En cumplimiento con lo establecido por la normativa sobre la actualización de las tarifas eléctricas, Osinergmin ha efectuado la revisión mensual correspondiente. Como resultado de dicha revisión, a partir del 4 de mayo de 2025, las tarifas eléctricas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) tendrán una reducción promedio de -0,44% para los usuarios domiciliarios y de -0,32% para los usuarios comerciales e industriales.

El reajuste tarifario en el SEIN responde a la aprobación de los Precios a Nivel de Generación, fijación del Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y de los Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión, aprobación del Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) y la actualización del Cargo Fijo y del Valor Agregado de Distribución por la actualización de los Precios a Nivel de Generación y la reducción del Factor de Recargo FOSE.

Por otro lado, las tarifas eléctricas de los Sistemas Eléctricos Aislados, tendrán una variación promedio de -0,22% para los usuarios domiciliarios y de 0,45% para los usuarios comerciales. Este reajuste tarifario responde a la aprobación de los Precios en Barra Efectivos, los cuales se actualizan anualmente en el mes de mayo con la comparación de los Precios Medios de Referencia del SEIN y los montos del mecanismo de compensación de los sistemas aislados; así como la aprobación del Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) y la aplicación de las fórmulas de actualización del Cargo Fijo y del Valor Agregado de Distribución (VAD) motivado por la actualización de los Precios a Nivel de Generación.

De acuerdo con la normatividad vigente, las tarifas eléctricas son revisadas por Osinergmin cada mes, a partir de fórmulas de actualización y valores de indicadores como, el Índice de Precios al por Mayor (IPM), el tipo de cambio, el precio del gas natural, los precios de los combustibles, los precios del cobre y aluminio; así como de los contratos suscritos entre empresas de generación y distribución para dotar de energía eléctrica a los usuarios.

Cabe señalar que, durante el presente año, al mes de mayo 2025, la variación acumulada de las tarifas domiciliarias en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional es de -1,87%.

Álvaro Fonseca, Regional Sales Manager de Jenbacher, expuso las ventajas técnicas y económicas de la generación distribuida con gas, subrayando su potencial para mejorar la eficiencia energética, reducir emisiones y reforzar la seguridad del suministro eléctrico en el país.

Cogeneración: una solución eficiente para la transición energética
En la conferencia “Generación distribuida con gas: Costos, Beneficios y Retos”, Fonseca explicó que esta tecnología permite aprovechar simultáneamente la producción de electricidad y calor, lo que incrementa significativamente el rendimiento total de los sistemas energéticos. A diferencia de las centrales térmicas convencionales, donde el calor se desperdicia, la cogeneración lo utiliza localmente para procesos térmicos industriales, reduciendo pérdidas y emisiones.
“La generación distribuida permite tener el calor donde se necesita, sin necesidad de transportarlo largas distancias”, precisó Fonseca. Este enfoque, según Jenbacher, fortalece la seguridad energética y contribuye a una matriz más limpia, utilizando gas natural, biogás, GLP e incluso hidrógeno como fuentes de energía.

Una alternativa técnica y financieramente viable para la industria
Fonseca también destacó la competitividad económica de estos proyectos, señalando que, con un costo de gas de 5 dólares por millón de BTU, la electricidad generada internamente puede llegar a costar solo 8 centavos de dólar por kWh, incluyendo inversiones y gastos operativos. Esta cifra es inferior a los monómicos que muchas industrias pagan actualmente, que oscilan entre 10 y 13 centavos.
Jenbacher, que ya alcanza los 80 MW de capacidad instalada en autogeneración distribuida en la región, ofrece un portafolio que va desde los 330 kW hasta los 9.3 MW. Además, la empresa ha incorporado modelos como el J920 y el J424, y está desarrollando soluciones híbridas que integran distintas fuentes energéticas, posicionándose como un actor clave en la transición hacia una industria más sostenible.

Durante el panel “Modificación de la Ley 28832: Implicancias en el mercado eléctrico”, realizado en PERÚ ENERGÍA 2025, representantes de empresas líderes del sector energético expresaron su preocupación por los efectos que el nuevo reglamento podría tener en la estabilidad del suministro, la competitividad del mercado y los precios para los consumidores finales.

Críticas a los incentivos y riesgos para la estabilidad del sistema eléctrico
Uno de los puntos más cuestionados del nuevo reglamento es su impulso a las energías renovables sin una adecuada planificación técnica. Enrique Martínez, de Transportadora de Gas del Perú, advirtió que esto podría generar inestabilidad en el sistema eléctrico, al incentivar el ingreso “indiscriminado” de centrales renovables, en detrimento del gas natural, un recurso abundante y barato que sostiene la confiabilidad del sistema.
En la misma línea, David Chala, de Electrodunas, subrayó que eliminar los contratos bilaterales podría traducirse en mayores precios para el consumidor, al perderse mecanismos de compra con tarifas más competitivas que las licitaciones. A esto se suman las preocupaciones de El Mehdi Ben Maalla, de ENGIE Energía Perú, quien señaló que el proyecto promueve la contratación de potencia y energía por separado sin garantizar continuidad de suministro las 24 horas, lo que afectaría la eficiencia del mercado.

Intervención regulatoria y sesgo contra tecnologías convencionales
Los panelistas también coincidieron en advertir un aumento de la intervención del regulador en procesos clave del mercado eléctrico. Walter Sciutto, de Pluz Perú, cuestionó que el reglamento excede lo dispuesto por la ley marco al obligar a los distribuidores a presentar proyecciones de demanda y someterlas a revisión por parte del regulador, exponiéndolos a riesgos como la sobrecontratación.
Por su parte, Eduardo Rivas, de Celepsa, alertó que el nuevo marco normativo crea un sesgo contra las tecnologías convencionales, desincentivando su participación en licitaciones y concentrando el poder de decisión en el ente regulador, sin consulta previa a los actores del mercado. Finalmente, Carlos León, de Kallpa Generación, sostuvo que la compra de energía por bloques horarios reduce la competencia y distorsiona el mercado, al limitar la participación de generadores existentes y dar al regulador funciones que, según él, debería ejercer el propio mercado.