La Ley 32249 surgió en un contexto de creciente presión sobre el sistema eléctrico peruano. Durante la década anterior, el país había registrado un aumento sostenido de la demanda, impulsado por el crecimiento industrial y la expansión urbana en Lima y regiones costeras. Las tarifas residenciales e industriales se mantenían entre las más altas de Sudamérica, en parte por la concentración de la generación en pocas empresas y por la limitada penetración de fuentes renovables no convencionales. El gobierno anterior identificó la necesidad de modificar las reglas de contratación para permitir mayor competencia y atraer capital hacia proyectos eólicos y solares.
La aprobación de la norma en enero de 2025 respondió a esa urgencia. Su texto buscaba establecer licitaciones públicas como mecanismo principal de abastecimiento, reservando los contratos bilaterales para situaciones específicas y dentro de cuotas definidas. De esta forma se pretendía reducir la dependencia de acuerdos directos que, según múltiples estudios del sector, habían mantenido precios elevados durante años. Sin embargo, el proceso de elaboración del reglamento enfrentó desde el inicio tensiones entre el Ministerio de Energía y Minas, el regulador OSINERGMIN y las empresas generadoras y distribuidoras.
Resistencias internas y cambios de gobierno
Las primeras objeciones surgieron incluso antes de la promulgación. Generadores térmicos tradicionales argumentaron que la entrada masiva de renovables sin planificación adecuada podía afectar la estabilidad del sistema. Distribuidoras, por su parte, señalaron que las nuevas reglas de transmisión y cargos por uso de red no estaban suficientemente claras para proyectos de autogeneración industrial. Estas posiciones se trasladaron al debate del reglamento, donde cada actor buscó preservar márgenes operativos o cuotas de mercado.
El cambio de administración a mediados de 2025 agravó la situación. Cada nuevo equipo ministerial requirió revisar los documentos acumulados, lo que interrumpió el diálogo técnico iniciado meses antes. Esta rotación constante de funcionarios impidió construir consensos duraderos y postergó la publicación del texto definitivo. Mientras tanto, las empresas continuaron operando bajo contratos bilaterales para cubrir déficits puntuales, una práctica que la ley original pretendía limitar.
Distorsiones en la contratación y efectos sobre la competencia
La ausencia del reglamento ha generado un escenario en el que los contratos bilaterales ocupan un espacio mayor al previsto. Empresas distribuidoras han recurrido a estos acuerdos para garantizar suministro durante picos de demanda o cuando las licitaciones públicas se demoran. Aunque estos contratos ofrecen previsibilidad de precios a corto plazo, reducen la transparencia y limitan la participación de nuevos oferentes renovables. En la práctica, se observa que los precios pactados en bilateralidad superan en promedio un 15 % a los obtenidos en las últimas licitaciones realizadas antes de la ley.
El caso de los sistemas aislados ilustra claramente el problema. En varias regiones del sur y la selva peruana existe un único proveedor posible. La propuesta de reglamento que otorga a OSINERGMIN funciones de planificación ha sido cuestionada porque podría imponer competencia artificial en mercados donde solo hay un actor viable. Esta situación genera incertidumbre jurídica y desalienta inversiones en microrredes renovables que podrían atender a poblaciones alejadas de manera más eficiente.
Impacto en la transición energética y metas climáticas
Perú se comprometió a alcanzar el 30 % de generación renovable no convencional hacia 2030. La Ley 32249 representaba un instrumento clave para acelerar ese objetivo al facilitar el ingreso de proyectos solares y eólicos a través de licitaciones competitivas. La demora en su reglamentación ha frenado la planificación de nuevos parques. Según datos del Ministerio, al menos ocho proyectos que esperaban adjudicación en 2026 permanecen en espera, lo que equivale a más de 1.200 megavatios de capacidad potencial.
La falta de reglas claras sobre cargos de transmisión para la generación distribuida afecta también a industrias que buscan reducir costos mediante autogeneración. Empresas mineras y agroexportadoras han postergado inversiones en techos solares porque no existe certeza sobre cómo se calcularán los peajes ni cómo se integrarán sus excedentes al sistema. Esta parálisis contrasta con países vecinos como Chile, donde marcos regulatorios similares permitieron que la participación de renovables superara el 25 % en menos de cinco años.
Consecuencias para los usuarios finales y la inversión
Los usuarios residenciales e industriales son quienes soportan los mayores costos de la incertidumbre. Sin licitaciones transparentes, las distribuidoras trasladan a las tarifas los precios más altos de los contratos bilaterales. Estimaciones preliminares indican que cada año de retraso podría significar un incremento acumulado del 4 % al 6 % en las facturas promedio de los hogares limeños. A largo plazo, la menor competencia reduce los incentivos para mejorar la calidad del servicio y modernizar redes.
Desde el punto de vista de la inversión, la indefinición regulatoria eleva el costo de capital para proyectos renovables. Fondos de inversión y bancos exigen mayor prima de riesgo cuando no existe un marco operativo definido. Esto encarece el financiamiento y desplaza capital hacia países con reglas más estables. El resultado es una oportunidad perdida para generar empleo en construcción, operación y mantenimiento de parques eólicos y solares, sectores que podrían absorber miles de trabajadores calificados en regiones con alto desempleo.
Perspectivas de resolución y riesgos de inacción
El nuevo gobierno enfrenta la tarea de destrabar el reglamento antes de que la ventana de oportunidad para la transición energética se cierre. Un texto que respete el espíritu original de la ley, limite las funciones de planificación de OSINERGMIN a lo estrictamente necesario y defina con precisión las cuotas de contratos bilaterales permitiría recuperar la confianza de los inversionistas. Sin embargo, cualquier solución debe contemplar mecanismos de transición para los contratos vigentes, evitando litigios que podrían prolongar aún más la incertidumbre.
La experiencia de otros países latinoamericanos muestra que las demoras regulatorias en reformas eléctricas suelen extenderse entre tres y cinco años cuando no existe voluntad política sostenida. En el caso peruano, la combinación de rotación de autoridades y resistencias sectoriales aumenta ese riesgo. Si el reglamento no se aprueba en los próximos doce meses, el sistema eléctrico podría consolidar una estructura menos competitiva y más dependiente de fuentes convencionales, alejándose de las metas de descarbonización y encareciendo el servicio para millones de usuarios.
