El equipo de Electricidad de Echecopar quiere compartir con ustedes el boletín mensual "Actualidad Eléctrica", en el cual se presentan las normas más relevantes para el sector eléctrico publicadas en febrero de 2026:
1. Resolución Ministerial N.º 051-2026-MINEM/DM, que amplió, hasta el 23 de febrero de 2026, el plazo para la presentación de comentarios, aportes u opiniones al proyecto de “Decreto Supremo que define las condiciones para evaluar los casos de integración vertical previstos en el tercer párrafo del artículo 122 de la Ley de Concesiones Eléctricas”, aprobado mediante Resolución Ministerial N.º 025-2026-MINEM/DM. (7 de febrero de 2026)
El proyecto tiene por finalidad establecer criterios y condiciones objetivas para la evaluación de los casos de integración vertical en el sector eléctrico, conforme a lo previsto en el artículo 122 de la Ley de Concesiones Eléctricas. Con ello, se busca dotar de mayor claridad y predictibilidad al análisis de solicitudes de concesiones definitivas o autorizaciones cuando un mismo agente económico y/o empresa de su mismo grupo económico participa en más de una actividad del sistema eléctrico (generación, transmisión o distribución).
El agente deberá incluir en su solicitud de derecho eléctrico una declaración jurada indicando si se encuentra o no comprendido en alguno de los supuestos antes mencionados. Cumplidos los requisitos normativos para el otorgamiento del derecho eléctrico, el trámite continúa según lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.
Solo en el caso de que un distribuidor y/o empresa de su mismo grupo económico tramite una solicitud de concesión definitiva de generación o una autorización, se deberá presentar adicionalmente la siguiente información:
- La identificación del grupo económico y sus activos en operación comercial de generación y/o distribución eléctrica;
- El documento de cálculo de la ratio de energía comercializada por el grupo económico sobre el total nacional (en base a la información de los 12 últimos meses); y
- El documento de cálculo de la ratio de la potencia instalada de los activos de generación del grupo económico sobre el total del SEIN, incluyendo al proyecto materia de solicitud (en base a la información de los últimos 12 meses).
Sobre la base de esta información, el MINEM calculará el umbral de participación del agente en el mercado libre, mercado regulado y/o en la potencia instalada del SEIN.
Luego de calcular los umbrales, el trámite de la solicitud continúa de forma regular; sin embargo, si los umbrales superan el 30 % de participación, el MINEM remite la información recabada a INDECOPI.
2. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N.º 014-2026-OS/CD, que califica a los sistemas de distribución eléctrica de las empresas en sectores de distribución típicos correspondientes a los periodos tarifarios 2026 – 2030 y 2027 – 2031. (11 de febrero de 2026)
3. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N.º 018-2026-OS/CD, que aprueba el nuevo Procedimiento Técnico del COES No. 08 “Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo para el SEIN” (“PR-08”) y modifica el PR‑09 “Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN” (“PR-09”). (12 de febrero de 2026)
Respecto al PR-08, entre sus principales novedades destacan las siguientes:
- El COES definirá a qué conjunto de líneas de transmisión se les considerará como principales enlaces del SEIN.
- Los agentes deben informar al COES oportunamente en caso de que alguno de sus equipos de transmisión experimente cambios temporales en su capacidad, ya sea durante la operación normal o en estado de emergencia.
- Se aplicarán límites de transmisión o regiones de seguridad de los enlaces principales del sistema, donde la operación del SEIN debe de permanecer estable ante cualquiera de las contingencias predefinidas.
- Respecto a la programación de la indisponibilidad de equipos pertenecientes al sistema de transmisión troncal nacional de 500 kV, se verificará la operación en estado normal y ante contingencias simples, a través de simulaciones de flujo de carga.
Asimismo, se incorpora la definición de “Región de Seguridad[1]” en el Glosario Técnico del COES, entendida como el nomograma cuyos ejes son dos variables operativas (generación y/o flujo) seleccionadas sobre un plano cartesiano, en el que el operador puede modificar el despacho del sistema sin encontrar violaciones de los criterios de seguridad de la operación.
