Economía
Electricidad: el reglamento que llega 21 meses después de la Ley 32249
El proyecto que reemplazará el reglamento de licitaciones de 2007 establece nuevos mecanismos para contratar potencia y energía, crea programas de licitación a 10 años y regula contratos sin licitación. La Ley 32249 dio al Ejecutivo un plazo de 120 días para adecuar la normativa.
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) avanzó hacia una nueva regulación para las contrataciones de electricidad destinadas al mercado regulado, luego de concluir la evaluación de los comentarios recibidos durante la consulta pública del proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados.
El proceso, sin embargo, llega después de un periodo prolongado desde la entrada en vigencia de la Ley 32249. La norma fue publicada el 19 de enero de 2025 y estableció un plazo máximo de 120 días calendario para que el MINEM y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) adecuaran la regulación correspondiente.
Al 2 de octubre de 2026 han transcurrido 621 días desde la publicación de la Ley 32249, mientras que el proyecto de reglamento todavía se encuentra en etapa previa a su aprobación como Decreto Supremo.
La ley modificó la Ley 28832 con el objetivo de establecer nuevas reglas para las licitaciones destinadas al suministro de los usuarios regulados y permitir una mayor flexibilidad en la contratación de potencia y energía. Entre otras disposiciones, estableció programas anuales de licitaciones con un horizonte de hasta 10 años y diferentes modalidades de contratación según el plazo.
Una regulación que llega después del plazo previsto
La primera versión del proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad fue publicada por el MINEM en abril de 2025 mediante la Resolución Ministerial N.° 127-2025-MINEM/DM. La propuesta fue sometida a comentarios y posteriormente el plazo de consulta pública fue ampliado.
El propio seguimiento regulatorio del MINEM muestra que el proceso continuó durante los meses siguientes. En octubre de 2025 se publicó el informe final de la consulta pública y la matriz de comentarios; en noviembre se culminó el expediente de Análisis de Impacto Regulatorio (AIR) Ex Ante y el proyecto fue remitido a la Comisión Multisectorial de Calidad Regulatoria (CMCR).
En diciembre de 2025, la CMCR formuló observaciones que debían ser levantadas por el sector. El plazo posteriormente se extendió hasta el 15 de enero de 2026.
El documento actualmente sometido a consideración mantiene como objetivo establecer las reglas para los procesos de licitación de suministro eléctrico, los contratos entre generadores y distribuidores y la programación de las contrataciones de las empresas distribuidoras.
El proyecto contempla 7 títulos, 38 artículos, 6 disposiciones complementarias finales y 5 disposiciones complementarias transitorias. Además, plantea derogar el actual Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad aprobado mediante el Decreto Supremo N.° 052-2007-EM.
El tiempo regulatorio también cuenta
Más allá del trámite normativo, la demora tiene una implicancia vinculada con los propios tiempos del mercado eléctrico.
El proyecto plantea que las distribuidoras elaboren anualmente un programa de licitaciones con un horizonte de 10 años, identificando los procesos de largo, mediano y corto plazo, los productos a contratar, los bloques de potencia y energía, el mes previsto para la convocatoria y el periodo contractual.
Para las licitaciones de largo plazo, el proyecto establece contratos de entre 10 y 15 años y permite que el inicio del suministro tenga un periodo de gracia de entre tres y seis años. Para las licitaciones de mediano plazo contempla contratos de cuatro a cinco años y para las de corto plazo, contratos desde un mes hasta tres años.
Estos plazos adquieren relevancia cuando se considera que una licitación no significa que la nueva capacidad de generación esté disponible inmediatamente.
Fuentes directas del sector eléctrico consultadas para este análisis señalan que, en el caso de proyectos importantes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), el periodo entre la convocatoria de una licitación y la construcción e implementación de nueva capacidad podría extenderse alrededor de cinco años. Bajo esa lectura, cada mes de retraso en la oficialización del reglamento también reduce el margen temporal disponible para que nueva oferta de generación ingrese al sistema.
Este elemento es particularmente relevante para la evolución de los precios del mercado regulado. De acuerdo con las mismas fuentes, si la nueva capacidad eficiente no llega oportunamente, el sistema podría enfrentar mayores periodos de generación térmica con diésel en determinados escenarios de estrechez de oferta.
El efecto no se limitaría necesariamente al mercado libre. Según esta interpretación sectorial, un mayor uso de generación de mayor costo variable podría elevar los costos de abastecimiento para los grandes consumidores y, posteriormente, repercutir sobre los precios de las futuras licitaciones destinadas al mercado regulado.
