La reciente aprobación de la Ley N° 32249, junto con la propuesta de su reglamento de licitaciones de energía por parte del MINEM (aún no aprobada), ha provocado preocupación en los agentes del sector energético peruano. Diversos medios de comunicación han advertido sobre los posibles efectos de esta normativa en el funcionamiento del mercado eléctrico regulado, en las tarifas finales que pagan los usuarios residenciales y en la seguridad del suministro de energía, particularmente ante la incorporación acelerada de fuentes renovables intermitentes sin un respaldo de potencia adecuado.
En ese contexto, el 2 de febrero de 2026 el portal Infobae publicó el artículo “¿Lima a oscuras? Experto alerta riesgo de cortes en la capital y el sur del país por masiva irrupción de renovables sin respaldo”. Al día siguiente, el 3 de febrero, el diario Gestión difundió el artículo “Solares y eólicas en medio del debate’: ¿regulación para impulsarlas afectará las tarifas de luz?”. Finalmente, el 8 de febrero, La República abordó el tema en el artículo “La nueva ley eléctrica tensiona al sector por precios y continuidad del servicio”. En los tres artículos se recogen las declaraciones del Dr. Arturo Vásquez Cordano, Profesor Principal y Director de Investigación de la Escuela de Postgrado GĚRENS y exviceministro de Energía, quien realiza un análisis crítico del diseño propuesto para las nuevas licitaciones eléctricas que atenderán la demanda del mercado regulado (donde se encuentran los consumidores domésticos). A continuación, se sistematizan los principales cuestionamientos técnicos y regulatorios planteados por el experto.
- Una reglamentación que se aparta del mandato legal
Uno de los cuestionamientos centrales formulados por el Dr. Vásquez se refiere a la inconsistencia entre la Ley N° 32249 y la propuesta de su reglamento de licitaciones de energía. Mientras la ley habilita expresamente la posibilidad de que las empresas distribuidoras puedan optar por contratar energía y potencia de manera conjunta y continua durante las 24 horas del día, la propuesta reglamentaria introduce serías restricciones que irían en sentido contrario.
En particular, advierte que la aprobación del reglamento introducirá distorsiones regulatorias para la contratación de energía destinada al mercado regulado. En particular, las centrales solares y eólicas podrán participar ofreciendo contratos de energía (sin potencia), concentrados en bloques horarios específicos y de forma discontinua, coincidentes con los periodos en donde estas tecnologías tienen ventajas operativas (durante las horas del día). Este enfoque, desnaturalizará tanto el espíritu de la Ley N° 32249 como el de la Ley N° 28832, en la medida en que restringirá la participación de la generación hidráulica y térmica existente en las licitaciones de largo plazo.
Como consecuencia, la propuesta reglamentaria estaría creando barreras artificiales a la competencia, afectando la neutralidad tecnológica y limitando la posibilidad de que distintas tecnologías compitan en igualdad de condiciones. Lejos de promover eficiencia, el diseño propuesto generará distorsiones en los precios de la energía y comprometerá la seguridad del suministro eléctrico para los usuarios residenciales.
- Impacto directo en las tarifas eléctricas
Otro eje crítico señalado por el Dr. Vásquez en sus entrevistas es la fragmentación de la oferta eléctrica a través de bloques horarios, mecanismo que introduce ineficiencias en el proceso de contratación. Según explica, al “no permitir la participación con ofertas que cubran las 24 horas del día y forzar a que tanto las ofertas como su evaluación se realicen por bloques horarios sin respaldo de potencia efectiva que garanticen la seguridad del abastecimiento de energía”, se limitará la posibilidad de seleccionar combinaciones de contratos de suministro eléctrico que minimicen el costo total para el consumidor final.
Lejos de generar ahorros tarifarios, este diseño obligará a las empresas distribuidoras a complementar la adquisición de energía contratada con compras adicionales de última instancia, generalmente a precios más elevados, para cubrir los déficits que dejen las fuentes intermitentes solar y eólica durante las horas nocturnas y en periodos de baja generación. Esta situación puede incrementar el costo promedio del suministro eléctrico y trasladar el sobrecosto directamente a las tarifas finales.
En ese sentido, el esquema regulatorio propuesto en el reglamento de licitaciones se alejaría del objetivo central de la legislación eléctrica, que es garantizar un suministro continuo, confiable y al menor costo posible. Esto debido a que la propuesta de reglamento introducirá distorsiones que terminarán afectando la economía del consumidor residencial en lugar de protegerlo.
