“No necesitamos esperar una restricción del gas para impulsar nuevas inversiones renovables”

Entrevista a Francisco Ísmodes, Director Ejecutivo de la Asociación Peruana de Energías Renovables.

La Ley 32249 fue publicada en enero de 2025 y estableció un plazo de 120 días para su reglamentación. ¿Por qué, casi dos años después, aún no se cuenta con el reglamento definitivo? ¿Cuáles han sido los principales obstáculos?

Del plazo establecido de 120 días calendarios para adecuar la normativa, contados desde la entrada en vigor de la ley, como bien indicas, han transcurrido más de veinte meses desde la publicación de la ley y el plazo previsto ha sido ampliamente superado. Son tres reglamentos los que están pendientes de aprobación, los de Coordinación de Operación de Sistemas Aislados, Contrataciones de Electricidad y Mercado de servicios complementarios. 

La demora en aprobar dichos reglamentos puede haber obedecido, entre otros factores, a la falta de continuidad y prioridad del gobierno anterior, para impulsar la ampliación y diversificación de la matriz energética en nuestro país.

El tema que preocupa, es que luego de los comentarios que fueron alcanzados al Minem con motivo de la prepublicación del texto de los reglamentos, no se conocía cómo estaba quedando la redacción final de dichas normas. No obstante, hace pocos días, se publicó en el portal de PCM el proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para Usuarios Regulados, como anexo al Dictamen emitido por la Comisión Multisectorial de Calidad Regulatoria (CMCR), el cual tiene aspectos que deben ser corregidos antes de su aprobación y publicación para estar en concordancia con la Ley.

¿Qué medidas, observaciones o comentarios han recibido del Ministerio de Energía y Minas sobre el reglamento de la Ley 32249? ¿Qué aspectos de sus planteamientos han sido recogidos en el proyecto que viene trabajando el sector?

A partir de la publicación que hemos conocido, se ha presentado comunicación al Minem, comentando sobre el proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para Usuarios Regulados, sustentando los alcances que no están acorde con lo establecido en la Ley 32249 que es la que se está reglamentando. 

Sobre el proyecto de reglamento de Coordinación de Operación de Sistemas Aislados y de Mercado de Servicios Complementarios, luego de la publicación del proyecto, hicimos llegar nuestros comentarios, pero no recibimos una respuesta directa. En relación con el reglamento de Contrataciones de Electricidad el cuyo proyecto ha sido publicado como anexo al dictamen de la CMCR, hemos podido contrastar dicho texto con nuestras propuestas.

¿El proyecto de reglamento actualmente planteado por el MINEM cumple con el objetivo de promover mayor competencia y facilitar el ingreso de nueva generación eléctrica? ¿Qué aspectos deberían modificarse?

Sobre el proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para Usuarios Regulados, del cual tomamos conocimiento a través del portal de la PCM, hemos observado termas muy importantes y que consideramos se desvían de lo establecido en la Ley 32249, yendo en contra de la diversificación de la matriz energética que permitiría dar mayor seguridad al sistema así como reducir el costo de la energía.

En específico nos referimos a que el proyecto permite contratar energía asociada a potencia en hora punta, sin exigir su separación. Cuando se exige ese producto conjunto, afecta la competitividad de las renovables, dado que estas no cuentan con suficiente potencia firme en niveles similares al de otras generadoras. Por esta razón, esas renovables tendrían que comprar potencia a las generadoras que sí la tienen, como es el caso de las térmicas, para poder participar en un proceso de contratación de energía lo que las hace menos competitivas.

A su vez, la legislación vigente considera que las licitaciones deben realizarse con la anticipación necesaria para facilitar y promover nuevas inversiones en generación, lo que se sustenta en la necesidad del desarrollo de nuevos proyectos que permita acceder a financiamiento y con ello contar con una matriz energética diversificada, segura y con costos más bajos, objetivo que, debe reforzarse en el SEIN mediante una reserva de las licitaciones de largo plazo para nuevos proyectos.