Se trata de un riesgo asociado a la secuencia temporal entre regulación, convocatoria, construcción de proyectos y entrada efectiva de nueva generación, más que únicamente al momento de publicación del reglamento.
El cambio que preocupa a los nuevos proyectos renovables
Una segunda fuente del sector eléctrico identifica otro elemento de la propuesta que, a su juicio, podría tener un impacto relevante sobre los nuevos proyectos renovables: la posibilidad de que en las licitaciones de largo plazo participen ofertas respaldadas por centrales que ya se encuentran en operación comercial.
La preocupación planteada por estas fuentes parte de una diferencia entre ambos tipos de oferta. Una central existente ya cuenta con activos construidos y operativos, mientras que un nuevo proyecto debe obtener financiamiento, construir sus instalaciones y alcanzar la operación comercial antes de comenzar a recuperar la inversión.
Según las fuentes consultadas por este medio, este cambio modifica una de las señales que las licitaciones de largo plazo pueden ofrecer a los proyectos que todavía necesitan financiarse y construirse. Una central existente y un proyecto nuevo enfrentan estructuras de inversión y riesgos diferentes, por lo que la posibilidad de que ambos compitan por el mismo contrato puede tener efectos distintos sobre las decisiones de inversión.
La discusión adquiere una dimensión adicional porque, según las fuentes consultadas, parte de los cambios introducidos después de la consulta pública permitirían que empresas de generación con portafolios predominantemente térmicos puedan complementar nuevos proyectos renovables con capacidad de generación ya existente.
En términos prácticos, una empresa que ya dispone de potencia firme podría presentar una oferta que combine nueva generación renovable y capacidad existente, mientras que un desarrollador independiente podría concurrir únicamente con el proyecto nuevo que busca financiar.
La diferencia puede ser relevante si una parte significativa de la demanda regulada termina siendo adjudicada mediante este tipo de ofertas combinadas, advierten voces del sector.
¿Separar potencia y energía para volver a juntarlas?
La separación de potencia y energía constituye uno de los cambios centrales de la reforma.
El proyecto contempla tres productos: contratación de potencia, contratación de energía y contratación conjunta de potencia y energía asociada. Para el SEIN, esta última modalidad se limita al bloque de punta.
Para las fuentes sectoriales, esta estructura abre una oportunidad para que cada tecnología pueda competir de acuerdo con sus características de producción. Una central solar, por ejemplo, puede participar por la energía que efectivamente produce sin que necesariamente tenga que incorporar una central térmica o hidráulica propia para respaldar su oferta.
Pero las mismas fuentes plantean una interrogante sobre el diseño final de las licitaciones de largo plazo: si una empresa con generación existente puede utilizar la potencia firme de sus centrales en operación para complementar una nueva central renovable, la separación normativa entre potencia y energía podría terminar recombinándose en la práctica dentro de la oferta presentada al proceso de licitación.
La diferencia no es menor para los nuevos entrantes.
Un desarrollador independiente que construye una nueva central renovable tiene que financiar y ejecutar el proyecto antes de recuperar su inversión. Una empresa que ya cuenta con centrales operativas puede disponer, en cambio, de un portafolio capaz de combinar nueva energía con capacidad existente.
El punto por determinar es cuánto espacio quedará efectivamente para ofertas de nueva generación independiente si las licitaciones de largo plazo también permiten competir a portafolios que incorporen centrales existentes, de acuerdo a las fuentes consultadas.
La cuestión, por tanto, no es únicamente si habrá más competencia por los contratos, sino qué tipo de competencia busca generar el nuevo esquema y qué proporción de la demanda quedará disponible para nueva capacidad de generación.
La señal que exige la Ley 28832
Entendidos en la materia vinculan esta discusión con el objetivo original de las licitaciones de largo plazo.
El artículo 4.1 de la Ley 28832 establece que el abastecimiento oportuno y eficiente del mercado regulado debe asegurarse mediante licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con precios firmes trasladados a los usuarios regulados. La disposición también señala que el proceso debe realizarse con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar economías de escala, promover la competencia por el mercado y asegurar el abastecimiento.
La Ley 32249 mantuvo este principio dentro del marco modificado de contratación.
A partir de ello, las fuentes consultadas consideran que el MINEM deberá precisar cómo la participación de centrales existentes en las licitaciones de largo plazo contribuye a ese objetivo de promover nueva inversión.
Su planteamiento no supone que la generación existente deba quedar excluida de todos los mecanismos de contratación. La alternativa que plantean es diferenciar el espacio competitivo: generación existente en procesos de corto y mediano plazo y nueva generación en contratos de largo plazo, en la medida en que estos últimos requieren precisamente señales de contratación de mayor duración para hacer viable el financiamiento de nuevos proyectos.
