La cada vez mayor recurrencia de cortes del servicio eléctrico en el interior del Perú -que venía generando reclamos masivos de los usuarios desde mediados de año- parece agudizarse con el incremento en las horas de congestión de las líneas de transmisión en los últimos meses y que reflejaría retrasos en la puesta en marcha de proyectos del sector eléctrico.
Según el informe mensual de operación del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), en septiembre último, la congestión en ese sistema alcanzó un total de 102.83 horas, cuando en el mismo mes del 2025 había sido de solo 9.55 horas.
Es más, en agosto último, ese comité había reportado 41.27 horas de congestión en el sistema interconectado, y en julio 66 horas.
Mayor congestión en el norte
El septiembre, el mayor “cuello de botella” en el transporte en alta tensión se registró en la línea de transmisión Carabayllo - Chimbote, de 500 kilovoltios, que lleva la energía producida en el centro del país hacia regiones del norte, y donde se llegó a registrar 63.48 horas de congestión.
En menor medida esa situación se registró también en la línea Ica – Derivación (7.98 horas), así como en la línea Carhuamayo – Oroya Nueva (6.63 horas), la línea Chilca – Asia (5.98 horas) entre otras, según el citado reporte.
La zona de Chavimochic fue una de las más afectadas por la congestion en la transmisión eléctrica en setiembre, según data del COES.
En tanto, según el monitoreo que realiza el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), las mayores interrupciones del suministro a nivel de empresas distribuidoras se reportan en el proyecto especial Chavimochic (región La Libertad) con 158.7 horas de cortes acumuladas en el 2026.
Ya en el 2025, la zona de Chavimochic venía siendo afectada por cortes de la energía, pero ese año se registró 33.97 horas acumuladas de interrupción (contra 158.7 horas en lo que va de este año).
Otra zona de mayor afectación registrada el mes pasado fue la de Paramonga (donde se concentra la industria azucarera, de papel y químicos) con 74.25 horas de apagones, entre otras zonas, de acuerdo con el monitoreo del regulador.
Eso significa que la congestión en las líneas de transmisión y las suspensiones del servicio eléctrico se agudiza y afecta en mayor medida zonas de operación de la actividad agroexportadora y agroindustrial del norte, además del suministro a usuarios domésticos en diversas empresas distribuidoras del interior.
Ranking de interrupción del servicio eléctrico. La barra en naranja representa las horas acumuladas de suspención del suministro (SAIDI), y la barra en azul indica el número de cortes del servicio (SAIFI). Fuente: Osinergmin
Costo de generación sigue en alza
El aumento de la congestión es uno de los elementos que explica también una continua alza en el costo marginal promedio de la generación eléctrica.
Según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), ese “cuello de botella” en el enlace Centro Norte del Sistema Interconectado había obligado en julio último a un mayor uso de centrales térmicas, incluidas las de reserva fría, que operan con diésel, llevando ese costo marginal a US$ 100 por megavatio hora (MW/h) en esa ocasión.
De hecho, según el COES, de enero a septiembre, la producción eléctrica usando térmicas a diésel llegó a 772.30 gigavatios por hora (GWh), una disparada de 1,412% respecto a igual periodo acumulado.
Asimismo, el mes pasado, indica ese comité, el costo marginal de la generación en la zona norte fue mayor: varió entre US$ 136 hasta US$ 142 por MW/h, mientras en el centro estaba en promedio en US$ 128 y en el sur en US$ 139 por MW/h, es decir que sigue creciendo.
El reto por resolver
Consultado por Gestión sobre esta problemática, Jorge Güimac, gerente de Desarrollo de Negocios de ISA Perú y vicepresidente de PECIER, señaló que la congestión en el sistema de transmisión, particularmente en el norte del Perú, es un problema por resolver y que está vinculado a la oportunidad con que se adjudican los proyectos del sector.
Jorge Güimac, gerente de Desarrollo de Negocios de ISA Perú y vicepresidente de PECIER. Foto: ISA, ajustada con ChatGPT.
Remarcó que el aumento de la demanda de energía, que creció 5.3% a septiembre según el COES, así como la incorporación de nuevas tecnologías de generación con energías renovables necesitan de una red de transmisión robusta que evacúe la energía que produzcan.
Pero, observó, mientras una planta solar o eólica puede tomar un año y medio en construirse, un proyecto de transmisión, desde que sale del Poder Ejecutivo y llega a ProInversión, hasta que se licita, obtiene los permisos ambientales y sociales, hasta que se ejecuta, puede tomar hasta 8 años. Ese desfase es el que ahora “nos está pasando la factura”.
En tal sentido, refirió que el reto es trabajar junto con el Ministerio de Energía y Minas (Minem) y articular soluciones para agilizar la permisología y destrabar el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica en el norte del país.
“Nadie quiere saltarse ninguno de los permisos exigidos, pero sí se pueden trabajar en paralelo y no en forma secuencial, lo que haría viable que los proyectos estén a disposición del sistema con mucha mayor anticipación”, planteó Güimac.
Refuerzan suministro en el norte
En tanto, la petrolera Olympic Perú informó a Gestión que, frente al aumento en la congestión en el norte, y para hacer frente al alto costo de generación, puso en marcha un acuerdo de intercambio swap con Petroperú y Enel Generación Piura para encarar esa problemática.
Ese acuerdo, detalló, permite disponer de hasta 7 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas natural que produce Olympic en los lotes que opera en Piura, y que serán destinados para la operación de la Central Térmica Malacas, a fin de generar hasta 35 MWh.
Vale recordar que Olympic explota los lotes XIII-A, XIII-B, y VII, ubicados en la región Piura, siendo su principal producción la de gas natural y en segundo lugar la de petróleo.
Olympic explicó que, con el acompañamiento del Minem, puso a disposición de Petroperú el citado volumen de gas y, a cambio, se libera un volumen equivalente para Enel Generación Piura, que lo destina a la referida termoeléctrica.
El acuerdo, según la compañía, reordena el gas que ya estaban en la región, en momentos en que el costo marginal de la electricidad en Piura había alcanzado un máximo de US$ 559 por MWh y la congestión había llegado a 66.2 horas en julio, mientras que el proyecto de transmisión que descomprimiría el enlace centro-norte no estaría operativo antes del 2030.
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
