El riesgo de quemar más diésel en Perú para cubrir la demanda eléctrica
Por Oscar Bermeo | Red de Medios Ambientales
Si no se acelera la incorporación de nuevos proyectos de energías renovables al sistema eléctrico, en 2026 el país se verá obligado a recurrir a la generación con diésel, una opción más contaminante y costosa. Una prolongada sequía afectó la producción de las hidroeléctricas en 2023, lo que llevó a encender centrales de derivados de petróleo para mantener el suministro. Durante julio, hubo días en los que más del 20% de la electricidad del país se generó a partir de esta fuente fósil. ¿Volverá a ocurrir?
A fines de 2022, el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú (Senamhi) advirtió que en la zona central y sur del Perú se estaban dando registros históricos de sequía, a causa del cambio climático. “No ha llovido ni una gota”, alertó Grinia Aválos, subdirectora de la institución, al referirse a la ausencia de precipitaciones en octubre y noviembre, meses que habitualmente abren la temporada de lluvias.
Este escenario tuvo pocas variaciones en los siguientes meses, y fue recién en octubre de 2023 que las lluvias llegaron de forma significativa. Debido a esta prolongada escasez, los reservorios de las hidroeléctricas —establecidas principalmente en las zonas afectadas— no llegaron a cubrir su capacidad para afrontar la época de estiaje.
La central más grande de ellas, Santiago Antúnez de Mayolo —o también conocida como Mantaro— fue reflejo de la afectación. Según refirió el exviceministro de Energía y Minas Luis Espinoza hubo momentos de 2023 en los que esta hidroeléctrica, ubicada en el departamento de Huancavelica, produjo apenas 400 megavatios (MW) de los 1.008 MW para los que está diseñada.
El sistema de generación se vio impactado por la disminución de agua en los afluentes de las represas. En todo Perú, las hidroeléctricas generaban aproximadamente el 45% de la electricidad que consume el país.
“Nuestro sistema hidráulico es de 3.000 MW. La sequía hizo que tengamos entre 500 y 900 menos megavatios. Entonces, necesitábamos cerca de 1.000 MW de otras fuentes para cubrir la demanda”, refiere Eduardo Ramos Arechaga, especialista energético.
Debido a esta prolongada escasez de agua, los reservorios de las hidroeléctricas no llegaron a cubrir su capacidad para afrontar la época de estiaje.
Las centrales térmicas a gas, la otra fuente que se lleva casi la mitad de la torta, no pudieron cubrir el faltante debido a una ausencia de centrales donde procesar dicho gas.
“Había más gas, nunca faltó gas. Lo que no había eran más máquinas térmicas que pudieran quemar ese gas”, menciona César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES).
Se despachó toda la energía generada por las renovables (eólica y solar), pero, por su limitada capacidad instalada (representan apenas el 7% de matriz), tampoco alcanzó a tapar el vacío dejado por las hidroeléctricas. “No quedó otra que encender las centrales que funcionan con diésel”, admite Butrón.
Llamado de emergencia
Las centrales térmicas de Ilo y Samay, instaladas al sur del país, levantaron las palancas y se convirtieron en protagonistas inesperadas del mercado eléctrico en 2023. Estas dos centrales fueron construidas en 2016 como parte del Nodo Energético del Sur, un proyecto que buscaba dar seguridad energética a esta zona del país con 1.500 MW de potencia. En su formulación se planteó que arranquen operando con diésel, para luego utilizar gas, cuando el recurso esté disponible en dichas regiones. Sin embargo, el gasoducto que transportaría el combustible nunca se construyó.
Pese a no tener esa categoría, en la práctica Samay e Ilo funcionan como centrales reserva fría. Es decir, sólo entran a operar en el sistema cuando no se puede cubrir la demanda con las otras tecnologías. Al menos, esa era la figura hasta el 2023.
Debido a la sequía, la proporción de electricidad generada por diésel aumentó significativamente, pasando de representar menos del 1% de la matriz en 2022 a alcanzar el 22% en algunos días de julio del año pasado.
