En un contexto marcado por decisiones legislativas que podrían impactar en las tarifas eléctricas, la presidenta ejecutiva de la SNMPE, Angela Grossheim, advirtió, en una reciente columna de opinión que aprobar medidas sin sustento técnico —como el incremento del reparto de utilidades en empresas eléctricas— “generará un grave perjuicio económico a 30 millones de peruanos y a la competitividad del país”.
Esta preocupación resuena con lo discutido hace algunos días en Expo Energía Perú 2025, donde especialistas coincidieron en que el reglamento de la Ley N.° 32249, que modifica la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, debe preservar la eficiencia tarifaria, promover la competencia en generación y garantizar la seguridad jurídica para atraer inversiones sostenibles.
Así, durante el panel “Reglamentación de la Ley N.° 32249 que modificó la Ley 28832 en aspectos relacionados con las licitaciones para el suministro de electricidad”, los expertos que participaron enfatizaron en la necesidad de establecer un reglamento técnico, equilibrado y alineado con los principios de sostenibilidad.
María Teresa Quiñones Alayza, socia de QA Legal y moderadora del panel, abrió el debate destacando el carácter transformador del nuevo marco legal. “Plantea un nuevo esquema en materia de licitaciones destinadas a suministrar energía a los usuarios públicos de electricidad”. Entre los principales cambios, Quiñones mencionó la creación de un programa de licitaciones a diez años, la contratación de potencia firme solo en horas punta, el fraccionamiento por bloques de energía, y la limitación a los contratos bilaterales a un año prorrogable. A esto se suma “un mercado de excedentes y, además, ciertas limitaciones a las licitaciones de largo plazo con la generación existente”, indicó.
Frente a estas novedades, Quiñones lanzó una pregunta clave a los panelistas: “¿Qué tan útil va a ser este reglamento para asegurar la competitividad entre las energías renovables y la generación convencional en el marco de la transición energética?”.
Eficiencia tarifaria
La primera intervención estuvo a cargo de Orlando Mercado, gerente de Asuntos Externos de la generadora Orygen Perú, quien advirtió sobre el enfoque que debe priorizarse en el reglamento: “Es importante respondernos si debe privilegiar la competencia y eficiencia de tarifas, o si se debe privilegiar la competencia y eficiencia de la creación de centrales renovables no convencionales versus las generadoras convencionales”.
A su juicio, la restricción que impone el proyecto de reglamento a la participación de generación existente en las licitaciones de largo plazo “va en contra de la promoción de la competencia en la generación”, lo que podría derivar en menores niveles de eficiencia tarifaria. En ese sentido, recordó que “la Ley de Concesiones Eléctricas establece que se debe buscar la promoción de la competencia en la generación porque va a traer necesariamente una tarifa más eficiente”.
Asimismo, criticó la segmentación horaria de las licitaciones, alertando sobre sus posibles efectos negativos: “Hacer una licitación por bloques horarios no necesariamente va a lograr una tarifa más eficiente. Se podría obtener una tarifa muy baja en un determinado bloque horario, pero en el bloque de noche se podría establecer una tarifa mucho más alta o hasta podría quedar desierta”.
Finalmente, destacó que el reglamento debe considerar el contexto actual de crecimiento de las renovables no convencionales, que representan ya el 10% de la generación nacional, con proyecciones al alza para los próximos años. Ante este panorama, concluyó: “¿Qué se debe privilegiar? ¿Una tarifa más eficiente para el usuario regulado o hacer más eficientes las renovables no convencionales versus la generación hidro o hidrotérmica? Yo creo que deberíamos ir más bien por la primera”.
Más desde los generadores
Desde la perspectiva de otros generadores, uno de los desafíos clave del reglamento es asegurar que se preserve el objetivo principal de la Ley N.° 28832, tal como lo recordó Raúl Bastidas, gerente de Asuntos Regulatorios de ENGIE Energía Perú: “La competencia debe darse por el servicio. El objetivo principal es promover la competencia mediante mecanismos de mercado y asegurar la suficiencia para (obtener) tarifas competitivas para el consumidor”.
Bajo esa premisa, Bastidas consideró que la Ley N.° 32249 introduce herramientas que pueden abrir espacios para una mayor flexibilidad. Refirió que los administradores del suministro “van a poder balancear el portafolio de generación que tengan y ofrecer el producto más competitivo a ser aplicado en las licitaciones por suministro”.
Sin embargo, alertó que esta potencial flexibilidad debe consolidarse adecuadamente en el reglamento. Un punto crítico, según el representante de ENGIE, es que el reglamento “no da notas claras de que las ofertas de los proveedores puedan ser, ya sea por bloques individuales o también bloques vinculantes entre sí, no separables”, lo cual limitaría la eficiencia del mercado.
