Reformas al Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica
El 29 de septiembre de 2026, el Presidente de la República expidió el Decreto Ejecutivo No. 515, publicado en el Noveno Suplemento del Registro Oficial No. 380 de 30 de septiembre de 2026, mediante el cual se reformó el Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (RLOSPEE).
A continuación, presentamos un breve resumen de las reformas más relevantes:
- Se incorporan las siguientes definiciones al artículo 3 del RLOSPEE:
a) Contrato Regulado de Servicios Complementarios y/o Almacenamiento de Energía: Aquellos suscritos entre una empresa eléctrica de servicios complementarios y/o almacenamiento de energía y las empresas eléctricas de distribución y comercialización, en forma proporcional a su demanda. Sus condiciones técnicas y comerciales se sujetarán a lo dispuesto en el Reglamento y en la regulación que emita la ARCONEL.
b) Contrato Regulado de Transmisión: Aquellos suscritos entre una empresa eléctrica de transmisión y las empresas eléctricas de distribución, cuyas condiciones técnicas y comerciales se rigen por el Reglamento y por la normativa que emita el organismo de regulación y control competente.
c) Empresa eléctrica de servicios complementarios y/o almacenamiento de energía: Persona jurídica de derecho público, privado o de economía mixta, habilitada mediante el correspondiente título habilitante para prestar servicios complementarios y/o de almacenamiento de energía.
d) Excepcionalidad de obras: Esquema de financiamiento y construcción de redes públicas de distribución y/o transmisión realizada por solicitantes del servicio eléctrico, clientes y/u otras personas jurídicas interesadas. Estas obras se ejecutan al amparo de convenios de construcción y reconocimiento suscritos con la empresa eléctrica de distribución y/o transmisión, en los que se establecen las condiciones técnicas, económicas y de transferencia de las obras.
e) Plan Operativo del Sistema Nacional Interconectado a 5 años: Planificación operativa energética y eléctrica del SNI elaborada por el CENACE para un horizonte de cinco años, que evalúa las condiciones operativas para el abastecimiento de la demanda, considerando criterios de calidad, seguridad y eficiencia.
f) Servicios Complementarios: Servicios técnicos distintos del suministro de energía eléctrica, requeridos para garantizar la seguridad, calidad, continuidad, confiabilidad y estabilidad del SNI. Su prestación podrá realizarse por instalaciones de generación, almacenamiento, transmisión, distribución o por otros recursos técnicamente habilitados, conforme a la regulación de la ARCONEL y a los requerimientos operativos de CENACE.
g) Sistemas de almacenamiento de energía: Conjunto de tecnologías y dispositivos diseñados para capturar, almacenar y entregar energía eléctrica de forma controlada al sistema eléctrico.
Asimismo, se sustituyen las siguientes definiciones:
a) Contrato bilateral: Acuerdo para la compraventa y transporte de energía eléctrica, así como de almacenamiento y servicios complementarios, suscrito entre: (i) un generador o autogenerador con un gran consumidor; (ii) el transmisor con un gran consumidor, autogenerador (en representación de sus consumos propios) o un Distrito Autónomo Energético; (iii) prestadores de almacenamiento y/o servicios complementarios con un gran consumidor o autogenerador (en representación de sus consumos propios); o (iv) participantes habilitados para la importación y exportación de energía eléctrica.
b) Participante mayorista del sector eléctrico: Persona jurídica que cuenta con título habilitante para generación, autogeneración, importación, exportación, transmisión, almacenamiento, servicios complementarios, distribución y/o comercialización de energía eléctrica, y alumbrado público general. También se consideran participantes mayoristas a los grandes consumidores y a los Distritos Autónomos Energéticos.
c) Peaje de transmisión: Valor que cancelan por el uso de las líneas de transmisión las distribuidoras, los grandes consumidores, los Distritos Autónomos Energéticos, los autogeneradores por sus consumos propios y otros consumidores no regulados. Podrá ser un valor fijo (para cubrir el canon de contratos regulados) o un valor variable en función de la potencia y/o energía, según se determine en la regulación correspondiente.
d) Precio preferente: Precio establecido por regulación y garantizado por un plazo definido (plazo preferente), que las empresas eléctricas de distribución deberán pagar por la energía que produzca la unidad o central de generación, así como por la potencia, servicios complementarios, almacenamiento de energía y/o redes de interconexión, cuando corresponda. Este precio permitirá viabilizar la ejecución del proyecto y se calculará conforme a la normativa que dicte la ARCONEL. Podrá estar compuesto por un componente fijo y/o un componente variable; el componente fijo podrá contemplar mecanismos de actualización.
Finalmente, se elimina la definición de “Contrato de Gestión Comercial para la Actividad de Transmisión”.
