La congestión en las líneas de alta tensión eleva los costos de generación y amenaza con encarecer el suministro eléctrico.
La transmisión eléctrica se ha convertido en uno de los principales desafíos para la expansión de las energías renovables en Perú. Aunque el país cuenta con condiciones favorables para desarrollar proyectos solares y eólicos, la infraestructura para transportar esa electricidad desde las zonas de generación hasta los principales centros de consumo no crece al mismo ritmo.
La congestión en las líneas de alta tensión ya genera mayores costos operativos para el sistema eléctrico y puede trasladar parte de esa presión a las tarifas que pagan los usuarios. Así lo advierte un análisis de Indeco by Nexans, que identifica una brecha entre el avance de los proyectos de generación y la capacidad de las redes para integrar su producción.
El potencial renovable peruano se concentra principalmente en el sur y el norte del país. Regiones como Arequipa, Moquegua y Tacna presentan altos niveles de radiación solar, mientras que el norte ofrece condiciones favorables para desarrollar parques eólicos. Sin embargo, estos recursos se encuentran alejados de Lima y de otros grandes centros de demanda, lo que exige una infraestructura de transmisión capaz de conectar las zonas de producción con el resto del sistema.
La cartera renovable crece más rápido que la infraestructura eléctrica
El Ministerio de Energía y Minas (Minem) identifica una cartera de 247 iniciativas de energías renovables y almacenamiento, valorizada en US$ 46.859 millones y con una potencia nominal cercana a los 50.000 megavatios (MW).
Esta cifra supera ampliamente los 16.450 MW de capacidad instalada con los que opera actualmente el sistema eléctrico peruano. El desafío, por tanto, no se limita a incorporar nuevas centrales, sino a contar con redes que permitan evacuar la electricidad que producirán y llevarla hasta los puntos de consumo.
Uno de los principales puntos críticos se encuentra en el enlace que conecta el centro con el norte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En particular, la línea Carabayllo-Chimbote de 500 kilovoltios (kV) concentra una parte importante del transporte de electricidad hacia esa zona y ha registrado episodios de congestión.
En julio de 2026, el sistema acumuló 66,2 horas de congestión, de las cuales 55,8 correspondieron a ese corredor. Durante esos eventos, el costo de generación pasó de alrededor de US$ 30 a más de US$ 100 por megavatio hora (MWh). Esto ocurrió porque el sistema tuvo que recurrir a centrales locales de mayor costo para cubrir parte de la demanda.
La congestión eléctrica aumenta la presión sobre el norte
Cuando se restringe el transporte de electricidad desde el centro del país, el norte debe recurrir en mayor medida a sus centrales térmicas locales. Esta situación puede elevar los costos de operación, especialmente cuando es necesario utilizar unidades que funcionan con diésel.
El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) ha advertido que las sobrecargas en el enlace de 500 kV pueden requerir el despacho de estas centrales, cuyos costos son superiores a los de otras fuentes disponibles.
La vulnerabilidad de la infraestructura quedó expuesta el 1 de noviembre de 2026, cuando la desconexión de la línea Nueva Chimbote-Trujillo, también de 500 kV, provocó interrupciones del suministro en varias ciudades del norte y afectó la operación de la refinería de Talara.
El episodio evidenció los riesgos que implica depender de corredores con capacidad limitada y la necesidad de contar con rutas alternativas para mantener la continuidad del servicio eléctrico.
Nuevas líneas de transmisión buscan reforzar la conexión con el norte
Para atender parte de estas limitaciones, el Estado concesionó en 2024 los enlaces Huánuco-Tocache-Celendín-Trujillo y Celendín-Piura. Ambos proyectos comprenden más de 1.000 kilómetros de líneas de 500 kV y representan una inversión cercana a los US$ 800 millones.
La infraestructura permitirá habilitar rutas adicionales para transportar electricidad hacia el norte y reforzar la conexión con Piura. Sin embargo, los contratos contemplan un plazo de construcción de 66 meses, por lo que sus beneficios no estarán disponibles de inmediato.
Esto significa que el sistema deberá afrontar las restricciones actuales mientras avanzan las obras. La brecha entre la entrada en operación de nuevas centrales y la disponibilidad de redes para transportar su producción seguirá siendo un factor relevante para el desarrollo del sector eléctrico.
La planificación debe integrar generación y transmisión eléctrica
El problema no está en la disponibilidad de recursos naturales ni en la falta de iniciativas de inversión. Perú cuenta con condiciones para ampliar su generación solar y eólica, además de una cartera de proyectos que supera ampliamente su capacidad instalada actual. La dificultad está en coordinar el desarrollo de esas centrales con la construcción de las redes que necesitan para integrarse al sistema.
«Cuando la transmisión no acompaña el crecimiento de la generación, podemos terminar con parques listos para producir, pero con energía limpia que no logra llegar al consumidor», afirmó Marlene Mauny, jefa de Ventas de Renovables de Indeco by Nexans.
Desde el sector se advierte que licitar proyectos de generación sin asegurar previamente su capacidad de evacuación puede elevar los costos operativos y limitar el aprovechamiento de las nuevas inversiones. Por ello, la planificación de las redes debe considerar tanto la ubicación de las centrales como las necesidades futuras de transporte eléctrico.
Además, la infraestructura debe adaptarse a las condiciones geográficas y climáticas del país. Factores como la radiación extrema, la altitud y las variaciones de temperatura pueden afectar el funcionamiento de las instalaciones, especialmente en las regiones del sur.
Perú busca que las energías renovables no convencionales representen el 20% de la matriz eléctrica en 2031. Alcanzar esa meta dependerá no solo de la construcción de parques solares y eólicos, sino también de ampliar oportunamente la infraestructura de transmisión para llevar esa electricidad hasta los consumidores.
