La electricidad que necesita el norte del país depende de una infraestructura que no ha crecido al ritmo de la demanda. Dos proyectos estratégicos para ampliar la transmisión que tenían prevista su entrada en operación para 2026 han sido postergados para el 2029. Pese a que se licitaron en 2023, hasta agosto de 2026, ninguno presentaba avance físico, según el organismo supervisor Osinergmin.

La demora coincide con un encarecimiento de la electricidad en el mercado mayorista. Diario Correo revisó los registros de costos marginales publicados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) y encontró que, en la barra Piura Oeste, este indicador pasó de S/ 0,109366 por kilovatio hora (kWh) en septiembre de 2025 a S/ 0,489100 en septiembre de 2026. La variación equivale a un incremento aproximado de 347%.

Esta presión económica ya se refleja en las cuentas de las empresas eléctricas. En agosto de 2026, Pedro Eduardo Carrasco Vásquez, gerente regional de la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste (Enosa), informó que la distribuidora había recurrido a la banca privada para obtener un préstamo de S/ 55 millones y cumplir con sus obligaciones frente a las generadoras.

Según explicó, la empresa debe pagar a las generadoras antes de recuperar íntegramente los recursos mediante los mecanismos de compensación. Ese proceso, indicó, podía extenderse hasta nueve meses. El gerente también anunció un incremento de 3,77% en la tarifa residencial BT5.

Una red que llegó a sus límites operativos

El 17 de julio de 2026, el Gobierno publicó el Decreto Supremo 013-2026-EM, que reconoció las restricciones de transmisión eléctrica entre el centro y el norte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La norma señala que el crecimiento de la demanda y la insuficiente capacidad para transportar energía pueden obligar a despachar unidades de generación con mayores costos variables.

El problema no consiste únicamente en producir electricidad, sino también en disponer de una red capaz de llevarla hasta donde se necesita sin comprometer la estabilidad del sistema.

César Butrón, presidente del COES, explicó que el aumento del consumo no estuvo acompañado por una expansión equivalente de la infraestructura de transmisión ni por suficiente generación local eficiente.

El norte cuenta con líneas de 220 kilovoltios (kV) y un enlace de 500 kV que permiten transportar electricidad desde otras zonas del país. Sin embargo, según Butrón, el crecimiento de la demanda terminó llevando esas conexiones hacia sus límites operativos.

“Esas tres líneas, o sea, una de 500 y dos de 200, toparon su capacidad”, señaló.

Butrón sostuvo que la situación llegó a un punto crítico en mayo de 2026. Dos meses después, el Gobierno reconoció oficialmente las restricciones y autorizó medidas excepcionales para reducir sus efectos.

El decreto permite operar al COES determinadas instalaciones vinculadas al enlace principal Centro–Norte por encima de algunos límites previstos en el estudio de estabilidad, siempre que se cumplieran las condiciones establecidas y no se comprometiera la seguridad del sistema. La autorización tiene carácter temporal y se extiende hasta el 31 de diciembre de 2027.

La norma también reconoce que la insuficiencia de transmisión, el crecimiento de la demanda y las limitaciones de la generación local eficiente pueden llevar al despacho de unidades más costosas, con efectos sobre los costos del sistema eléctrico.

Según Butrón, una nueva línea de 500 kV para reforzar el abastecimiento del norte fue incorporada en la planificación del COES en 2020 y debía entrar en operación en 2026. Sin embargo, la licitación se realizó recién en 2023.

“Esta línea en específico arrancó atrasada. Arrancó con tres años de atraso. 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”, dijo.

Tras una revisión realizada por Diario Correo, se determinó que la operación comercial de la línea de 500 kV Nueva Huánuco–Tocache–Celendín–Trujillo, de 662,4 kilómetros, está prevista para el 31 de julio de 2029. Sin embargo, el proyecto, a cargo de la concesionaria CEY, presentaba un avance global de 18,8% hasta agosto de 2026, pero un avance físico de 0%.

Al parecer, dicho proyecto registra dificultades en la tramitación ambiental. El 4 de junio de 2026, la empresa retiró el procedimiento de evaluación de su estudio de impacto ambiental detallado, decisión aceptada por el Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles (Senace). Según Osinergmin, a agosto la concesionaria planteaba presentar un nuevo estudio en octubre de ese año y esperaba obtener su aprobación en mayo de 2027.

La segunda obra es la línea de 500 kV Celendín–Piura, cuya entrada en operación comercial está prevista para el 25 de julio de 2029. A agosto de 2026, registraba un avance global de 12,8% y un avance físico de 0%. Su estudio de impacto ambiental semidetallado se encontraba en evaluación.