Finalmente, en relación al PR-09, se modifican las tolerancias de variación de frecuencia.
4. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N.º 020-2026-OS/CD, que modifica al Procedimiento Técnico del COES N.º 41 “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”. (12 de febrero de 2026)
Las principales modificaciones al mencionado procedimiento son las siguientes:
- Introduce la definición del término “Volumen Útil”, entendido como el volumen de agua susceptible de descargarse íntegramente por el embalse de acuerdo con el plan de operación anual, y considerando restricciones operativas y el estudio batimétrico vigente.
- Los generadores presentarán cada 5 años el informe sustentatorio del modelo de pronósticos hidrológicos, con la finalidad de contar con modelos actualizados que reflejen los efectos del cambio climático y las condiciones del fenómeno de El Niño/La Niña.
- Para el caso de los embalses ubicados en una altitud mayor a los 3000 msnm (embalses de origen glaciar con menor probabilidad de sedimentarse), donde se detecten indicios de una modificación importante de las características propias de los embalses, los generadores deberán realizar una nueva batimetría del embalse en un plazo no mayor a 1 año desde el requerimiento del COES o de un tercer generador, previa evaluación del COES.
- Se incluye el contenido mínimo del informe batimétrico a presentar por los generadores.
Los generadores deberán presentar al COES hasta el 13 de abril de 2026 (i) el informe sustentatorio de modelo de pronósticos hidrológicos vigente a la fecha, y (ii) el informe batimétrico utilizados en la operación de sus embalses, con una antigüedad no mayor de 2 años. En caso no contaran con este último, tendrán hasta el 13 de febrero de 2028 para presentarlo, según lo establecido en el procedimiento.
Finalmente, los generadores que no cuenten con puntos de medición tendrán hasta el 13 de agosto de 2026 para implementarlos y así cumplir con brindar la información que el COES necesite.
5. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N.º 019-2026-OS/CD, que aprueba el Procedimiento Técnico del COES N.° 21 “Reserva Rotante para la Regulación Primaria de Frecuencia” (corregido por Fe de Erratas del 21 de febrero de 2026). (14 de febrero de 2026)
Sus principales modificaciones son las siguientes:
- Reconocimiento expreso de los sistemas de almacenamiento (“BESS”) como proveedores del Servicio Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia (“RPF”), al mismo nivel que las centrales de generación tradicionales, habilitando su participación directa en el mercado de estos servicios complementarios del SEIN.
- Se elimina el requisito de acreditar imposibilidad técnica para delegar la prestación del servicio de RPF a otro recurso. Esto abre la posibilidad de que centrales de generación obligadas deleguen la RPF en sistemas de almacenamiento, permitiendo esquemas híbridos generación‑BESS más eficientes desde el punto de vista operativo.
- Se actualiza la metodología para la determinación, asignación y programación de la reserva rotante asociada a la RPF, alineándola con las necesidades actuales del sistema y facilitando la integración de recursos con alta velocidad de respuesta, como los BESS.
- Se precisan los criterios de evaluación del cumplimiento y desempeño del servicio de RPF.
La norma entrará en vigencia a partir del 1 de agosto de 2026.
6. Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N.º 021-2026-OS/CD, que aprueba el Procedimiento Técnico del COES N.° 22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”. (14 de febrero de 2026)
Sus principales modificaciones son las siguientes:
- Reconocimiento expreso de los sistemas de almacenamiento (“BESS”) como proveedores del Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia (“RSF”), al mismo nivel que las centrales de generación tradicionales, habilitando su participación directa en el mercado de estos servicios complementarios del SEIN.
- Se modifican conceptos como “Entrega”, “Retiro” y “Máxima demanda mensual a nivel de generación”, y se incorporan nuevas definiciones como “Grupo para RSF” y “Vinculación para RSF”, lo que facilita el encuadre regulatorio de los sistemas de almacenamiento que pueden inyectar y retirar energía de la red en cortos periodos de tiempo.