El proyecto contempla actualmente contratos de largo plazo de entre 10 y 15 años, una característica que resulta especialmente relevante para proyectos que aún deben construir sus instalaciones.
Potencia y energía: una nueva oportunidad para el mercado
Otro cambio relevante de la propuesta es la posibilidad de contratar solo potencia, solo energía o potencia y energía asociada, además de estructurar los requerimientos por bloques.
Para las fuentes consultadas, esta separación representa una modificación importante respecto del esquema tradicional porque permite que la contratación se adapte de manera más precisa a las características de la demanda y de las distintas tecnologías de generación.
La contratación por bloques horarios también adquiere relevancia para las renovables, debido a sus perfiles diferenciados de producción.
Las fuentes sostienen que esta estructura puede ampliar el espacio para una mayor competencia y para el ingreso de generación eficiente, en un contexto en el que una parte importante de los proyectos actualmente en desarrollo corresponde a tecnologías renovables.
Sin embargo, agregan que esa oportunidad dependerá de que las reglas de contratación generen suficiente previsibilidad sobre los volúmenes que podrán ser contratados y sobre el horizonte de los contratos.
Menos rigidez en la programación de las distribuidoras
Actores del sector también llaman la atención sobre otros cambios que, según su lectura, acompañan el nuevo diseño.
Entre ellos mencionan la eliminación de cantidades mínimas facturables de potencia y energía para los nuevos proyectos, la supresión de una tabla de porcentajes mínimos de cobertura de la demanda y el reemplazo de un esquema de aprobación previa del Programa de Licitaciones de cada distribuidora por uno con mayor énfasis en la fiscalización posterior de Osinergmin.
En la versión del proyecto revisada, el Programa de Licitaciones es elaborado anualmente por cada distribuidora y tiene carácter obligatorio. Debe ser remitido al MINEM y Osinergmin, mientras que sus modificaciones son evaluadas y aprobadas conforme al procedimiento que establezca el regulador.
El proyecto también establece que Osinergmin puede aplicar medidas administrativas y multas cuando una distribuidora no elabore o no cumpla su Programa de Licitaciones.
Para las fuentes consultadas, el cambio hacia una mayor fiscalización posterior puede reducir la previsibilidad sobre los volúmenes que efectivamente llegarán a ser licitados. Su argumento es que los nuevos proyectos necesitan una señal suficientemente clara y anticipada de demanda contratada para estructurar su financiamiento.
El proyecto, en cualquier caso, mantiene límites para la programación de cada modalidad. Para el SEIN plantea un máximo de 65% de la demanda para licitaciones de largo plazo, 40% para mediano plazo y 35% para corto plazo.
El debate no es solo quién compite, sino por qué plazo
Los cambios analizados colocan en el centro de la discusión una diferencia entre competencia por contratos y competencia orientada a atraer nueva capacidad.
Si una licitación de largo plazo permite participar a generación existente y nueva generación, habrá más agentes potenciales compitiendo por la demanda. Pero, según las fuentes consultadas, eso no necesariamente significa que el mecanismo esté generando el mismo espacio para nuevas inversiones que tendría un proceso reservado a proyectos que todavía deben construirse.
La diferencia adquiere especial importancia para las renovables. Una nueva central solar o eólica puede tener costos competitivos de producción, pero debe enfrentar simultáneamente el riesgo de desarrollo, financiamiento, construcción y entrada en operación.
Una central existente parte de una situación distinta.
Por ello, las fuentes consideran que la pregunta relevante para la versión final del reglamento será si la separación de potencia y energía efectivamente permite que nuevos proyectos compitan por el producto que pueden ofrecer o si las estructuras de oferta que combinan generación nueva y existente terminan reproduciendo, dentro de la licitación, una ventaja asociada a los portafolios que ya cuentan con activos operativos.
El costo de llegar tarde a la nueva oferta
El factor temporal cobra mayor importancia porque la Ley 32249 busca precisamente modificar las condiciones bajo las cuales se contrata nueva generación para atender la demanda regulada.
La incorporación de nuevos proyectos de generación, particularmente renovables, requiere primero contar con reglas de contratación, posteriormente convocar los procesos, adjudicar los contratos y finalmente esperar el periodo de desarrollo y puesta en operación de los proyectos.
Por ello, el retraso regulatorio no equivale automáticamente a un incremento tarifario inmediato, pero sí puede reducir el tiempo disponible para incorporar nueva oferta antes de que determinadas necesidades de contratación se hagan efectivas.