- Se amplían los supuestos que activan medidas excepcionales ante situaciones de estrés del sistema eléctrico. Además de los casos de déficit energético o racionamiento, ahora se incluyen condiciones de déficit de potencia, problemas eléctricos de la red (cargabilidad, bajos voltajes, mantenimientos, indisponibilidad de elementos de transmisión o distribución), contingencias u otras circunstancias que puedan ocasionar desconexiones de carga. En estos eventos, la ARCONEL podrá emitir normativa excepcional que habilite la operación de generación emergente (propia o de terceros) por parte de usuarios regulados y no regulados, sin requerir dictamen previo del ente rector de las finanzas públicas cuando no genere compromisos presupuestarios o fiscales. Asimismo, el CENACE podrá disponer la desconexión del SNI de los consumidores de tarifa de alto voltaje con demanda superior a la definida en el reglamento. En esos períodos, dichos usuarios deberán contar con sistemas de generación para abastecer la totalidad de su demanda de energía y potencia.
- Se amplía la participación de empresas públicas y mixtas en actividades de generación, permitiendo que aquellas empresas que tengan dentro de su objeto social, o como actividades complementarias a este, la generación de energía eléctrica, puedan ser autorizadas por el Ministerio rector.
- Se actualizan los lineamientos para el desarrollo de proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC) previstos en el Plan Maestro de Electricidad (PME). Se incentiva su ejecución a través de empresas públicas o privadas, de economía popular y solidaria, consorcios, asociaciones y empresas estatales extranjeras, mediante procesos públicos de selección. Los generadores adjudicados recibirán, por la energía generada, el precio de venta establecido en el proceso público de selección, durante el plazo de la concesión, mediante contratos de compraventa de energía de largo plazo.
- Se dará atención prioritaria para la obtención del título habilitante a aquellos proyectos de tecnología limpia y ERNC con capacidad de almacenamiento que incluyan redes de interconexión de hasta 100 MW, así como a los proyectos de generación de transición (gas natural, gas licuado de petróleo, gas asociado, nuclear, hidrógeno verde y otras de bajas emisiones) de hasta 100 MW que incluyan redes de interconexión, de conformidad con la normativa que expida el ente rector y los aspectos regulatorios que establezca la ARCONEL.
- Se regula la participación en proyectos de servicios complementarios y almacenamiento de energía. Para los proyectos que consten en el PME, el ente rector podrá otorgar títulos habilitantes a empresas públicas o mixtas y, de forma excepcional, a empresas privadas, de economía popular y solidaria o estatales extranjeras, a través de procesos públicos de selección. Los proyectos que no consten en el PME podrán ser propuestos por iniciativa privada; de ser aprobados, el proponente podrá acogerse a las condiciones de precio y plazo preferente previstas en la normativa aplicable. En ambos casos, la ARCONEL definirá las condiciones técnicas y comerciales.
- Se flexibilizan las reglas de autogeneración. Se habilita de manera expresa que el abastecimiento de un punto de consumo propio pueda realizarse mediante uno o más autogeneradores. Estos proyectos podrán generar excedentes de energía sin limitación, que podrán destinarse a la demanda regulada y a los grandes consumidores. La ARCONEL establecerá condiciones preferentes para los excedentes producidos con ERNC o energías de transición, especialmente en lo relativo al precio y plazo de venta a la demanda regulada.
- Se regula el autoabastecimiento de consumidores regulados, grandes consumidores y consumos propios de autogeneradores, permitiendo la inyección de energía a la red de distribución y estableciendo cargos por el uso o disponibilidad de las redes de distribución y/o transmisión.
- Se desarrolla la figura de los Distritos Autónomos Energéticos (DAE), que podrán ser conformados por una o más personas naturales o jurídicas de capital privado, mixto o de la economía popular y solidaria. Los DAE podrán instalar, operar y mantener generación, redes locales, sistemas de almacenamiento, alumbrado y sistemas de carga de vehículos eléctricos dentro del área autorizada; liquidar energía internamente entre sus integrantes; y realizar transacciones de excedentes o déficits con el SNI bajo reglas específicas (abastecimiento local, remoto o mixto). El título habilitante podrá otorgarse por un plazo de hasta cuarenta (40) años y no estará sujeto al régimen de reversión de bienes.
- Los proyectos petroleros o mineros no conectados al SNI serán responsables de su autogeneración. Los conectados al SNI con demanda máxima superior a 10 MW deberán instalar sistemas de autogeneración y abastecer el 100 % de su demanda eléctrica. Los de hasta 10 MW podrán optar por ser consumidores regulados (implementando sistemas de autoabastecimiento) o instalar sistemas de autogeneración.
