El 21 de noviembre de 2024, el Dr. Arturo Vásquez Cordano, Profesor Principal y Director de Investigación de la Escuela de Postgrado GĚRENS, y exviceministro de Energía, ofreció una conferencia en el evento «Impulsando el cambio hacia una industria energética eficiente y segura” de Perú Energía Norte, celebrado en la región de Piura. Su presentación, titulada «Transición energética y costos de descarbonización«, abordó aspectos clave sobre los desafíos y costos asociados con el proceso de descarbonización. A continuación, se destacan los principales puntos tratados durante la conferencia.
- El Contexto Global y Local de la Transición Energética
En los últimos años, la transición hacia energías renovables (RER) y la descarbonización se han consolidado como prioridades globales, incluidas en la agenda de países como Perú. Sin embargo, este proceso presenta desafíos importantes, especialmente en contextos donde las matrices energéticas de los sectores eléctricos ya cuentan con características particulares que requieren ajustes significativos.
A nivel mundial, se proyecta un crecimiento sustancial en el uso de energías renovables (RER), como las fuentes solar y eólica. Según el BP Energy Outlook (2024), se espera que su participación en la energía primaria aumente del 10% en el 2022 hasta el 26% en 2050. No obstante, este cambio será complementado por un crecimiento del gas natural, considerado un combustible de transición clave debido a su capacidad para respaldar la generación RER intermitente. En su escenario Current Trajectory (antes denominado New Momentum), BP prevé que la participación del gas natural en la matriz energética global se incremente del 20% en 2022 al 25% en 2050, jugando un papel crucial para satisfacer la creciente demanda de energía en países emergentes y en la transición energética global.
En el contexto peruano, la matriz energética del sector eléctrico ya se distingue por ser una de las más limpias de la región, con una baja intensidad de carbono derivada principalmente de la energía hidráulica y el gas natural. A pesar de este panorama favorable, el país muestra un creciente interés por integrar más fuentes renovables, lo que representa tanto una oportunidad como un desafío debido a las barreras y los costos asociados. A nivel global, alcanzar el objetivo de cero emisiones netas se estima en una inversión de 110 billones de dólares entre 2021 y 2050, con un promedio anual de 3.5 billones de dólares. La mayor parte de esta inversión se dirigirá al sector energético, que es fundamental para descarbonizar los demás sectores que dependen de la electricidad. Sin embargo, es muy probable que esta “factura” renovable sea pagada por los consumidores a través de precios de energía muchos más altos, lo cual pone dudas sobre la equidad y justicia de la política de introducción de fuentes renovables en diversos países.
Uno de los mayores desafíos en esta transición energética es la adaptación de las redes de transmisión y distribución para gestionar la intermitencia y alta variabilidad de las fuentes RER. Esta adaptación, esencial para asegurar una transición energética eficiente, conlleva costos adicionales y genera ineficiencias. Las proyecciones indican que se necesitarán añadir o reemplazar hasta 49.7 millones de millas de líneas de transmisión para 2040, con el fin de cumplir con los objetivos climáticos y garantizar la seguridad energética. En este sentido, los costos nivelados “sombra” de la transición (LCOT-S)[1] reflejan las ineficiencias y los gastos adicionales derivados de integrar fuentes renovables en un sistema eléctrico que aún no está completamente preparado para manejar sus particularidades.
- Mitos y Realidades sobre las fuentes RER en el Perú
La entrada de fuentes RER al mercado eléctrico peruano está rodeada de ciertos mitos que, aunque comúnmente citados, no siempre reflejan la complejidad de la transición energética. Estos mitos, como la diversificación de la matriz energética, la reducción de emisiones y la disminución de las tarifas eléctricas, son frecuentemente utilizados para justificar el impulso de las fuentes RER en el país. Sin embargo, al analizar en profundidad estos argumentos, es posible evidenciar que la realidad detrás de cada uno de ellos es más matizada y que la integración de la generación renovable al sistema eléctrico peruano implica desafíos técnicos, económicos y regulatorios que deben ser gestionados cuidadosamente para evitar consecuencias no deseadas.
