El abastecimiento eléctrico en el norte del Perú enfrenta restricciones de transmisión y una limitada disponibilidad de generación local que podrían afectar la seguridad del suministro y elevar los costos de la electricidad. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), durante el evento Perú Energía Norte 2026. El especialista señaló que el retraso de una línea de transmisión de 500 kilovoltios (kV), junto con el crecimiento de la demanda regional, representa uno de los principales desafíos para el sistema eléctrico.
Restricciones de transmisión eléctrica presionan los costos en el norte
Durante su conferencia “Perspectivas para el abastecimiento del norte del país. Situación de la infraestructura, capacidad de producción y demanda”, Butrón explicó que aproximadamente la mitad de la electricidad consumida en el norte proviene de la zona centro del país.
Sin embargo, la demanda regional ha crecido a un ritmo superior al promedio nacional, lo que ha llevado a las líneas de transmisión existentes a sus límites operativos. Esta situación restringe el transporte de energía y obliga a recurrir a centrales térmicas, cuya generación puede resultar más costosa.
De acuerdo con las cifras presentadas por el titular del COES, cuando se necesita activar la reserva térmica que utiliza diésel, los costos marginales de electricidad pueden aumentar de niveles habituales de entre US$ 36 y US$ 45 por megavatio hora (MWh) a valores de entre US$ 280 y US$ 300 por MWh.
Estas variaciones reflejan el impacto económico que puede generar la congestión de las redes eléctricas cuando se requiere cubrir la demanda con fuentes de mayor costo.
Línea de transmisión de 500 kV podría retrasarse hasta 2029
Uno de los principales problemas identificados por Butrón es el retraso de una nueva línea de transmisión de 500 kV, cuya entrada en operación estaba prevista para 2026.
Según indicó durante Perú Energía Norte 2026, la infraestructura no estaría disponible antes de fines de 2029. Este aplazamiento prolongaría las limitaciones para transportar electricidad desde el centro del país hacia las regiones del norte.
Como medida temporal, una disposición permite al COES operar las líneas por encima de sus límites habituales de carga para reducir las restricciones y mitigar los sobrecostos. No obstante, esta alternativa disminuye los márgenes de seguridad operativa del sistema.
Si la medida vence y no se renueva, podrían reaparecer las restricciones de transmisión y los elevados costos asociados a la congestión eléctrica.
¿Cómo podrían afectar los sobrecostos eléctricos a los usuarios?
Butrón explicó que la regulación permite trasladar los sobrecostos generados por la congestión de las redes desde los generadores hacia los distribuidores y, posteriormente, a los clientes finales.
Por ello, los usuarios domésticos del norte del país también podrían verse afectados por las consecuencias económicas de las limitaciones del sistema eléctrico.
El impacto dependerá de las condiciones operativas, de la regulación aplicable y de la forma en que se distribuyan los costos adicionales generados por las restricciones de transmisión.
Energías renovables y generación eléctrica enfrentan desafíos
Otro de los factores señalados por el presidente del COES es la variabilidad de la generación hidroeléctrica, solar y eólica, especialmente durante la época seca.
Estas fluctuaciones podrían dificultar la cobertura de la demanda en determinados meses y durante las horas de mayor consumo, incrementando la necesidad de recurrir a centrales térmicas de respaldo.
En el caso de la generación solar, Butrón explicó que el calentamiento del mar puede favorecer la formación de nubosidad en el sur del país y reducir temporalmente la producción de electricidad de origen fotovoltaico.
Este escenario plantea desafíos para la planificación del sistema eléctrico, que debe mantener el equilibrio entre la demanda y la energía disponible, incluso cuando varían las condiciones climáticas.
COES identifica proyectos renovables por 29.000 MW
En materia de inversiones, Butrón señaló que los estudios de preoperatividad presentados ante el COES comprenden proyectos que suman aproximadamente 29.000 megavatios (MW) de capacidad, principalmente en instalaciones solares y eólicas.
Sin embargo, precisó que la cartera de iniciativas que se encuentran en construcción es limitada para los próximos años.
El especialista indicó que no prevé una reversión de la situación en los siguientes tres o cuatro años. No obstante, sostuvo que una aceleración de las inversiones en energías renovables podría permitir la incorporación de nuevos proyectos de generación a partir de ese periodo.
La ampliación de la infraestructura de transmisión y el desarrollo de nueva capacidad de generación son aspectos centrales para atender el crecimiento de la demanda eléctrica y reducir las restricciones que enfrenta el norte del país.