- Nuevas reglas para el seguimiento y control del desempeño del servicio de RSF, lo que resulta clave para los BESS, cuya operación depende de mediciones precisas, respuesta automática y cumplimiento estricto de consignas de regulación.
- El procedimiento regula de manera más estructurada la determinación de pagos y compensaciones por la prestación del servicio.
Esta norma entrará en vigencia el 1 de setiembre de 2026 y el COES deberá efectuar el primer proceso de convocatoria para adjudicar RPF de tal manera que los resultados apliquen a partir del 1 de enero de 2027.
7. Resolución Ministerial N.º 058-2026-MINEM/DM, que dispone la publicación del proyecto de “Decreto Supremo que modifica diversas disposiciones del Decreto Supremo N.º 027-2007-EM, que aprueba el Reglamento de Transmisión, sobre el retiro de Proyectos Vinculantes del Plan de Transmisión y la actualización de la Base Tarifaria, e, incorpora disposiciones excepcionales para la ejecución de Refuerzos aprobados en actualizaciones anteriores al Plan de Transmisión vigente”. (18 de febrero de 2026)
Entre las propuestas de modificación, destacan las siguientes:
- Se regulan supuestos para el retiro de proyectos vinculantes del Plan de Transmisión cuando estos resulten inviable técnica, económica o ambientalmente, o cuando hayan perdido sustento por cambios en la demanda o en la configuración del sistema eléctrico.
- Se establece que los proyectos vinculantes retirados (i) no deben ser considerados para la determinación ni actualización de la Base Tarifaria; (ii) ni deben generar costos tarifarios a los usuarios por inversiones no ejecutadas.
- Se incorporan reglas para la actualización de la Base Tarifaria cuando el retiro de proyectos se produce después de una actualización tarifaria, a fin de corregir distorsiones y sobrecostos.
Los interesados tienen hasta el 5 de marzo de 2026 para enviar sus comentarios y/o sugerencias mediante mesa de partes o por correo electrónico dirigido a [email protected].
8. Resolución Ministerial N.º 065-2026-MINEM/DM, que declara situación de grave deficiencia del servicio eléctrico en la Subestación Ananea por falta de capacidad de transmisión, fija capacidad adicional de generación eléctrica de naturaleza temporal y designa a la empresa Electro Puno S.A. para que se encargue de implementar las medidas que permitan superar la situación. (24 de febrero de 2026)
9. Resolución Suprema N.º 038-2026-PCM, por la cual se aceptó la renuncia del Ing. Luis Enrique Bravo De La Cruz como ministro de Energía y Minas. (24 de febrero de 2026)
10. Resolución Suprema N.º 058-2026-PCM, que designa al Ing. Angelo Victorino Alfaro Lombardi como ministro de Energía y Minas. (24 de febrero de 2026)
11. Resolución Ministerial N.º 071-2026-MINEM/DM, que determina el Monto Específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en S/294,933,001.00 para el periodo comprendido entre el 1 de mayo de 2026 hasta el 30 de abril de 2027. (27 de febrero de 2026)
12. Resolución Ministerial N.º 072-2026-MINEM/DM, que aprueba el Plan Anual de Transferencia de Competencias Sectoriales a los Gobiernos Regionales y Locales para el año 2026 del Ministerio de Energía y Minas. (27 de febrero de 2026)
Se dispone que, en el 2026, el MINEM implementará la Comisión Intergubernamental del Sector Energía y Minas y la plataforma digital del Sistema de Gestión del Desarrollo Regional del Sector Energía y Minas, a fin de dar seguimiento y evaluar las funciones y competencias transferidas a los Gobiernos Regionales.
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[1] Región de Seguridad: Nomograma cuyos ejes son dos variables operativas (generación y/o flujo) seleccionadas sobre un plano cartesiano, en el que el operador puede modificar el despacho del sistema sin encontrar violaciones de los criterios de seguridad de la operación. Los límites o fronteras se determinan a partir de la evaluación de la capacidad térmica de los equipos, y los criterios de seguridad transitoria y de tensión establecidos.
