Transformaciones en marcha: nuevos escenarios en el sector eléctrico peruano

Fecha de publicación: 23 de mayo de 2025

Autor: César Ramírez Rojas

La innovación tecnológica no es un concepto ajeno al mercado eléctrico. Las publicaciones, noticias y legislación comparada dan luces de la creciente innovación en el sector: nuevas tecnologías de generación eléctrica (probablemente menos contaminantes)[1] redes inteligentes (smart grids)[2] y conceptos como “prosumidores”[3], “generación distribuida”[4] y “BESS”[5] son de uso cada vez más frecuente.

¿Qué está pasando en Perú? Veamos qué señales encontramos en el marco normativo:

  • Hace unos meses se ha publicado una norma de gran interés para las tecnologías renovables. Nos referimos a la Ley No. 32249 que modificó la Ley de Generación Eficiente, Ley 28832 (en adelante, la “Ley 28832”) publicada el 19 de enero de 2025. Esta norma buscaría “dotar de mayor dinamismo” a las licitaciones convocadas por empresas distribuidoras eléctricas de modo tal que se permita la participación de tecnologías basadas en recursos energéticos renovables (en adelante, “RER”) en tales licitaciones. Esta puerta estaba antes cerrada para tales tecnologías debido a la exigencia de una potencia firme asociadas a la energía que fuese contratada.

Por cierto, ya se conocen dos proyectos de reglamentos asociados a la norma antes señalada los cuales se encuentran en etapa de comentarios por los interesados. En estricto, se conocen los proyectos de reglamentación para: (a) las “Contrataciones de Electricidad para el Suministro de Usuarios Regulados” (Resolución No. 127-2025-MINEM/DM); y, (b) el “Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados” (Resolución No. 125-2025-MINEM/DM). La reglamentación sobre la prestación de servicios complementarios -a los que también se refiere la Ley No.32249- seguiría pendiente de análisis.

Las reglamentaciones propuestas son, sin duda, perfectibles. No describiremos los proyectos normativos, pero sí apuntaremos algunos puntos por mejorar que merecen un mayor análisis.

  • Proyecto normativo sobre “Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados”

Concretamente, este proyecto contiene disposiciones que merecen un análisis más exhaustivo por parte de las autoridades competentes, tales como (a) la posibilidad de formulación de ofertas por parte de los generadores por bloques diarios (bloques completos de 24 horas); (b) la búsqueda de un equilibrio entre la “regulación centralizada” que se pretende atribuir al OSINERGIMIN (exceso de planificación) vs la libertad de gestión contractual de las empresas distribuidoras eléctricas; (c) la regulación de la posible coexistencia de contratos derivados de la legislación modificada con los contratos que surjan a partir de la nueva regulación; (d) la mayor promoción de una competencia por la “potencia” (limitada por el establecimiento de un precio máximo derivado del precio básico de la potencia vigente  a la fecha de la licitación); (e) la posible coexistencia de contratos derivados de licitaciones con contratos bilaterales, etc.

A todo lo anterior, debemos sumar nuevas problemáticas que se generarían en el sector por el potencial ingreso de mayor tecnología renovable tales como la necesidad de reforzamiento de sistemas de transmisión, regulaciones sobre vertimientos (por la mayor presencia de capacidad de generación), optimización de procedimientos técnicos del COES (que atiendan a los nuevos requerimientos de un sistema “flexible” con mayor presencia de energía renovables).

  • Proyecto normativo sobre la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados

Este proyecto normativo pretende que el Ministerio de Energía y Minas pueda encargar al COES la coordinación de la operación de sistemas aislados (previa verificación de ciertos requisitos). La retribución al COES estaría a cargo de los integrantes del sistema aislado correspondiente siendo que OSINERGMIN determinaría los “costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento del coordinador”. Esto demandaría de un procedimiento a ser aprobado por OSINERGMIN. Además, deberá aprobarse también los procedimientos técnicos respectivos que aplicarán en los respectivos sistemas aislados.

  • ¿Los servicios complementarios?

La modificación normativa propiciada a través de la Ley No. 32249 quizá ha obviado un ingrediente incorporado por ella misma en la ecuación financiera de los proyectos con recursos energéticos renovables. ¿Quién se hará responsable de las perturbaciones generadas por el ingreso de estos nuevos proyectos? Las tecnologías con RER. En suma, a los costos fijos para la instalación de estas tecnologías, ahora deberá sumarse aquellos destinados a la corrección o compensación de perturbaciones.

Sin duda la reglamentación de esto servicios generará también mucha controversia.

