Los líderes de la generación eléctrica coincidieron en que el despliegue de sistemas de almacenamiento y la reconfiguración del mercado de servicios complementarios serán piezas decisivas para sostener la transición energética en Perú. Durante el panel “Sistemas de almacenamiento y servicios complementarios: visión de los líderes de generación eléctrica”, en el Smart Energy Summit 2025, los ejecutivos de Inland Energy, Electroperú, Orygen y Fenix delinearon un panorama donde la flexibilidad, la modernización tecnológica y la reforma regulatoria serán determinantes para la estabilidad del sistema.
Carlos Travezaño, gerente general de Inland Energy, describió la reciente obligación para que las centrales renovables brinden regulación primaria de frecuencia como un cambio inevitable y, pese a representar un ajuste en sus modelos de negocio, también como una oportunidad para acelerar la innovación. Inland ya tiene en fabricación dos sistemas BESS en Arequipa y proyecta que estos se conviertan en la clave para que la energía solar y eólica aporten no solo variabilidad, sino verdadera flexibilidad al sistema. Según explicó, la empresa se prepara para que estas baterías respalden tanto sus parques eólicos como su generación hidroeléctrica, adelantándose a la necesidad de integrar tecnologías que aseguren una convivencia más estable entre renovables y centrales convencionales.
Jesús Tamayo, presidente del Directorio de Electroperú, explicó que el Complejo Mantaro, pilar hidroeléctrico del país, ha iniciado un proceso integral de modernización luego de 50 años de operación. Esta intervención permitirá por primera vez brindar regulación secundaria de frecuencia, un servicio que no podían asumir por limitaciones tecnológicas en reguladores, escadas y sistemas electromecánicos. Además, Tamayo anunció un proyecto BESS de 32 MW / 64 MWh, ya registrado en Invierte.pe, que estaría operativo hacia 2027. Del lado hidroeléctrico, Electroperú también evalúa esquemas de bombeo y otros mecanismos para aprovechar sus lagunas como almacenamiento hídrico, a fin de ofrecer servicios adicionales que incrementen la flexibilidad del sistema.
Desde Orygen, Orlando Mercado, su gerente de Asuntos Externos, enfatizó que la transición energética no podrá avanzar sin una regulación clara para la remuneración de servicios complementarios. La Ley 32249 creó el marco para que estos servicios se paguen, pero la ausencia de reglamento genera incertidumbre y presiona a que, por defecto, las renovables carguen con la responsabilidad de la inestabilidad. Para Mercado, resulta urgente definir criterios transparentes que asignen correctamente quién genera perturbaciones en la red y, en consecuencia, quién debe asumir el costo. También advirtió que el gas natural debe volver al centro del debate, pues la seguridad eléctrica requiere plantas que no fueron diseñadas para ciclar a diario, lo que implicar inversiones y señales tarifarias que aún no existen.
Juan Salinas, gerente general de Fenix, fue contundente: sin un mercado de servicios complementarios que remunere eficientemente las inversiones, la incorporación masiva de almacenamiento será limitada. Confirmó que Fenix ya obtuvo luz verde para un proyecto BESS orientado a reducir los costos que hoy asume al retirar generación para regulación primaria. Sin embargo, alertó que las centrales a gas enfrentan un segundo desafío: los contratos “take or pay” y “ship or pay” no son compatibles con un futuro donde generarán menos horas debido al ingreso renovable. Para Salinas, flexibilizar estos contratos será indispensable para mantener la sostenibilidad del sistema.