- Mito: Diversificación de la matriz energética
El mito de la diversificación de la matriz energética del sector eléctrico se basa en la idea de que la integración de fuentes renovables como la solar y la eólica garantizará un suministro energético sostenible, confiable y asequible a largo plazo. Sin embargo, este concepto no considera que la verdadera diversificación implica optimizar la seguridad energética mediante el uso de fuentes de generación complementarias, cuyos niveles de producción estén correlacionadas negativamente entre sí [2].
Por ejemplo, la energía hidroeléctrica, al ser dependiente de las estaciones y los niveles de los ríos, debe complementarse con fuentes más estables, y no con otras que presenten las mismas variaciones asociadas al clima. Las energías renovables intermitentes como la solar y la eólica, a pesar de su potencial, no pueden cubrir la demanda en horas punta, ya que generan principalmente durante el día, mientras que el pico de consumo se da en la noche, entre las 5:30 pm y las 9:45 pm (ver Ilustración 1).
Ilustración 1 – Diagrama de carga real, julio 2024
Fuente: COES (2024).
Esta descoordinación plantea serias dificultades para garantizar un suministro confiable. Aunque las centrales solares y eólicas han comenzado a ingresar al mercado, lo hacen en gran parte en el marco del mercado libre, ya que el mercado regulado exige un suministro firme las 24 horas del día. Además, el desarrollo de la infraestructura de almacenamiento de energía, como las baterías, es crucial para que estas fuentes puedan ser utilizadas de manera eficiente, especialmente en las horas de mayor demanda.
Sin un sistema adecuado de almacenamiento, las energías renovables no pueden cumplir con su promesa de diversificación de la matriz eléctrica de manera efectiva, lo que limita la confiabilidad del sistema y eleva los costos, como se evidenció en el uso del diésel para cubrir las brechas de capacidad en el sistema durante los picos de demanda entre los años 2022 y 2024 en el Perú. En ese sentido, la diversificación no debe solo ampliar la oferta de generación, sino garantizar una mayor estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico, un desafío que aún persiste con las fuentes renovables sin las condiciones adecuadas de infraestructura y almacenamiento.
- Mito: Reducción de emisiones de CO2.
El mito de que la transición hacia las energías RER en Perú contribuirá significativamente a la reducción de emisiones de CO2 pasa por alto las características particulares de la matriz energética del sector eléctrico peruano, que ya es una de las más limpias de la región. A pesar de los esfuerzos de países como Chile, que están inmersos en un proceso de transición energética acelerada, Perú mantiene una matriz con bajas emisiones de CO2 (ver Ilustración 2), en gran parte debido a su dependencia de la energía hidráulica y el gas natural, que generan una baja intensidad de carbono.
Ilustración 2 – Intensidad de carbono en la generación de electricidad, 1990-2023
Fuente: Our World in Data (2024).
Según un análisis de Videnza Consultores, si el 40% de la capacidad de generación eléctrica proveniente de gas natural fuera reemplazada por fuentes RER, se lograría una reducción anual de 4.7 millones de toneladas de CO2, lo cual representaría apenas un 2.1% del total de las emisiones del país. Sin embargo, este cambio implica un alto costo de oportunidad, que incluye subsidios a los generadores RER y la pérdida de regalías por el desplazamiento del gas natural. Estos costos se trasladarán a los usuarios finales vía mayores tarifas eléctricas, a cambio de una reducción mínima en las emisiones.
Es importante señalar que la matriz eléctrica peruana representa menos del 6% de las emisiones totales de CO2 del país. Los sectores que realmente generan la mayor parte de las emisiones son el transporte, la agricultura y el uso de la tierra. Esto sugiere que las políticas regulatorias del sector energético no están bien direccionadas si se consideran los impactos totales del país. De hecho, invertir grandes recursos en fuentes RER podría desviar la atención de los sectores más emisores de gases de efecto invernadero, sin generar un cambio significativo en la huella de carbono total del Perú.
