consolidado como un objetivo prioritario de política pública impulsado por compromisos climáticos, avances tecnológicos y una creciente preferencia del mercado por fuentes de energía limpias. El mercado peruano, sin embargo, cuenta con una matriz limpia; es decir, elevada participación hidroeléctrica y un rol estructural del gas natural. Aun con ello, las tecnologías renovables no convencionales han ganado participación de manera sostenida como resultado de un régimen regulatorio de promoción y de la significativa reducción de sus costos de inversión y desarrollo. Estudios internacionales reconocidos (Lazard) muestran que el costo nivelado de electricidad de la generación solar y eólica ha caído de forma sostenida durante la última década, ubicándose hoy en niveles altamente competitivos frente a las tecnologías convencionales.
Un crecimiento desbalanceado y basado exclusivamente en tecnologías renovables no convencionales puede resultar más costoso para el sistema que una expansión espontánea y diversificada entre tecnologías.
Esta reducción de costos no ha sido ajena al Perú y ha constituido un importante motor para el desarrollo de nuevos proyectos de tecnologías renovables no convencionales. A ello se suma el creciente interés de los grandes usuarios del mercado libre, particularmente del sector minero, por contratar energía renovable certificada para alinear sus decisiones de suministro con políticas corporativas de sostenibilidad y objetivos de descarbonización de largo plazo.
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Pero el costo nivelado de electricidad es un indicador incompleto para evaluar el impacto real de la transición. Si bien mide el costo promedio de generar un megavatio-hora, no captura los costos sistémicos que se deben asumir para integrar fuentes intermitentes y variables. En un sistema eléctrico donde la confiabilidad del suministro es un bien público esencial, estos costos adicionales son determinantes.
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El costo de producir electricidad no se limita al costo marginal, sino que incluye una serie de conceptos necesarios para garantizar la seguridad, estabilidad y continuidad del servicio, tales como los servicios complementarios, las inflexibilidades operativas y los costos de infraestructura de transmisión. Estos costos, no obstante, suelen pasar desapercibidos.
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Los servicios complementarios son claves. Servicios como la regulación primaria y secundaria de frecuencia (RPF y RSF), la regulación por tensión, las reservas operativas, el arranque rápido y la inercia son indispensables para mantener la estabilidad del sistema. A diferencia de las centrales térmicas o hidroeléctricas convencionales, las tecnologías renovables no convencionales no aportan de manera natural varios de estos atributos; por el contrario, su variabilidad incrementa la necesidad de estos.
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El Comité de Operación del Sistema Eléctrico (COES) ha confirmado esta tendencia en sus proyecciones identificando un aumento sostenido de los requerimientos de RPF y RSF conforme se incrementa la penetración renovable. La variabilidad de la generación solar y eólica exige mayores reservas rápidas, capacidad de respuesta casi instantánea y, en muchos casos, inversiones adicionales como sistemas de almacenamiento (baterías). El caso de la RPF es ilustrativo. Para cumplir con este servicio, los generadores deben responder en segundos ante desviaciones de frecuencia. Y, en el caso de las tecnologías renovables no convencionales, ello supone instalar baterías equivalentes a un porcentaje del ~3% de su capacidad, con todo lo que ello implica en términos de mayores costos de inversión.
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La RSF, si bien es un servicio remunerado, representa uno de los componentes más relevantes del mercado de servicios complementarios. Las proyecciones muestran que su costo continuará creciendo conforme aumente la penetración de tecnologías renovables no convencionales. La regulación vigente ya reconoce la aplicación del denominado principio de causalidad, de manera que quien cause la necesidad de provisión del servicio, debe pagar por él. Este es, nuevamente, un costo que no se percibe usualmente en las comparaciones de costos entre tecnologías, pero que se espera que sea cargado precisamente sobre los generadores de tecnologías renovables no convencionales.
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A estos elementos se suman las llamadas inflexibilidades operativas. La alta penetración de tecnologías renovables no convencionales desplaza la producción de centrales térmicas, pero no elimina su necesidad, ya que estas deben mantenerse operando al mínimo técnico para respaldar la variabilidad renovable o bien enfrentan la necesidad de incrementar los ciclos de arranques y paradas, como consecuencia de dicha variabilidad. Nuevamente, los costos asociados a la operación de estas centrales —mantenimiento, consumo de combustible, entre otros— no son incorporados en la determinación del costo marginal, sino que son compensados “por fuera”, lo que incrementa el costo total del sistema. Solo como ejemplo, en España el costo de estas restricciones operativas se ha incrementado casi en un 50% entre los años 2024 y 2025.
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Si a lo anterior se suma la necesidad de contar en el futuro con una mayor capacidad en líneas de transmisión, el cóctel resultante podría terminar, en un escenario de crecimiento conservador de las tecnologías renovables no convencionales, en un sobrecosto acumulado superior a los USD 2,000 millones dentro de la década siguiente. En este contexto, la narrativa de una energía renovable “barata” resulta, como mínimo, incompleta. Si bien el costo de generar un megavatio-hora puede ser bajo, el costo de asegurar que ese megavatio-hora esté disponible cuando y donde se necesita, con la calidad y confiabilidad requeridas, es significativamente mayor. Ignorar esta diferencia conduce a diagnósticos erróneos y a políticas públicas mal calibradas.
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El análisis para las medidas tendientes a la transición energética debe enfocarse sobre el costo total de operación y la capacidad de garantizar la confiabilidad del sistema en el tiempo. En un país como el Perú, que dispone de importantes reservas de gas natural a precios inferiores a los del mercado internacional, el gas natural cumple un rol estratégico como tecnología flexible y de respaldo. En ese contexto, un crecimiento desbalanceado y basado exclusivamente en tecnologías renovables no convencionales puede resultar más costoso para el sistema que una expansión espontánea y diversificada entre tecnologías.
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Solo mediante un análisis integral, que internalice los costos sistémicos asociados a la confiabilidad y estabilidad operativa, será posible asegurar que la transición energética contribuya efectivamente al bienestar social y, sobre todo, a tomar decisiones de política que consideren la foto completa y no solo una parte de ella.