  • ¿Otras disposiciones normativas que evidencian una tendencia hacia el mercado de generación con RER?
  • También se ha publicado un reglamento de generación distribuida a través de la Resolución Ministerial No. 439-2024-MINEM/DM. Esta legislación pretende reconocer la viabilidad de este tipo de tecnologías consistente básicamente en la figura de un consumidor con potencialidad de autoabastecerse de energía y de suministrar excedentes al sistema. Normalmente la posibilidad de autoabastecimiento supone la posibilidad de implementar sistemas basados en RER para la autogeneración.

La existencia de un proyecto de reglamentación sobre la generación distribuida alerta sobre otras preocupaciones que podrían impactar también en los sistemas de distribución. Por ejemplo, deberá explorarse cómo impactaría en cada zona de consumo la inyección de excedentes y si esto requiere de nuevas inversiones en transformadores o instalaciones en subestaciones eléctricas, con la consecuente repercusión tarifaria que esto pueda tener. Un concepto interesante sobre este punto es el desarrollo de “capas de interoperabilidad”[6] que aseguren la gestión de las empresas de distribución para atender (el qué y el cómo) los requerimientos de los nuevos perfiles de la red.

Una situación similar se debe considerar si se plantea incentivar el uso y consumo de vehículos eléctricos. ¿Qué pasará en las horas de mayor demanda para la recarga de este tipo de vehículos? ¿La red está lista para ello? Seguramente que existen válidas y consistentes respuestas técnicas para esto. En todo caso, el reto estará en saberlas explicar e implementar en la práctica.

  • El segmento de la distribución eléctrica no ha sido inmune a los procesos de innovación normativa. Una forma de atajar el problema de la mayor presencia de flexibilidades en el sistema ha sido propiciar a nivel de la fijación tarifaria el desarrollo de “pilotos” que permitan a las empresas distribuidoras probar “proyectos de innovación y/o eficiencia energética”, tal como lo reconoce el artículo 144-A del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley No. 25844 (Decreto Supremo No. 009-93-EM). No obstante, la normativa permite esto con un límite máximo de 1% de los ingresos registrados de cada empresa de distribución en el año anterior a la fijación tarifaria.

 

¿Por qué son importantes estos incentivos? Porque expone a las empresas reguladas al análisis de las nuevas tendencias. Explorar estos nuevos proyectos puede generar sinergias significativas en pro de la innovación de los sistemas eléctricos, sobre todo en contextos como los actuales donde ya se habla de las smartgrids y prosumidores. Estos conceptos acabarían obligando a las empresas reguladas y al regulador a innovar los escenarios de la regulación aplicable generando nuevos modelos e incentivos que hagan compatible los cambios de paradigmas con la regulación. En efecto, no será lo mismo regular a un consumidor tomador de energía que a un consumidor que, a su vez, tiene la potencialidad de autogestionar su demanda y consumo e, incluso, puede inyectar excedentes al sistema. Sobre todo, considerando que ya se viene analizando en nuestro país una reglamentación a la generación distribuida.

 

Es positivo que a través de la Resolución No. 116-2023-OS/CD, el regulador haya iniciado un proceso de innovación tarifaria a través del reconocimiento de la tarifa BT5-I, tarifa que atiende a un perfil de consumidor que potencialmente podría gestionar su demanda dentro de distintos bloques horarios a lo largo de un día (cargos fijos mensuales, cargos por energía activa en horas punta, por energía activa en horas fuera de punta o punta en base).  Esta categoría tarifaria está asociada, además, a la existencia de un medidor inteligente con capacidad para medir consumos por periodos horarios o de medición triple, como determina la norma bajo comentario.

 

Sin perjuicio de lo anterior, es importante no perder de vista que el segmento de distribución es uno de tipo monopólico[7]. Esto tiene que ver con la existencia de altos costos hundidos que no vale la pena duplicar, así como también con la verificación de una norma expresa de rango legal que establece la “exclusividad” de zonas de concesión en favor de los distribuidores eléctricos.

 

En la distribución eléctrica existe una estricta regulación tarifaria basada en el concepto de empresa modelo eficiente. Esto se desprende de la propia LCE. En efecto, su artículo 64 precisa que “el Valor Agregado de Distribución (VAD) se basa en una empresa modelo eficiente con un nivel de calidad preestablecido en las normas técnicas de calidad (…)”.

 

El concepto de empresa modelo eficiente implica la construcción de una empresa modelo que -teóricamente- competirá con la empresa regulada. Corresponde al regulador la construcción de esta empresa modelo. Como regla, la empresa regulada es remunerada si su operación es más que la empresa modelo creada por el regulador.  Así pues, para que la empresa regulada obtenga beneficios deberá llegar a los niveles de eficiencia reconocidos en la empresa modelo[8]. En la práctica, el OSINERGMIN reconoce el empleo de este modelo en su fijación tarifaria. Así, por ejemplo, lo ha expresado en el Informe N° 578‐2022‐GRT y en el Informe-Tecnico-496-2021-GRT del OSINERGMIN.