- Mito: Reducción de las tarifas eléctricas.
El mito de que la incorporación de fuentes RER en la matriz eléctrica peruana contribuirá a la reducción de las tarifas eléctricas es desmentido por datos del COES, que muestran que, incluso con subsidios, las tarifas en Chile son más altas que en Perú. Según el COES, el costo de generación en Perú es más barato que en Chile, lo que indica que la entrada de fuentes renovables no es la principal causa del aumento de tarifas en el país.
El verdadero factor que incrementa las tarifas en Perú es el componente de transmisión. Además, los subsidios que el gobierno peruano otorga para financiar ciertos aspectos del sistema eléctrico, como las centrales de reserva fría, los sistemas aislados y las fuentes renovables (prima RER), también impactan en los costos finales que pagan los consumidores. Según el COES, los peruanos seguirán pagando estos subsidios durante los próximos 5 o 6 años.
Las licitaciones para fuentes RER no son una solución para reducir las tarifas, ya que incluyen subsidios que se trasladan a los usuarios finales en la tarifa eléctrica. Entre 2010 y 2024, se estima que los subsidios a las energías renovables ascenderán a un total de US$ 1,808 millones (ver Ilustración 3), lo que refleja el costo adicional que los usuarios deben asumir para promover la integración de estas fuentes.
Ilustración 3 – Subsidio pagado por los usuarios a las centrales RER, 2010-2024
Fuente: Osinergmin (2024).
- Costos de la descarbonización en el Perú
La entrada de fuentes RER en el Perú acarrea una serie de costos que afectan tanto la infraestructura eléctrica como el ámbito fiscal y social del país. Estos costos se pueden clasificar en directos e indirectos, y su impacto se traduce en ajustes que deben ser asumidos por los usuarios finales.
En cuanto a los costos sombra indirectos, que también se conocen como externalidades, estos se refieren a los impactos económicos indirectos derivados de la incorporación de las fuentes renovables. Según Videnza Consultores (2024)[3], los costos indirectos incluyen S/ 4,151 millones por el costo de los activos reemplazados de la capacidad instalada de gas natural (GN), así como S/ 12,400 millones por el costo de instalar y reemplazar el 40% de la capacidad de GN con energía eólica. El costo total de la descarbonización de la generación eléctrica se estima en S/ 16,551 millones hasta el 2030.
Por otro lado, los costos sombra directos están relacionados con los gastos adicionales necesarios para adaptar el sistema eléctrico a la naturaleza intermitente de las fuentes renovables. En un estudio realizado por Gorman, Mills y Wiser (2019)[4], se calculó el costo nivelado de transmisión sombra de las fuentes RER, que varía entre $1 y $10 por MWh en los Estados Unidos (una medida muy conservadora, considerando que este estudio muestra que los costos sombra pueden llegar hasta los US$ por 40 MWh). Considerando las proyecciones de demanda del COES al 2034, y tomando un costo sombra de $10 por MWh, GĚRENS estima que el costo sombra total de este ajuste para el Perú se estima en US$ 1,026 millones hasta el 2030, reflejando el costo directo de adaptar el sistema de transmisión a las fuentes renovables.
Al sumar los costos sombra indirectos y directos, el costo total de la transición energética para los usuarios en el período 2024-2030 se estima como mínimo en unos US$ 5,393 millones. Estos costos deberán ser trasladados a las tarifas eléctricas que pagan todos los consumidores, lo que podría resultar en un aumento en el precio de la electricidad en el mediano plazo.
Además de los costos directos e indirectos, el reemplazo del gas natural por fuentes RER también conlleva costos de oportunidad significativos para el Tesoro Público. El gas natural, al generar canon y regalías, proporciona ingresos fiscales cruciales para el país. Entre 2004 y 2024, el canon gasífero ha generado S/ 32.9 mil millones en transferencias a gobiernos locales y regionales. La disminución en la producción de gas natural por el impulso a las fuentes renovables reducirá la recaudación fiscal por concepto de impuesto a la renta y regalías gasíferas, lo cual debilitará el mecanismo del canon gasífero y afectará negativamente la capacidad del Estado para financiar programas sociales y de inversión pública a nivel regional.
