Sri Lanka apostó todo al petróleo ajeno y ahora paga el precio de esa fragilidad
Hay economías que construyen su sistema energético como si el precio del petróleo fuera una constante. Sri Lanka fue una de ellas durante demasiado tiempo. Hoy, con la inflación en su nivel más alto en tres años, con racionamiento en curso y con el ministerio de energía admitiendo que llegaron a gastar hasta el 30% de sus reservas de divisas en un solo mes para pagar importaciones de combustible, esa apuesta quedó expuesta en toda su arquitectura rota.
El detonante inmediato fue el conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, que comprometió el flujo a través del Estrecho de Ormuz y disparó los precios internacionales de los combustibles. Pero el problema de fondo no es geopolítico: es estructural. Una isla que importa el cien por ciento de su petróleo y gas construyó una matriz eléctrica con carbón y nafta como columna vertebral, y ahora esa columna está fallando bajo presión externa.
El ministro de energía, Anura Karunathilaka, lo dijo con una franqueza inusual para el lenguaje diplomático habitual: los choques de precio son "llamadas de alerta". Su respuesta de política pública es acelerar la transición hacia renovables y aspirar a superar el objetivo del 70% de generación eléctrica renovable para 2030, desde un nivel actual cercano al 60%, del cual ya 40 puntos porcentuales corresponden a hidroeléctrica.
Lo que el ministro no dijo —y lo que vale la pena auditar— es si la arquitectura que sostiene esa aceleración puede aguantar lo que viene.
El solar crece, pero la red no
El objetivo de solar es ambicioso de manera cuantificable: llevar la capacidad instalada a casi 4.400 megavatios para 2029, lo que implica un crecimiento del 388% respecto a 2024. En términos operativos, significa agregar alrededor de 600 megavatios por año durante cinco años consecutivos. Para un país que salió de su peor crisis económica hace apenas tres años, ese ritmo de inversión requiere algo más que voluntad política: requiere una cadena de financiamiento, contratos bancables y un marco tarifario que los inversores puedan modelar.
Ninguno de esos tres elementos está todavía resuelto.
El sistema de transmisión actual no puede absorber el crecimiento proyectado sin cuellos de botella. El propio ministro lo reconoció: hay restricciones en líneas de transmisión, en la disponibilidad de la red y en el control de las fluctuaciones entre oferta y demanda. En octubre de este año, un apagón de seis horas afectó a toda la isla después de que la red nacional colapsara, posiblemente porque la generación solar superó el consumo durante horas pico de mediodía. El sistema de transmisión planea agregar cinco líneas principales a partir de 2027, pero eso significa que el cuello de botella seguirá activo durante al menos los próximos dos años de expansión solar más intensa.
Esta no es una observación menor. Una capacidad solar instalada que no puede despacharse o que tiene que ser cortada por inestabilidad de red no genera retorno sobre la inversión. Genera activos ociosos y presión financiera adicional sobre el sistema. Si los inversores privados en solar —hogares, empresas, desarrolladores independientes— calculan su recuperación de inversión asumiendo que podrán exportar libremente a la red, y luego descubren que la red los corta para mantener estabilidad, el modelo de adopción se frena por sí solo sin que ninguna política lo impida formalmente.
El problema de precio que nadie quiere nombrar directamente
El cambio de modelo tarifario para solar residencial es, probablemente, el elemento más difícil políticamente de todo el paquete de reformas anunciado.
El mecanismo actual funciona como una forma de medición neta diferida: los productores solares privados inyectan electricidad a la red durante el día —cuando hay exceso de generación y demanda baja— y retiran una cantidad equivalente por la noche sin pagar la diferencia de costo entre la electricidad nocturna y la diurna. Esa diferencia la absorbe el Estado. Karunathilaka la describió como un costo adicional que recae sobre el erario público y que considera injusto trasladar a la población general.
La formulación es honesta pero incompleta. Lo que el esquema actual hace es, en esencia, subsidiar la adopción solar residencial a través de una transferencia implícita desde todos los consumidores —incluyendo los que no tienen paneles, que suelen ser los de menor capacidad de inversión— hacia los que sí pueden instalar sistemas fotovoltaicos. En un país de ingresos medios bajos con una economía todavía frágil, ese subsidio cruzado tiene consecuencias distributivas que no aparecen en ningún balance de carbono.