Las fuentes sectoriales consultadas por Índice.pe sostienen que una demora adicional podría trasladarse al costo de futuras licitaciones si, durante ese periodo, aumenta la dependencia de tecnologías de mayor costo variable para cubrir la demanda.
El proyecto contempla que las licitaciones de largo plazo puedan otorgar entre tres y seis años de gracia antes del inicio del suministro, lo que está vinculado con la necesidad de que los nuevos proyectos dispongan de tiempo para su desarrollo.
Fuentes cuestionan demora en publicación
En paralelo, fuentes directas del sector eléctrico consultadas para este análisis sostienen que un sector del mercado habría buscado prolongar el proceso de publicación del reglamento mediante el trámite de la resolución ministerial y las distintas etapas de aprobación.
Estas fuentes también atribuyen los recientes cambios en el Viceministerio de Electricidad a una eventual intención de prolongar el proceso o modificar el contenido de la resolución que acompañará la aprobación del reglamento.
Las mismas fuentes sostienen que una prolongación del proceso podría terminar afectando incluso a algunos de los actores que, según su lectura, tendrían incentivos para retrasarlo, debido a que una menor incorporación de nueva generación renovable mantendría durante más tiempo la necesidad de generación térmica.
En particular, señalan que las empresas de generación predominantemente térmica continuarían teniendo un papel relevante en ese escenario, mientras disminuyen las reservas disponibles de gas natural destinadas al mercado interno.
Del MINEM a la aprobación del Decreto Supremo
La publicación del proyecto no constituye todavía su aprobación definitiva.
El siguiente tramo del procedimiento contempla que el MINEM remita el proyecto de Decreto Supremo a la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM), para continuar con el procedimiento correspondiente antes de su eventual aprobación en Consejo de Ministros y refrendo de la presidenta de la República.
Por ahora, el documento mantiene espacios sin completar correspondientes al número y fecha del Decreto Supremo, lo que confirma que se trata de un proyecto y no de una norma publicada.
Una vez aprobado el reglamento, todavía quedará una etapa de implementación regulatoria. El proyecto establece un plazo de 90 días para que Osinergmin apruebe los procedimientos necesarios para su aplicación, además de adaptar la escala de sanciones correspondiente.
Este punto resulta relevante porque la aprobación del Decreto Supremo no agotará el proceso de implementación de la Ley 32249.
El regulador tendrá un papel clave
El proyecto asigna a Osinergmin diversas funciones dentro del nuevo esquema. Entre ellas se encuentran la aprobación de las bases de las licitaciones, la definición de determinados procedimientos, la aprobación de modificaciones contractuales relevantes y la supervisión de las condiciones de los procesos.
El organismo también deberá aprobar los procedimientos técnicos para la reasignación mensual de excedentes de potencia y energía entre distribuidoras cuando una empresa tenga excedentes y otra registre déficit.
Además, el proyecto contempla mecanismos para los casos en que una licitación no logre cubrir la totalidad de la demanda requerida. En esos casos, se prevé una nueva convocatoria dentro de los 30 días y un informe de desempeño por parte de Osinergmin.
Por ello, parte de las reglas operativas y de la experiencia que se genere durante los primeros procesos de licitación serán determinantes para evaluar el funcionamiento del nuevo esquema.
El proyecto contempla, además, que determinados parámetros puedan ser modificados posteriormente mediante resolución ministerial, sobre la base de una propuesta de Osinergmin y previa opinión de los interesados.
Una reforma que todavía debe pasar a la ejecución
La Ley 32249 fue publicada en enero de 2025 con un plazo de 120 días para adecuar la normativa. Más de 20 meses después, el sector se encuentra todavía en la etapa previa a la publicación del reglamento definitivo.
El proyecto ya define buena parte de la arquitectura que tendrá el nuevo sistema: programación de licitaciones a 10 años, diferenciación entre potencia y energía, contratos de largo, mediano y corto plazo, mecanismos para contratos sin licitación y nuevas responsabilidades para Osinergmin.
Pero el contenido final también determinará qué señal reciben los proyectos que todavía deben financiarse y construirse, particularmente las nuevas centrales renovables.
El siguiente desafío será convertir esa arquitectura normativa en procesos efectivos de contratación y, posteriormente, en nueva capacidad de generación.
En un mercado eléctrico donde la construcción de nueva oferta puede requerir varios años, el momento de publicación del reglamento no es un elemento separado del momento en que esa nueva oferta estará disponible. El calendario regulatorio termina formando parte del propio calendario de expansión del sistema.