Las principales empresas energéticas que operan en Perú plantean nuevas condiciones contractuales, técnicas y comerciales para las futuras licitaciones de suministro eléctrico, en un contexto en el que el país avanza con la reglamentación de la Ley Nº 32249, que modifica la Ley N.º 28832 para promover la diversificación de la matriz energética y garantizar el abastecimiento.
La aprobación del nuevo reglamento constituye uno de los pasos que espera el sector eléctrico para avanzar con las próximas convocatorias, especialmente aquellas destinadas a incorporar nueva capacidad de generación renovable.
Según la documentación a la que tuvo acceso Energía Estratégica, compañías como ENGIE, ACCIONA, Statkraft, Kallpa, Luz del Sur, Electrosur, Electropuno, Plus Energía, Inland Energy, Electrodunas, Fenix Power, Orygen y EDF Perú, entre otras, presentaron observaciones y propuestas que abarcan contratos de hasta 20 años, mayor flexibilidad para comercializar energía renovable por bloques horarios, requisitos para nuevos proyectos y cambios en los mecanismos de adjudicación.
Los planteamientos también incluyen modificaciones en los precios máximos, garantías, contratación bilateral y atribuciones del organismo regulador, con posiciones diferenciadas respecto de la participación de centrales existentes y las condiciones para impulsar nuevas inversiones en generación renovable.
El proyecto del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) contempla contratos de largo plazo de diez a 15 años, con períodos de carencia de tres a seis años y un límite máximo del 65% de la demanda total del distribuidor. Para el mediano plazo establece contratos de cuatro a cinco años y un límite del 40%, mientras que el corto plazo abarca desde un mes hasta tres años, con un máximo del 35%.
Frente a estas condiciones, ACCIONA propone ampliar los contratos a 15 o 20 años y que entre el 60% y el 80% de la demanda se contrate a largo plazo, con el objetivo de dar previsibilidad de ingresos y facilitar la bancabilidad de nuevos proyectos.
En contraste, Luz del Sur, Distriluz, Statkraft y Fenix Power solicitan mayor flexibilidad en los porcentajes y horizontes de contratación, en lugar de establecer compromisos rígidos para las distribuidoras. Entre los argumentos aparece el riesgo de sobrecontratación ante variaciones de la demanda, lo que podría generar obligaciones de compra superiores a las necesidades efectivas de suministro.
En esa línea, la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) solicita requisitos objetivos para los participantes, porcentajes de contratación flexibles y al menos diez meses para preparar las licitaciones de largo plazo, además de reglas que faciliten la integración de tecnologías renovables.
Por su parte, ENGIE pide criterios de participación claros, plazos regulatorios definidos y la posibilidad de presentar ofertas indivisibles que comprendan varios bloques horarios. También propone admitir proyectos con autorización o concesión y evitar duplicaciones de información que ya administra el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
¿Proyectos nuevos o centrales existentes? Las condiciones para competir por los contratos
Otro de los principales puntos de discusión es si las licitaciones de largo plazo deben priorizar nueva capacidad de generación o permitir que las centrales existentes compitan por los mismos contratos.
Además de definir qué centrales podrán participar, las empresas solicitan requisitos técnicos y garantías que acrediten la viabilidad de los proyectos antes de la adjudicación. EDF Perú plantea exigir estudios de preoperatividad, certificación ambiental y avances concesionales, mientras que ENGIE propone admitir desarrollos con autorización o concesión y establecer criterios objetivos de calificación. El proyecto reglamentario también contempla garantías de cumplimiento para instalaciones que todavía no están operativas.
Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante Future Energy Summit Perú 2026., aseguró: "Se necesita que las licitaciones de largo plazo sean solamente para proyectos nuevos". Y apuntó que que las instalaciones operativas podrían participar en convocatorias de menor duración.
En una línea similar, Ignis Energy Perú solicita priorizar infraestructura nueva y asignar primero la energía correspondiente a estos proyectos para asegurar su bancabilidad.
Sin embargo, Kallpa, ENGIE, Statkraft, Fenix Power, Celepsa, Electroperú y San Gabán defienden la participación de centrales existentes, con el argumento de que la competencia debe contemplar a los distintos generadores habilitados.
