Perú se encuentra en una fase clave de su transición energética. Con la reciente aprobación de la Ley 32249, el país busca incentivar el desarrollo de energías limpias mediante licitaciones competitivas, contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones. En este camino, la experiencia de Chile resulta especialmente relevante: su proceso de licitaciones fue exitoso para promover una alta participación de tecnologías renovables, pero también dejó lecciones importantes sobre la necesidad de acompañar esa expansión con infraestructura y reglas claras que aseguren beneficios tangibles para los usuarios.
“Si no se gestiona adecuadamente la planificación de transmisión ni se definen con claridad los procedimientos regulatorios, existe el riesgo de enfrentar situaciones similares a las observadas en Chile: altos niveles de vertimiento, desacoples de precios y tarifas finales más elevadas”, manifestó el gerente comercial de EDF Power Solutions Perú, Robinson Ponce Frías en diálogo con Energía Estratégica.
El ejecutivo sostiene que el diseño de subastas debe incorporar aprendizajes regionales, como los criterios de firmeza y seguridad energética que aplican en otros países. El caso chileno nos muestra que la rápida masificación de renovables debe ir acompañada de transmisión suficiente y oportuna, para evitar sobreoferta localizada y dificultades en la evacuación de la energía.
“Construir una planta solar o eólica toma entre dos y cuatro años, pero una línea de transmisión puede demorar entre cinco y siete. Esto genera ventanas de congestión que pueden afectar la rentabilidad de los proyectos”, explicó Ponce Frías. El riesgo es financiero y técnico: cuando las líneas están saturadas, el COES restringe la inyección de energía, provocando pérdidas de ingresos.
Además de la subasta, el especialista de EDF resalta que aún hay aspectos pendientes de desarrollo en torno a la Ley 32249, los cuales podrían generar incertidumbre si no se resuelven oportunamente. Aunque celebra que el nuevo marco normativo “fortalece la confianza de los inversionistas”, también aclara que “el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente su reglamentación”.
En particular, destaca que aspectos clave de la Ley 32249 —como la implementación de contratos por bloques horarios, la separación de potencia y energía, y la metodología para asignar costos en el nuevo mercado de servicios complementarios— aún requieren precisiones adicionales en el reglamento. Asimismo, menciona que existe debate en torno a la obligatoriedad de los programas de licitación para las distribuidoras, un punto central para dar mayor previsibilidad a la demanda regulada.
“Lo importante ahora es dar continuidad al proceso. El marco ya está, pero su implementación debe ofrecer predictibilidad, sobre todo para quienes van a comprometer inversiones de largo plazo”, afirmó Ponce Frías. Para las entidades financieras, estos factores representan riesgos si no se articulan con transparencia y mecanismos claros.
Otro aspecto que requiere mayor definición es el rol de las tecnologías de almacenamiento, principalmente en el nuevo mercado de servicios complementarios y, eventualmente, en las futuras licitaciones. Según el ejecutivo de EDF, “necesitamos señales claras que incentiven la integración de tecnologías de almacenamiento, junto con el gas flexible y otras tecnologías de respaldo, porque solo así vamos a poder garantizar firmeza y confiabilidad en el sistema”. En su visión, los contratos deben contemplar esta flexibilidad, no solo desde el diseño técnico, sino también en la estructura de precios y plazos.
En este contexto, el ejecutivo propone que las subastas peruanas incorporen elementos que eviten distorsiones como las vividas en otros mercados. “No se trata solo de adjudicar al menor precio, sino de valorar el impacto sistémico de cada proyecto, su localización estratégica y su capacidad de aportar a la resiliencia del sistema eléctrico”, argumenta.
A pesar de estos desafíos, Robinson Ponce aseguró que el país tiene condiciones estructurales muy favorables. “Ya existe un pipeline de más de 20 gigavatios en solicitudes de conexión, lo que demuestra un alto apetito del mercado. Además, los costos tecnológicos han bajado y el recurso solar del sur peruano es excepcional”, indicó.
No obstante, advierte que las señales institucionales deben acompañar esta dinámica. “La ley da el primer paso, pero el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente la reglamentación. El tiempo apremia, y el sistema necesita tomar decisiones ya”, concluyó.
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