Cuando pensamos en el sistema eléctrico, pensamos en generadoras y distribuidoras, pero rara vez en las “carreteras” que llevan la energía hasta el usuario final. La buena noticia es que hay más de US$3.400 millones comprometidos en inversiones en estas carreteras en tres años. La mala noticia es que las obras están demoradas y las carreteras se encuentran congestionadas.
¿Y qué pasa cuando una carretera se congestiona? La zona a la que no llega la electricidad debe recurrir a fuentes más caras, como generadoras a diésel, lo que dispara el costo de la energía y afecta a distribuidoras, clientes industriales y usuarios regulados.
Para dimensionar el problema: según el COES, en julio hubo 66,20 horas de congestión de líneas de alta tensión, frente a solo 7,88 horas en julio del 2025. Esta congestión generó que desde agosto las tarifas se incrementen 3,71% para los usuarios regulados y 5,49% para los usuarios comerciales e industriales, el cuarto incremento de tarifas en lo que va del 2026.
De esas horas de congestión, 55,80 provinieron del enlace centro norte. Entre abril y mayo, el COES tuvo que limitar la capacidad de transmisión de ese enlace por razones de seguridad, lo que llevó los costos marginales de ~28-30 USD/MWh en el centro a ~87-89 USD/MWh en el norte —o hasta US$220/MWh, según el propio COES, de no aplicarse esa medida excepcional—, como consecuencia de que, al no haber centrales a gas disponibles en la zona, entran a despachar generadoras a diésel. Esto encareció la tarifa regulada y generó un sobrecosto de S/155 millones para distribuidoras estatales como Distriluz, financiado con deuda bancaria.
El Minem reaccionó, autorizando al COES a operar el enlace por encima de los límites de seguridad establecidos, pero es una medida paliativa y transitoria: no resuelve que (i) no haya suficiente capacidad de transmisión para atender la demanda del norte de forma segura, y (ii) que, al quedar esa zona aislada, no haya generación eficiente disponible cuando se necesita.
Más todavía, en el norte del país hay agroexportadoras con la inversión lista para ampliar su producción que no pueden hacerlo: la red de transmisión no da abasto para llevarles la electricidad que necesitan.
¿De qué sirve tener tantas nuevas inversiones en RERsi la energía no va a poder llegar a donde realmente se la necesita? El Estado parece haber olvidado que sin transmisión no hay transición energética. Y muy pocos parecen ser conscientes de ello.
El problema de las líneas de transmisión es de ejecución: los proyectos se traban en permisos y servidumbres, y las empresas estatales demoran las obras, por lo que se necesita participación privada para acelerar los plazos.
El problema no es solo de las grandes líneas que aparecen en los titulares y en los planes de Pro Inversión. También incluye a la subtransmisión: el tramo final, menos visible y menos rentable, que conecta a los usuarios reales con la red troncal. Voces del sector admiten que ahí existe una brecha nacional considerable, mientras la atención regulatoria sigue puesta en las líneas grandes y ese último tramo —el que decide si una fábrica enciende su segunda línea— avanza sin ningún plan que lo priorice.
Cada proyecto de transmisión que se demora no es una cifra abstracta en un informe del COES. Es una fábrica que no amplía turno, un campo que no puede regar con bombeo eléctrico, una familia que paga una tarifa más alta porque su zona quedó fuera del sistema interconectado. La próxima vez que el Gobierno anuncie una cifra récord de inversión en energía, la pregunta que hay que hacerle no es cuánto se anunció, sino cuánto de eso ya está conectado y cuánto sigue esperando en la fila de la burocracia.
*El Comercio abre sus páginas al intercambio de ideas y reflexiones. En este marco plural, el Diario no necesariamente coincide con las opiniones de los articulistas que las firman, aunque siempre las respeta.
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