Además de estas dos plantas, en el Perú existen cinco centrales que sí reciben la denominación contractual de reserva fría. En 2008, el Estado Peruano incorporó al sistema —mediante licitaciones públicas— las unidades de Talara, Ilo, Puerto Eten, Puerto Maldonado y Pucallpa, con la finalidad de tener una reserva de generación ante emergencias. Todas ellas operan con diésel.
Butrón, presidente del COES, explica que es así debido a la facilidad que tiene la tecnología del diésel para conectarse al sistema rápidamente y al momento económico en que fueron licitados estos proyectos.
La sequía derivó en un aumento significativo en el uso de diésel para generar electricidad, pasando de representar menos del 1% de la matriz en 2022 a alcanzar el 22% en algunos días de julio del año pasado.
“En esos tiempos hablar de racionamiento de energía era carísimo. No podíamos tener energías renovables o hidroeléctricas como reserva fría porque serían un desperdicio”, menciona.
Si bien en 2023 estas cinco centrales tuvieron baja producción (ya que alcanzó con las dos del Nodo Energético), el COES advierte que, si no se desarrollan pronto nuevos proyectos de generación eléctrica, a partir de 2026 habrá que recurrir al diésel con mayor regularidad para cubrir la demanda, la cual tendría un crecimiento de 2% anual según las proyecciones del ente técnico.
“Es sumamente irresponsable en nuestro país generar megavatios con petróleo, teniendo tanta riqueza en recursos hidroeléctricos, gasíferos, eólicos, solares, geotérmicos”, refiere el consultor energético Franklin Acevedo, al revisar las estadísticas del COES.
Si no se desarrollan pronto nuevos proyectos de generación eléctrica, a partir de 2026 habrá que recurrir al diésel con mayor regularidad para cubrir la demanda.
Según esta fuente oficial, en julio de 2023 se dio el momento pico de generación con este hidrocarburo. Se produjeron 269,61 GWh de electricidad con diésel, lo que supuso un incremento de 200 veces respecto a lo generado en el mismo mes de 2022.
Pedro Gamio, exviceministro de Energía e investigador del Instituto de la Naturaleza, Tierra y Energía (INTE PUCP), refiere que el diésel es un combustible que produce un 25% más de dióxido de carbono (CO2) que el gas. Por ello, considera que, para hacer frente al cambio climático, las tecnologías más limpias, como las renovables, deberían desplazar en los próximos años a los derivados del petróleo.
En esa línea, el especialista recuerda el compromiso de descarbonización que el Gobierno peruano asumió en el marco del Acuerdo de París y de cara al 2030: la reducción de un 40% la emisión de gases de efecto invernadero.
Climate Tracker se comunicó con voceros del Ministerio de Energía y Minas para consultar sobre qué medidas se trabajan en la planificación energética, pero expresaron que debido a la elaboración de informes anuales no iban a poder responder antes del cierre de esta edición.
Impacto en la tarifa eléctrica
La generación con diésel también impactó en las tarifas eléctricas de algunos clientes libres, es decir, las industrias que son las mayores demandantes de energía en el país. “El costo marginal del megavatio por hora (MWh) saltó de 35 a 150 dólares con el ingreso del diésel”, refiere Ramos Arechaga, de MOAR Abogados.
Si bien los usuarios domésticos no sufrieron alteraciones en sus recibos de luz (al estar protegido el mercado regulado por contratos de largo plazo), Ramos advierte que —de no tomarse medidas— en las renovaciones o nuevos contratos entre generadoras y distribuidoras sí podrían tomar la nueva señal de precios.
Desde MOAR Abogados indican que “el costo marginal del megavatio por hora (MWh) saltó de 35 a 150 dólares con el ingreso del diésel”.
Poco tiempo atrás, en el Perú se hablaba de una sobre oferta de generación, donde la demanda estaba lejos de consumir la capacidad instalada. Para Ramos, esta percepción hizo que se paralicen nuevas inversiones en el sector durante la última década. El especialista refiere que es momento de actuar antes del punto de inflexión marcado en 2026.
