El sistema eléctrico nacional enfrenta un reto importante. Luego de que en los últimos años la ejecución de algunos proyectos haya demorado más de lo previsto, la transmisión eléctrica, uno de los eslabones clave de la cadena de suministro eléctrico, tiene un desafío mayúsculo.
“Es un riesgo que ya se materializó, no uno hipotético”, propone a Desde Adentro, Fernando Cáceres Freyre, director ejecutivo de Síntesis Instituto, una asociación que promueve la mejora de las políticas públicas en el Perú, sobre la posibilidad de enfrentar una crisis en la transmisión eléctrica.
La transmisión es la carretera que permite que la energía de las generadoras de electricidad llegue a las firmas distribuidoras que brindan el suministro a hogares y empresas.
Según el Ministerio de Energía y Minas, el Perú cuenta con más de 20,000 kilómetros de líneas de transmisión tendidas a nivel nacional, de las cuales, más de la mitad, unos 10,900 km, fueron incorporados en los últimos 18 años. Se trata de un alto ritmo de crecimiento, que, sin embargo, está quedando corto.
Cáceres indica que la congestión de líneas de alta tensión se multiplicó por ocho en un año. “En julio del 2026 la congestión fue de 66.2 horas frente a solo 7.88 horas en el mismo mes del 2025, según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional de Energía – COES. Eso ya subió las tarifas cuatro veces en lo que va del año (3.71% para usuarios regulados y 5.49% para comerciales e industriales desde agosto)”, indicó.
Crisis en el norte
Lo más grave ha sucedido en el norte del país. Allí, el enlace centro-norte tuvo que operar con capacidad limitada por seguridad entre abril y mayo, disparando el costo marginal de la energía de entre US$ 28 y US$ 30 por MWh en el centro a entre US$ 87 y US$ 89 por MWh en el norte.
“Eso generó un sobrecosto de S/ 155 millones para distribuidoras estatales como Distriluz”, precisó. Y el alza general de los recibos de luz en Piura en 3.77% desde agosto y en mucha mayor proporción para las empresas que no se conectan al sistema nacional.
El viceministro de Energía, Luis Santillán, indicó que, para enfrentar la situación en el norte, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha adoptado medidas de corto y mediano plazo. En lo inmediato, se autorizó al COES (operador del sistema) a operar el enlace Centro‑Norte por encima de los límites del Estudio de Estabilidad 2024‑2027 y se dispuso la inaplicación temporal del régimen de compensaciones previsto en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos hasta el 31 de diciembre del 2027.
“De forma complementaria, se ha priorizado la ejecución de proyectos de transmisión en el norte (como el enlace 500 kV Miguel Grau–Pariñas y otros proyectos de instalaciones de transmisión de conexión – ITC) para consolidar una red robusta que elimine las restricciones estructurales de transporte”. Adicionalmente, se ha incluido ajustes en proyectos del norte, incorporando equipos de compensación reactiva y ampliaciones de capacidad que mejoran el control de flujo y la estabilidad del sistema en esa zona”, sostuvo Santillán.
Proyecto demorado
En efecto, del enlace Miguel Grau-Pariñas depende buena parte de la solución, pero Cáceres advierte que es un proyecto planteado en el 2020, pero recién adjudicado en el 2023; con lo cual, debería haber empezado a operar este 2026, pero no estará listo antes del 2030.
Su demora amplificó el riesgo. Y las razones detrás del retraso son las que más preocupan, pues pueden generar situaciones similares en otras zonas del país.
El COES cuenta con un Plan de Transmisión 2025-2034 que estima la demanda futura de energía en el país y de acuerdo con ello, las necesidades de desarrollar nuevos proyectos de transmisión. En base a ello, el MINEM debe aprobar las nuevas inversiones necesarias y encargar la adjudicación para la construcción y operación (normalmente por 30 años).
En el plan 2027-2036, se indica que el crecimiento de la demanda de energía provocará congestiones en varias zonas del país hacia el año 2033, y la gran pregunta es si el país podrá sacar a licitación los proyectos a tiempo, teniendo en cuenta que está demorando más de siete años en concretar una iniciativa.
