Ley 32249 sigue frenada y crece la tensión en Perú
La ley que buscaba modernizar el sistema eléctrico peruano continúa sin reglamento y mantiene en vilo a empresas, reguladores y usuarios. En paralelo, surgen críticas por el rol asignado a OSINERGMIN y por las dudas sobre contratos, cuotas y abastecimiento.«Sin reglas claras, la competencia prometida por una reforma puede quedarse en el papel», suele resumir la experiencia de múltiples procesos de liberalización energética en América Latina. Ese es, en esencia, el punto de partida del debate en torno a la Ley 32249, pensada para transformar el sistema eléctrico peruano, impulsar la competencia y abrir más espacio a tecnologías como la solar y la eólica.
Promulgada en enero de 2025, la norma nació con la promesa de ordenar el mercado y acelerar la transición hacia una matriz más flexible y renovable. Pero, más de un año después de su aprobación, el reglamento que debe ponerla en marcha sigue sin publicarse, lo que alimenta la incertidumbre en el sector y entre los usuarios.
Desde su formulación, la iniciativa encontró resistencias dentro del propio ecosistema eléctrico. Generadores, distribuidoras y empresas vinculadas plantearon dudas sobre el diseño de los cambios y advirtieron sobre eventuales impactos en la estructura del mercado. Luego de la aprobación legislativa, esas diferencias se trasladaron al proceso de reglamentación, donde el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) todavía no consigue cerrar un texto definitivo, en un contexto además presionado por el recambio de gobierno.
Ley 32249, entre el limbo regulatorio y el rol del OSINERGMIN
Durante el evento Expo Energía Perú 2026, Javier Muro, gerente comercial de Pluz Energía, sostuvo que el reglamento propuesto va más allá de lo que fija la ley, al asignarle a OSINERGMIN funciones de planificación que originalmente no le correspondían. Según explicó a Infobae Perú, esa ampliación de facultades genera objeciones tanto legales como operativas, porque el regulador no debería asumir tareas de diseño del sistema eléctrico.
Mientras persista la falta de reglamento, las compañías han debido apoyarse en contratos bilaterales para atender emergencias y sostener el suministro. Estos acuerdos directos entre una generadora y un distribuidor o gran consumidor permiten pactar precio, volumen y plazo, otorgando previsibilidad a ambas partes y funcionando, en la práctica, como una herramienta de respaldo cuando no es posible licitar a tiempo.
En el esquema que buscaba la ley, esos contratos debían operar como complemento, dentro de límites precisos, y no como eje principal del abastecimiento. Sin embargo, de acuerdo con Muro, el reglamento los deja en una posición todavía más secundaria, reduciendo la capacidad de respuesta de las empresas frente a emergencias o variaciones de demanda.
La norma establece que la mayor parte de la compra de energía debe canalizarse mediante licitaciones, y que solo una fracción puede contratarse por la vía bilateral, con cuotas definidas. En teoría, ese diseño apunta a reforzar la competencia y a sostener precios más justos. En la práctica, la ausencia de una reglamentación operativa ha derivado en distorsiones que complican la transición hacia el nuevo modelo.
Límites, cuotas y reglas poco claras para el abastecimiento eléctrico
Otro de los puntos críticos es la falta de claridad sobre cómo convivirán los contratos antiguos con los nuevos. Según Muro, los acuerdos previos pueden incluir cláusulas específicas de precio y de suministro que no encajan con el marco legal que impulsa la reforma, lo que abre interrogantes sobre su aplicación y sobre la continuidad de las obligaciones ya asumidas.
También cuestionó que el reglamento plantee competencia en sistemas eléctricos aislados, donde en la práctica existe un único proveedor posible. A eso se suma, indicó, la indefinición respecto de los cargos de transmisión aplicables a la generación distribuida y a la autogeneración industrial, dos áreas que en los últimos años ganaron protagonismo en la discusión energética por su aporte a la descentralización y al uso más eficiente de la red.
La rotación constante de autoridades en el MINEM es, según el directivo, otro factor que retrasa el proceso. Cada cambio obliga a revisar nuevamente los temas pendientes, lo que dificulta la continuidad técnica y posterga la aprobación final. «Lo que se necesita es que la ley y el reglamento faciliten y no compliquen el trabajo de los distribuidores, que son quienes dan la cara al usuario final y deben garantizar inversiones y calidad de servicio», señaló.
En ese marco, Muro advirtió que, mientras el reglamento permanezca en suspenso, el sistema eléctrico peruano seguirá sin poder avanzar hacia un «modelo más competitivo, eficiente y abierto a la innovación».
Pluz presenta avances en sostenibilidad, inclusión y eficiencia operativa
En paralelo al debate regulatorio, Pluz Energía, distribuidora eléctrica de Lima, Callao y el Norte Chico, presentó su Reporte de Sostenibilidad 2025, donde destaca un esquema de gestión centrado en la creación de valor compartido y en el impacto social, ambiental y económico.
La compañía informó que impulsó iniciativas orientadas a la educación, la inclusión y la infraestructura comunitaria, entre ellas la entrega de 60 becas integrales para jóvenes y mujeres en situación de vulnerabilidad, la iluminación de más de 130 losas deportivas y la participación de 2.700 trabajadores en programas de bienestar.
Además, obtuvo la certificación internacional “Zero Waste” tras reaprovechar más del 90% de sus residuos, e incorporó proyectos de economía circular como “EcoMuretes”.
En el plano operativo, la empresa invirtió S/ 891,6 millones en 2025 para modernizar la red eléctrica y mejorar la calidad del servicio para más de 1,6 millones de clientes. También renovó más de 150.000 medidores, instaló 900 nodos de telecontrol y sumó 16.000 luminarias LED en coordinación con municipalidades.
Asimismo, incorporó una flota eléctrica para sus operaciones de campo y registró un crecimiento financiero sostenido, en línea con su objetivo de consolidar una gestión enfocada en la eficiencia y en el desarrollo sostenible. Análisis y proyecciones: si la reglamentación continúa demorada, el riesgo para el sector es doble: por un lado, se prolonga la incertidumbre regulatoria y, por otro, se frena la llegada de inversiones asociadas a nuevas tecnologías y esquemas de contratación más flexibles. En mercados eléctricos donde la transición avanza, la estabilidad normativa suele ser condición previa para ampliar la competencia, ordenar el abastecimiento y acelerar la integración de renovables. En ese sentido, la evolución del debate muestra un cambio claro: de una reforma presentada como modernizadora a una discusión cada vez más centrada en la viabilidad práctica de su implementación, en el reparto real de funciones entre regulador, ministerio y empresas, y en la capacidad del sistema para sostener seguridad de suministro sin perder eficiencia.
Con el paso del tiempo, la postura de los actores principales también se ha endurecido. Las empresas que inicialmente observaban el texto con prudencia pasaron a reclamar definiciones concretas sobre contratos, cuotas y responsabilidades; mientras que el Estado, a través del MINEM, enfrenta el desafío de conciliar intereses contrapuestos sin desnaturalizar el objetivo original de la ley. El resultado, por ahora, es un mercado que sigue esperando reglas claras para dar el salto hacia el modelo que la reforma prometió.
