Más de 10000 MW identificados entre los planes y activos de ocho compañías energéticas, frente a una cartera nacional de 29 GW en tramitación, marcan la magnitud de las oportunidades de inversión en Perú. Sin embargo, la falta de contratos de largo plazo y las diferencias sobre las próximas licitaciones eléctricas condicionan el desarrollo de nuevos proyectos renovables.
Durante Future Energy Summit (FES) Perú 2026, referentes de Acciona Energía, Orygen, Fenix Power, Kallpa Generación, Celaris Energy, Statkraft, EDF Perú y otras compañías presentaron sus perspectivas de expansión y debatieron las reglas necesarias para impulsar nuevas centrales, incorporar almacenamiento con baterías (BESS) y facilitar el acceso al financiamiento.
Las cifras empresariales incluyen 3000 MW de Orygen, 3000 MW de Fenix Power, 1680 MW de Kallpa Generación y 1200 MW de Celaris Energy, además de proyectos de Inland Energy / Luz del Sur, Grupo Enhol, EDF Perú y Yinson Renewables. En conjunto, las capacidades identificadas representan entre 10395 y 10445 MW, aunque abarcan proyectos en diferentes etapas de desarrollo y algunos activos ya operativos.
El contraste aparece en las estimaciones de César Butrón, presidente del Directorio del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), quien advierte que la disponibilidad de iniciativas no garantiza su materialización.
"De los 29.000 MW en proyectos en desarrollo, no se va a hacer ni el 10%", manifestó Butrón.
Según las cifras presentadas por el organismo, 5831 MW cuentan con concesión definitiva, mientras que su escenario de ejecución hacia 2030 contempla aproximadamente 3000 a 3500 MW de nueva capacidad.
Para el presidente del COES, el principal problema no reside en la falta de desarrolladores interesados, sino en la incapacidad de numerosos proyectos para conseguir contratos que respalden sus flujos de ingresos y permitan alcanzar el cierre financiero.
La advertencia adquiere relevancia ante el avance del proyecto de reglamento de licitaciones de la Ley N.º 32249 elaborado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), cuyo expediente de análisis de impacto regulatorio obtuvo una evaluación favorable de la Comisión Multisectorial de Calidad Regulatoria.
¿Quiénes podrán competir? Las energéticas discrepan sobre las nuevas licitaciones
La propuesta para las futuras licitaciones contempla contratos de largo plazo de diez a 15 años, con períodos de tres a seis años entre la firma y el inicio del suministro, y un límite máximo equivalente al 65% de la demanda total de cada distribuidora.
Para las contrataciones de mediano plazo, el esquema propone acuerdos de cuatro a cinco años, con un techo del 40% de la demanda, mientras que los contratos de corto plazo abarcaría desde un mes hasta tres años, con un máximo del 35%.
Una de las principales controversias gira alrededor de si los contratos de largo plazo deben reservarse para nuevas centrales o permitir la participación de generación existente, una diferencia que enfrenta distintas estrategias empresariales.
"Se necesita que las licitaciones de largo plazo sean solamente para proyectos nuevos", aseguró Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante FES Perú al advertir que permitir la participación de instalaciones existentes, cuya inversión ya se encuentra depreciada, podría reducir los incentivos para construir nueva capacidad.
Por su parte, Irwin Frisancho, gerente Comercial de Kallpa Generación, manifestó: "Hay que dejar que se compita, que compitan la energía existente con la nueva y el precio, el mejor precio resultante se irá en beneficio del usuario regulado".
Estas diferencias también se reflejan en las observaciones presentadas al proyecto reglamentario. De acuerdo con el relevamiento previo de Energía Estratégica, EDF e Ignis Energy Perú plantearon condiciones orientadas a priorizar nuevos desarrollos, mientras Kallpa, ENGIE, Statkraft, Fenix Power, Celepsa, Electroperú y San Gabán defendieron la participación de generación existente.
Otro punto de discusión es la posibilidad de contratar energía y potencia de manera separada, una modificación que podría ampliar las alternativas de participación de tecnologías con distintos perfiles de generación.
El proyecto reglamentario establece tres productos de contratación: solo potencia, solo energía y potencia con energía asociada. También contempla la posibilidad de adquirir suministro por bloques horarios, con reglas específicas para la evaluación económica y las garantías de los participantes.
"La licitación en nuestra opinión debería tener la posibilidad de ofertar por bloques de suministro horario y también por zonas específicas", planteó Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, en el evento de FES.
El directivo sostiene que esta estructura permitiría aumentar la competencia e incorporar proyectos ubicados en zonas donde actualmente existen mayores precios eléctricos, generando oportunidades para reducir el costo de abastecimiento.
