La industria de las energías renovables en Perú vive un momento de auge, impulsado por un régimen de promoción y cambios normativos que resulta especialmente atractivo para el capital privado. Así lo asegura Pedro Antonio Morales, abogado especializado en energía y desarrollo de proyectos energéticos,asociado senior de Miranda & Amado, quien a su vez advierte que ese incentivo ha generado un crecimiento acelerado no planificado que comienza a tensionar al sistema.

Actualmente, hay 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados con una capacidad promedio de 180 MW cada uno, que suman 10.000 MW de posible nueva oferta. 620 MW ya cuenta con concesión otorgada, mientras que la demanda actual del país alcanza los 7.000 MW aproximadamente. Estas cifras preocupan al operador del sistema, ya que, según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. 

Si bien el COES cumple con planificar el sistema detallando en su plan de transmisión las nuevas líneas que se requieren y aquellas que necesitan reforzarse  aumentar capacidad, Morales es contundente al señalar que: “Por los tiempos no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos RER”, enfatiza.

Y apunta a que esta situación derivará inevitablemente en escenarios de vertimiento energético RER. “Si el inversionista proyecta ingresos, flujos financieros, sustentado en la inyección del 100% de la producción, estos flujos se verán afectados si el proyecto se conecta en un punto en donde existe congestión en la red para exportar la energía, estando obligado por decisiones operativas a no poder inyectar ese 100% que su modelo económico requiere”, analiza.

En ese sentido, el abogado advierte que si no se planifica correctamente e implementan ajustes técnicos y regulatorios urgentes, el sistema podría enfrentar situaciones críticas que perjudican a todos los agentes (tanto a los generadores como a los clientes). 

“Hoy en día pienso que podría ser riesgoso para el sistema la inclusión de un número importante de generación RER sin una planificación y adecuación de la red. Ese régimen de promoción tan bueno está haciendo que haya muchas renovables sin una planificación adecuada, lo que al final puede poner en default al sistema”, sostiene.

El especialista destaca que, desde la perspectiva de un inversor, Perú es un destino altamente competitivo para el desarrollo de energías renovables debido a su régimen de promoción y a sus recursos. La normativa vigente garantiza a las tecnologías limpias un lugar prioritario en el despacho de energía, al considerar su costo variable como “0”. 

Además, las subastas RER permitieron a los generadores cerrar PPA con el estado peruano con ingresos asegurados, lo que fomentó la bancabilidad de los proyectos. Según Morales, hoy los contratos se cierran en el mercado libre a precios que oscilan entre 40 y 45 dólares por megawatt-hora. “Las RER ya compiten con térmicas e hidroeléctricas y no dependen tanto de este régimen de subastas”, señala.

A inicios de este año, se publicó un cambio normativo clave que refuerza la flexibilidad comercial de las renovables. Se modificó la Ley 28832, lo que permitió separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme. Antes, los proyectos renovables sólo podían vender la energía firme asociada a la potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes. 

Hoy, eso ya no es así. “Ahora ya se puede comercializar potencia y energía de manera disgregada, disociada, de manera independiente, y eso ayuda mucho a la generación renovable”, explica Morales. Este cambio normativo resulta especialmente relevante para tecnologías como la solar, que si bien no cuentan con potencia firme en el horario de máxima demanda (de 18 a 23 horas), sí tienen energía firme que pueden comercializar en bloques horarios. 

Sin embargo, mientras el mercado ofrece oportunidades, la infraestructura eléctrica y la demanda crecen a un ritmo más lento. Morales advierte que la expansión actual responde más a señales del mercado que a políticas activas del Estado. 

El sector minero, principal consumidor de energía en Perú, no tiene hoy exigencias regulatorias que le obliguen a incorporar un porcentaje mínimo de renovables en su matriz de abastecimiento. Las decisiones de contratar energía verde dependen exclusivamente de estrategias corporativas vinculadas a la sostenibilidad y la transición energética. 

“En el Perú hay libertad de contratación para las empresas y libertad en la forma cómo deben llevar sus actividades comerciales, no se puede imponer a los privados el uso de un tipo de tecnología para el suministro eléctrico a sus operaciones”, aclara Morales.

Frente a este escenario, surge el debate sobre herramientas complementarias para mitigar los riesgos de inestabilidad en el sistema. El almacenamiento energético es una de las alternativas más discutidas, aunque su adopción aún es limitada debido a los altos costos. Algunas centrales térmicas ya han comenzado a incorporar baterías, pero no existe una regulación que lo exija de manera generalizada.

Otros aspectos vinculados a la gestión moderna de la red, como los smart grids o el peak shaving, también forman parte de la discusión técnica en el sector eléctrico peruano, aunque todavía no han sido formalmente incorporados al marco regulatorio.

En ese marco, el Congreso discute la posibilidad de elevar la participación obligatoria de renovables en la matriz energética del 5% al 20%.“Hoy en día no se podría implementar”, advierte el abogado de Miranda y Asociados, quien insiste en que la expansión renovable debe estar acompañada de una planificación adecuada para evitar riesgos operativos.

El próximo paso regulatorio, según Morales, debería ser la adecuación del sistema a la inyección renovable. Esto implicaría, entre otros aspectos, que el operador del sistema tenga las facultades para establecer criterios o requisitos técnicos idóneos para los nuevos proyectos, adaptados a la coyuntura actual de la red. “Esto no debe interpretarse como una traba, sino como una necesidad para asegurar la seguridad operativa y proteger la inversión de los propios desarrolladores y de sus clientes”, concluye.

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