Congestión de 66 horas en el SEIN eleva 5,49 % la tarifa eléctrica industrial en Perú

Una sola línea de 500 kV, Carabayllo–Chimbote 1, concentró 55,80 de las 66,20 horas de congestión que el COES registró en julio. Los costos marginales pasaron de unos USD 30/MWh en mayo a más de USD 100/MWh, y Osinergmin aplicó desde el 4 de agosto la cuarta alza tarifaria del año. Las obras que descomprimen la red llegan entre 2028 y 2030.

El hecho

Osinergmin actualizó las tarifas eléctricas con vigencia desde el 4 de agosto de 2026. En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) la variación promedio fue de 3,71 % para usuarios domiciliarios y 5,49 % para comerciales e industriales; en los sistemas aislados, de 3,88 % y 4,71 % respectivamente. El regulador atribuyó el ajuste al reajuste de los costos de generación causado por la congestión en las líneas eléctricas ante la mayor demanda de energía en la zona norte, sumado a la actualización trimestral de los cargos adicionales que pagan el respaldo del sistema, entre ellos las centrales de reserva fría y las primas de generación.

El origen físico del ajuste está en el reporte de operación del COES correspondiente a julio, citado por Gestión: 66,20 horas de congestión en líneas de alta tensión del SEIN, frente a 7,88 horas en julio de 2025, un salto de 8,4 veces. De ese total, 55,80 horas correspondieron a la línea Carabayllo–Chimbote 1, de 500 kV, el enlace que conecta la zona centro con el norte. En el mismo mes, los costos marginales de generación superaron los USD 100/MWh en las zonas norte, centro y sur, cuando en mayo promediaban alrededor de USD 30/MWh. Es el cuarto incremento tarifario de 2026 y el mayor del año a la fecha de corte de esta nota.

Contexto

El detonante coyuntural fue climático. El 20 de julio la generación eólica nacional cayó a 80 MW entre las 10 y las 11 de la mañana, cerca de 90 % por debajo de un parque instalado del orden de 700 MW, según cifras del COES difundidas por la prensa especializada. Entraron centrales a diésel y el costo marginal saltó de USD 36 a USD 285/MWh. El 23 de julio el MINEM autorizó la sobrecarga temporal de líneas. La señal de fondo del año es la misma: entre enero y julio la producción eléctrica creció 4,79 %, pero la hidroeléctrica cayó 3,10 % y la eólica 7,42 %, según cifras del INEI reproducidas por medios sectoriales.

La causa estructural es un desajuste de geografía. El recurso renovable competitivo está en los extremos del país —Piura y Lambayeque concentran más de 14.000 MW del potencial eólico nacional estimado en 20.493 MW por el MINEM— mientras que la carga se concentra en el centro. Sin autopistas de 500 kV con holgura, la energía barata no llega al consumo y el sistema despacha unidades locales más caras. La demanda, entretanto, sigue subiendo: la máxima demanda del SEIN ronda los 8.000 MW y la del sector minero pasó de 2.050,81 MW en junio de 2024 a 2.182,86 MW en junio de 2026, un alza acumulada de 6,4 % según datos del COES.

El precedente relevante es el propio 2026 peruano. Entre enero y mayo la variación tarifaria acumulada del SEIN fue de apenas 1,07 % para usuarios residenciales; solo en mayo el ajuste llegó a 2,68 %, y en agosto a 3,71 %. La curva se está acelerando, y el componente que la empuja —costo de generación por restricciones de red— no se corrige con una resolución tarifaria.

Impacto sectorial

Directo

La saturación de un solo enlace troncal reconfigura el despacho de todo el sistema. Cuando Carabayllo–Chimbote 1 opera al límite, el norte se abastece con generación local de mayor costo variable y el diferencial se traslada al costo marginal: de USD 30 a más de USD 100/MWh, con un pico puntual siete veces superior al piso de mayo.

Cadena de valor

El golpe llega primero a los clientes libres —minería, agroindustria, cemento, siderurgia— con contratos indexados al mercado de corto plazo. A modo de referencia, un usuario industrial de 10 MW con factor de carga de 0,8 consume unos 5.840 MWh al mes; un diferencial de USD 70/MWh equivale a cerca de USD 409.000 mensuales de sobrecosto si estuviera íntegramente expuesto al spot (estimación propia, ver nota metodológica; es un techo, porque la mayor parte del consumo industrial está contratada). El presidente del COES, César Butrón, advirtió que el mayor costo de generación con diésel "podría afectar no solo a clientes libres, sino también a usuarios regulados": eso se materializó el 4 de agosto.

