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El 19 de enero de 2025 se promulgó la Ley 32249, que a su vez modifica la Ley 28832 —norma que, desde 2006, había regido el modelo de “generación eficiente” y las licitaciones de suministro para usuarios regulados. Así, a casi dos décadas de vigencia, la presión de tarifas crecientes para usuarios regulados,la concentración en el segmento de generación y la expansión de energías renovables no convencionales (RER) justificaron, según el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), un ajuste profundo del marco eléctrico (ver Desregulación en el mercado eléctrico peruano: El caso de Electro Dunas, y Gestión,2023). Este ajuste estaría dado por la Ley 32249.
La implementación llegó rápidamente: el 10 de abril de 2025 el MINEM publicó dos proyectos de decreto supremo (DS) para recibir comentarios públicos hasta el 24 de abril: (I) Reglamento de Sistemas Aislados (Resoluciones Ministeriales N° 125-2025-MINEM/DM), que fija cuándo el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) asume la coordinación operativa de micro-redes actualmente independientes, y (II) Reglamento de Contrataciones de Electricidad para Usuarios Regulados (Resolución Ministerial N.° 127-2025-MINEM/DM), que redefine las licitaciones que convocan las distribuidoras.
Queda pendiente el tercer eslabón —el reglamento de servicios complementarios— pieza esencial para administrar reservas, regulación de frecuencia y balance en tiempo real de la red eléctrica, sobre todo ante la creciente intermitencia de los Recursos Energéticos Renovables o RER (tales como plantas eólicas o fotovoltaicas). El paquete normativo, por tanto, se halla aún en fase de “código abierto”: los agentes del sector, la academia y la sociedad civil pueden proponer ajustes antes de que el Ejecutivo emita los textos finales de los decreto, y la ley se aplique (a partir del 1 de enero de 2026).
Este momento de consulta ocurre en un contexto marcado por tres tensiones simultáneas: (i) problemas de competencia en los segmentos de generación y distribución, (ii) cuellos de botella en el segmento de transmisión, que amenazan la integración masiva de nuevos proyectos de generación renovables y (iii) la necesidad de cubrir con certeza zonas alejadas mediante sistemas aislados, pero sin recaer en modelos de planificación centralizada que el propio país desechó en los noventa.
La conversación sobre competencia se encendió en 2021, cuando Indecopi sancionó a ENSA y SEAL por abuso de posición de dominio: ambas distribuidoras habían bloqueado la salida de clientes regulados que deseaban migrar al mercado libre (Ver Desregulación en el mercado eléctrico peruano: El caso de Electro Dunas). Detrás del caso existía un incentivo claro: entre 2015 y 2020 el precio medio para usuarios libres cayó 16 %, provocando un salto de 312 a 2552 clientes (+718 %). Cada migración erosiona la base de ingresos regulados de la distribuidora y amenaza los contratos que mantiene, a menudo, con generadoras de su propio grupo empresarial (para una discusión similar en Chile, ver nota CeCo sobre rebaja del límite de potencia para calificar como “cliente libre”).
Al mismo tiempo, la concentración en generación ha aumentado: cinco empresas (Kallpa, Electroperú, Enel Generación, Engie y Fénix) controlan cerca del 62 % de la energía producida. El viceministro Jaime Luyo ha atribuido a ese “oligopolio” la brecha de precios entre el mercado spot (≈ US\$ 30/MWh), el libre (≈ US\$ 50) y el regulado (≈ US\$ 80). Además, ha señalado que las distribuidoras, al evitar licitaciones, perpetúan contratos con sus afiliadas y transfieren el sobrecosto al usuario final (Gestión,2023).
¿Quién debería vigilar estas conductas? Indecopi posee las atribuciones generales sobre prácticas anticompetitivas, mientras que Osinergmin tiene la pericia técnica y los datos diarios del sistema. El MINEM ha sugerido trasladar a Osinergmin funciones de control de poder de mercado, pero el debate sigue abierto. La indefinición del perímetro regulatorio de cada autoridad genera un riesgo de “tierra de nadie”: casos que requieren información técnica detallada pueden demorarse en Indecopi, mientras Osinergmin carece hoy de herramientas legales para imponer remedios estructurales o sanciones conductuales. El vacío normativo coincide con la publicación de los nuevos reglamentos y con el antecedente histórico de modelos de planificación central que, al limitar la iniciativa privada, redujeron transparencia y alternativas de precios.
El auge renovable es visible en los registros del COES: existen 23.000 MW en estudios de pre-operatividad (eólicos, solares y minihidro) frente a una demanda máxima nacional de 7 500 MW(energíaestratégica.com, 2025). La sobreoferta potencial en generación no es un problema per se —podría bajar costos—, pero sí lo es la capacidad limitada de la red de transmisión. Por ejemplo, la minera Anglo American Quellaveco indicó que el sistema de transmisión eléctrica, en particular en el sur del país, no sería suficiente para equiparar el potencial de generación solar de la zona (bnamericas, 2025); en régimen normal, buena parte de esa energía deberá “derramarse” (vertimiento), afectando los flujos de caja de proyectos de generación financiados bajo supuestos de despacho total de su energía.
La Ley 32249 busca atraer a generadores renovables flexibilizando las licitaciones (bloques horarios, fin del tope de 25 % para contratos cortos) y dando visibilidad a la demanda futura a través de planes decenales. Sin embargo, sin señales de ubicación y un mercado de capacidad de red, la competencia puede derivar en una carrera especulativa por nudos ya llenos, elevando el costo social de las ampliaciones y dañando la credibilidad de las subastas.