También deben revisarse el mercado de excedentes y el tratamiento de los contratos legados. Los excedentes deben complementar las licitaciones, no sustituirlas, y los contratos vigentes deben respetarse sin otorgarles prioridades que no fueron pactadas. Son ajustes que proponemos discutir técnicamente con el Minem antes de la aprobación definitiva.

El proyecto contempla nuevos mecanismos y plazos para las licitaciones de potencia y energía. ¿Las reglas propuestas ofrecen suficiente predictibilidad para que nuevos proyectos de generación puedan tomar decisiones de inversión?

La programación con un horizonte de diez años y los contratos de largo plazo son una base importante. Pero la predictibilidad no depende solo de cuántos años dura un contrato.

Un inversionista necesita conocer qué se licitará, cuándo, por qué volumen y bajo qué condiciones podrá competir.

Para una nueva central, el contrato de suministro puede ser el respaldo que permite obtener financiamiento. Si la demanda disponible es incierta, las convocatorias se postergan o las reglas de reparto dejan al proyecto con volúmenes residuales difíciles de prever, el plazo contractual no resuelve por sí solo el problema.

Por eso proponemos asegurar el cumplimiento de la programación y reglas claras sobre los contratos existentes, los excedentes y la demanda destinada a expansión. También deben ser realistas los plazos de construcción y conexión a la red. La señal tiene que ser suficientemente clara para que una oportunidad de inversión se convierta en una central operativa.

¿Cuánto puede haber afectado el retraso en la reglamentación de la Ley 32249 a las decisiones de inversión en nueva capacidad de generación? ¿Existe riesgo de que el Perú esté perdiendo una ventana de oportunidad para incorporar nuevos proyectos?

Considerando los recursos naturales para la generación de energía renovables no convencional, han llegado inversionistas de clase mundial para invertir en proyectos renovables, no obstante la demora en la reglamentación en el país impide y posterga las decisiones de inversión. Se puede contar con recursos solar o eólico, haber elaborado estudios técnicos para aprovechamiento de dichos recursos, pero necesita de la regulación para proyectar las operaciones y sustento económico perspectiva de ingresos que permita financiar su construcción. La incertidumbre sobre las licitaciones dificulta avanzar en ese proceso.

Tenemos una ventana de oportunidad que debemos aprovechar, no obstante el capital e interés de los inversionistas evalúa las distintas alternativas en distintos países y el interés no permanece indefinidamente. Además, cada retraso desplaza la fecha en que la nueva energía estará disponible. La urgencia responde a la necesidad del Perú de contar con oferta suficiente y competitiva para acompañar su crecimiento.

Inversión renovable y costos de la electricidad

¿Las reglas propuestas generan condiciones competitivas para la generación renovable no convencional, particularmente solar y eólica, frente a las tecnologías térmicas convencionales?

Todavía hay aspectos que deben corregirse. Una central solar puede ofrecer energía competitiva durante el día, pero su producción no equivale a disponibilidad firme durante la noche. La energía y la potencia son productos distintos. Separar su contratación permite aprovechar el aporte de cada tecnología y adquirir el respaldo que el sistema necesita, buscando la neutralidad tecnológica para el mejor aprovechamiento de los recursos de nuestro país. 

Si se exige un paquete conjunto sin suficiente justificación técnica y económica, un desarrollador renovable sin potencia firme suficiente tendrá que contratar potencia a un generador, en específico térmico, para poder participar. Eso eleva sus costos y puede dar una ventaja a quienes ya cuentan con ambos productos. El resultado debe evaluarse por el costo total para el usuario.

¿Cómo podría impactar el nuevo esquema de contratación y generación en los usuarios regulados? ¿Existe la posibilidad de que las decisiones que se adopten ahora terminen traduciéndose en mayores o menores tarifas eléctricas para los hogares y pequeños negocios?

En caso que la reglamentación respete lo dispuesto en la Ley, gracias a las licitaciones de largo plazo que contraten energía a nuevos proyectos de generación, permitirá, contar con precios de energías más competitivas debido a la reducción del costo de las tecnologías renovables no convencionales, lo que sería aprovechado por las distribuidoras para abastecer de electricidad a sus clientes. 

