El 28 de enero de 2025, el Dr. Arturo Vásquez Cordano, Profesor Principal del Programa Global MBA STEM y Director de Investigación de la Escuela de Postgrado GERENS, publicó en la red LinkedIn una presentación titulada «¿Crisis Energética en el 2025? Costos Marginales de Generación y el Abastecimiento de Gas Natural». En su análisis, examinó los desafíos recientes del sector energético peruano, con especial énfasis en el impacto del incidente ocurrido el 16 de enero de 2025 en el ducto de Camisea y el consecuente incremento de los costos marginales de generación reportados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
En este contexto, se analizaron las implicancias de una disposición complementaria de la Ley Nº 32249 (una ley que promueve la generación renovable solar para atender la demanda del mercado eléctrico regulado), la cual podría provocar un incremento en las tarifas eléctricas para los usuarios regulados.
Asimismo, se enfatizó la necesidad de fortalecer la infraestructura de gas natural como una medida fundamental para reducir la vulnerabilidad del sistema energético peruano frente a interrupciones en el suministro de gas, minimizar el impacto de futuras crisis, y garantizar la estabilidad del sector eléctrico del país. En este artículo, se recogen las apreciaciones del Dr. Vásquez donde explica en mayor detalle los aspectos clave de su investigación sobre la problemática de los costos marginales en un entorno de alta variabilidad climática.
- El incidente en el ducto de Camisea y sus consecuencias
El 16 de enero de 2025 la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) reportó un incidente en el ducto de Camisea, generando una alerta a nivel nacional. Las intensas lluvias en la selva del Cusco afectaron un tramo del ducto de líquidos de gas natural (LGN), lo que provocó una paralización temporal en el transporte de estos líquidos. A pesar de que el flujo de gas natural seco (que alimenta a las plantas térmicas a gas del país) no se vio interrumpido, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a través de la Resolución Viceministerial N° 001-2025-MINEM-VMH, decidió priorizar el abastecimiento interno sobre la exportación de gas natural licuado (GNL), con el objetivo de garantizar el suministro de energía a nivel nacional. Mediante Resolución Directoral No 018-2025-MINEM-DGH se estableció el esquema de racionamiento de gas natural para los diferentes usuarios del sistema de transporte.
De acuerdo con el Dr. Vásquez, como consecuencia de este incidente, el suministro de gas natural para la generación térmica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se vio afectado, lo que generó un aumento significativo en los costos marginales de generación ante la necesidad de despachar centrales eléctricas a diésel para evitar un racionamiento de energía. Según datos del COES, en la Barra Santa Rosa (una de las principales referencias para la determinación de las tarifas en el sistema eléctrico peruano) se observó un gran incremento en los costos marginales, alcanzando los US$ 253 por MWh (ver la Ilustración 1), antes de estabilizarse a un promedio de US$ 35 / MWh con la normalización del servicio de gas natural.
Ilustración 1 – Costos marginales de la Barra Santa Rosa 220kv
Fuente: COES (2025)[1]. Elaboración: Dirección de Investigación, EPG GĚRENS.
De otro lado, según los datos reportados por el COES, la Ilustración 2, que muestra los costos marginales en tiempo real en todo el SEIN, evidencia un incremento generalizado en todas las barras del sistema eléctrico peruano, superando los US$ 135 por MWh (más de S/. 500 por MWh), de acuerdo con la escala de referencia. El mayor costo marginal registrado ocurrió el 18 de enero de 2025 en la barra Piura Oeste 220 kv, donde se alcanzaron los US$ 269.89 por MWh de acuerdo con el “Boletín Estadístico Enero 2025” del COES.
Ilustración 2 – Datos de los costos marginales nodales reportados por el COES
Fuente: COES (2025).
La Ilustración 3 muestra la comparación entre el Costo Marginal Promedio (CMg) y la Tarifa de Energía en Barra en la subestación Santa Rosa 220 kv, la cual se utiliza como referencia para la determinación de los precios de la energía que pagan los clientes regulados. Se observa que la tarifa en barra de Lima (línea naranja) se mantiene relativamente estable en torno a los 60 US$/MWh, mientras que el costo marginal (barras azules) presenta alta volatilidad con picos que superan los 180 US$/MWh en varios meses del año 2022 y 2023 (años donde ocurrieron fenómenos climáticos severos en el Perú como el fenómeno del “Niño Costero” y el ciclón Yaku).