En sus observaciones a la reglamentación, Acciona también propone ampliar la duración de los contratos hasta 15 o 20 años y elevar la proporción de demanda contratada a largo plazo a un rango de entre 60% y 80%, como mecanismo para mejorar la previsibilidad de los ingresos.
Sin embargo, Marco Fragale, CEO de Orygen, considera que las licitaciones deben analizarse a partir de las necesidades de abastecimiento de los consumidores regulados durante toda la jornada.
"Ahora, los clientes regulados compran a 24 horas. Entonces se tiene que dar energía competitiva a los clientes en las 24 horas, no en un bloque", afirmó Fragale durante FES Perú.
Los documentos analizados por Energía Estratégica muestran que Kallpa, Orygen, Celepsa y Transportadora de Gas del Perú plantean alternativas que contemplen el abastecimiento continuo, mientras otros actores defienden mecanismos que permitan comparar ofertas por bloques y suministros integrales.
Desde Statkraft, su country manager en Perú, Enzo Contreras, advierte que el resultado de la reglamentación también condicionará las oportunidades para desarrolladores que todavía no cuentan con portafolios diversificados.
El ejecutivo distingue entre las empresas que pueden complementar generación renovable con activos de otras tecnologías y aquellas que buscan incorporarse al mercado sin contar con ese respaldo.
En consecuencia, considera necesario que las nuevas reglas faciliten la entrada de participantes y eviten generar barreras adicionales para los desarrolladores de menor tamaño.
Por su parte, Toledo de Acciona apuntó: "Hay que tener mucho cuidado cuando hay empresas pivotales, empresas de gran tamaño, que por volumen pueden hacer ofertas en las cuales, al condicionar sus ofertas a ciertos volúmenes, dejan a un grupo de competidores más pequeños fuera".
La preocupación se vincula con la posibilidad de que determinadas ofertas condicionadas por volumen reduzcan la competencia efectiva y afecten los resultados económicos de futuras adjudicaciones.
En tanto, Juan Elías Salinas, gerente General de Fenix Power, confirma el interés de la compañía en participar en las próximas convocatorias y subraya la importancia de los contratos para viabilizar nuevas inversiones.
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"Lo mandatorio acá para construir un proyecto son los clientes. Los clientes son el motor que mueven la construcción de los proyectos", sostuvo Salinas.
El ejecutivo considera que los procesos de contratación regulada representan instrumentos para respaldar financieramente nuevas centrales, aunque advierte que la previsibilidad de las condiciones comerciales será determinante para obtener las aprobaciones de inversión.
La necesidad de contratos también explica parte del diagnóstico del COES. Butrón señala que los usuarios regulados representan aproximadamente el 45% de la demanda eléctrica, frente al 55% correspondiente a los clientes libres.
El presidente del organismo considera que el marco de licitaciones no resuelve por sí solo la falta de contratos de largo plazo en el segmento de grandes consumidores, que también resulta relevante para financiar la expansión de la generación.
A esto se suma que numerosas distribuidoras mantienen acuerdos de suministro que finalizan entre 2030 y 2031, lo que podría limitar las convocatorias inmediatas, incluso si la reglamentación avanza.
Más de 10 GW entre los planes de las principales energéticas
En paralelo con la discusión regulatoria, las compañías presentaron sus perspectivas de expansión, con proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos que podrían incorporarse al sistema durante los próximos años.
"Tenemos 3 GW en proyectos prioritarios que podrían entrar en construcción en los próximos 5 o 6 años. En cuanto a los próximos 3 años podríamos tener 1 GW de esos 3 GW", detalló Marco Fragale, CEO de Orygen.
Por su parte, Fenix Power dispone de un portafolio de aproximadamente 3000 MW, distribuido entre proyectos que se encuentran en distintas etapas de avance.
Salinas destaca que la velocidad de desarrollo de estas iniciativas dependerá de la capacidad para conseguir clientes y participar exitosamente en los futuros procesos de contratación. También advierte que, según su diagnóstico, el sistema presenta un margen de reserva prácticamente nulo, situación que estaría contribuyendo a elevar los costos marginales.
En tanto, Kallpa Generación cuenta con 1680 MW de proyectos renovables en una etapa avanzada, próxima a Ready to Build, distribuidos entre siete iniciativas.
De ese volumen, 980 MW corresponden a cuatro proyectos eólicos y 700 MW a tres centrales solares, configurando una cartera diversificada que podría aportar nueva capacidad al sistema.
