La línea de transmisión de 500 kV que debía aliviar al norte del Perú no llegará antes de fines de 2029, al menos tres años más tarde de lo previsto.
Hasta entonces, la región seguirá encendiendo centrales a diésel, cuya generación cuesta hasta diez veces más que la de gas natural, y ese sobrecosto llegará al recibo de hogares y comercios.
Así lo advirtieron los expositores de Perú Energía Norte 2026, evento al que asistió Infomercado.
“Esta línea no va a llegar antes de fines de 2029. Y entonces la solución, la única solución estructural limpia capaz de atender el norte y de arreglar el problema de la congestión va a llegar a fines de 2029. Esa es la realidad que estamos afrontando”, advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), durante su ponencia en Perú Energía Norte 2026.
Una región que depende de la energía que llega de otras zonas
El problema nació de cómo creció la generación eléctrica en el país. Históricamente, esta se concentró en el centro, impulsada por el gas de Camisea, que tiene precios muy bajos, y por grandes hidroeléctricas como Chaglla y Cerro del Águila.
El norte, en cambio, no cuenta con generación propia eficiente suficiente.
Por eso, la mitad de la energía que consume el norte viene de otras regiones y debe transportarse por líneas de transmisión.
Además, la demanda eléctrica del norte ha crecido más rápido que el promedio nacional, lo que llevó a las líneas actuales al tope de su capacidad segura.
Una solución planificada a tiempo, pero ejecutada tarde
El COES sí anticipó el problema. La nueva línea de 500 kV, que unirá Huánuco, Tocache, Celendín y Piura, fue aprobada en el Plan de Transmisión de 2020 para entrar en operación en 2026.
Sin embargo, ProInversión demoró el lanzamiento de la licitación, que recién se adjudicó en 2023, y a ello se suman los plazos habituales de construcción.
Carlos Gomero, socio de LQG Energy and Mining, puso el foco en los tiempos del Estado. “En la transmisión el problema son los tiempos… las líneas troncales no pueden esperar.
Dos años de demora en una línea troncal genera inmensas pérdidas económicas para el país”, dijo durante su exposición en el evento.
Tampoco hay alivio por el lado de Ecuador. La interconexión con ese país no servirá como paliativo, porque el tramo ecuatoriano está muy retrasado al ejecutarse como obra pública estatal, mientras que el tramo peruano se estructuró bajo una asociación público-privada (APP).
Del gas a US$30 al diésel a US$300 por MWh
Cuando las líneas se saturan, no puede llegar más energía eficiente desde el centro. Entonces el sistema se ve obligado a encender centrales térmicas locales que funcionan con diésel. Esta situación se conoce como congestión.
La brecha de costos es amplia. Generar con gas de Camisea cuesta alrededor de US$30 por megavatio hora (MWh), mientras que con diésel el costo marginal, es decir, lo que cuesta producir la última unidad de energía que el sistema necesita, sube a un rango de entre US$280 y US$300 por MWh.
Luis Chiok, de Enel Generación Piura, describió el efecto. “Si el costo de producción con el gas de Camisea es US$30 el megawatt hora, con diésel se llegó a US$300.
Y este costo… se traslada al usuario, a la población, a las industrias y esto resta competitividad al país y a la región”, afirmó en su intervención en Perú Energía Norte 2026.
El sobrecosto sí llega al recibo
A diferencia de otras crisis del sistema, en las que el usuario regulado está protegido, la norma vigente permite que, ante una congestión por transmisión, el generador traslade el sobrecosto al distribuidor y este, al cliente final.
Butrón lo explicó así: “Cuando ocurre congestión, que es lo que hay en el norte, el cliente final doméstico sí va a recibir el efecto”, dijo en su ponencia.
Más carga en las líneas, más riesgo de apagón
Para evitar un impacto tarifario aún mayor, el Ministerio de Energía y Minas emitió el decreto supremo Nº 013-2026-EM, que autoriza al COES a sobrecargar las líneas de transmisión del norte por encima de sus límites de seguridad.
La medida reduce la seguridad del sistema y eleva la probabilidad de fallas o apagones.
“Se ha reducido la seguridad… para evitar el enorme impacto del sobrecosto”, señaló Butrón en el evento.
Además, el permiso vence en diciembre de 2027, de modo que el sector deberá correr contra el tiempo para renovarlo o enfrentar de nuevo la crisis tarifaria inmediata.
Malacas, una opción limitada por falta de gas
La central termoeléctrica Malacas, en Piura, podría ayudar a aliviar la congestión al generar de forma local.
Tiene una capacidad de 340 MW, pero hoy produce apenas unos 40 MW, el 15% de ese total, porque no cuenta con suficiente gas natural local a precios competitivos.