A estas demoras se suma la situación de la línea Piura Nueva–Frontera, de 500 kV y 270,3 kilómetros. Su fecha de operación comercial había sido modificada al 8 de noviembre de 2027, pero Osinergmin la clasificó como atrasada en agosto de 2026. El proyecto presentaba un avance global de 19,3% y un avance físico de 0%.

Se detectó, además, un desfase aproximado de 21 meses entre los cronogramas de Perú y Ecuador. Mientras el lado peruano tenía una fecha de operación prevista para noviembre de 2027, los tramos ecuatorianos contemplaban fechas de entrada en servicio en mayo y diciembre de 2029. La concesionaria había propuesto modificar el cronograma peruano para trasladar la operación comercial al 26 de mayo de 2029, pero la adenda seguía en evaluación.

El retraso de Piura Nueva–Frontera también podía afectar el desarrollo de Celendín–Piura, debido a que ambos proyectos comparten una bahía de 500 kV en la subestación Miguel Grau, también denominada Piura Nueva.

Butrón atribuyó parte del problema a los procedimientos previos a la licitación. Según explicó, los cambios en las reglas y requisitos habrían prolongado los procesos de adjudicación.

Por su parte, Carlos Gomero, socio de LQG Energy & Mining Consulting, apunta a un problema más amplio de ejecución. Según advirtió, incluir un proyecto en la planificación no garantiza que entre en operación cuando el sistema lo necesita. También cuestionó la duración de los procedimientos para obtener permisos y las dificultades para financiar nuevas inversiones de generación.

Malacas: una central con limitaciones para competir

La congestión de las líneas eléctricas no es la única vulnerabilidad del sistema energético del norte. Piura cuenta con recursos gasíferos y una central térmica instalada en Talara, pero aprovechar ese potencial requiere infraestructura para transportar el combustible y condiciones comerciales que permitan generar electricidad a precios competitivos.

Luis Chiok, gerente general de Enel Generación Piura, explicó que la región necesita ampliar sus redes de ductos para recolectar el gas de los distintos lotes del norte. Como ejemplo, mencionó la necesidad de conectar los recursos desde el lote Z1, en Tumbes, hasta Talara.

“Siempre decimos: hay gas. Sí, correcto, hay varios lotes que tienen y dan los recursos, pero falta un ducto para recolectar ese gas”, señaló.

La segunda barrera, según Chiok, es el precio. El gerente comparó el costo de la molécula de gas de Camisea puesta en las centrales de Lima, que situó alrededor de US$ 4 por millón de BTU, con los cargos que, según explicó, afrontaría una central en Piura para acceder a un suministro adicional de gas.

Para Chiok, el problema no afecta únicamente a la generación eléctrica. También limita las posibilidades de atraer nuevas industrias y crear empleos en la región. Según explicó, disponer de gas a un precio competitivo podría impulsar proyectos productivos que hoy no encuentran condiciones favorables para instalarse o crecer.

“En vez de que el gas sea un motor de generación de proyectos, estamos con una seguridad energética muy baja para Piura”, advirtió.

Por su parte, Roberto Santiváñez, especialista en asuntos regulatorios, estimó que generar con diésel puede costar entre siete y diez veces más que hacerlo con gas natural.

La presión sobre el sistema también se refleja en las condiciones comerciales que enfrentan algunas empresas. Pedro Carrasco, gerente regional de Enosa, informó que un cliente libre recibió una propuesta de renovación contractual cuyo precio pasaba de US$ 42 a US$ 190 por megavatio hora. Según el gerente, la variación equivalía aproximadamente a un incremento de 352%.

Asimismo, en agosto de 2026, Carrasco anunció un incremento de 3,77% en la tarifa residencial BT5. El gerente explicó que la distribuidora enfrentaba costos adicionales y que debía cumplir sus pagos a las generadoras antes de recuperar íntegramente los recursos a través de los mecanismos correspondientes.

Según precisó, esa diferencia de tiempos llevó a Enosa a recurrir a un préstamo de S/ 55 millones. También indicó que la recuperación de esos recursos podía tomar hasta nueve meses.

Esta situación refleja que la seguridad energética del norte no depende únicamente de producir más electricidad. Requiere una red capaz de transportarla, generación disponible en condiciones competitivas y proyectos que entren en operación en plazos compatibles con el crecimiento de la demanda. Si la infraestructura no entra en operación a tiempo y la generación local continúa limitada por la disponibilidad o el costo del combustible, el norte seguirá expuesto a restricciones que pueden encarecer la atención de la demanda.