 

Como señalan diversos autores, dentro de los riesgos asociados a la metodología bajo comentario tenemos: (a) el riesgo de obsolescencia, (b) el riesgo asociado a las inversiones de largo plazo; y (c) la plusvalía de los activos[9]. Todos estos riesgos tienen que ver, en buena cuenta, con la existencia de un plazo de análisis para la determinación tarifaria. ¿Por qué es importante tener en cuenta estas situaciones? Porque en un mundo cambiante y con nuevas tecnologías es importante el rol del regulador (OSINERGMIN) y el equilibrio que este pueda buscar y conseguir en la regulación tarifaria[10]. Así, por ejemplo:

  • Deberá analizarse la tensión existente entre la posibilidad de invertir en nuevas tecnologías y el horizonte de tiempo de recuperación de la inversión incurrida. Esto podría mitigarse a través de la tasa de retorno esperada (que retribuiría en parte la inversión incurrida).
  • El riesgo de obsolescencia en que incurra la empresa regulada si la empresa modelo propone una tecnología de punta que deba ser implementada. Esto obligaría también a efectuar un análisis de las condiciones de mercado para viabilizar un proceso progresivo de recambio.

Finalmente, todas estas preocupaciones y retos deben ser encausados por los tomadores de decisiones en nuestro país. Sobre esto, hace falta la generación de espacios de articulación y engranaje de todos los avances que podamos conseguir.

 

  • Otro importante paso se ha dado a nivel de la Dirección de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas. En efecto, se ha venido gestionando el Proyecto Distribución Eléctrica 4.0, con el apoyo de la cooperación alemana para el desarrollo, implementada por la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH. Esto ha implicado familiarizar los modelos peruanos con el concepto del Smart Grid Maturity Model (SGMM) para evaluar el estado de avance en la modernización de las redes eléctricas de distribución del Perú y fijar los puntos de partida de una hoja de ruta para las smart grids, aprobada mediante Resolución Ministerial No. 278-2023-MINEM/DM[11]

¿Qué otras señales encontramos en el mercado? Vale la pena mirar cómo viene desarrollándose el mercado tanto global como local.

Lo que evidencia -por ejemplo- el último informe del World Energy Outlook[12] es un crecimiento sostenido de la generación basada en RER, lo cual, por cierto, no es ajeno a la presencia de otros energéticos tales como el petróleo, el carbón (desafortunadamente con una presencia sustancial en China) y el gas natural. Sobre todo, este último, como un energético para la transición. Es importante anotar esto último porque la presencia de gas natural no solo asegura una “transición ordenada”, sino que su presencia es positiva para la modulación de una mayor presencia de centrales eléctricas basadas en recursos no controlables como son los RER. El siguiente gráfico demuestra de manera ilustrativa lo explicado hasta aquí:

A lo anterior se suma que los precios de los insumos destinados a la generación con RER han venido experimentando un descenso significativo. Basta con señalar que -en la experiencia peruana- los resultados de las licitaciones con RER convocadas por OSINERGMIN pusieron en evidencia una súbita caída de los precios[13] de los insumos para generación con RER (solar y eólica) desde la primera subasta hasta la cuarta subasta[14]. Las señales de precio seguramente también se harán notar en las tecnologías complementarias, tales como los BESS y similares.

A su vez, la propia web del COES nos informa sobre la mayor presencia de Estudios de Pre-Operatividad propiciados por desarrolladores para la instalación de mayor generación con RER[15].

Adicionalmente, también es conocido que el Estado peruano viene analizando una propuesta contractual para la ampliación del sistema de transporte de gas natural hacia la costa peruana apuntando a una posible integración de este sistema con las centrales del “Nodo Energético”[16]. Esto permitiría una inyección de energía eléctrica más estable basada en el gas natural como energía primaria. Esto podría ser positivo en un escenario de mayor presencia de RER ya que serviría como mitigante ante posibles escenarios de inestabilidad en el sistema.

¿Por qué es pertinente detenernos a examinar lo que ocurre? Porque es importante saber hacia dónde nos movemos como país, qué recursos tenemos, con qué capacidades contamos y si es pertinente reforzar el análisis sobre la nueva coyuntura que se avecina.

Por ejemplo, vale la pena plantearnos si la Política Energética 2010-2040 aprobada por Decreto Supremo No. 064-2010-EM ha sido medible en el tiempo y si vale la pena examinar la vigencia y eficacia de todas sus estipulaciones. Como muestra, esta política nada dice sobre la movilidad eléctrica, aunque esto pueda inferirse de ciertos objetivos ya previstos en dicha norma. Sí hace falta, en todo caso, la generación de espacios para una toma de decisiones articulada pensando en las distintas aristas del sector energético, no enfocándose únicamente en un subsector, sino más bien, previendo y midiendo impactos globales a través de todos los subsectores involucrados (gas, electricidad, minería, hidrocarburos líquidos, etc.).

