Fin de la sobreoferta eléctrica: un nuevo desafío a la vista

Durante más de una década, el sistema eléctrico peruano disfrutó de una sobreoferta de energía eficiente. Esta situación permitió mantener precios bajos en el mercado spot, estabilidad en el suministro y condiciones muy competitivas para grandes consumidores. Pero este ciclo está llegando a su fin, y el país enfrenta un escenario más complejo.

Aunque podría parecer una estrategia planificada, la sobreoferta fue en gran parte producto de factores externo. Según Ernst & Young, condiciones climáticas favorables para la hidroeléctrica y el retraso de grandes proyectos mineros e industriales contribuyeron a una capacidad instalada que no se vio acompañada de un aumento proporcional en la demanda. Esta capacidad, además, fue impulsada por el propio Estado, que promovió el desarrollo de energía eficiente mediante centrales hidroeléctricas y fomentó las fuentes renovables no convencionales a través de las conocidas subastas.

La matriz energética peruana jugó a favor. La fuerte presencia de hidroeléctricas y plantas a gas natural —tecnologías abundantes y de costos eficientes— mantuvo precios accesibles y una alta seguridad de suministro. Sin embargo, este equilibrio comienza a perderse.

Cómo funciona el mercado spot eléctrico peruano

Para entender por qué el sistema está cambiando, es necesario comprender cómo funciona el mercado spot eléctrico en el Perú. En este mercado, la producción debe igualar a la demanda en todo momento, por lo que la energía se compra y vende en función de las necesidades del sistema en tiempo real. El precio no se calcula como un promedio de costos, sino que depende del costo variable de la última central en ingresar al sistema. Este precio es el que se establece para todos los usuarios.

En los recientes escenarios, la última central en ingresar era de gas natural —por lo general, de ciclo combinado—, cuya generación es relativamente barata, entre 26 y 30 US$/MWh, según lo reportado por el COES. Esto ha mantenido los precios bajos durante los últimos años. Sin embargo, si la demanda aumenta y el sistema necesita recurrir a centrales más caras, como las de diésel, el precio puede dispararse.

Este sistema, basado en un modelo de precios marginalistas, permitió que los costos se mantuvieran bajos en años anteriores, pero con el crecimiento de la demanda y la escasez de nuevas inversiones en infraestructura de generación eficiente, los precios podrían subir considerablemente.

Un punto de quiebre en el horizonte

Hoy, la demanda eléctrica empieza a crecer con fuerza, impulsada por proyectos como Tía María, Zafranal, y las ampliaciones de Las Bambas y Yanacocha. El COES ha revisado al alza su proyección de crecimiento de demanda para 2026: de 3.2% a 3.9%. Esto significa que, si la oferta de energía no crece al mismo ritmo, el sistema podría empezar a operar más cerca de sus límites. En ese momento, las centrales térmicas menos eficientes tendrán que entrar en funcionamiento, lo que elevará los precios.

En paralelo, la infraestructura de transmisión muestra signos de saturación. Si no se amplía pronto, los cuellos de botella encarecerán aún más el sistema. Según el COES, sin nuevas obras, los precios podrían alcanzar entre 150 y 200 US$/MWh hacia 2033, muy lejos de los 35 US$/MWh que se proyectaban para 2030.

Un sistema más expuesto

Los riesgos ya se han materializado. En 2023, eventos climáticos como el ciclón Yaku y El Niño Costero redujeron la generación hidroeléctrica, forzando el uso de diésel. Esto elevó los costos marginales a 179 US$/MWh, el nivel más alto en 15 años según Apoyo & Asociados.

Estos episodios, antes esporádicos, podrían volverse recurrentes. En época de estiaje, cuando los ríos bajan su caudal y las plantas hidroeléctricas generan menos, el sistema depende más de plantas térmicas. Si la generación de electricidad con gas natural no alcanza, se recurre al diésel, lo que implica mayores costos y emisiones.

Las renovables no convencionales (RER) podrían ayudar, pero también tiene limitaciones. Hoy hay un auge de centrales solares y eólicas. Sin embargo, las solares no generan en las madrugadas ni por las noches. Como la demanda se mantiene casi constante durante el día, el COES solicita el despacho de otras centrales en esos momentos. Si la hidroeléctrica falla, las RER no producen, y las térmicas eficientes no alcanzan, el respaldo inevitable será con diésel, una opción costosa y contaminante.

Impacto desigual

El impacto entre los usuarios será heterogéneo. Las distribuidoras suelen firmar contratos largos que les ofrece cierta estabilidad frente a las fluctuaciones. Pero el resto de los consumidores libres —como centros comerciales e industrias cementeras— operan con contratos de corto plazo. Para ellos, los precios volátiles se sentirán casi de inmediato.

No obstante, tarde o temprano, todos los usuarios nos veremos afectados, ya que las nuevas licitaciones se cerrarían a precios más altos.

¿Qué hacer?

El periodo de sobreoferta energética está llegando a su fin y el Perú necesita prepararse para un escenario más complejo. Ignorar esta transición podría tener consecuencias económicas y sociales importantes. El país debe reactivar la inversión en generación eficiente que pueda aportar energía de manera continua, acelerar proyectos de transmisión, e integrar tecnologías de almacenamiento como servicios complementarios que permitan una mejor incorporación de las RER al sistema.

Además, es clave asegurar que el marco regulatorio sea tecnológicamente neutral y no genere señales que puedan interpretarse como un respaldo desproporcionado a una sola fuente, como se ha percibido tras la aprobación de la Ley 32249, vista por algunos sectores como una medida orientada principalmente a la generación solar. Si bien la versión final de la ley incorporó ciertos ajustes que la hicieron más equilibrada, preocupa que su reglamento recientemente prepublicado esté yendo más allá del alcance original, lo que podría reforzar aún más ese sesgo.

La transformación del mercado ya empezó. No dejemos al azar la competitividad energética del Perú ni la capacidad de sostener un sistema confiable y sostenible.

(*) Columna escrita por Daniela Santander, Analista senior de economía y energía de Videnza Instituto, y Juan José Collantes, Analista de datos de Videnza Instituto