El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.

El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.

En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.

“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.

Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles. 

“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.

En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles. 

“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.

Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)

“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.

Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.

“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.

Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.

La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.

“Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.

Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.

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