Asimismo, un aspecto particularmente problemático del proyecto de reglamento es la restricción a la contratación bilateral de energía por parte de las empresas distribuidoras, al impedir que estas puedan celebrar contratos de suministro a precios libremente negociados, utilizando el precio en barra como tope máximo (este precio regulado por Osinergmin es el máximo que puede cobrarse a los clientes regulados de acuerdo con el marco legal vigente). Este esquema elimina una herramienta fundamental de gestión de riesgos y de eficiencia económica, ya que limita la capacidad de las distribuidoras para aprovechar condiciones de mercado favorables, negociar contratos de largo plazo con generadores existentes y asegurar precios estables para el abastecimiento del mercado regulado. Sin embargo, en la práctica, la aprobación del reglamento de licitaciones generará un ancla rígida inflexible de precios de la energía asociada a los resultados de las licitaciones por bloques horarios, lo cual reducirá la flexibilidad contractual y debilitará el rol de la negociación bilateral como mecanismo de descubrimiento de precios y asignación eficiente de riesgos.
Adicionalmente, las restricciones a la contratación bilateral limitarán el mecanismo que establece que cualquier descuento obtenido respecto del precio en barra sea repartido en partes iguales entre generadores y usuarios regulados, introduciendo distorsiones significativas en los incentivos económicos. Al limitar la apropiación del beneficio de una negociación más eficiente, se desincentivará tanto a las distribuidoras como a los generadores a realizar esfuerzos comerciales y contractuales para reducir precios por debajo del tope regulado.
Este diseño no solo reducirá la intensidad competitiva del mercado, sino que también puede conducir a resultados subóptimos en términos de precios y cobertura contractual, incrementando la dependencia de las distribuidoras de mecanismos centralizados de licitación y reduciendo la diversidad de esquemas de suministro. En última instancia, lejos de proteger al usuario final, estas restricciones pueden elevar el costo promedio del abastecimiento de electricidad y aumentar la exposición del sistema a riesgos de precio y de suministro.
- Riesgos técnicos y limitaciones del sistema eléctrico frente a la entrada acelerada de generación renovable
Desde una perspectiva técnica, el Dr. Vásquez cuestiona la viabilidad operativa y la eficiencia económica de los requisitos de respaldo propuestos en la reglamentación de licitaciones. En particular, advierte que la inexistencia de una obligación para que las centrales solares incorporen sistemas de almacenamiento en baterías capaces de asegurar varias horas de suministro continuo, así como la falta de obligaciones para respaldar vía mecanismos contractuales sus ofertas de energía renovable, no garantizarán la confiabilidad del sistema eléctrico las 24 horas del día para los usuarios regulados a precios eficientes.
Asimismo, el Dr. Vásquez advierte que la adopción de estos requerimientos no puede evaluarse de manera aislada, sino en función de las condiciones reales del sistema eléctrico peruano. A modo de referencia, menciona experiencias internacionales como las de Chile y España, donde una incorporación acelerada de fuentes renovables intermitentes, sin una adecuada expansión y adaptación de la red con la incorporación de servicios complementarios de manera suficiente, derivó en episodios de interrupciones del servicio, apagones y aumentos significativos de costos operativos que se han ido trasladando a las tarifas eléctricas.
Más allá de la energía y de una capacidad limitada de almacenamiento de las fuentes renovables, el diseño regulatorio propuesto en el proyecto de reglamento de licitaciones subestima el rol crítico de los servicios complementarios para la operación segura del sistema eléctrico, tales como la regulación primaria de frecuencia, la inercia del sistema, la regulación secundaria, el control de tensión y el aporte de potencia reactiva. Estas funciones, tradicionalmente provistas de manera natural por centrales hidráulicas y térmicas síncronas, son esenciales para absorber perturbaciones, responder a variaciones súbitas de la demanda o de la generación y mantener la estabilidad dinámica del sistema.
La incorporación masiva de generación solar y eólica —conectada mayoritariamente a través de electrónica de potencia— reducirá significativamente la inercia y la capacidad de respuesta automática del sistema, incrementando su vulnerabilidad frente a contingencias operativas asociadas a la intermitencia y variabilidad de la generación renovable.
