¿Cómo evalúa el desempeño del sector eléctrico durante el 2025 y cuáles fueron los factores que más influyeron en su evolución?
El desempeño no ha sido el esperado desde el punto de vista del crecimiento de la demanda de energía, justamente por el estrecho correlato que tiene con el crecimiento económico. Las proyecciones del COES indican que no vamos a superar el 2.5% como crecimiento anual, que es muy bajo como para producir una reducción de la pobreza.
Hay dos factores que han influido en este magro crecimiento: la gran parálisis aparecida hace unos años en inversiones en grandes proyectos de demanda (minería, industria, agroindustria), debido a determinadas decisiones políticas del pasado reciente; y, la incertidumbre producto de año preelectoral.
¿Qué avances o hitos considera que marcaron positivamente al sector este año, tanto en infraestructura como en regulación?
En infraestructura el hecho más relevante fue la inversión que se ha visto en centrales de energías renovables, sol y viento, inversión que se ha decidido y producido sin necesidad de contar con un nuevo marco regulatorio.
En el área de transmisión, en cambio, el avance es menor del que se requiere. Hay muchas obras de transmisión atrasadas tanto del Plan de Transmisión, que es el sistema troncal, como en la transmisión de las distribuidoras. Estos retrasos están causando la aparición de “cuellos de botella” en determinados extremos del sistema interconectado y provocan la necesidad de declaratorias de “grave deficiencia”, que conllevan a atender la demanda con la ayuda de generación diésel alquilada que, como sabemos, es extremadamente cara.
Desde el punto de vista regulatorio, el hecho más importante ha sido la promulgación de la Ley N.º 32249, supuestamente dirigida a promover las energías renovables y que introduce la posibilidad de bloques horarios y separación de potencia y energía como productos para el caso de las licitaciones de las empresas distribuidoras.
En cuanto al COES se refiere, lo relevante es que esta ley faculta al Ministerio de Energía y Minas, a encargar la operación de sistemas aislados en los que existan dos o más empresas generadoras. Lo más importante de todo, desde el punto de vista de la seguridad del sistema, ha sido la creación, mediante esta ley, del Mercado de Servicios Complementarios, que le brindará al COES los recursos para manejar adecuadamente la variabilidad y falta de inercia propias de las energías renovables.
¿Cómo evalúa las proyecciones de crecimiento de la demanda eléctrica en un escenario de posible reactivación minera y mayor ingreso de industrias intensivas en energía?
Por lo menos para los siguientes cinco a seis años a partir de este momento vemos muy poco probable que pueda darse ese escenario. La explicación es muy simple: el 2026 es un año electoral, el 2027 será de asentamiento de un nuevo Gobierno y la posible reactivación de las inversiones se daría a fines de año. Y, luego, tendrán que pasar de tres a cuatro años para que se construyan esos proyectos y que empiecen a consumir energía.
¿Y cómo se está preparando la oferta —tanto en generación como en transmisión— para acompañar un eventual incremento sostenido de la demanda eléctrica en los próximos años?
Respecto de la generación, hay interesados en construir nuevas centrales eólicas y solares por mucho más de la demanda esperada (aún con reactivación de la minería). Lo que falta es que esas inversiones se concreten y, para ello, se requiere que los interesados consigan contratos de largo plazo (PPA) con distribuidoras o usuarios libres, algo que no están consiguiendo a la velocidad requerida. Para ponerlo en términos simples: si se produjera un incremento súbito de la demanda, el parque de generación eficiente (todas las tecnologías menos térmicas a diésel) no bastaría para atenderla. Este es el gran reto por resolver para el siguiente Gobierno.
Desde el punto de vista de la transmisión, la situación es muy disímil entre el sistema troncal y los sistemas de transmisión de las distribuidoras. En el primer caso, si el Plan de Transmisión elaborado por el COES se licita y ejecuta a tiempo, no debe haber problema. En el segundo caso, el problema es mucho más complejo en el caso de las distribuidoras del Estado (que atienden todo el resto del país excepto Lima e Ica), que enfrentan muchas limitaciones para hacer las inversiones requeridas y, por tanto, sus planes de inversión tienen mucho retraso.
De cara al 2026, ¿qué desafíos principales anticipa para el sistema eléctrico y qué señales del mercado deben observarse con atención?
El principal desafío, como lo había adelantado, es que se lleguen a concretar los proyectos de nueva generación renovable a tiempo. De no ocurrir así, veremos escenarios de incremento de costos (aunque no de inmediato en las tarifas) y escasez en unos pocos años, a pesar del reducido crecimiento de la demanda. Esa es la señal de mercado más importante que debe observarse.
El segundo desafío es que se pueda crear un Mercado de Servicios Complementarios bien diseñado, de acuerdo con la realidad de nuestro mercado y sin copiar modelos de otros países que tienen circunstancias muy diversas. Esto permitirá que el COES tenga las herramientas necesarias para asegurar la seguridad y la confiabilidad del sistema.