Ejecución
Actualmente, existen en el país 52 proyectos de transmisión eléctrica por más de US$ 3,000 millones, según datos del MINEM, de los cuales, 33 se están ejecutando y otros 19 deben adjudicarse en los próximos meses. La situación de los proyectos aprobados en el plan 2025-2034 puede observarse en la infografía que acompaña este artículo, según datos de ProInversión, la agencia encargada de concursar los proyectos. Esas iniciativas no serán las únicas en salir al mercado.
ProInversión indicó a Desde Adentro que, el nuevo plan 2027-2036 -que se aprobará en diciembre próximo- incluirá 15 nuevos proyectos vinculantes a licitarse entre 2027 y 2028, necesarios para satisfacer la demanda futura y evitar que exista congestión en las líneas de transmisión. “En conjunto, estos proyectos representan una inversión estimada superior a US$ 1,100 millones”, precisaron.
Procesos con desafíos
ProInversión dividió en cuatro grupos los proyectos a licitarse del plan 2025-2034. El Grupo 1 fue adjudicado el 30 de junio del 2026 a ENGIE Energía Perú, indicó la agencia estatal.
En cuanto al Grupo 2, señalan que algunas empresas interesadas evalúan su participación, debido a la presencia de actividad minera informal e ilegal en un tramo de la línea de transmisión que forma parte del Proyecto “Enlace 220 kV Nueva San Gabán – Puerto Maldonado” que atraviesa el distrito de Inambari, provincia de Tambopata (Madre de Dios).
“Con relación al Grupo 3, a la fecha, no se presentan inconvenientes que afecten el proceso de adjudicación, cuya fecha prevista es mediados de diciembre del 2026 y para el que hay seis empresas interesadas”. El 2 de octubre próximo se conocerán a los postores calificados.
Finalmente, el Grupo 4 presenta demoras, pues ha sido necesario replantear un tramo de la línea de transmisión “Enlace 220 kV Los Héroes – Garita” debido a que se superpone con el monumento histórico “Escenario de la Batalla del Alto de la Alianza”, en Tacna.
Por su parte, el viceministro Santillán indica que el MINEM viene trabajando en un proceso de modernización regulatoria orientado a optimizar la planificación de la infraestructura eléctrica y a acelerar las inversiones en transmisión.
En ese sentido, el Decreto Supremo N.° 008‑2026‑EM, publicado el 26 de junio pasado, modifica el Reglamento de Transmisión con el objetivo de agilizar los procesos de planificación, aprobación y ejecución de proyectos de transmisión, reducir plazos de tramitación y fortalecer los mecanismos de coordinación entre el MINEM, el COES y ProInversión.
Retos por superar
Para Cáceres, todavía se necesita mejorar más la regulación para acelerar los proyectos.
“Hay retrasos ‘de manual’ —permisos, servidumbres, Estudios de Impacto Ambiental, consulta previa, y la lentitud de las empresas estatales para ejecutar obras—, pero no son la fuente más crítica de retrasos. Lo determinante está en el diseño institucional del Estado: una norma del 2015 obliga a que todo proyecto de transmisión pase por un filtro del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) antes de llegar a licitación”, indica Cáceres.
El especialista critica que se requiera que el MEF apruebe el esquema financiero del proyecto, a pesar de que, por ley, todos los proyectos tienen ingresos asegurados y que es el inversionista privado el que aplicará el modelo más eficiente; además, recomienda que la autorización de las licitaciones debe volver al consejo directivo de ProInversión.
Cáceres agrega que el problema no es solo de las grandes líneas de transmisión, también incluye a la subtransmisión: el tramo final que conecta a los usuarios reales con la red troncal. “Ahí existe una brecha nacional considerable, y es un tramo que avanza sin ningún plan que lo priorice”, advierte.
Las nuevas autoridades del Poder Ejecutivo tienen aquí un reto importante que, de no superarse, podría impactar negativamente en empresas y consumidores.