Perú pone en marcha un agresivo plan para evitar apagones masivos como los de Chile y España

El pasado martes 28 de octubre, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó la Resolución Directoral N° 0192-2025-MINEM-DGE, que modifica la normativa sobre la prestación del servicio de Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) en el sector eléctrico peruano.

A partir de esta resolución -que se suma a otra reciente exigencia sobre inercia sintética para renovables-, todas las centrales de generación con potencia superior a 10 megavatios, incluidas las de origen eólico, solar y mareomotriz, quedan obligadas a proporcionar el servicio de RPF dentro del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), independientemente de su fuente de energía.

Pero, ¿de qué se trata, y por qué es importante? Existen dos barreras principales para evitar caídas en el sistema eléctrico peruano: la inercia sintética (capacidad de las turbinas de seguir girando y suministrando energía ante una contingencia) y la RPF (ajuste automático en la generación eléctrica ante una baja repentina).

En otras palabras, la RPF, presente en todas las máquinas convencionales, utiliza reguladores automáticos que aumentan el suministro rápidamente cuando hay una caída de frecuencia. Por ejemplo, abren válvulas para liberar más agua en hidroeléctricas o gas en centrales térmicas, compensando el déficit de energía y evitando el colapso del sistema.

Sin embargo, las energías renovables no convencionales, como la eólica y la solar, no pueden aportar inercia ni regulación de frecuencia con sus tecnologías actuales, ya que no cuentan con sistemas de almacenamiento directo de energía como el viento o la luz solar (ni el sol ni el viento se pueden guardar), a diferencia de las centrales hidráulicas o térmicas. Por ello, para brindar ese servicio de respaldo, tendrían que comprar baterías.

Desde 2005, las centrales renovables estuvieron exentas de estos servicios con el objetivo de fomentar inversiones. Pero ahora el escenario ha cambiado, con una cartera de inversiones dominadas por proyectos eólicos y solares y la ausencia total de nuevas hidroeléctricas para alimentar el SEIN a medida que la demanda nacional sube año a año. De no contar con estos servicios en los nuevos proyectos, señala el MINEM, el sistema se hace inestable, y podría verse expuesto a apagones masivos como los de Chile y España.

El nuevo proceso de adecuación estipula que el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) elaborará los procedimientos técnicos en un plazo de 90 días, para luego habilitar un periodo de transición que pasa por el Osinergmin y culmina en 2029, fecha en que todas las centrales renovables deberán cumplir la obligación e incluir la compra y mantenimiento de baterías durante su operación, lo que incrementa sus costos.

Consultado por Infobae Perú, el COES aseguró que la medida técnicamente correcta y responde, al igual que la inercia sintética, a la necesidad de garantizar la resiliencia y una mayor estabilidad operativa a medida que crece la penetración de energías renovables en la matriz eléctrica nacional. “El sistema debe responder de manera segura y flexible ante incidentes o fluctuaciones rápidas en la generación”, respondió.

Por supuesto, a las renovables no les ha gustado la idea, y piden una prórroga tanto para la inercia sintética como para la RPF, dado que tienen inversiones de construcción de solares y eólicas en marcha. Hasta julio, la cartera de proyectos renovables en nuestro país sumaba 59 plantas solares, 46 proyectos eólicos y 56 hidroeléctricos, distribuidos en más de 17 regiones. Estas iniciativas inyectan una inversión superior a los US$30.000 millones.

Sin embargo, queda una alternativa para las renovables que quieran escapar de la inercia: inaugurar sus operaciones antes de 2028, fecha en que la normativa para este otro mecanismo entra en vigencia. En cambio, con la RPF no tienen esa posibilidad, ya que la exigencia aplicará a todos los proyectos, sean nuevos o existentes, a partir de 2029. Distinto es el caso con los contratos derivados de subastas públicas para suministro de energías renovables, que mantendrán la exoneración hasta el vencimiento de sus papeles.

Se estima que la participación de la generación renovable no convencional crecerá del 9,5% actual al 43,3% para 2050. Esta perspectiva obliga a que el marco regulatorio, reforzado por la reciente modificación de la Ley 28832 y la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, se base en la incorporación de sistemas de baterías como soporte para evitar apagones masivos, pese a la existencia de intereses que se oponen a estos requerimientos. ¿Cederá el ministerio?