Ilustración 3 – Costo Marginal vs Tarifa en Barra
Fuente: Plataforma de Datos Abiertos BI, COES (2025).
Esta fuerte diferencia entre los costos marginales de generación (o precios spot) y las tarifas en barra para el mercado de usuarios regulados sugiere que los eventos climáticos extremos (como por ejemplo, los fenómenos de “el Niño” y “la Niña” que provocan alteraciones en la generación eléctrica hidráulica y renovable no convencional eólica y solar), podrían generar impactos tarifarios importantes que tendrán que asumir los usuarios eléctricos en el país en caso se trasladara la volatilidad de los precios spot a las tarifas reguladas de manera directa.
Para el Dr. Vásquez, este tipo de resultados podría a futuro implicar en el Perú mayores costos para los generadores y usuarios libres que realizan retiros de energía, pero también una potencial presión al alza sobre las tarifas eléctricas en el futuro debido a la siguiente disposición de la Ley No 32249.
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DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS FINALES SEGUNDA. Nueva referencia para la comparación del precio en barra El precio en barra a nivel generación que fija el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) no puede diferir en más de 10 % del promedio ponderado de los precios de las licitaciones y de los contratos de los usuarios libres, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece en el reglamento. Esta nueva referencia es aplicable únicamente a los nuevos contratos que se suscriban como resultado de las contrataciones de suministro realizadas con o sin licitación. Los contratos bilaterales vigentes se sujetan a las tarifas en barra determinadas según el régimen anterior. Para estos fines, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) efectúa los cálculos que correspondan. |
Fuente: Ley No 32249, Diario Oficial “El Peruano”.
Esta disposición complementaria de la Ley No 32249 establece una regla de traspaso directo (passthorugh) de las variaciones de los precios libres (los cuales usualmente están indexados en los contratos libres a los costos marginales del sistema) a las tarifas eléctricas que pagan los usuarios regulados. La medida incluso podría generar presiones inflacionarias al alza en épocas de alta variabilidad climática, dado que la tarifa eléctrica conforma una parte del Índice de Precios al Consumidor (IPC), que es regulado por el Banco Central de Reserva a través del esquema de “metas de inflación”.
Por ello, es necesario que el Ministerio de Energía y Minas reglamente este dispositivo legal con cuidado, a fin de regular adecuadamente este efecto passthrough para que las variaciones de los costos marginales no incrementen, de forma abrupta, las tarifas eléctricas que pagan los usuarios regulados, así como no produzcan presiones inflacionarias al alza que afecten la economía familiar.
En suma, el Dr. Vásquez concluye que la interrupción del suministro de gas natural observada en enero pasado pone de manifiesto que, a pesar de la eficiencia del sistema eléctrico peruano, este sigue siendo altamente sensible a las interrupciones en el suministro de gas natural. Asimismo, resalta las limitaciones de las energías renovables no convencionales, como la eólica y la solar, que no cuentan con la capacidad de respuesta necesaria para mitigar crisis energéticas de esta magnitud debido a su intermitencia y alta variabilidad productiva, así como debido a su falta de capacidad para ser administradas por el COES.
Un estudio previo realizado por el Dr. Vásquez y otros expertos mostró que por cada día que se raciona el suministro de gas natural en la economía peruana, se pueden generar pérdidas económicas cercanas a los US$ 335 millones diarios[2].
2. Impacto en las tarifas que pagan los usuarios regulados
Ante la interrupción del suministro de gas natural, la reciente aprobación de la Ley N° 32249 ha generado un riesgo para los usuarios eléctricos al modificar lo establecido en la Ley N° 28832 respecto al cálculo de los precios en barra. Esta nueva legislación altera la estructura de precios del mercado regulado, porque establece que los precios en barra se calculen como el promedio entre los precios obtenidos de las licitaciones de energía firme para los clientes regulados con los precios del mercado libre, lo que introducirá una mayor incertidumbre en la determinación de las tarifas eléctricas en el futuro.