En este contexto, el respaldo propuesto basado en sistemas de almacenamiento en baterías, además de ser limitado en duración, no sustituye plenamente la provisión integral de servicios complementarios que requiere un sistema eléctrico interconectado. Si bien las baterías pueden contribuir de manera puntual a la regulación rápida de frecuencia, su capacidad para sostener simultáneamente regulación secundaria, control de tensión y aporte de reactivos es restringida y dependiente de esquemas operativos complejos y costosos. Al no reconocerse explícitamente estas limitaciones en el diseño regulatorio, se corre el riesgo de trasladar al operador del sistema y, en última instancia, a los usuarios finales, mayores costos operativos y una mayor probabilidad de eventos de inestabilidad, especialmente en zonas con alta penetración de renovables intermitentes y escaso respaldo síncrono.
En el caso peruano, el Dr. Vásquez alerta que el sur del país enfrenta un riesgo particular de vulnerabilidad, dado que concentra una parte relevante de los nuevos proyectos solares, pero que carece de un respaldo térmico e hidráulico suficiente, como sí ocurre por ejemplo en la zona central del Perú. Esta asimetría regional, de no ser adecuadamente gestionada, podría traducirse en mayor exposición a cortes de suministro, apagones y tensiones operativas en el subsistema eléctrico del sur del país, tal como recientemente ha ocurrido en Chile.
- Hacia un diseño regulatorio coherente y eficiente
Finalmente, el Dr. Vásquez concluye que la regulación no debe transformarse en un mecanismo que consolide ineficiencias ni distorsione el funcionamiento del mercado eléctrico. Resulta imprescindible habilitar la participación de ofertas tanto por bloques horarios como por esquemas integrales que permita el suministro continuo las 24 horas del día tal como establece la misma Ley No 32249, garantizando la neutralidad tecnológica y evitando que el Estado introduzca rigideces administrativas que limiten la competencia.
De no incorporarse las correcciones necesarias para alinear la propuesta de reglamento con el espíritu y el mandato de la ley, en particular, permitiendo la contratación conjunta y continua de energía y potencia como una opción adicional para que las distribuidoras eléctricas puedan cubrir sus obligaciones de abastecimiento para el mercado regulado, el sistema eléctrico nacional podría encaminarse hacia un escenario caracterizado por una mayor fragilidad operativa, un aumento de la conflictividad regulatoria y, en última instancia, tarifas más elevadas para los usuarios regulados.
Lima, 13 de febrero de 2026
Dirección de Investigación
Escuela de Posgrado GĚRENS
Para más detalle de las notas periodísticas donde se recogen las declaraciones del Dr. Arturo Vásquez, pueden consultarse los siguientes enlaces:
- Infobae (2026). ¿Lima a oscuras? Experto alerta riesgo de cortes en la capital y el sur del país por masiva irrupción de renovables sin respaldo. Recuperado de (consultado el 10 de febrero de 2026): https://www.infobae.com/peru/2026/02/02/lima-a-oscuras-experto-alerta-riesgo-de-cortes-en-la-capital-y-el-sur-del-pais-por-masiva-irrupcion-de-renovables-sin-respaldo/
- Diario La República (2026). La nueva ley eléctrica tensiona al sector por precios y continuidad del servicio. Recuperado de (consultado el 10 de febrero de 2026): https://larepublica.pe/economia/2026/02/08/la-nueva-ley-electrica-tensiona-al-sector-por-precios-y-continuidad-del-servicio-hnews-720088
- Diario Gestión (2026). Solares y eólicas en medio de “debate”: ¿regulación para impulsarlas afectará tarifas de luz? Recuperado de (consultado el 10 de febrero de 2026): https://gestion.pe/economia/reglamentacion-para-promover-energias-renovables-y-su-impacto-en-tarifas-de-luz-sigue-generando-polemica-noticia/
De acuerdo con el análisis del Dr. Arturo Vásquez, en el sur del Perú la expansión de energías renovables sin suficiente respaldo de potencia firme, el fortalecimiento de la transmisión eléctrica y la provisión suficiente de servicios complementarios puede traducirse en mayores costos para hogares y pequeños negocios, reflejándose directamente en las tarifas eléctricas. Ilustración: DI-EPG GĚRENS, con asistencia de DALL-E.
La incorporación acelerada de energías renovables a través de licitaciones de bloques horarios sin respaldo de potencia firme en el mercado peruano puede afectar la seguridad del suministro eléctrico, especialmente durante la noche, cuando el consumo residencial sigue activo. Cuando la electricidad no está garantizada las 24 horas, la vida cotidiana se apaga: un sistema eléctrico con energías renovables sin suficiente respaldo puede poner en riesgo el suministro de los hogares, afirma el Dr. Arturo Vásquez. Ilustración: DI-EPG GĚRENS, con asistencia de DALL-E.