Los programas como el Vale FISE, que beneficia a 1.2 millones de personas, el BonoGas, que ha financiado más de 1.4 millones de conexiones, y el Ahorro GNV, que ha apoyado la conversión de 41,303 vehículos, dependen también de estos ingresos fiscales. La pérdida de estos fondos, debido al desplazamiento del gas natural por las fuentes renovables intermitentes y no confiables (que no pagan canon eólico ni canon solar), impactará de forma adversa directamente en la capacidad del Estado para sostener dichos programas y financiar proyectos de infraestructura y bienestar social.
- Conclusiones
La diversificación de la matriz energética es clave para lograr un sistema eléctrica más sostenible, y la inclusión de fuentes RER y la energía nuclear puede ser positiva. Sin embargo, esto presenta desafíos que deben ser abordados de manera integral y responsable. La diversificación debe llevarse a cabo con un marco de competencia transparente y un planeamiento liderado por el MINEM, guiado por señales económicas que favorezcan la estabilidad del sistema. Es necesario mejorar el marco regulatorio con un análisis profundo y debate técnico, evitando reformas apresuradas. Por ejemplo, instaurar un sistema de bloque horario podría poner en riesgo la estabilidad del SEIN al desplazar fuentes confiables como el gas natural. Sin embargo, las fuentes RER pueden entrar al mercado si cuentan con almacenamiento en baterías a costos eficientes que garantice su confiabilidad.
Lima, 21 de diciembre de 2024.
Dirección de Investigación
Escuela de Posgrado GĚRENS
Ver video de la presentación en el siguiente enlace: https://www.youtube.com/watch?v=orj5mhl2x9E
Notas de página:
[1] Desde un punto de vista económico, de acuerdo con el Dr. Arturo Vásquez, los costos sombra en el sector eléctrico se definen como los costos adicionales de largo plazo que surgen debido a la incapacidad de los sistemas eléctricos interconectados para manejar la demanda o la oferta de manera eficiente en un contexto de restricciones significativas. Estos costos reflejan la necesidad de inversiones adicionales para mejorar la infraestructura de transmisión y distribución eléctrica (incluidos los sistemas de servicios complementarios y almacenamiento de energía). En el contexto de la adaptación de la generación RER en los sistemas eléctricos, estos costos representan los gastos económicos y técnicos adicionales que surgen como resultado de la integración de fuentes de energía renovable intermitente y no despachable en una red eléctrica que tradicionalmente estaba diseñada para operar con fuentes de energía convencionales, como plantas termoeléctricas o hidroeléctricas. En la teoría económica, el costo sombra es el costo implícito asociado con la utilización de una restricción o recurso escaso en un sistema de optimización. En el caso de las energías renovables, los costos sombra surgen porque estas tecnologías presentan características que implican desafíos técnicos y económicos específicos para la operación y planificación de los sistemas eléctricos.
[2] El principio de diversificación aplicado a la economía y finanzas fue demostrado por Harry Markowitz en su artículo: Markowitz, H., (1952), “Portfolio selection”, Journal of Finance, 7(1), 77-91.
[3] Videnza Consultores (2024), Costos de descarbonizar la economía y frenar la producción de hidrocarburos en Perú. Informe del Programa “Propuestas del Bicentario – Rumbo Energético”, elaborado por Juan Benavides y Sergio Cabrales. Disponible en: https://propuestasdelbicentenario.pe/rumboenergetico/wp-content/uploads/sites/3/2024/06/RE-Informe.pdf
[4] Gorman, Will & Mills, Andrew & Wiser, Ryan (2019), «Improving estimates of transmission capital costs for utility-scale wind and solar projects to inform renewable energy policy,» Energy Policy, 135 (110994). Disponible en: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2019.110994
