El abastecimiento eléctrico del norte del Perú enfrenta riesgos debido a las limitaciones de la infraestructura de transmisión y la insuficiente disponibilidad de generación local. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), durante su participación en Perú Energía Norte 2026. En el evento destacó la necesidad de acelerar las inversiones para garantizar el suministro y contener los costos de la electricidad.
Retraso de línea de transmisión podría elevar costos de electricidad
Butrón explicó que cerca de la mitad de la electricidad consumida en el norte proviene de la zona centro del país. Sin embargo, el crecimiento de la demanda regional ha superado el promedio nacional y llevado a las líneas de transmisión existentes a sus límites operativos. Esta situación obliga a recurrir a centrales térmicas a diésel. Según su estimación, los costos marginales se elevarían de entre US$ 36 y US$ 45 por megavatio hora (MWh) a niveles de entre US$ 280 y US$ 300 por MWh.
Uno de los principales problemas es el retraso de la línea de transmisión de 500 kilovoltios (kV), cuya entrada en operación estaba prevista para 2026. Sin emabrgo, según el titular del COES, no estaría disponible antes de fines de 2029.
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Mientras tanto, una medida temporal permite operar las líneas por encima de sus límites habituales de carga. De esta manera, se reducen los sobrecostos, aunque disminuye los márgenes de seguridad del sistema. Si esta disposición vence y no se renueva, podrían reaparecer las restricciones y los mayores costos de generación.
El especialista precisó que los sobrecostos ocasionados por la congestión de las líneas de transmisión pueden trasladarse de los generadores a los distribuidores y, posteriormente, a los usuarios finales. Por ello, los hogares del norte también podrían verse afectados por el encarecimiento de la electricidad.
Asimismo, advirtió que la variabilidad de la generación hidroeléctrica, solar y eólica, especialmente durante la temporada seca y las horas de mayor demanda, podría incrementar la necesidad de utilizar centrales térmicas de respaldo.
Inversiones en energías renovables aún son limitadas
Durante su exposición, Butrón indicó que los estudios de preoperatividad presentados ante el COES comprenden proyectos por aproximadamente 29.000 MW, principalmente de energía solar y eólica. No obstante, señaló que la cantidad de iniciativas en construcción es limitada para los próximos años, por lo que no prevé una reversión de la situación en el corto plazo.
El presidente del COES también explicó que las condiciones climáticas pueden afectar la producción de energía renovable. En el caso de la generación solar, la nubosidad asociada al calentamiento del mar puede reducir la producción en el sur del país.
Frente a este escenario, sostuvo que acelerar las inversiones en nuevas centrales renovables será importante para ampliar la capacidad de generación, aunque los nuevos proyectos podrían comenzar a concretarse recién dentro de tres o cuatro años.
