La publicación del proyecto de Reglamento de Servicios Complementarios de la Ley 32249 en Perú abre una nueva etapa para el mercado eléctrico, pero también debates sobre si el diseño propuesto responde a las necesidades de un sistema en transición.
Raquel Carrero, especialista en energías renovables, fue contundente: “la propuesta resulta insuficiente y repite lo que ya se observó en el de licitaciones, deja decisiones importantes fuera del reglamento y las traslada a procedimientos técnicos”.
Esa estructura, según explica, debilita la capacidad del instrumento para establecer reglas claras para el nuevo mercado y abre espacios de discrecionalidad.
“Carece de una visión de sistema acorde con la transición energética. Ignora que el sistema eléctrico peruano será crecientemente renovable en el corto y mediano plazo y, en consecuencia, no anticipa mecanismos para proveerlo de los nuevos requerimientos de flexibilidad ni incorpora señales claras de inversión”, analizó.
A su juicio, el reglamento no es predictivo, por lo que “no permite orientar decisiones de inversión en tecnologías complementarias para preparar al sistema para el futuro, se limita a adaptar esquemas pensados para un sistema convencional”.
“No se construye un verdadero mercado, sino un esquema híbrido en el que conviven mecanismos de oferta voluntaria con obligaciones normativas permanentes y decisiones administrativas que condicionan el funcionamiento económico de los servicios”, agregó.
Uno de los puntos que Carrero remarcó como principal es la forma en que se aborda el principio de causalidad, ya que su aplicación podría generar distorsiones en un sistema con alta penetración renovable. La especialista explica que la variabilidad no puede interpretarse como una falla individual, sino como una condición inherente de estas tecnologías dentro del sistema eléctrico.
“Los servicios complementarios son un bien sistémico que beneficia a todos los usuarios. Trasladar estos costos directamente a las tecnologías renovables, como parece que terminará ocurriendo si no hay cambios, distorsiona las señales económicas, desincentiva la inversión y desconoce la lógica técnica del funcionamiento del sistema eléctrico moderno”, sostuvo la especialista.
A esto se suma la falta de herramientas operativas clave. La ausencia de redespacho y de actualización intradiaria de los pronósticos de generación limita la capacidad de adaptación del sistema frente a la variabilidad. Sin estos mecanismos, las programaciones pierden precisión y los desvíos dejan de ser excepciones para convertirse en situaciones inevitables.
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“En la práctica, esto transforma el reglamento en un esquema de penalización por desviaciones respecto a una programación rígida, es decir, en un sistema de multas encubierto, en lugar de un mercado que gestione eficientemente la incertidumbre”, afirmó.
Cabe recordar que el sector exige la publicación de este reglamento desde hace más de un año, en un contexto de creciente incertidumbre regulatoria y más de USD 12.000 millones en proyectos renovables en pausa, a la espera de reglas y normativas que permitan viabilizar su ejecución.
Dentro de este escenario, el rol asignado al Comité de Operación Económica del Sistema (COES) se vuelve un punto crítico. La propuesta le otorga un papel central al encomendarle la elaboración de los estudios técnicos que definirán los requerimientos de servicios complementarios.
Para Carrero, esta ampliación plantea riesgos institucionales relevantes. La especialista considera que se le están delegando funciones que exceden la operación del sistema, lo que diluye la separación entre operación y regulación, incrementa la incertidumbre para los agentes y puede derivar en barreras de entrada para nuevos participantes.
“Es necesario reducir la discrecionalidad del COES, limitándolo a su rol operativo e incorporando en el reglamento las reglas esenciales de competencia, remuneración y asignación de costos”, remarca.
A la par, insistió en que el diseño del mercado debe responder a una lógica de largo plazo. La diferenciación entre disponibilidad, como necesidad sistémica, y activación, vinculada a comportamientos individuales, aparece como un aspecto clave para aplicar correctamente el principio de causalidad.
También puso el foco en la ausencia de incentivos claros para la inversión en flexibilidad, un componente que será determinante en un sistema con mayor participación renovable.
“El reglamento debió ser diseñado con una visión técnica y económica sólida de largo plazo, lo que no ha ocurrido y a cambio se presenta es una propuesta que cumple formalmente con la ley, pero que no construye un mercado real, pero aún existe la oportunidad de corregirlo, en la medida en que se recojan las mejores propuestas de las observaciones de los actores que hagan los actores del sector”, concluyó.
En paralelo, el Ministerio de Energía y Minas dispone de un plazo de 120 días calendario para adecuar la normativa técnica vinculada a la operación en tiempo real de los sistemas interconectados. El COES, por su parte, tendrá hasta 180 días para remitir al Osinergmin los procedimientos técnicos necesarios para la prestación de estos servicios.
De este modo, la entrada en vigencia del reglamento quedará condicionada a la aprobación de estas adecuaciones, con una implementación progresiva sujeta al desarrollo de normativa complementaria.