Carlos Gomero, socio de LQG Energy & Mining Consulting, resaltó en el Smart Energy Summit 2025, que hoy la regulación sobre la energía y sus tecnologías “está dispersa” pues “no hay una regulación orgánica, y esto es lo que se espera de la regulación de los servicios complementarios, o del reglamento de servicios complementarios en el futuro”.
El abogado especialista en el campo de la regulación energética resaltó además que el mercado de servicios complementarios, “después de mucho tiempo”, es llamado “mercado” por la norma y, por tanto, “se debe procurar que funcione como tal y que solamente la posibilidad de que el Estado tenga una intervención mayor sea en supuestos en los que el mercado por sí mismo no pueda despejar un precio adecuado o una provisión razonable”.
Los servicios complementarios son prestaciones adicionales para que la potencia y energía lleguen en adecuadas condiciones de confiabilidad y de calidad. La potencia y energía requieren ciertas prestaciones adicionales. El black start no está incorporado como un servicio complementario. Al día de hoy hay 16 centrales que cuentan con esta función, es decir, con funciones de arranque en negro para restablecer el servicio. Cuando hay un apagón parcial o total, se requieren este tipo de centrales.
“Creo que se espera una regulación orgánica, una regulación sistemática, una norma que establezca cuál es la lista de servicios complementarios y su asignación de costo. Por supuesto, no todos serán iguales para cada servicio, esto dependerá de cada supuesto, pero de esa regulación se espera ese cuerpo normativo que al día de hoy no existe”, argumentó Gomero durante su charla “Lo que se espera de la regulación del mercado de servicios complementarios”. El abogado especialista señaló además que el mercado espera también una regulación abierta y poco burocrática.
Una de las características principales de la regulación original es que sólo los integrantes del sistema prestan servicios complementarios. Solamente los que participan en el sistema son los prestadores de servicios complementarios. Esta regulación está en los procedimientos técnicos a la fecha, dijo Gomero.
En el año 2011 se exoneró a las centrales renovables no convencionales de proveer el servicio complementario denominado regulación primaria de frecuencia. Posteriormente la Ley N° 28832 lleva la definición de servicios complementarios a rango de ley. “Esto para los abogados es importante y además señala que el COES planifica y administra los servicios complementarios. No puede ser de otra manera. Es el COES el que define cuánto se requiere”, expresó el socio de LQG Energy & Mining Consulting.
Luego, en 2016, el reglamento establece que los servicios complementarios son parte del mercado mayorista de electricidad. La norma define que el mercado mayorista está compuesto por el mercado de corto plazo, es decir, energía y potencia, y por los mecanismos de asignación de servicios complementarios.”La norma no se atreve a llamarlo mercado”, refirió Gomero.
En enero de este año ha sido publicada la Ley N° 32249, y ya esta norma sí sostiene que “debe posibilitarse la aparición de un mercado de servicios complementarios. Y esta es la primera vez que aparece el término mercado de servicios complementarios en una norma con rango de ley, con todo lo que eso significa”, sostuvo el especialista. “Por lo menos en el caso de servicios complementarios va en el camino correcto”.
Desde el flanco de normativo, dijo, es “mucho más sencillo simplemente obligar a los generadores, y decirles, bueno, ustedes tienen que proveer los servicios complementarios. Pero en el largo plazo nos ha demostrado la experiencia que esto no funciona; en el largo plazo lo mejor es confiar en la participación espontánea y en los incentivos”.
“La regulación está totalmente dispersa, no obedece a principios. No hay una regulación ordenada y mucho menos se puede decir que en términos generales hay un mercado. Por ejemplo, algunos servicios complementarios como el arranque autónomo, es decir, el arranque en negro, black star, opera solamente bajo directrices operativas”, dijo.
En el caso de la regulación secundaria de frecuencia, la regulación es diferente dado que es voluntaria. “Se puede decir que hay un mercado. El juez define qué es lo que se requiere en términos de volumen y las empresas pueden participar mediante la provisión base o los mecanismos de ajuste. Aquí sí se puede decir que hay un mercado. En la regulación de tensión, la figura es parecida a la regulación primaria de frecuencia. Hay una banda que es obligatoria y por fuera de esa banda o por encima de ella hay remuneración”, explicó. La reserva fría no está regulada.
