ESTUDIOS DE MERCADO Y REGULACIÓN PARA PROYECTOS RENOVABLES
La Ley 32249 cambió las reglas. Tu modelo financiero todavía no.
Nuevo Reglamento de Servicios Complementarios que asigna costos a centrales renovables, pero también abre nuevas oportunidades de negocio, licitaciones de energía por bloques horarios y separación de potencia y energía, BESS como habilitador de energías renovables, PPAs entre 30 y 40 USD/MWh según tipo de tecnología. Te ayudamos a leer el mercado eléctrico peruano y traducirlo en oportunidades, riesgos y números defendibles ante tu banco y comité de inversión.
Sin compromiso · Respuesta en menos de 24 horas · Estudios usados por desarrolladores y comercializadores.
EL PROBLEMA
El mercado eléctrico peruano está cambiando más rápido que la mayoría de los modelos financieros.
La Ley 32249 (publicada en enero de 2025) reescribió las reglas del juego para los proyectos renovables. Y los reglamentos siguen publicándose. Si tu equipo construyó el modelo del proyecto con supuestos del año 2024, hay tres cosas que probablemente quedaron desactualizadas:
Los costos de servicios complementarios como RSF ahora se cargan a quien genera la inestabilidad.
Eso significa: un costo relevante para tu proyecto eólico o solar que debe ser considerado en el modelo comercial y financiero.
Las licitaciones del mercado regulado se separaron en potencia y energía, con bloques horarios.
Tu solar fotovoltaica ahora puede competir sin necesidad de contar con potencia firme, pero el modelo de ingresos cambia. Y el mercado libre no se queda atrás, hay oportunidades también allí.
La entrada masiva de renovables al SEIN está cambiando el perfil horario y estacional de los precios spot, y abriendo riesgos de vertimiento y precios diferenciados en zonas específicas.
Si tu modelo comercial o financiero no los está incorporando, estás asumiendo riesgo o dejando dinero, sin saberlo.
Evaluamos el impacto que tendrá la entrada masiva de renovables sobre el SEIN: dónde se va a saturar la transmisión, qué proyectos van a verter energía, y cómo se traslada eso al precio nodal.
QUÉ ENTREGAMOS
Un estudio integral del mercado eléctrico peruano, orientado a tu proyecto.
No es un reporte genérico de mercado. Es un informe construido sobre normativa oficial del COES, MINEM y Osinergmin, datos reales del mercado, cruzado con tu proyecto específico, y orientado a una sola pregunta: ¿bajo qué condiciones tu proyecto es bancable y rentable en el Perú de los próximos 20/30 años?
Los 5 capítulos del estudio:
Resumen Ejecutivo
Hallazgos clave para que tu comité de inversión y tu banco entiendan en 10 minutos qué cambió, qué oportunidades hay y qué riesgos asumes con cada decisión.
Cambios Regulatorios
Análisis detallado de la Ley 32249, los proyectos de reglamento del MINEM, las modificaciones del PR-21 y PR-22 del COES, y la cuantificación económica del impacto sobre tu proyecto.
Modelo Económico
Modelo financiero parametrizable a tu proyecto, con resolución mensual y diferenciación por bloque horario. Integra ingresos por potencia, energía y atributos renovables, costos de mercado (RPF, RSF, COES, APR, inflexibilidades) y cálculo de VAN, TIR y LCOE. Listo para que tu equipo lo defienda ante el comité y el banco.
Descripción del Mercado
Mercado spot, mercado de usuarios libres y mercado regulado. Volumen de demanda no contratada por sector (minería, industria, agroindustria) y por distribuidora en los siguientes 10 años. Precios históricos y proyectados.
Factores Clave de PPA
Metodología para fijar el precio de tu PPA: LCOE por tecnología, benchmarking de mercado, análisis de rentabilidad y estrategia comercial recomendada.
LO QUE CAMBIÓ CON LA LEY 32249
Cinco cambios regulatorios que impactan directo tu modelo financiero.
La Ley 32249 promete diversificar la matriz energética, pero en el detalle traslada costos y riesgos importantes hacia las tecnologías renovables.
