Distribuidoras piden ajustes al nuevo esquema de licitaciones peruano para gestionar mejor la demanda futura

Con la promulgación de la Ley 32249, Perú introdujo la reforma más significativa para su sector eléctrico desde 2006.

Esta ley establece un nuevo régimen de licitaciones para el abastecimiento del mercado regulado, pero desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) cuestionan la forma en que se está diseñando el reglamento. En diálogo con Energía Estratégica, Alessandra Amaral, presidenta ejecutiva de la entidad, fue clara: "Los efectos de una sobrecontratación son totalmente asumidos por los distribuidores. Una de las principales preocupaciones de ADELAT recae en el papel que se le asigna a OSINERGMIN dentro del reglamento.

De acuerdo con Amaral, se le otorgan facultades excesivas al ente regulador, incluyendo la posibilidad de definir qué, cómo, cuánto y cuándo licitar.

Sin embargo, "las consecuencias de estas decisiones son asumidas por los distribuidores, sostuvo. Según explicó, si el plan de demanda propuesto por una distribuidora no es aprobado, el regulador puede modificarlo, pero los efectos financieros y operativos como la sobrecontratación recaen en las distribuidoras. En ese sentido, el diseño del esquema pone en tensión la capacidad de planificación de las empresas frente a un escenario energético en plena transformación tecnológica.

Amaral resumió que "pasa a ser muy complicado para la gestión de los distribuidores, en referencia al sistema tipo take or pay, que obliga a pagar por energía contratada independientemente de si fue consumida. El modelo obliga a las distribuidoras a proyectar su demanda para los próximos diez años, y a presentar un Programa de Licitaciones (PL) antes del 31 de octubre de cada año.

En dicho plan se deben incluir estimaciones de demanda, cronogramas de contratación, contratos vigentes y necesidades por bloques.

Pero el problema, según ADELAT, no es solo el horizonte temporal sino la rigidez del sistema. "Hay muchos cambios en el sector eléctrico, con la entrada de nuevas tecnologías, recursos energéticos distribuidos, generación distribuida y centros de datos.

Todo esto cambia la demanda rápidamente, argumentó la presidenta ejecutiva de ADELAT. El esquema está estructurado para que las licitaciones cubran porcentajes decrecientes de la demanda total en ese horizonte de diez años.

En el primer año debe cubrirse el 100% de la demanda, en el segundo el 90%, y así progresivamente hasta llegar al 30% en el año diez.

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Este sistema, similar al chileno, establece tres tipos de licitaciones: largo plazo (hasta 15 años), mediano plazo (hasta 5 años) y corto plazo (hasta 3 años), con períodos mínimos de carencia en cada caso.

Las licitaciones son obligatorias y deben realizarse anualmente.

Además, el reglamento establece que no más del 40% de la demanda puede ser cubierta por licitaciones de corto o largo plazo, buscando evitar la sobrecontratación. Sin embargo, Amaral advirtió que, pese a la inspiración chilena, el sistema no contempla la flexibilidad operativa que requieren las distribuidoras. "Prever un mercado a diez años y una contratación de largo plazo puede no ser la mejor alternativa en este momento, aseguró.

Por eso, desde ADELAT proponen mantener y ampliar el uso de contratos bilaterales, que el reglamento restringe a situaciones excepcionales, como licitaciones desiertas. Además de la flexibilidad, otro reclamo central es la participación real de las distribuidoras en la toma de decisiones regulatorias.

"Los órganos reguladores deben escuchar de una manera activa y empática a los distribuidores", enfatizó Amaral. En paralelo, desde la asociación subrayan que el éxito del nuevo modelo dependerá de su capacidad de atraer inversiones a lo largo de toda la cadena del sector eléctrico: generación, transmisión, distribución y comercialización.

Y para eso, el modelo debe ser sostenible, claro y confiable. SEs necesario escuchar a todos los actores involucrados.

No solo para la regulación de las licitaciones, sino también de la generación distribuida, la medición inteligente y los servicios complementarios", subrayó la ejecutiva. Uno de los aspectos que genera mayor incertidumbre es el impacto del nuevo sistema en los activos de generación existentes en las zonas de concesión.

Según el reglamento, incluso las plantas ya en operación deberán pasar por procesos de licitación.

Si no son adjudicadas, deberán ser apagadas.

Para ADELAT, este punto "podría tener un perfeccionamiento", ya que desincentiva la eficiencia operativa de activos existentes. En este contexto, Amaral remarca la importancia de mirar la experiencia de otros países para evitar errores. "Si Brasil tuviera que empezar otra vez con la generación distribuida, algunas medidas serían tomadas de otra manera, reflexiona.

En el país vecino se implementaron esquemas de gobernanza progresiva y reconocimiento de inversiones reales, con metodologías de costos eficientes.

Chile, por su parte, ha avanzado en licitaciones, generación solar y medición inteligente, aunque también enfrenta desafíos que Perú puede anticipar. La presidenta ejecutiva de ADELAT también plantea que se debe discutir hasta qué punto los incentivos a las tecnologías no convencionales son todavía necesarios. "Necesitamos verificar si los renovables ya no se han vuelto competitivos o si requieren más incentivos hoy para su desarrollo, planteó, destacando que cualquier subsidio mal calibrado puede ser oneroso. Finalmente, Amaral expresó que la expectativa del sector está puesta en que el reglamento pueda definirse de forma participativa.

"Todos esperan que la reglamentación de las licitaciones se finalice, pero que tenga una etapa de diálogo bien directo y bien participativo con las distribuidoras y todos los actores", aseguró. Por lo que la expectativa es que Perú pueda convocar sus primeras licitaciones bajo este nuevo régimen durante el próximo año, marcando así un hito en su política energética.