¿Hacia dónde vamos? Los puntos de discusión son diversos, pero la evidencia apunta a un resultado: mayor presencia de generación con RER. Ahora bien, como país rico en recursos debemos aprovechar aquello que tenemos permitiendo una participación bien pensada de los componentes de innovación y nuevas tecnologías. Para ello, es indispensable también una “agenda coordinada”, un plan, una estrategia que nos permita dar pasos con coherencia y garantizando una transición ordenada para lo cual el gas natural puede ser un aliado importante.

 

BIBLIOGRAFÍA

 

 

[1] International Energy Agency. (2023, September 26–27). IEA EGRD Workshop: Technologies and innovations for the climate neutral city. https://www.iea.org/events/iea-egrd-workshop-technologies-and-innovations-for-the-climate-neutral-city

[2] Muro S., S. (2024). Smart grid en el Perú. Santiváñez Abogados. https://santivanez.com.pe/wp-content/uploads/2024/08/4.-Muro-S.-Smart-Grid-en-el-Peru.pdf

[3] López Forniés, I., & Asión Suñer, L. (2023). El concepto prosumer: situación actual y posible evolución a futuro. DYNA, 98(5), 439-441. https://zaguan.unizar.es/record/129778/files/texto_completo.pdf

[4] Valencia Quintero, J. (2008). Generación distribuida: Democratización de la energía eléctrica. Criterio Libre, (8), 105-112.

[5] Pluz.pe. (s.f.). Batería de energía de almacenamiento – BESS. Recuperado de https://www.pluz.pe/es/clientes-libres/bateria-de-energia-de-almacenamiento—bess.html

[6]Cit. Ministerio de Energía y Minas del Perú. (2023). Hoja de ruta para la implementación de la red eléctrica inteligente en el Perú. Página 41.

[7] Cfr. Dammert Lira, A., Molinelli, F., & Carpio, R. (s.f.). Libro Regulación y Supervisión del Sector Eléctrico. https://cdn.www.gob.pe/uploads/document/file/607307/Libro_Regulacion_Supervision_del_Sector_Electrico.pdf

[8] Cfr. Rocha F., F., & Acosta S., S. (2024). Problemas y vacíos en la aplicación de la regulación tarifaria en la distribución de energía eléctrica en el Perú. Santiváñez Abogados. https://santivanez.com.pe/wp-content/uploads/2024/08/2.-Rocha-F.-y-Acosta-S.-Problemas-y-vacios-en-la-aplicacion-de-la-regulacion-tarifaria-en-la-distribucion-de-energia-electrica-en-el-Peru.pdf

[9] Cfr. Fuentes H., F., & Saavedra, E. (2007, diciembre). Problemas de Implementación de la Empresa Eficiente: Plusvalía, Indivisibilidades y Obsolescencia. Universidad Alberto Hurtado. Ver: https://fen.uahurtado.cl/wp-content/uploads/2010/07/inv192.pdf

[10] Cfr. Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de América Latina y el Caribe. (2023). Política pública para la distribución eléctrica en América Latina y el Caribe [Policy Paper]. ADELAT. https://adelat.com/wp-content/uploads/2023/05/Policy-Paper-ADELAT-ES.pdf. El artículo ilustra sobre los distintos retos asociados a la implementación de modernizaciones en la distribución eléctrica. Destaca entre ellos la necesidad de una “remuneración oportuna y adecuada de las inversiones coherentes con las necesidades y prioridades de la transición energética”.

[11] Cfr. Ministerio de Energía y Minas del Perú. (2023). Hoja de ruta para la implementación de la red eléctrica inteligente en el Perú. https://cdn.www.gob.pe/uploads/document/file/4832778/Hoja%20de%20Ruta_REI_SMARTGRIDS05.07.23.pdf?v=1689191313

[12] Cfr: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024

 

[13] Rios, A. (2016, 9 de marzo). EL FINAL DEL MODELO DE LAS SUBASTAS RER. https://albertorios.eu/?p=2139

[14] Cfr: https://www.osinergmin.gob.pe/empresas/energias-renovables/subastas

 

[15] https://www.coes.org.pe/Portal/Planificacion/NuevosProyectos/EstudiosPO

 

[16] Cfr: https://www.rumbominero.com/peru/noticias/hidrocarburos/tgp-inversiones-uss-2000-millones-expandir-gas-natural-sur-pais/

 


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