Estos son los frentes que cuantificamos en el estudio:
1. Servicios complementarios pagados por quien causa inestabilidad
Los proyectos renovables ahora están obligados a prestar Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). La RSF queda voluntaria pero con costos asignados de forma diferenciada, y los renovables, por su variabilidad, pagan más. Cuantificamos cuando te conviene prestar el servicio de regulación directamente, o cuando instalar BESS.
2. Licitaciones con productos separados de potencia y energía
El nuevo reglamento permite a la solar FV ofertar en los bloques horarios donde tiene generación efectiva, sin necesidad de Potencia Firme. Esto abre la puerta del mercado regulado a tecnologías que antes estaban excluidas. Te ayudamos a definir en qué bloques ofertar, a qué precio y con qué plazo, los tres parámetros que deciden la adjudicación.
3. Programa de Licitaciones a 10 años obligatorio
Las distribuidoras ahora tienen que publicar y actualizar anualmente su plan de contratación a 10 años. Predictibilidad para tu negocio. Proyectamos cuánto va a licitar cada distribuidora cada año.
4. Contratos legados vs. nuevos contratos
Los contratos firmados antes de la Ley 32249 mantienen prioridad en la facturación de potencia y energía. Si entras al mercado regulado con un contrato nuevo, estás más expuesto al riesgo de que los volúmenes adjudicados no se consuman. Lo modelamos contigo.
5. BESS y servicios complementarios
La nueva regulación permite que cualquier agente provea servicios complementarios, no solo unidades de generación. Esto abre el negocio del BESS standalone. Mapeamos los escenarios posibles.
LO QUE CUESTA HOY UN PPA RENOVABLE EN EL PERÚ
Precios reales de PPA por tecnología y modalidad.
Una de las primeras preguntas que te hace tu comité de inversión es: ¿a qué precio vas a vender tu energía? El estudio incluye benchmarking actualizado del mercado peruano por tecnología y tipo de contrato. A continuación, se presenta una tabla resumen:
Precios de energía observados en el mercado
Solar FV
(Pay as produced)
~ 30 USD/MWh
Eólica
(Pay as produced)
34 – 38 USD/MWh
Usuario Libre 24/7
(Pay as consumed)
37 – 45 USD/MWh
Para quién es este estudio
Tres situaciones donde este estudio es crítico.
La diferencia entre un proyecto rentable y uno que se queda atrapado en curtailment indefinido suele estar en una decisión técnica que se toma antes de la energización: cómo, dónde y con qué refuerzos te conectas al SEIN. Tres ejemplos reales de lo que detectamos en nuestros estudios:
(Pre-EPO o EPO aprobado)
Necesitas modelar el mercado proyectado de los próximos 20 años para sustentar tu evaluación económica ante el comité de inversión, definir la estrategia comercial y validar los supuestos antes del cierre financiero.
Con un off-taker o en licitación
Necesitas saber el rango de precios reales del mercado, la estructura óptima del contrato (pay as produced vs. 24/7), cómo trasladar los costos de retiro y qué cláusulas defender en cada modalidad.
Cierre financiero o due diligence
Tu banco va a auditar línea por línea los supuestos de regulación, precios y costos de mercado. Te entregamos un informe técnico que sustenta cada número y soporta las preguntas del due diligence.
PREGUNTAS FRECUENTES
Lo que nos preguntan
antes de cotizar.
Entre 30 y 45 días calendario, dependiendo del alcance. Lo definimos contigo en la reunión de alcance inicial.
Se adapta a tu proyecto. La estructura de capítulos es la misma, pero los números, escenarios, modelo económico y benchmarking se construyen sobre tu tecnología, ubicación y estrategia comercial.
Sí. Para RPF y RSF entregamos análisis de escenarios: cuánto te cuesta prestarlo directamente vs. delegarlo a un BESS de terceros. Para licitaciones por bloques horarios modelamos el impacto en tu mix de ingresos.
Tu proyecto se decide en los supuestos.
Cuéntanos en qué etapa está tu proyecto, qué tecnología es y qué decisión tienes que tomar. En menos de 24 horas te respondemos con una propuesta de alcance y presupuesto.