A su vez si las licitaciones permiten incorporar nuevas ofertas competitivas y comprar energía y potencia de manera eficiente, existe una oportunidad de reducir los costos de suministro. Si se limita el ingreso de nuevos proyectos o la oferta llega tarde, esa oportunidad se perdería y, en determinados escenarios, aumentar la exposición a generación más costosa.

Con este avance, a la larga se reducirá los costos de energía de los usuarios, el beneficio se construye con nuevas contrataciones y proyectos que entren en operación. Justamente por eso debemos actuar ahora.: Las reglas que aprobemos influirán en el abastecimiento y los costos de los próximos años.

Más allá de las tarifas eléctricas, ¿qué consecuencias económicas podría tener para el país una reglamentación que no genere suficientes incentivos para incorporar nueva capacidad de generación? ¿Podría afectar la competitividad, las inversiones o los costos de producción?

Efectivamente en caso la reglamentación no esté acorde con la promoción del desarrollo de la generación con tecnologías más actuales y de menor costo, como fue establecido en la Ley 32249, estaríamos en un escenario contrario a los incentivos para incorporar nueva capacidad de generación. 

Esta situación le restaría competitividad al mercado eléctrico, y por ende el desincentivo de nuevas inversiones, manteniéndose el incremento del costo de las tarifas como viene ocurriendo en la actualidad.

La reglamentación debe permitir aprovechar recursos disponibles en el Perú y convertir el interés de los inversionistas en infraestructura que contribuya al desarrollo del país.

Gas de Camisea y seguridad del suministro eléctrico

Considerando el crecimiento de la demanda eléctrica y el horizonte de las reservas de gas de Camisea, ¿qué tan urgente es acelerar la incorporación de generación renovable no convencional al sistema eléctrico peruano?

Es una decisión que debemos tomar ahora porque desarrollar infraestructura eléctrica requiere varios años. La demanda futura debe atenderse con proyectos que empiezan a estructurarse hoy, no cuando la necesidad de suministro ya se ha presentado.

Camisea ha sido fundamental para el país y seguirá teniendo un papel importante. Pero el gas es un recurso finito, con demanda para distintos usos, y su disponibilidad futura depende también de exploración, inversiones e infraestructura. No sería responsable presentar una fecha de agotamiento como si fuera una certeza, pues: el horizonte cambia con las reservas que se incorporan y el ritmo de producción, no obstante lo prudente es diversificar con anticipación. 

Aprovechar la energía solar y eólica, junto con transmisión, almacenamiento y otras fuentes, permite reducir la exposición. No necesitamos esperar una restricción del gas para impulsar nuevas inversiones renovables; necesitamos prepararnos para crecer con seguridad.

¿Qué riesgos enfrentaría el sistema eléctrico si las reservas de Camisea empiezan a declinar antes de que el país haya desarrollado suficiente nueva capacidad renovable y otras alternativas de generación?

Si la disponibilidad de gas disminuyera y no tuviéramos alternativas suficientes, podríamos depender más de combustibles de mayor costo, como el diésel, o de otras soluciones de suministro cuya infraestructura también requiere tiempo e inversión. Eso aumentaría la exposición a precios internacionales y elevaría los costos de generación.

El riesgo para la continuidad del servicio dependería de la oferta disponible, la demanda, las condiciones hidrológicas, la transmisión y el respaldo operativo. No significa que una reducción de reservas produzca automáticamente apagones. Significa que debemos evaluar escenarios y evitar llegar con un margen insuficiente para responder.

La interrupción del transporte de gas en marzo de 2026 mostró la importancia de contar con alternativas ante contingencias. Esa lección también sirve para la planificación de largo plazo. Una matriz diversificada, con nueva generación, redes y flexibilidad, reduce la vulnerabilidad y permite aprovechar mejor el gas disponible.

