Nuestras asociadas especialistas en medioambiente y energía, Natalia Zuñiga y Margarett Matos, comparten su análisis sobre la expansión de energías renovables y los retos que enfrentan los proyectos eléctricos para alcanzar la etapa ready to build.
Publicado en la Revista Energía Estratégica
Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.
“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.
Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.
En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.
La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.
Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.
Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.
Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo alternativo al certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura.
«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.
El aspecto financiero es otro desafío crítico. “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).
Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.
Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.
La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.
“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.
Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.
Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.