“Este año de estrés hídrico nos ha enrostrado que la sobre oferta ya no existe y debemos propiciar cuanto antes el ingreso de una nueva oferta de generación eficiente al sistema”, apunta.
Las renovables como solución
Es habitual que, en distintos foros eléctricos, muchas voces del sector sostengan que el país ya cuenta con una matriz energética limpia. Esto debido a que algo más del 90% de la generación se distribuye entre hidroeléctricas y térmicas a gas; sin embargo, este último también se trata de una fuente fósil.
Raquel Carrero, gerenta general de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), cuestiona que esta narrativa suponga una inacción del Estado por ampliar y diversificar la matriz.
“No sólo estamos al límite en la generación, sino que hay dos realidades fundamentales: las sequías debido al cambio climático serán cada vez más frecuentes y el gas natural es un recurso agotable”, explica.
En los últimos años, creciendo a un ritmo de 4% anual, la demanda eléctrica del país (actualmente calculada en 7.500 MW) fue consumiendo las reservas de gas. Ante esta situación, desde la presidencia del COES, Butrón es consciente de que “se necesita nueva inversión en generación eficiente, que no sea con diésel”.
“No sólo estamos al límite en la generación, sino que hay dos realidades fundamentales: las sequías debido al cambio climático serán cada vez más frecuentes y el gas natural es un recurso agotable”.
El funcionario considera que las hidroeléctricas y el gas corren con desventaja frente a las renovables para ser protagonistas de esa transición. Refiere que, por sus altos costos, tiempos de construcción, y oposición ambiental y social, las hidroeléctricas son alternativas poco probables.
Ve al gas natural como una opción interesante, al tratarse de un recurso propio con precios bajos, pero reconoce que la tendencia mundial es reducir hidrocarburos. “Las únicas salidas son las energías renovables”, dice en tono conclusivo.
En las oficinas del COES —ente técnico que es el primer filtro para un proyecto que quiere conectarse al sistema eléctrico— ya se han acumulado solicitudes de proyectos eólicos y solares por más de 20.000 MW (el triple de la demanda nacional actual). Estas iniciativas aguardan que se abran licitaciones, donde puedan competir en iguales condiciones con las hidroeléctricas y las térmicas.
“La regulación peruana es restrictiva y genera una ventaja a favor de las tecnologías convencionales y de las empresas ya establecidas en el mercado eléctrico local”, menciona Carrero de la SPR.
Actualmente, los proyectos eólicos y solares en carpeta no pueden participar de las licitaciones debido a que no cuentan potencia fija, una condición técnica requerida en la normativa vigente. Para cambiar esta situación, el Ejecutivo envío un proyecto de ley al Congreso, donde se permite la compra de energía separada de potencia y el establecimiento de bloques horarios para la compra de energía, lo cual impulsaría el desarrollo de las renovables no convencionales.
El texto fue aprobado en la Comisión de Energía y Minas en mayo, pero hasta la fecha no se ha priorizado su debate en el pleno del Congreso. Mientras tanto, los relojes avanzan y el 2026 se ve cada vez más cerca.
Los proyectos eólicos y solares no pueden participar de las licitaciones. Para cambiar esto, se envió un proyecto de ley que permitiría un mayor impulso de las energías renovables no convencionales.
A la incierta definición en el Parlamento, habría que sumarle los tiempos de negociación estructuración, logística, y finalmente construcción de estos proyectos. Solo la construcción de una planta solar se calcula en un periodo de dos años.
Butrón es consciente de que los números no dan, pero también de que hay que buscar que la situación no se prolongue. “Si traemos a (la activista ambientalista sueca) Greta Thunberg y la ponemos de ministra de Energía y Minas, ¿qué va a hacer para evitar que el 2026 se queme diésel? Lamentablemente ya no puede hacer mucho”, concluye con un tono de dura realidad.