Bajo este nuevo esquema, cuando los costos marginales de generación aumenten, esos incrementos se trasladarán a los precios del mercado libre donde una parte significativa de los contratos suscritos en ese mercado se encuentran indexados a estos costos marginales, como se ha explicado previamente en este artículo. A través de una regla de passthrough o “traspaso directo” que ha aprobado la Ley No 32249, los usuarios regulados, incluidos hogares y pequeñas empresas, pueden terminar asumiendo parte del impacto en sus recibos de luz. Se estima que entre el 10% y 15% de la energía del mercado regulado en el Perú está contratada a precio en barra, lo que implica que las fluctuaciones en los costos marginales de generación pueden afectar directamente a los consumidores regulados.
En consecuencia, la segunda disposición complementaria de la Ley N° 32249 expone a los usuarios regulados a la volatilidad del mercado libre, y lejos de estabilizar las tarifas, podría generar incrementos anuales en los recibos de luz. Además, la promoción de energías renovables no representa una solución efectiva para reducir los costos marginales de generación, ya que las fuentes de energía como la solar y la eólica son intermitentes y altamente variables. Por esta razón, no pueden garantizar un suministro firme de energía por si solas, especialmente en horas de alta demanda dentro del sistema eléctrico, teniendo una capacidad muy limitada para bajar los costos marginales de generación en las horas punta.
Para que las tecnologías renovables puedan brindar confiabilidad al suministro de electricidad se necesitan realizar inversiones adicionales en servicios complementarios, refuerzos de los sistemas de transmisión y distribución, así como el despliegue de sistemas de almacenamiento en baterías a gran escala. Estas inversiones adicionales pueden generar “costos sombra” [3] que no perciban directamente los usuarios eléctricos, pero que tendrán que pagar debido a que estas inversiones se trasladarán progresivamente a los precios de generación, los peajes de transmisión, o el valor agregado de distribución (VAD) en el mediano plazo.
3. Soluciones: Inversión en Infraestructura y Políticas Energéticas
Ante el reciente incidente en el ducto de Camisea, resulta imperativo reforzar la infraestructura de gas natural para evitar futuras crisis energéticas. De acuerdo con el Dr. Vásquez, dos proyectos estratégicos han sido identificados como soluciones clave:
- La construcción de un sistema de tanques de almacenamiento de 130,000 m³ de gas natural en la planta de Perú LNG en Melchorita. Este proyecto fue propuesto entre los años 2012 y 2013 por el Ministerio de Energía y Minas y encargado a Proinversión, con el objetivo de garantizar la continuidad del suministro en caso de interrupciones en el transporte. Sin embargo, a más de una década de su concepción, aún no ha sido ejecutado[4].
- El desarrollo de una planta de almacenamiento de líquidos de gas natural (LGN) cerca de la planta Malvinas. Esta alternativa permitiría que, en caso de fallas en el ducto de LGN (el cual ha tenido incidentes en el pasado), los líquidos se puedan almacenar por seguridad, mientras que el gas natural seco pueda seguir abasteciendo a las plantas térmicas del SEIN, minimizando el impacto en la generación eléctrica.
Ambos proyectos podrían ser financiados mediante una Asociación Público-Privada (APP), utilizando recursos del Sistema de Seguridad Energética (SISE) establecido mediante la Ley No 29852. Además de estas inversiones, es crucial que el gobierno y el sector privado implementen estrategias para fortalecer la seguridad energética del país. Entre ellas se destacan: a) la promoción de la exploración y desarrollo de nuevas reservas de gas para garantizar un suministro sostenible de energía para el país, b) la diversificación de la matriz energética, priorizando fuentes de generación eléctrica confiables, y c) la optimización del marco regulatorio, asegurando reglas claras y estables para incentivar la inversión en infraestructura crítica.
Otra alternativa, para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico peruano en escenarios de estrés climático y en un contexto de alto crecimiento de la participación de la energía renovable solar y eólica en la matriz energética del sector eléctrico del país, es el despliegue masivo de inversiones en sistemas de almacenamiento de energía renovable, y la repotenciación de los sistemas de transmisión y distribución. Estas inversiones garantizarán la estabilidad y seguridad del suministro de electricidad de las fuentes renovables, reduciendo el riesgo de que despachen centrales de diésel que incrementan los precios spot, así como el riesgo de racionamiento eléctrico (apagones). Sin embargo, aún queda por conocer a cuánto ascenderán los costos reales de estas inversiones y cómo se trasladarán a las tarifas eléctricas que pagan los usuarios.
