Hace un año, en enero del 2025, el Gobierno del Perú promulgó el nuevo marco del sector eléctrico (Ley N° 32249) que permite incorporar más energía solar o eólica en el mercado regulado. Se busca que un menor costo de inversión y operación respecto a las plantas de generación tradicionales (térmicas a gas e hidroeléctricas) permita reducir las tarifas a usuarios finales.
Sin embargo, hoy, esa normativa, que modifica la ley de Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, todavía no entra en vigor porque el Ministerio de Energía y Minas (Minem) no aprueba los reglamentos ya prepublicados.
Es más, los reglamentos que ha propuesto ese sector, entre ellos para regular las licitaciones para la compra-venta de energía y para crear el mercado de servicios complementarios que permita compensar la intermitencia de eólicas y solares, generan actualmente posiciones encontradas.
Por un lado, están las empresas independientes con proyectos eólicos y solares que exigen la aprobación de esos reglamentos para poder empezar a construirlos, y, por el otro, el sector eléctrico tradicional está preocupado porque le cambien las reglas de juego con las que hasta ahora ha operado.
Evolución de la potencia de generación en el SEIN según fuente de energía en diciembre del 2025. Fuente: COES
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Reglamentación excedería a la ley
Un análisis que realizó Arturo Vásquez Cordano, director de investigación de la Escuela de Postgrado Gerens, concluyó que la incorporación de más energías renovables no convencionales (RER), a través de la regulación planteada, podría tener un efecto contrario al que busca, con un riesgo de que se eleven las tarifas.
En principio, el experto consideró que el reglamento de licitaciones distorsionaría su propia ley, que dispone que las distribuidoras pueden suscribir contratos con generadoras para suministrar potencia y energía las 24 horas.
En diálogo con Gestión, advirtió que el reglamento -por el contrario- establecería que las plantas solares o eólicas firmen contratos solo de energía (sin potencia) y, además, operen en determinados bloques horarios: no en forma continua, como establece dicha ley.
De aprobarse tal cual el reglamento, anotó, se evitará que las actuales generadoras ofrezcan -como lo hacen actualmente- paquetes completos con cualquier tecnología de generación eléctrica, bajo contratos integrales que permiten asegurar potencia y energía las 24 horas del día.
Evolución porcentual de la capacidad instalada para producir electricidad, a diciembre 2025. Fuente: COES
¿Mayores costos a usuarios?
Esto, a su vez, llevaría a que los actuales contratos integrales (con paquetes completos) se reemplacen por “pedazos” de contratos en diferentes bloques horarios, con únicamente, por ejemplo, energía solar, pero sin potencia durante el día y térmicas a gas e hidroeléctricas (con potencia y energía) solo en horarios vespertino o nocturno.
La consecuencia de todo, según Vásquez, quien además fue gerente de estudios económicos del Osinergmin, es que los costos unitarios de cada tipo de generación, al separarse (porque ya no se podrán ofrecer bajo economía de escala de manera integral) se incrementen y, finalmente, se trasladen a los consumidores.
“Esto ocasiona, además, un riesgo a las empresas distribuidoras, de que no aseguren su suministro las 24 horas y tengan que comprar adicionalmente potencia y energía en horas punta a precios más caros, lo que también se trasladará a las tarifas”, advirtió.
Arturo Vásquez, director de investigación de la Escuela de Postgrado Gerens
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¿Quién asume el costo de baterías?
Vásquez explicó que, como la generación solar tiene supuestamente el menor costo (alrededor de US$ 25 por megavatio/hora (MWh) y la regulación establece que con prioridad operen las plantas más baratas, se desplazará durante el día a las térmicas a gas e hidroeléctricas, que son de mayor costo. Sin embargo, indicó que no se toma en cuenta un factor adicional.
Detalló que, para asegurar potencia y evitar que se corte el suministro cuando deje de brillar el sol o la demanda requiera más electricidad, las plantas solares tendrán que incorporar el uso de grandes parques de baterías, de entre 30 a 50 módulos, que aseguren una provisión de mínimo cuatro horas de suministro.
Según análisis de Gerens, el problema es que el uso de esos parques de baterías podría llevar a que el costo de la generación solar se incremente hasta entre US$ 70 a US$ 80 por MWh: más caro que una hidroeléctrica y tendría que ser asumido por los usuarios.
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Renovables defienden la propuesta
Sin embargo, Riquel Mitma, vicepresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), consideró que es incompleto y sesgado analizar la ley de forma parcial para defender un status quo en el sector eléctrico, el cual consideró ineficiente.