Desde Kallpa, su gerente comercial, Irwin Frisancho, manifiesta durante el mismo encuentro: "Hay que dejar que se compita, que compitan la energía existente con la nueva y el precio, el mejor precio resultante se irá en beneficio del usuario regulado".
Fenix Power propone preservar la neutralidad tecnológica y evitar restricciones adicionales mediante procedimientos posteriores. Statkraft solicita revisar las preferencias por nuevos desarrollos y los porcentajes de contratación, mientras que Celepsa y Electroperú también respaldan la competencia abierta.
La necesidad de contratos que respalden las inversiones es otro factor determinante. César Butrón, presidente del Directorio del COES, advierte durante Future Energy Summit Perú sobre las dificultades financieras de los proyectos.
"No están consiguiendo el cierre financiero. Ese es el gran problema, no hay suficientes contratos de largo plazo", señaló el directivo, quien también identifica los vencimientos de contratos existentes previstos para 2030 y 2031 como una variable relevante para las futuras convocatorias.
Bloques horarios, precios y contratación: ¿Qué modificaciones solicitan?
La contratación separada de potencia y energía constituye otro eje de las observaciones, debido a sus implicancias para tecnologías con diferentes perfiles de generación.
El proyecto contempla tres productos: solo potencia, solo energía y potencia con energía asociada. La posibilidad de contratar energía por bloques horarios permitiría estructurar ofertas específicas, aunque varias compañías solicitan contemplar también el costo integral del suministro.
Kallpa, Orygen, Celepsa y TGP plantean que las licitaciones admitan ofertas de cobertura durante las 24 horas, mientras que la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) solicita comparar ofertas por bloques y propuestas integrales mediante un mecanismo de optimización de mínimo costo.
También existen propuestas diferentes sobre cómo proceder cuando una licitación no logra cubrir toda la demanda requerida. ACCIONA solicita establecer reglas para las adjudicaciones parciales, mientras que las empresas de FONAFE proponen declarar desierto el proceso si algún bloque queda sin cobertura. Electrosur, por su parte, plantea habilitar acuerdos bilaterales ante licitaciones desiertas, para atender los requerimientos de suministro pendientes.
En materia de precios, Kallpa y Orygen proponen un precio máximo conjunto o único, en lugar de límites independientes para cada bloque. Statkraft también pide revisar los criterios utilizados para establecer esos valores.
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Por su parte, ISA–REP respalda la separación de potencia y energía por su potencial para facilitar la participación renovable, pero solicita que el pago de peajes y cargos de transmisión no dependa de que el generador haya recibido previamente los importes correspondientes de la distribuidora.
Electroperú, Inland Energy y la SPR plantean que los factores de transmisión reflejen adecuadamente las pérdidas, congestiones y costos marginales del sistema, con el objetivo de mejorar las señales económicas de contratación.
Las observaciones también alcanzan al incentivo económico de hasta el 3% previsto para las licitaciones anticipadas, cuya simplificación o revisión solicitan compañías como Electroperú y Electrosur. A su vez, Statkraft e Ignis Energy Perú reclaman mayor precisión sobre las cantidades mínimas facturables, una condición que influye en los ingresos garantizados a los generadores y en los compromisos de compra asumidos por las distribuidoras.
También aparecen pedidos vinculados con los contratos bilaterales. Luz del Sur, Pluz Energía, Distriluz, Electrosur y empresas de FONAFE solicitan mayor flexibilidad para suscribir acuerdos sin licitación y definir estrategias comerciales según las necesidades de cobertura.
El pedido va más allá de utilizar acuerdos bilaterales para cubrir déficits puntuales. Luz del Sur, Distriluz y Pluz Energía defienden la posibilidad de negociar contratos de mayor duración sin depender exclusivamente de licitaciones, mientras que Electrosur propone recurrir a esta modalidad cuando los procesos competitivos queden desiertos.
El proyecto limita estos contratos a un año de vigencia, sin posibilidad de prórroga, cuando se justifique que la demanda no pudo cubrirse mediante licitación y que resulta inviable realizar otra convocatoria.