Lamentablemente, no existe a la fecha algún estudio oficial realizado por parte del Ministerio de Energía y Minas, Osinergmin, o el COES respecto a los “costos sombra” asociados a estas inversiones para adaptar las redes eléctricas a la mayor participación de la generación RER en el SEIN. No hay un pronunciamiento oficial de las autoridades sobre cómo se trasladarán estos “costos sombra” a las tarifas vía los planes de transmisión troncal y los planes de subtransmisión de las empresas distribuidoras eléctricas, y no existen estudios que analicen si los consumidores estarán dispuestos a pagar por estos costos adicionales asociados a la mayor participación de la generación RER.
La gran pregunta final que aún queda por responder es la siguiente: ¿está el Perú realmente preparado para enfrentar los desafíos energéticos asociados a la transición energética en el futuro?
Las energías renovables representan una oportunidad para diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de combustibles fósiles a corto plazo. Sin embargo, su integración debe ser gestionada con prudencia para evitar impactos negativos en la estabilidad para el suministro eléctrico del SEIN y en los costos para los usuarios. La intermitencia y alta variabilidad de fuentes como la solar y la eólica, junto con la falta de infraestructura adecuada para almacenamiento y respaldo, puede generar costos adicionales y afectar la seguridad del suministro de energía en el país. Por ello, es fundamental considerar las limitaciones asociadas a la generación renovable y diseñar políticas energéticas que incorporen soluciones a estos desafíos, dado que la sola expansión de la generación RER no resolverá todos los problemas del sector eléctrico peruano[5].
Para lograr una integración eficiente de una mayor cantidad de centrales eléctricas renovables, es necesario fortalecer la infraestructura de transmisión, los servicios complementarios, e introducir sistemas de almacenamiento en baterías a gran escala para gestionar la energía RER. Además, es necesario fortalecer los mecanismos de respaldo confiables, como las plantas térmicas eficientes de gas natural.
Por otro lado, el Estado debe establecer una regulación equilibrada que incentive la inversión en centrales solares y eólicas, pero que a su turno regule, de manera ordenada y paulatina, el traslado a los usuarios finales de los costos de la adaptación del sistema eléctrico a la intermitencia y variabilidad de la generación RER. Finalmente, es crucial diseñar una estrategia energética de largo plazo que combine diversas fuentes de generación, priorizando la seguridad del suministro de energía y la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.
Lima, 19 de marzo de 2025.
Dirección de Investigación
Escuela de Posgrado GĚRENS.
La presentación completa del Dr. Arturo Vásquez se encuentra en el siguiente enlace:
1] COES (2025). Costos Marginales en Tiempo Real. Disponible en: https://www.coes.org.pe/Portal/mercadomayorista/costosmarginales/index
[2] Un resumen de este estudio se encuentra disponible en: https://repositorio.gerens.edu.pe/handle/20.500.12877/52
[3] Respecto a los costos de la descarbonización de la generación eléctrica y los “costos sombra”, puede consultarse el siguiente artículo del Blog de la Escuela de Postgrado GĚRENS que sintetiza una presentación realizada por el Dr. Vásquez en la conferencia “Perú Energía Norte” de noviembre de 2024 en la ciudad de Piura, Perú: https://gerens.pe/blog/los-costos-de-la-descarbonizacion-en-el-peru-mitos-realidades-y-desafios/
[4] Véase, para mayores detalles del proyecto, el portal web de Proinversión: https://www.investinperu.pe/es/app/procesos-concluidos/proyecto/5591
[5] Una expansión de la oferta de generación RER de manera acelerada puede provocar una sobreoferta de producción eléctrica. Esta sobreoferta, si no viene acompañada por una respuesta de la demanda de electricidad a nivel nacional, así como por los refuerzos necesarios en la red de transmisión, puede congestionar las redes de transmisión y producir vertimientos de energía, tal como se viene observado en Chile con el apagón ocurrido en el mes de febrero de 2025. Como resultado, esta situación puede provocar ineficiencias en la gestión del SEIN (debido al despacho de centrales de diésel), así como riesgos de inestabilidad en el suministro de energía que provoquen desequilibrios en la frecuencia a la cual fluye la electricidad, lo cual incrementará el riesgo de cortes de suministro y racionamiento de energía en el país. El fortalecimiento de la red de transmisión implica también la capacitación del personal de las empresas transmisoras y del COES para gestionar adecuadamente la intermitencia y alta variabilidad de la generación RER.