"Desde Celaris Energy tenemos proyectado construir e instalar hacia el 2030 unos 1.200 MW, lo cual representa una inversión de entre 1.000 y 1.200 millones de dólares, 50% eólico y 50% solar", anunció Jefry Arce, gerente de Operaciones de la compañía.
La cartera contempla aproximadamente 600 MW eólicos y 600 MW solares, con una previsión de alcanzar la construcción del 40% de esa capacidad hacia 2028, equivalente a unos 480 MW.
En el segmento hidroeléctrico, Inland Energy / Luz del Sur identifica un pipeline de entre 650 y 700 MW, con aproximadamente 350 MW previstos para avanzar durante los próximos tres años.
"Santa Teresa 2, de 280 MW, va a ser el único proyecto hidroeléctrico que se va a desarrollar en Perú en estos 3 años", afirmó Travezaño.
El directivo también estima que el país necesitaría incorporar alrededor de 3000 MW adicionales de generación durante los próximos cinco años, acompañados por aproximadamente 2.000 kilómetros de líneas de transmisión.
A esta cartera se suma Grupo Enhol, con el desarrollo de la planta fotovoltaica ILLA, de 400 MW, identificada entre las iniciativas solares de gran escala del país.
En tanto, EDF Perú cuenta con 365 MW hidroeléctricos en etapas avanzadas de permisología, distribuidos entre El Jaraza, de aproximadamente 200 MW, y Chunayaku Bajo, de 165 MW.
La compañía también desarrolla una cartera adicional de iniciativas solares y eólicas y mantiene contratos de suministro en sistemas aislados para 11 ciudades, que no se contabilizan dentro de los 365 MW señalados.
"Tenemos ya dos activos en Perú de generación solar: uno que es Matarani (100 MW) y otro en construcción que es Majes Sol de Verano en Fase 1, esperando encontrar el COD para el primer trimestre del próximo año", señaló Gerardo Torres, Construction Project Manager de Yinson Renewables.
BESS: precios cero, potencia firme y nuevas licitaciones para almacenamiento
La ausencia de mecanismos claros de remuneración para BESS aparece como otra de las condiciones que podrían limitar el desarrollo renovable, especialmente en regiones donde se proyecta una fuerte concentración de generación solar.
"Si ponemos toda la energía fotovoltaica en el sur del Perú vamos a tener un problema en el horario fotovoltaico", advierte Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, quien señala que los períodos prolongados de precios cero pueden activar cláusulas bancarias de aceleración de deuda y comprometer el financiamiento de los proyectos.
Desde Grupo Enhol, Diego Piqueras Sanz, Hybrid Energy Projects Engineer, identifica oportunidades de almacenamiento en grandes consumidores mineros e industriales, principalmente por los ahorros en potencia. Además, propone subastas de capacidad para BESS que permitan garantizar ingresos estables y mejorar la bancabilidad.
Por su parte, Enzo Contreras, country manager de Statkraft en Perú, considera que las primeras oportunidades para las baterías estarán vinculadas a servicios complementarios, mientras que Marco Fragale, CEO de Orygen, reclama mecanismos que remuneren adecuadamente estas prestaciones.
"Un verdadero mercado de servicios complementarios es decir no un mercado donde la regulación de frecuencia sea obligatoria y sin retribución, sino un mercado de verdad", manifiesta Fragale.
En esa línea, Irwin Frisancho, gerente Comercial de Kallpa Generación, plantea definir el reconocimiento de potencia firme para centrales solares con baterías, mientras que César Butrón, presidente del COES, considera necesario incorporar mecanismos que paguen por la disponibilidad del almacenamiento, más allá de la inercia sintética y la regulación primaria de frecuencia.
La magnitud de esta necesidad queda reflejada en las estimaciones de Carlos Travezaño, gerente General de Inland Energy / Luz del Sur, quien calcula un requerimiento de 250 a 300 MW de baterías para regulación primaria de frecuencia, dentro de necesidades de almacenamiento que podrían acercarse a 500 MW.
A estos desafíos se suman las restricciones de transmisión y los plazos administrativos. Desde Grupo Elecnor, Juan Enrique Fernández Delgado reclama certeza regulatoria y mayor agilidad en permisos ambientales y servidumbres, mientras que Gerardo Torres, de Yinson Renewables, advierte sobre el impacto de las demoras en el financiamiento.
Así, las licitaciones de largo plazo, la remuneración de BESS y la previsibilidad regulatoria aparecen como condiciones centrales para convertir los más de 10 GW identificados entre las principales energéticas en inversiones efectivas, frente a una cartera nacional de 29 GW cuya ejecución continúa condicionada por la falta de contratos y cierres financieros.
Por Energía Estratégica
Por Ailén Pedrotti
Por Emilia Lardizabal