La solución que propone el gobierno es un "nuevo modelo financiero" que sea justo para productores y consumidores al mismo tiempo. Ese enunciado es todo lo que existe por ahora. No hay detalle sobre si se adoptará una tarifa por exportación diferenciada por hora, un cargo fijo de red, una revisión del crédito por kWh exportado o algún mecanismo de contrato bilateral. Esa indefinición no es un tecnicismo secundario: es el elemento que determina si los 600 MW anuales de solar proyectados se instalan o no.
Cuando se modifica retroactivamente —o incluso prospectivamente con señales ambiguas— la compensación que reciben los productores solares, la curva de adopción se detiene. Los desarrolladores de proyectos de escala media necesitan un contrato a 15 o 20 años con una tarifa conocida para conseguir financiamiento bancario. Si ese marco está en revisión, el capital espera. Y esperar en este caso tiene un costo: cada año de retraso en la instalación de capacidad solar es un año en que la isla sigue importando nafta o carbón a precios que no controla.
Viento en Mannar y la política de la escucha selectiva
El caso de la península de Mannar revela una tensión diferente, pero igualmente estructural: la brecha entre potencial técnico y viabilidad social.
Sri Lanka tiene un potencial eólico estimado en aproximadamente 30 gigavatios, una cifra que convertiría al viento en su recurso renovable más abundante con diferencia. Sin embargo, los parques instalados desde 2020 en Mannar generaron resistencia comunitaria sostenida. Los residentes atribuyen a las turbinas inundaciones, reducción de capturas pesqueras y riesgos para aves migratorias. Esas son alegaciones documentadas, no hallazgos científicos verificados independientemente, pero el ministro optó por responder a ellas con un compromiso político explícito: solo los proyectos ya aprobados o en construcción seguirán adelante en Mannar; los futuros se ubicarán en otros lugares.
La decisión tiene lógica política de corto plazo. Pero tiene un costo de largo plazo que vale la pena nombrar. La tercera fase eólica en Mannar —un contrato de 52 turbinas adjudicado a Adani— fue cancelada en 2025 después de una disputa sobre el precio por kilovatio-hora. La combinación de conflicto tarifario y oposición comunitaria dejó sin materializar una porción significativa de capacidad eólica justo cuando el país más la necesita. El resultado no es un aprendizaje incorporado en la política de permisos; es un vacío en el pipeline de proyectos que la solar tendrá que compensar sola.
El riesgo hacia adelante es que si la política eólica se convierte en una práctica de evitar el conflicto moviendo los proyectos en lugar de construir los mecanismos de consulta y compensación comunitaria que los hagan viables, Sri Lanka terminará ejecutando su transición energética en los terrenos donde hay menos resistencia, no necesariamente donde hay mejor recurso o menos impacto ambiental agregado.
Lo que sostiene y lo que todavía no aguanta el peso
El ministro fue directo sobre los plazos reales: la infraestructura de almacenamiento en baterías, la red de transmisión y los marcos de inversión "no están listos todavía para reemplazar completamente el carbón y la nafta". Su proyección de alcanzar entre el 90 y el 95% de generación renovable ubica ese horizonte en 10 a 15 años.
Esa honestidad cronológica importa porque separa la ambición de la arquitectura. Sri Lanka tiene recursos renovables suficientes para sostener la transición que describe: sol, viento e hidroeléctrica son abundantes. Lo que no tiene —todavía— es la ingeniería financiera, la infraestructura de red y el marco regulatorio que conviertan esos recursos en contratos bancables, flujos de caja predecibles y capacidad instalada que despache cuando se necesita.
La diferencia entre un objetivo de política y una transición que funciona bajo presión es exactamente esa: la primera se sostiene mientras los precios del petróleo justifican el cambio; la segunda se sostiene aunque los precios del petróleo bajen, aunque cambie el gobierno o aunque la economía vuelva a contraerse. Sri Lanka está claramente en la primera fase. Moverse a la segunda requiere resolver tres cosas al mismo tiempo: un marco tarifario solar que no dependa de subsidios cruzados no sostenibles, un plan de transmisión que preceda y no siga a la instalación de capacidad, y un proceso de siting eólico que construya legitimidad social en lugar de evadirla.
El impulso está. La presión externa para actuar también. Lo que determina si esta transición sobrevive a la siguiente crisis no es la velocidad de instalación de paneles sino la solidez de las reglas que hacen que esa instalación sea financieramente predecible para quien invierte y operacionalmente confiable para quien consume.
