En Perú, el precio del módulo ya no define quién gana: lo define el diseño del mercado
En el sector eléctrico peruano se está dando una discusión que parece puramente local, pero que en realidad va a decidir qué tecnologías entran al mercado de suministro en los próximos años.
El punto de partida es positivo. El año pasado, la Ley N° 32249 modificó la Ley 28832 y, por primera vez, incorporó formalmente a la energía solar y eólica a las licitaciones de suministro para usuarios regulados. El problema está en la letra chica del reglamento que el MINEM aún está elaborando —el Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados—, que en horas punta (18:00 a 23:00, según RM 189-2025-MINEM/DM) mantiene la exigencia de ofertar energía y potencia de manera conjunta.
¿Por qué importa tanto esa regla? Porque la energía solar es barata de día y prácticamente nula al caer la tarde. Si la licitación exige garantizar suministro también en el pico vespertino, una planta solar pura tiene que comprar respaldo a plantas térmicas, hidráulicas o a baterías para poder competir. Eso encarece su oferta o, directamente, la deja fuera. El 10 de octubre, la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) cuestionó públicamente ese diseño; las generadoras térmicas (Kallpa, Engie, Orygen, agrupadas en la SNMPE) defienden la postura contraria.
La consecuencia práctica es clara: el umbral de entrada deja de ser el precio y pasa a ser la capacidad de respaldo. La cartera renovable del país —estimada por la SPR en torno a USD 46.859 millones, de los cuales unos USD 12.000 millones podrían avanzar en el mediano plazo— no se abrirá según quién cotice más barato, sino según quién pueda estructurar una oferta que cumpla con el requisito de potencia en horas punta.
Para el ecosistema profesional local —desarrolladores, EPC, estudios jurídicos y asesores regulatorios— esto abre trabajo concreto. La integración de almacenamiento (BESS) a los proyectos solares deja de ser un diferenciador y se convierte en condición de competitividad. Y estructurar esa oferta conjunta —definir responsabilidades, contratos de respaldo, garantías y cumplimiento técnico— requiere criterio local, no plantillas importadas de otros mercados.
Conviene además recordar una particularidad peruana que suele malinterpretarse: Perú no tiene un régimen de certificación eléctrica obligatoria unificado. Los requisitos se fijan por categoría de producto mediante decretos supremos, y los ensayos deben realizarse en laboratorios acreditados y reconocidos por INACAL. Quien aplique la lógica de Chile o Argentina a Perú se equivoca desde el primer paso.
La lectura de fondo es que Perú está redefiniendo las reglas de su mercado eléctrico, y que esa definición —más que cualquier guerra de precios— marcará qué proveedores y qué tecnologías tienen un lugar. Para los actores que buscan socios industriales o que acompañan la entrada de tecnología al mercado peruano, este es el momento de entender el reglamento, no de esperar a que se publique.
(El reglamento está en trámite; las condiciones finales y los requisitos de certificación deben verificarse en las publicaciones oficiales del MINEM, Osinergmin e INACAL. La normativa puede cambiar.)