Otro pedido concreto es respetar la potencia fija y variable comprometida en los contratos anteriores a la reforma, para evitar que las nuevas adjudicaciones alteren obligaciones comerciales vigentes. En paralelo, Kallpa, Celepsa, Pluz Energía y Electrodunas cuestionan las disposiciones que permitirían o exigirían que una distribuidora con generación propia se contrate a sí misma, por sus posibles efectos sobre la competencia y la transparencia de las adjudicaciones.
En cuanto al mercado de excedentes, Celepsa, Electroperú y la SPR proponen eliminarlo o rediseñarlo, mientras que Orygen solicita que las reasignaciones entre distribuidoras no se realicen sin participación del generador.
Otro punto relevante es la programación de las licitaciones. Luz del Sur, Pluz Energía y Fénix Power piden delimitar las facultades de Osinergmin y preservar la autonomía comercial de las distribuidoras, especialmente respecto de las cantidades, modalidades y plazos de contratación.
En particular, Luz del Sur propone que los programas de licitación sean comunicados al regulador, en lugar de someterse a una aprobación previa general, mientras que Fenix Power solicita que los elementos esenciales del esquema sean definidos directamente por el MINEM.
Osinergmin, COES y los requisitos para sistemas aislados
El propio Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) presenta observaciones al proyecto y solicita precisar definiciones, sustentar los porcentajes de contratación y establecer criterios claros para la acumulación de demanda.
También plantea asegurar que los generadores cuenten con suficiente potencia y energía firme para respaldar sus compromisos contractuales, además de revisar plazos administrativos, publicaciones y procedimientos de remisión de contratos.
En cuanto a los sistemas aislados, EDF Perú propone mecanismos diferenciados para instalaciones inferiores a 10 MW y salvaguardas frente a posibles conflictos de interés cuando una distribuidora cuenta con generación propia.
El proyecto reglamentario contempla que, en determinadas licitaciones para estos sistemas convocadas subsidiariamente por el Ministerio, se priorice la generación con recursos energéticos renovables.
En un procedimiento regulatorio complementario, referido específicamente a la coordinación operativa de sistemas aislados, el COES solicita revisar el umbral mínimo que habilitaría su intervención, pasando de 1,5 MW a 50 MW.
El organismo fundamenta su propuesta en los costos de infraestructura, comunicaciones y personal necesarios para coordinar estas instalaciones, que podrían alcanzar 1,5 millones de soles anuales en determinados escenarios.
La SPR también propone elevar el umbral a 20 MW en ese procedimiento, con el objetivo de evitar exigencias operativas desproporcionadas para instalaciones pequeñas.
Estas observaciones pertenecen a una reglamentación distinta de la contratación de suministro, pero incorporan elementos relacionados con los costos de operación, las responsabilidades técnicas y la viabilidad económica de proyectos renovables en sistemas aislados.
Neutralidad tecnológica y los próximos desafíos regulatorios
Las observaciones también incluyen a Cálidda, Transportadora de Gas del Perú (TGP) y la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), que solicitan neutralidad tecnológica y reglas que garanticen el suministro durante las 24 horas.
Estas organizaciones plantean revisar las cuotas obligatorias de contratación y permitir que la generación existente participe en igualdad de condiciones, considerando los requerimientos de firmeza y seguridad del sistema.
Por su parte, las empresas que impulsan nuevos desarrollos ponen el énfasis en contratos extensos, requisitos objetivos y mecanismos que faciliten el financiamiento de centrales renovables, mientras que otros generadores priorizan la competencia abierta y la flexibilidad comercial.
Así, las observaciones de las principales compañías, asociaciones y organismos técnicos dejan planteadas las condiciones que deberán precisarse antes de implementar las próximas licitaciones eléctricas en Perú.
La duración de los contratos, la participación de proyectos nuevos y existentes, los precios máximos, los productos horarios y los requisitos de respaldo serán determinantes para definir las oportunidades de inversión y las condiciones comerciales del nuevo esquema de contratación.
