En los últimos meses se han vuelto cada vez más frecuentes los reclamos masivos por cortes en el suministro del servicio eléctrico en el interior del Perú. Esto son atribuidos a una creciente congestión en las redes de transmisión de esa energía en alta y media tensión.
Entre junio y julio, la Defensoría del Pueblo intervino ante constantes interrupciones del suministro eléctrico en Iquitos e incluso otras zonas de la provincia de Maynas (Loreto), aunque en septiembre vecinos de la zona volvieron a protestar porque los cortes de luz y variaciones en la tensión continuaban.
En tanto, a fines de agosto, en Huánuco medios locales reportaron interrupciones intempestivas del servicio, mientras que la Cámara de Comercio de San Martín reclamó que en esa región los constantes apagones estaban generando pérdidas a las industrias de la zona.
A su vez, en Caravelí, Arequipa, la Defensoría del Pueblo inició una supervisión a la empresa SEAL ante los reclamos por cortes del suministro de electricidad.
Tal es así que, durante la última semana de septiembre, en la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República, algunos diputados pidieron se convoque a ejecutivos de Electrocentro para que informen de constantes cortes de luz en diferentes localidades de la región Pasco y zonas aledañas, y que Electro Oriente informe sobre la situación del servicio que presta en la Amazonía, afectada por los apagones.
Demanda en el norte creció más
Este creciente problema, que es atribuido a la congestión en el sistema de transmisión eléctrica y a la falta de mayor capacidad de generación, va aparejado al crecimiento de la demanda de esa energía, pero también a un mayor costo de la generación.
Según el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), desde enero al 18 de septiembre de este año, la demanda de electricidad registró un aumento acumulado del 5.2% en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), pero solo en la zona norte, esa demanda creció 14.8%, mientras en el centro lo hizo en 8.0% y, en el sur, en 4.1%.
Asimismo, ese organismo reporta que en los últimos 30 días se exportó 1.26 teravatios (1.26 millones de kilovatios) de energía, de la zona centro del SEIN al resto de esa red, para cubrir los excesos de demanda en las demás zonas del país.
Producción a mayor costo
La Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) refirió que en julio último el costo marginal promedio mensual del SEIN alcanzó cerca de US$ 100 por megavatio por hora (MWh), mayor en 253% respecto a igual mes del 2025.
Ese incremento, explicó ese gremio, respondió principalmente a la congestión del enlace Centro-Norte del SEIN, que limitó el transporte de energía hacia el norte y obligó al despacho de centrales térmicas, incluidas unidades de reserva fría, para atender la creciente demanda de la zona norte.
El presidente del Comité de Operación Económica del SEIN (COES), César Butrón, afirmó que los retrasos en la ejecución de proyectos de transmisión eléctrica están generando cuellos de botella (congestión) en distintas zonas del territorio nacional, obligando a recurrir a generación más costosa, cuyo impacto es asumido por los usuarios.
Demoras en los proyectos
Durante su participación en un evento del sector, Butrón explicó que los proyectos de transmisión eléctrica han enfrentado demoras antes de llegar a la etapa de licitación (a cargo de ProInversión).
Por ello, consideró necesario simplificar los procedimientos y acelerar la ejecución de las inversiones. Entre las alternativas mencionó reducir al máximo los trámites previos para aquellos proyectos que provienen de un sistema de planificación, que han sido previamente evaluados y son autosostenibles.
El especialista también advirtió que el problema podría adquirir mayor relevancia conforme aumente la generación renovable en determinadas zonas del país.
La generación solar y eólica, explicó, tiende a concentrarse geográficamente donde se encuentra el recurso, lo que incrementa la necesidad de contar oportunamente con infraestructura para transportar esa electricidad. “Definitivamente se necesita mejorar la velocidad de ejecución de los proyectos”, puntualizó.
Generación cara por falta de inversiones
Butrón sostuvo que los problemas no se limitan a las grandes líneas de transmisión, pues también existen restricciones en infraestructura de subtransmisión y distribución que, en algunos lugares, terminan obligando a contratar generación local mediante equipos que utilizan diésel.
Explicó que existen solicitudes de distribuidoras que, ante la insuficiente capacidad de transmisión o generación para atender determinadas zonas, requieren contratar generación adicional.
El problema, precisó, es que situaciones que deberían ser excepcionales pueden prolongarse durante años. “Son años con generación térmica alquilada que es carísima”, afirmó. El costo, agregó, “lo paga toda la demanda”.
La prioridad en la agenda
El titular del COES planteó que una de las prioridades de la agenda del sector debe ser mejorar la normativa y los procesos relacionados con transmisión. “Si no hay transmisión, ¿de qué nos sirve tener bastante generación?”, enfatizó.
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Al respecto, Fernando Cáceres Freyre, director ejecutivo de Síntesis Instituto y experto en el tema, señaló a Gestión que el cuello de botella más grave que demora la ejecución de los proyectos de transmisión se encuentra en el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF).
Refirió que ese ministerio exige sustentar la “bancabilidad” de los proyectos, a pesar de que ya la ley ya garantiza que toda la demanda del sector eléctrico paga la remuneración por la operación de las nuevas obras de transmisión.
Así, observó que demora hasta tres años entre la aprobación del plan de transmisión y la convocatoria a concurso, y cuatro años más para la aprobación del estudio de impacto ambiental, estudios arqueológicos, consulta previa y la construcción de la obra. Es decir, siete años para poner en marcha el proyecto.
Ante ello, propuso devolver al consejo directivo de ProInversión la potestad de autorizar cada licitación, así como modificar la Ley de Asociaciones Público-Privadas (APP), de forma que los proyectos autosostenibles, como los de transmisión, que se sustentan en las tarifas y en un sistema planificado desde el 2008, sigan una vía más rápida.