El sistema de abastecimiento eléctrico del norte del Perú atraviesa un escenario crítico caracterizado por severas restricciones en las líneas de transmisión y una limitada disponibilidad de generación local. Esta combinación amenaza con comprometer la seguridad del suministro de energía e impactar directamente en las tarifas finales.
Así lo alertó César Butrón, presidente del Consejo de Administración del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), durante su conferencia «Perspectivas para el abastecimiento del norte del país. Situación de la infraestructura, capacidad de producción y demanda», presentada en el marco de PERÚ ENERGÍA Norte 2026.
Demanda acelerada y cuello de botella en transmisión
Durante su intervención, Butrón explicó que aproximadamente la mitad de la electricidad que consume la macro región norte proviene de centrales ubicadas en el centro del país. Sin embargo, el dinamismo económico regional ha provocado que la demanda en el norte crezca a una tasa superior al promedio nacional.
«Esta brecha ha llevado a que las líneas de transmisión existentes operen en sus límites de capacidad, restringiendo el transporte fluido de electricidad y obligando al sistema a activar generación térmica local de mayor costo», detalló.
Retraso en la transmisión eléctrica en el norte disparará los costos
El titular del COES presentó cifras que reflejan la gravedad del problema tarifario: cuando el sistema entra en congestión y se activa la reserva térmica a base de diésel, los costos marginales de generación experimentan un salto drástico, pasando de sus niveles habituales de US$ 36 y US$ 45 por MWh a picos de entre US$ 280 y US$ 300 por MWh.
El factor central de esta problemática es el diferimiento en los plazos de infraestructura. La entrada en operación de la nueva línea de transmisión de 500 kV, proyectada inicialmente para este año 2026, registrará un severo retraso y no estaría disponible antes de fines de 2029.
Uso de límites operativos y traslado de sobrecostos a recibos de luz
Para mitigar de forma provisional la severidad de los sobrecostos, el COES cuenta con una autorización temporal que le permite operar las líneas de transmisión por encima de sus límites habituales de carga. No obstante, el especialista aclaró que esta medida reduce los márgenes de seguridad operativa del sistema. Advirtió además que, si esta disposición llega a vencer y no es renovada, reaparecerán de inmediato las restricciones de transporte y los altos costos marginales.
En cuanto al impacto económico, Butrón precisó el mecanismo regulatorio vigente: cuando un sobrecosto eléctrico surge por congestión en las redes de transmisión, la norma permite trasladarlo legalmente del generador al distribuidor, y de este al cliente final. En consecuencia, los usuarios domésticos y pymes del norte también se verán afectados en sus recibos de luz.
Vulnerabilidad de renovables por clima y lenta cartera de inversión
El especialista añadió que la variabilidad de la producción hidroeléctrica, solar y eólica, especialmente durante la temporada seca, complicará la cobertura de la demanda en determinados meses y horas punta, aumentando la dependencia de las centrales térmicas de respaldo. En el caso específico de la energía solar, detalló que el calentamiento de la temperatura del mar genera nubosidad en la zona sur del país, mermando su capacidad de generación fotovoltaica.
Respecto al panorama de inversión privada, Butrón indicó que, si bien los estudios de preoperatividad vigentes presentados ante el COES acumulan cerca de 29.000 MW en proyectos (mayoritariamente solares y eólicos), la cartera de iniciativas en fase efectiva de construcción es sumamente acotada para los próximos años.