Los sistemas “aislados” (i.e., no conectados al Sistema Interconectado Nacional o “SEIN”) añaden otra capa de complejidad. El nuevo reglamento propone que redes insulares con ≥ 1.500 kW de potencia instalada y que tengan al menos dos generadores distintos pasen a ser despachadas por el COES. El objetivo es replicar la eficiencia operativa del SEIN y evitar posición dominante en micro-mercados. Sin embargo, pero existen algunos temores: ¿se encarecerá la tarifa en comunidades amazónicas? ¿Habrá incentivos a invertir en micro-redes renovables si su operación pasa a un despacho central? El desafío consiste en equilibrar competencia, confiabilidad y derecho de acceso para zonas de difícil llegada, sin sofocar soluciones descentralizadas que se adaptan mejor a contextos rurales (defensoría.gob,2025;Congreso.gob, 2025) .
El artículo 4 reformado de la Ley 32249 concede a cada distribuidora plena libertad para definir sus “requerimientos y modalidades” de compra; puede licitar potencia y energía de forma conjunta o separada, por bloques horarios y en plazos que ya no están sujetos al límite de cinco años ni al 25 % de la demanda. También exige publicar una programación decenal vinculante y actualizarla cada año con autorización de Osinergmin.
Hasta ahí, la reforma parece reforzar mecanismos de mercado: más información y más productos para competir. Sin embargo, el proyecto de reglamento va varios pasos más allá. Entre otros puntos:
Los detractores advierten que tal recentralización reproduce las fallas del pasado: menos creatividad comercial, barreras a entradas competitivas de corto plazo y mayor riesgo regulatorio para la inversión (BullardFallaEzcurra, 2025). En efecto, ya en el Decreto Supremo 054-2001-PCM se establece que la actuación de Osinergmin es “subsidiaria y sólo procede cuando el mercado y la libre competencia no satisfacen a los usuarios”. Bajo ese marco, el proyecto puede legitimar la aprobación de planes decenales y la supervisión de bases para evitar licitaciones postergadas o discriminatorias—fallas de mercado reales ya documentadas. Pero si Osinergmin, sin sustento técnico impone duraciones fijas o excluye a centrales existentes, podría pasar de ser un árbitro a un jugador y vulneraría el mismo principio que lo habilita.
Un enfoque de mínima intervención puede reconciliar seguridad, precios y acceso universal sin volver a la planificación central. Para ello, se proponen cuatro ejes en base a propuestas que ya están en funcionamiento en otros países.
En el sistema de Texas (ERCOT) cada nodo de la red publica, cada cinco minutos, estima un precio distinto que refleja la congestión del cable y la abundancia –o escasez– de oferta en ese punto. Si la línea se satura, el precio sube automáticamente y la próxima inversión tiende a buscar un nodo menos caro, sin que esto dependa de la decisión de un funcionario de una autoridad (Youtube, 2024). Chile ensaya algo parecido con sus Derechos Financieros de Transmisión: pequeños “boletos” que los generadores compran de antemano para asegurarse un cupo en la línea y, de paso, financian la expansión del sistema (cne.cl, 2020, p.14)
Si el regulador fija de antemano tres o cuatro franjas (día, tarde, noche) y deja que los privados oferten energía en la franja que mejor calza con su tecnología, las renovables compiten en igualdad de condiciones sin expulsar a las centrales existentes. El diseño chileno de suministros regulados funciona así desde 2015 y ha permitido que nuevos parques solares y eólicos bajen los precios promedio de las subastas casi 70% (Proyecto Transición Energética, 2018)
En PJM Interconnection–el mayor operador eléctrico de EE. UU.– la “regulación de frecuencia” se compra y se vende en un pequeño mercado diario: a quien responda más rápido y con mayor precisión se le paga un bono; al que falla, se le aplica una penalidad que financia ese mismo bono. El esquema, conocido como pay-for-performance, ha disparado la entrada de baterías y mejorado la estabilidad sin forzar cuotas tecnológicas (PCI, 2024). Colombia, por su parte, subasta un “cargo por confiabilidad”: los generadores se comprometen a estar disponibles cuando el sistema lo necesite y reciben un pago fijo por esa garantía, no por la energía efectiva (Clifford Chance, 2019).
Cuando un innovador británico desea mezclar paneles solares comunitarios con baterías y contratos peer-to-peer, puede pedir a la Regulatory Sandbox de Ofgem una derogación temporal de algunas reglas para demostrar que su modelo funciona sin poner en riesgo al sistema. La exención viene con plazos y mediciones claras; si el piloto aporta valor, la norma se adapta, y si no, la excepción caduca (Ofgem).
En síntesis, la Ley 32249 abre una ventana para modernizar las reglas, pero el reto es no confundir supervisión con dirección. Los proyectos de reglamento —ahora en consulta— deben precisar cómo preservarán la competencia, internalizarán los costos de congestión y garantizarán el derecho a la energía en los sistemas aislados, sin volver a un esquema de control central que Perú ya probó y descartó. Las próximas semanas son la oportunidad para que academia, empresas y sociedad civil aporten evidencia y propuestas: el éxito de la reforma dependerá de que la nueva arquitectura combine la disciplina del mercado con un árbitro institucional que actúe cuando, y sólo cuando, la cancha deje de ser pareja.
*La autora agradece el apoyo de Nadia Janampa en la elaboración de esta publicación.
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