- Se facilitan los convenios de construcción y reconocimiento para obras de distribución y transmisión complementarias, permitiendo la participación de personas jurídicas privadas, mixtas y de la economía popular y solidaria. Cuando la empresa distribuidora no pueda cumplir con la expansión eléctrica necesaria, los clientes y/o personas jurídicas interesadas podrán ejecutar las obras, previa aprobación y proceso competitivo de selección, con reconocimiento del valor invertido a través de la facturación del servicio (hasta el 50 % del valor total facturado en cada período de consumo).
- Se actualizan las reglas de liquidación de transacciones comerciales a cargo del CENACE, incorporando el almacenamiento, los servicios complementarios y la energía producida en sistemas aislados o insulares.
- Se refuerza el orden de prelación de pagos de las obligaciones derivadas de las transacciones comerciales de la demanda regulada. Tendrá primer orden de prelación el pago a los participantes privados que ejecuten proyectos de generación, transmisión, distribución, almacenamiento, servicios complementarios y/o alumbrado público general, así como a las empresas públicas que realicen alianzas estratégicas o consorcios con participación de capital privado. Se dará trato preferente a la economía popular y solidaria y a las empresas públicas que obtengan financiamiento para proyectos de generación nuevos o en desarrollo. Las empresas de distribución deberán constituir fideicomisos con el aporte de la recaudación del usuario final para asegurar el cumplimiento de este orden de prelación.
- Se actualizan las reglas de aplicación de los peajes de transmisión y distribución, y se detallan los contenidos mínimos y condiciones de los contratos regulados (incluyendo cargos fijos y/o variables según el tipo de prestador y el origen del título habilitante).
- Se regula de manera más detallada el alumbrado público general, ornamental e intervenido. Asimismo, se establece que las redes eléctricas en lotizaciones, urbanizaciones y edificios de propiedad horizontal deberán ser subterráneas, con excepciones para zonas rurales, sectores que carezcan de infraestructura urbana, vial o técnica necesaria, o proyectos de vivienda de interés público o social.
- Se actualizan los requisitos mínimos que deben cumplir las empresas privadas interesadas en proponer el desarrollo de un proyecto eléctrico no contemplado en el PME, bajo la modalidad de iniciativa privada; y, se modifican los plazos para atención por parte del Ministerio rector, el cual ahora contará con quince (15) días para evaluar el cumplimiento de los requisitos y, en caso de faltantes, otorgará al proponente un plazo de hasta cuarenta y cinco (45) días para completar la información. En caso de que dicha información no sea presentada o no cumpla con los requisitos establecidos, la iniciativa privada será archivada.
- Se reduce a tres (3) meses el plazo para que el Ministerio rector convoque al proceso público de selección, contados a partir de la entrega por el proponente de los estudios requeridos y del dictamen favorable del ente rector de las finanzas públicas, cuando el proyecto presentado por la iniciativa privada haya sido calificado de interés público.
- En el plazo de ocho (8) meses contados a partir de la entrada en vigencia del Decreto, la ARCONEL deberá emitir la normativa técnica y comercial requerida para su aplicación. Las modalidades que requieran normativa específica serán aplicables desde la entrada en vigor de dichas regulaciones.
- Las centrales de generación de energías de transición que obtengan su título habilitante dentro de los cinco (5) años posteriores a la expedición del Decreto tendrán un despacho mínimo del 60 % de la energía que pueden entregar a capacidad efectiva, evaluado de forma trimestral con consolidación anual. Transcurridos los cinco años, se definirá el porcentaje de despacho mínimo según las condiciones del sistema eléctrico nacional.
- En el término máximo de sesenta (60) días contados a partir de la entrada en vigencia del Decreto, la ARCONEL emitirá o reformará la regulación correspondiente para establecer el mecanismo de actualización del componente fijo del precio preferente, aplicable a los proyectos de generación con ERNC de potencia nominal mayor a 10 MW y hasta 100 MW, y a los proyectos de generación de transición de hasta 100 MW. Los proyectos que hayan iniciado trámite al amparo de regulaciones con precio preferente vigentes a la fecha del Decreto podrán continuar con dichos trámites y acogerse a los precios establecidos en ellas.
Estas reformas buscan fortalecer la seguridad jurídica, facilitar la inversión privada, promover el almacenamiento, los servicios complementarios y la autogeneración, e incorporar figuras como los Distritos Autónomos Energéticos, en un contexto de necesidad de nueva generación y mayor confiabilidad del sistema eléctrico.
En LASPINA LEGAL estamos siguiendo de cerca la normativa técnica y comercial que emitirá la ARCONEL para la correcta aplicación de estas reformas.
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