Desde la lógica del consumidor, Bastidas insistió en que “el consumidor desea un suministro por todo el día, desea tener energía en cualquier momento del día y al menor costo”. En ese sentido, destacó la importancia de permitir ofertas fragmentadas, pero también alternativas combinadas. “Sólo así, permitiendo todo tipo de ofertas, se podrá asegurar cumplir con ese objetivo de la Ley: competencia y mínimo costo”, apuntó.
La voz de las distribuidoras
Tatiana Lozada, gerente de Asuntos Regulatorios e Institucionales de la distribuidora Pluz Energía, remarcó que la reforma introducida por la Ley N.° 32249 es “una de las más importantes de las últimas dos décadas” y advirtió que su discusión se ha dado sin el debate técnico profundo que amerita.
Desde la experiencia de las distribuidoras, Lozada enfatizó que la responsabilidad legal que enfrentan no es teórica: deben garantizar energía continua y al menor costo en su zona de concesión, y si incurren en errores de contratación —tanto en energía como en potencia— asumirán directamente los costos, sin margen comercial. Recordó un caso del 2015, cuando las distribuidoras afrontaron una sobrecontratación equivalente al 10% de la demanda, generando altos costos que afectaron la inversión en redes.
“Si la consecuencia es directa para la empresa distribuidora, ¿por qué no puede decidir cómo, cuánto, en qué oportunidad y en qué plazo contratar?”, cuestionó Lozada. Además, puso sobre la mesa una interrogante que, a su juicio, aún no ha sido respondida por el regulador ni el Ministerio de Energía y Minas: “¿Es el usuario regulado el que debe pagar la nueva infraestructura del país?”.
Por último, explicó que “para las distribuidoras, es indistinto si el electrón es eólico, solar, de gas o hidroeléctrico. Lo que debe garantizar es que llegue energía 24 horas al menor costo, porque eso es lo que espera el cliente”.
Otros aportes
Los demás aportes del panel estuvieron a cargo de Andrés Romero Celedón, socio director de la consultora Valgesta Nueva Energía, y de Roberto Santibañez, socio del estudio Santibañez Abogados.
Romero propuso una fórmula para evitar la sobrecontratación de energía por parte de las distribuidoras: separar claramente los contratos de largo, mediano y corto plazo.
El experto coincidió con lo planteado por Pluz Energía sobre los riesgos de que un tercero —como el regulador— imponga decisiones que terminen obligando a una “sobrecontratación eventual”. Por otro lado, alertó sobre el uso incorrecto de comparaciones tarifarias entre países sin considerar las condiciones de competencia reales. Y puso como ejemplo Chile, que en la última licitación para usuarios regulados del 2013 alcanzó precios muy altos, de US$ 130 por MW/hora, debido a que solo hubo un ofertante. En contraste, tras una reforma que promovió licitaciones verdaderamente competitivas, en el 2015 se alcanzó un precio de US$ 48. En esa línea, defendió el modelo de licitación abierta y pública como el más eficiente: “en un proceso de licitación verdaderamente competitiva versus un contrato bilateral, cualquier técnico podría decir que es mejor hacer una licitación abierta, pública, transparente, internacional y competitiva”.
Romero recalcó que toda transición debe respetar los contratos vigentes: “La potencia base que se contrató tiene que ser satisfecha en primer lugar”. Y, para anticiparse a la caída progresiva de contratos, recomendó planificar licitaciones de largo plazo al menos de tres o cuatro años antes, que cubran bloques importantes de demanda con nueva infraestructura. El resto —sugirió— puede ser atendido con contratos más flexibles de mediano y corto plazo.
Por su parte, Roberto Santibañez, socio del estudio Santibañez Abogados, defendió el rol del mercado mayorista como uno de los más competitivos dentro de la industria eléctrica, y advirtió que limitar la autonomía de contratación de las distribuidoras puede generar sobrecostos: “Todas las rigideces en función de volúmenes, tecnologías, plazos o tipos de contratos van a producir sobrecostos y todos ellos los va a pagar el usuario”.
El especialista cuestionó la premisa de restringir los contratos bilaterales a un rol residual y con plazos máximos de un año, lo que —a su juicio— contradice tanto la Ley como la evidencia. “Solo el año pasado, si no hubieran existido contratos bilaterales, los usuarios hubieran pagado S/ 49 millones adicionales”, aseveró. Santibañez estimó que el sobrecosto acumulado desde la introducción de las licitaciones en 2007 —en un escenario sin contratos bilaterales— habría superado los S/ 1,200 millones, a consecuencia de la rigidez del sistema.
Para el abogado, estas cifras evidencian que restringir los contratos bilaterales “es objetivamente incorrecta y no ha sido suficientemente discutida”. Por ello, se debe revisar este enfoque y valorar su aporte como una herramienta válida para el desarrollo eficiente del mercado eléctrico.