Almacenamiento, transmisión y decisiones pendientes

Un sistema con mayor participación solar y eólica requiere flexibilidad, almacenamiento y servicios complementarios. ¿El nuevo marco regulatorio debería reconocer explícitamente el papel de las baterías y del almacenamiento en la suficiencia, reservas, regulación de frecuencia y otros servicios del sistema?

Sí. El almacenamiento puede aportar respuesta rápida, regulación de frecuencia, reservas y desplazamiento de energía hacia horas en que se necesita. Su contribución a la suficiencia debe evaluarse según la potencia que puede entregar, su duración, disponibilidad y condiciones de operación. No basta con reconocer que existe una batería para asumir que puede respaldar cualquier requerimiento.

El Minem ya ha puesto en discusión propuestas sobre servicios complementarios y almacenamiento. Es importante completar ese marco con reglas de participación y remuneración por servicios efectivamente prestados, exigencias técnicas verificables y mecanismos que eviten pagar dos veces por una misma prestación.

La preocupación es que la asignación de costos respete el principio de causalidad. Las necesidades del sistema deben identificarse y los costos distribuirse según la responsabilidad técnicamente sustentada de cada agente, sin atribuirlos indiscriminadamente a las renovables ni convertir el almacenamiento en una barrera de entrada injustificada.

¿Qué inversiones en transmisión deberían acompañar el crecimiento de la generación renovable para evitar congestiones o restricciones que terminen limitando el ingreso de nueva capacidad?

Debemos ejecutar oportunamente los proyectos del Plan de Transmisión y asegurar que su actualización considere dónde crecerá la demanda y dónde se desarrollará la nueva generación. Sin perjuicio de ello, debemos reevaluar el enfoque que se ha venido dando en el desarrollo eléctrico dado que ante la situación de déficit en el suministro eléctrico, se prioriza el desarrollo de redes de transmisión, en lugar de enfocarnos en la descentralización de la generación, acercando el recurso de forma más directa y económica a la demanda, donde existen recursos solares y eólicos y proyectos técnicamente viables.

Una labor pendiente en el país, es contar con una política pública energética que venga acompañada con el planeamiento del desarrollo del sector, de tal forma que se establezca la complementariedad en el aprovechamiento de nuestros recursos naturales, que permiten la generación convencional y de energías renovables no convencionales, así como el desarrollo de la transmisión. A esto se debe sumar una labor pendiente que es promover la distribución eléctrica de calidad en favor del usuario final, para lo cual se debe terminar con el monopolio que ha sido establecido y que favorece a las empresas públicas de distribución bajo el mecanismo de Zona de Responsabilidad Técnica – ZRT. 

Si el reglamento se aprueba en los próximos meses, ¿Cuáles son las tres decisiones regulatorias más urgentes que debería adoptar el MINEM para asegurar nuevas inversiones, acelerar la incorporación de renovables y preservar la seguridad energética del país durante la próxima década?

Primero, asegurar que las reglas de contratación hagan efectiva la separación de energía y potencia y la compra por bloques horarios, sin exigencias conjuntas carentes de justificación. Debemos poder contratar cada producto competitivamente y atender la demanda al menor costo total compatible con la seguridad del sistema.

Segundo, establecer una programación de licitaciones que dé una señal cierta a la nueva inversión. Los contratos de largo plazo destinados a expansión deben respaldar nuevas centrales, con demanda identificable y reglas de transición que respeten los contratos vigentes sin cerrar el espacio a nuevos proyectos. Ello requiere que Osinergmin defina los procedimientos y un calendario verificable de implementación. Es importante destacar que las nuevas inversiones que accederán a estas licitaciones no son exclusivas a la generación con energías renovables no convencionales, priorizándose las condiciones de competitividad.

Tercero, completar las reglas para almacenamiento y servicios complementarios, con remuneración por sus aportes y costos asignados según causalidad, en coordinación con el COES y Osinergmin. Su implementación debe acompañarse de transmisión oportuna.

Estas decisiones permitirían avanzar con nuevas inversiones y fortalecer el abastecimiento. La prioridad es que los usuarios dispongan de energía suficiente, confiable y competitiva para sus hogares, negocios y actividades productivas.