Aunque esa situación no acarrea todavía el peligro de cortes del suministro, lo que sí podría generar son el riesgo de racionamiento del servicio de electricidad, según expertos consultados por Gestión.

Sin embargo, tampoco descartan que el Perú pueda enfrentar el riesgo de apagones como los que han sufrido Chile y España en este año. Esto se debe a la apuesta del Gobierno y el Congreso por incorporar más energías renovables no convencionales (RER) al sistema eléctrico.

Ya este diario había advertido sobre las horas de congestión en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En marzo último, esos datos alcanzaron un acumulado de 117.35 horas, lo que significó un aumento del 70.12% respecto a igual mes del 2024 y su nivel más alto de los últimos años, según reportara el Comité de Operación Económica del SEIN (COES).

No obstante, esa situación se habría agudizado, a juzgar por un nuevo Informe de Operación Mensual del COES correspondiente a abril. En ese mes, las horas de congestión de los principales equipos de transmisión del SEIN alcanzaron las 196.80 horas.

En contraste, en abril del año 2024 el citado comité -encargado de la administrar el sistema interconectado- había reportado sólo 7.28 horas de congestión en el SEIN.

Este drástico incremento marca un cambio alarmante en la operatividad nacional. El salto desde 7.28 horas hace un año hasta casi doscientas en abril refleja una presión extrema sobre las infraestructuras existentes. Los analistas coinciden en que, si bien no hay cortes inmediatos programados, la capacidad de respuesta del sistema está siendo puesta a prueba constantemente.

La integración acelerada de nuevas fuentes renovables ha generado fricciones inesperadas con los equipos actuales. Mientras se busca descarbonizar el país, la red debe absorber volúmenes crecientes sin colapsar. La experiencia reciente en otros países demuestra que estos desafíos técnicos pueden derivar en parálisis generalizada si no se gestionan proactivamente.

Por ahora, el foco está en evitar escenarios catastróficos, pero la ventana de maniobra se cierra rápidamente. La vigilancia del COES será crucial para monitorear cada fluctuación y prevenir que estos números históricos se conviertan en una realidad cotidiana para los usuarios peruanos.

Sobre estas nuevas cifras oficiales, el experto en energía Rafael Laca advirtió que el aumento en el tiempo de congestión del tendido de alta tensión incrementa directamente el riesgo de aplicar racionamientos eléctricos en ciertas zonas. «En este caso, los mayores cuellos de botella se reportan en la línea de transmisión Huanza-Carabayllo, que transmite la energía al departamento de Lima, y en la Línea Ica-Marcona, en la región Ica, con entre 80 a 85.98 horas de congestión acumuladas».

No obstante, descartó que por el momento este problema vaya a escalar hacia un desbalance eléctrico severo que provoque cortes del suministro. Según detalló Laca, consultor de la empresa Enerkory, nuestro esquema de generación —sustentado mayormente en centrales hidroeléctricas y térmicas a gas— puede ofrecer una capacidad de respuesta adecuada frente a estas fluctuaciones. Es decir, si se requiere mayor energía para superar cualquier desbalance causado por la congestión, ese tipo de plantas pueden aumentar su producción y así compensar la energía faltante en algunas zonas.

En tanto, la línea de Carhuaquero a Chiclayo Oeste acumuló 13.75 horas de congestión, mientras que otras líneas registraron cifras menores. Sin embargo, el especialista no descartó que esa situación de cortes en el suministro se produzca en un mediano o largo plazo. Esto ocurriría «en la medida que se vaya cumpliendo lo establecido en la nueva ley que incorpora mayor tecnología de Energías Renovables No Convencionales (RER), a nuestro sistema eléctrico interconectado». La integración progresiva de estas fuentes renovables podría alterar la flexibilidad actual del sistema frente a los picos de demanda.

Este escenario refleja los retos técnicos que enfrenta el país para mantener la estabilidad energética ante cambios estructurales en su matriz, donde la transición hacia energías limpias debe gestionarse con precisión para evitar vulnerabilidades operativas que hoy se mitigan gracias a la capacidad reguladora de las plantas térmicas y hídricas existentes.

Hasta abril, un 13.45% de la producción eléctrica acumulada en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ya responde a centrales renovables, según datos del COES. Un objetivo de la ley en tramitación sería elevar esta participación, que se especuló podría llegar al 25%. Para ello, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) está elaborando un proyecto de reglamento que establece bloques horarios para facilitar la incorporación de nuevas plantas solares al SEIN, además de regular las licitaciones para la compra venta de energía.

No obstante, existen riesgos si no se da un mayor sustento a estas futuras centrales. Laca advierte que tecnologías RER (eólicas y solares), al depender netamente de condiciones naturales como el viento o el brillo solar, no pueden aumentar su producción más allá de su capacidad actual ni proveer energía constante sin sistemas auxiliares.

"Si no se da un mayor sustento a las futuras centrales RER ... una mayor participación de eólicas y solares podría llevar a que el SEIN colapse, como sucedió con España", señala Laca. El país europeo basa su capacidad instalada de generación en un 56% en energías renovables, lo cual generó problemas graves.

No obstante, hay una vía para evitar este escenario. Un análisis realizado por expertos del Estudio Garrigues concluye que es posible estabilizar la operación de las tecnologías RER en el Perú, siguiendo el ejemplo de Chile. Este vecino implementó en Antofagasta un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) considerado el más grande de Latinoamérica, demostrando que la transición es viable con la correcta infraestructura de respaldo.

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Diego Perales, of counsel de Garrigues en Chile, destacó que allí se aprobó una regulación para incentivar el desarrollo del sistema BESS. Esta medida otorga seguridad financiera a las inversiones al reconocer su contribución a la estabilidad eléctrica. En tanto, Diego Harman, socio del Área Mercantil de esa firma en Perú, considera que el modelo también podría ser exitoso localmente. Sin embargo, esto requeriría un análisis de la bancabilidad de contratos de compra venta de energía (PPA) en horarios nocturnos con precios diferenciados. Para ello, sería necesaria la modificación de normas vigentes como la Ley de Concesiones Eléctricas. Elías García Comunicador social egresado de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, además estudió Inglés en la PUCP y posee un diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Su perfil profesional combina el análisis periodístico con conocimientos financieros especializados. Aunque el fragmento anterior mencionaba riesgos de congestión eléctrica, los expertos ahora proponen soluciones legales y financieras para estabilizar el sistema nacional a través de nuevas regulaciones que permitan incentivar inversiones estratégicas en almacenamiento energético, asegurando así un suministro más confiable para la economía del país.

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