Refirió que, durante los últimos 15 años, las distribuidoras habrían evitado convocar a licitaciones de largo plazo, optando por contratos bilaterales con precios elevados, en torno a los US$ 70 por MWh que pagan los consumidores regulados.
Además, salió en defensa de la nueva normativa (Ley N° 32249) porque -subrayó- obliga a las distribuidoras a pronosticar y planificar mejor su demanda, vía una estrategia escalonada.
Esto se sustenta en que, primero, deberán convocar a licitaciones de largo plazo para atender nuevos actores, luego de mediano plazo para ajustar el crecimiento y, posteriormente, de corto plazo para cubrir descalces. Solo en última instancia, habrían contratos bilaterales.
Riquel Mitma, vicepresidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables, advierte los riesgos por el retraso del Minem en aprobar reglamento del sector eléctrico
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Objetan que se limite la competencia
Mitma consideró una falacia que los bloques horarios encarezcan la energía, al ignorar la evolución tecnológica global y que el paradigma del bloque único de 24x7 es el que hoy limita la competencia.
“La norma no prohíbe que las generadoras tradicionales participen en todos los bloques, ellos pueden seguir ofertando en todos, solo que ahora deberán competir en cada uno; lo contrario es limitar competencia y, por tanto, negarle a la demanda precios competitivos”, aseveró.
Asimismo, consideró que el análisis antes mencionado en este artículo sobre el mayor costo de la energía solar por el uso de baterías incurre en un error metodológico al extrapolar costos actuales de almacenamiento a problemas futuros. Señaló que el sistema ya cuenta con “baterías naturales”, como las plantas de gas e hidroeléctricas.
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“Lo que se necesita en este periodo, antes de pensar en inversiones masivas en baterías, es aprovechar estas “baterías naturales” del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), flexibilizando la operación de estos activos para complementar a las renovables a costos muy bajos”, apuntó.
El representante del gremio de RER estimó que, cuando la penetración renovable se incremente significativamente, después del 2035, es que se requerirán bancos de baterías masivos, pero ya los costos tecnológicos habrán caído drásticamente y existirá una regulación adecuada que genere en el mercado costos competitivos.
“La SPR reafirma que la reglamentación de la Ley N° 32249 debe fomentar una competencia real que beneficie al usuario final y no que se convierta en una herramienta para perpetuar barreras de entrada o para validar argumentos que, bajo la apariencia de ‘seguridad’ o ‘competencia’, solo buscan extender precios divergentes en perjuicio de los usuarios”, sentenció.
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SNMPE fija su posición
Por su parte, el Comité Eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) refirió a Gestión que es imperativo que el reglamento que promueve el Minem esté alineado con los objetivos establecidos por la propia Ley y exceda sus alcances.
Esto, considerando además que las empresas eléctricas que integran ese gremio vienen promoviendo, desarrollando y operando, en forma sostenida proyectos RER, con una visión de largo plazo.
Subrayó que, contar con una normativa clara, predecible y coherente es clave para que las inversiones en el sector —que superan los US$ 32,000 millones (1995 - 2024)— continúen ejecutándose, garantizando así un servicio eléctrico oportuno y confiable.
SNMPE pide que se aplique una normativa clara, predecible y coherente en el sector eléctrico, que, señala, es clave para que las inversiones en el sector —que superan los US$ 32 mil millones (1995 - 2024)— continúen ejecutándose
Foto: Minem
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¿En contra de la Constitución?
Respecto al reglamento que regula las licitaciones, el gremio indicó haber observado que contendría disposiciones inconstitucionales y que contravenían a la propia Ley.
La propuesta en el reglamento, anotó, excede y desnaturaliza lo dispuesto por la propia Ley 32249 y la Ley 28832, toda vez que restringe la participación de generación existente en licitaciones de largo plazo.
“No se permite la participación con ofertas por 24 horas del día, forzando a que todas las ofertas y la evaluación de estas sea por bloques, restringiendo con ello, la posibilidad de garantizar el mínimo costo para el consumidor”, alertó.
Objetó, además, que limita las competencias de las distribuidoras en la ejecución de licitaciones, ya que el proyecto les impondría sus contratos de energía, aunque son estas las que asumen los riesgos económicos de subcontratación o sobrecontratación.
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No se promueve la libre competencia
Igualmente, observó que el proyecto asigna cuotas de mercado, lo que contraviene la promoción de la libre competencia entre todas las tecnologías, sin distorsiones.
El gremio consideró que el reglamento debe tener como objetivo, consolidar el desarrollo que el sector eléctrico ha evidenciado en los últimos años, permitiendo a los usuarios acceder al servicio con tarifas competitivas.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
