Energías renovables en el Perú: Avances regulatorios, inversiones en riesgo y el costo de no implementar la reforma

Business Empresarial.- El 2025, tras casi tres años de debate legislativo, el Congreso de la República aprobó y el Ejecutivo promulgó la Ley N.º 32249, una reforma destinada a modernizar el sistema eléctrico con el ingreso de nuevas tecnologías basadas en energía solar y eólica de bajo costo, para corregir distorsiones del actual mercado de generación que obliga a millones de hogares y pequeñas industrias a pagar la tarifa local mas alta por su consumo de electricidad.

Sin embargo, en la práctica resultan inaplicables debido a que los reglamentos que permiten su implementación real no han sido aprobados. Esta omisión ha generado incertidumbre regulatoria y en consecuencia el retraso en inversiones en nuevos proyectos de generación eléctrica y un riesgo creciente para la seguridad energética y las tarifas eléctricas.

En los últimos cuatros años el sistema eléctrico ha debido recurrir al uso de centrales de generación a diésel importado, de alto costos y muy contaminante como consecuencia de fallas y restricciones de la generación con gas natural y las sequías que limitaron la producción hidroeléctrica.  Y es que la matriz peruana de generación depende en mas del 80% unicamente de esas dos fuentes, lo que significa un riesgo para el sistema.

Aunque el Perú es una potencia mundial de recursos energéticos renovables, su  participación representan apenas el 10% del despacho eléctrico, con la energía eólica en 6,5% y la solar 3,5%. Esto debido a que la regulación nacional ha limitado su desarrollo y existen barreras normativas que requieren ser eliminadas.

En este contexto, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) considera que es urgente para el país implementar en el 2026 las reformas en el sector eléctrico.

Cartera de proyectos e impacto en inversión

Más del 95% de los proyectos eléctricos a nivel nacional en desarrollo se basan en fuentes renovables no convencionales, principalmente solar y eólica porque son las tecnologías mas limpias y económicas a nivel global. En conjunto, esta cartera supera los 37.000 MW, casi tres veces mas que la actual capacidad instalada y operativa en Perú y representan una inversión potencial de más de US$ 35.000 millones. Esto significa que se trata de un cambio integral de cómo generamos electricidad, y se requiere modernizar la regulación para implementar esta transición energética de un sistema convencional basado en térmicas e hidroeléctricas a uno que se compondrá mayoritariamente de fuentes renovables.

De la cartera total de proyectos, 26,211 MW cuentan con Estudio de Pre‑Operatividad (EPO) aprobado, 6,764 MW con Estudios de Impacto Ambiental (EIA), 2,289 MW en fase constructiva, pero solo 374 MW son de nuevos competidores. El desarrollo renovable en el Perú ha sido un sector excluyente debido a que la legislación condicionaba su desarrollo a exigencias que solo podían cumplir empresas con diversos activos eléctricos en operación comercial. Esto limitó la competenecia y no permitió que los bajos costos de la generación renovable se traslade a favor de los usuarios, millones de hogares y de industrias.

Estos proyectos renovables que se encuentran en distintas etapas de desarrollo tienen el potencial de generar más de 250.000 empleos directos e indirectos a lo largo de su ciclo de vida, dinamizando la economía de las regiones donde se ubican, principalmente, Arequipa, Piura, Lambayeque, Áncash, Ica, Moquegua y La Libertad. Pero su construcción en el corto y mediano plazo dependerá de que la nueva ley se reglamente para cumplir su objetivo principal, impulsar la competepetencia entre las empresas de generación eléctrica para  conseguir mejores tarifas y garantizar suficiente nueva energía para los usuarios.

Actualmente, 15 proyectos se encuentran en etapa de desarrollo avanzado y se espera que cinco de ellos entren en operación comercial el 2026. La falta de reglamentos, sin embargo, mantiene inversiones en una situación de espera, postergando decisiones finales y elevando el costo de capital.

Avances regulatorios en el 2025

La Ley 32249 introdujo un nuevo esquema de licitaciones para la compra de energía eléctrica para hogares e industrias, basado en contratos solo por energía y en bloques horarios para usar los recursos energéticos de forma más eficiente, es decir cuando están disponibles y a menor costo.

El objetivo es conseguir mejores precios a través de una competencia real, el ingreso de nuevas fuentes energéticas limpias, la creación de un Mercado de Servicios Complementarios, destinado a reforzar la confiabilidad del sistema con nuevas tecnologías eficientes y un modelo de coordinación operativa para sistemas eléctricos aislados para dotarlos de energías renovables local porque hoy son los más caros y contaminantes del país debido a que se basan en el uso de diesel.

No obstante, a lo largo de 2025 estos avances han sido, en la práctica, inaplicables. Los reglamentos de licitaciones y de servicios complementarios, que debían aprobarse en un plazo máximo de 120 días por el Poder Ejecutivo, no han sido publicados. Sin estos instrumentos, la reforma queda congelada.

Uso de diésel y señales de estrés del sistema

Durante 2025, el sistema eléctrico nacional ha debido recurrir en múltiples ocasiones a la generación con diésel para cubrir la demanda eléctrica, especialmente en escenarios de sequía que reduce la producción hidroeléctrica y ante problemas en el suministro de gas natural asociados a fallas o restricciones en el gasoducto. Todas las centrales termoeéctricas se abastecen de un único ducto de gas.

El uso de diésel eleva el costo de generación eléctrica de un promedio de 30$ por MWh a más $ 200 por MWh, y tiene consecuencias directas en el corto y mediano plazo en el incremento de las tarifas eléctricas afectando a hogares y la competitividad de las industrias.

Estas situaciones confirman los análisis técnicos del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional que advierte que, sin nueva generación eficiente, en base a energías renovables no convencionales, a partir de 2028 el país enfrentará un déficit de generación y en consecuencia nuevamente altos costos de generación.

Otro dato importante del balance 2025 es la pérdida de energía renovable y de bajo costo debido a retrasos en proyectos de transmisión, principalmente en el sur del país. Durante el año, diversas centrales renovables no pudieron inyectar toda su producción al sistema por congestiones en la red.

El costo de no regular adecuadamente pone en riesgo de postergar más de US$ 18.000 millones en inversiones renovables, incrementar el costo de inversión de los proyectos en aproximadamente 5% a 10% y limita la entrada de nueva oferta eficiente, elevando el riesgo de escasez y de tarifas más caras para millones de usuarios.

En este contexto, la pronta reglamentación de la Ley N.º 32249 resulta un paso decisivo para materializar los objetivos de la reforma eléctrica. La aprobación oportuna de sus reglamentos permitirá dotar al sistema de instrumentos técnicos modernos, alineados con criterios de seguridad, flexibilidad y eficiencia de mercado, generando condiciones favorables para una mayor competencia y para la incorporación ordenada de energías limpias. Ello no solo contribuirá a evitar sobrecostos innecesarios en las tarifas eléctricas, sino que impulsará el desarrollo de la infraestructura de transmisión requerida para integrar energía limpia, en beneficio de los usuarios y del desarrollo económico del país.