El segundo golpe es de disponibilidad, no de precio. El 15 de julio las distribuidoras alertaron que hay zonas agroindustriales del norte que no pueden despachar por falta de infraestructura de transporte de electricidad. Javier Muro, gerente comercial de Pluz Energía, señaló un "notorio retraso en la ejecución de proyectos de transmisión"; Luis Quiros, de Luz del Sur, apuntó que aún no está definido el marco regulatorio que permita a las distribuidoras convocar licitaciones. Desde San Martín, la presidenta de la Cámara de Comercio regional, Ericka Sandy Salazar, denunció cortes de suministro que se prolongan por días.

Macro y sectorial

La respuesta de inversión existe, pero su calendario no coincide con el del problema. ProInversión adjudicó el 30 de junio de 2026 el Grupo 1 de proyectos de transmisión, por USD 339 millones, a Engie Energía Perú bajo el modelo de APP a 30 años; el paquete incluye el enlace de 500 kV Miguel Grau–Pariñas en Piura, orientado precisamente a incorporar generación eólica. Los Grupos 2, 3 y 4, por USD 392 millones, USD 165 millones y USD 145 millones, tienen adjudicación programada entre el tercer y el cuarto trimestre de 2026. Contra ese avance juega el enlace de 220 kV Belaúnde Terry–Tarapoto Norte: aprobado en 2021, su ejecución está prevista para 2028 y el exviceministro de Energía Arturo Vásquez Cordano estima su conclusión entre 2029 y 2030.

El impacto en cifras

• Horas de congestión en el SEIN: 66,20 h en julio de 2026, frente a 7,88 h en julio de 2025 (COES vía Gestión).
• Concentración en un solo enlace: 55,80 h en Carabayllo–Chimbote 1, de 500 kV, en julio de 2026 (COES vía Gestión).
• Costo marginal: de unos USD 30/MWh en mayo a más de USD 100/MWh en julio, con un pico de USD 285/MWh el 20 de julio (COES vía Gestión e Infobae).
• Alza tarifaria industrial en el SEIN: +5,49 % desde el 4 de agosto de 2026 (Osinergmin).
• Sobrecosto de un cliente libre de 10 MW: cerca de USD 409.000 al mes como techo teórico (estimación propia).
• Transmisión adjudicada, Grupo 1: USD 339 millones el 30 de junio de 2026 (ProInversión).
• Transmisión pendiente, Grupos 2 a 4: USD 702 millones, con adjudicación entre el 3T y el 4T de 2026 (ProInversión).

Lectura por actor

• Clientes libres industriales y mineros. La exposición al mercado de corto plazo dejó de ser una apuesta barata. Conviene revisar el porcentaje indexado de cada contrato antes del verano y evaluar cobertura, aun a prima elevada.
• Generadoras. Las térmicas de respaldo capturan margen, con riesgo de logística de diésel; las renovables del norte enfrentan el problema inverso, energía que no puede evacuarse. Los contratos de venta firme pactados en otro ciclo de precios son la principal fuente de descalce del trimestre.
• Distribuidoras. Quedan entre la congestión aguas arriba y un marco de licitaciones sin reglamento. Su reclamo del 15 de julio define la agenda regulatoria del cierre de año.
• Contratistas y EPC. Ventana concreta: USD 702 millones en transmisión por adjudicar en lo que resta de 2026, más la brecha de subtransmisión que las distribuidoras declaran sin cubrir.
• Agroindustria del norte. El riesgo material no es solo la tarifa, sino la imposibilidad de conectar carga nueva. Conviene verificar capacidad de evacuación antes de comprometer ampliaciones de planta de frío o empaque.
• Regulador y Estado. El dilema es de secuencia: la tarifa ya trasladó el sobrecosto, pero las obras que lo eliminan maduran en tres a cuatro años. El reglamento de la Ley 32249 —la mayor modificación del marco eléctrico desde 2006, según el propio sector— sigue pendiente.

Qué vigilar

1. Pliego tarifario de Osinergmin de septiembre, vigente desde el día 4: una quinta alza consecutiva convertiría el traslado en tendencia, no en episodio.
2. Comunicado oficial ENFEN de mediados de septiembre. El N.° 15-2026, del 28 de agosto, mantuvo la alerta de El Niño costero y elevó a 62 % la probabilidad de magnitud extraordinaria entre septiembre de 2026 y enero de 2027, desde 41 % dos semanas antes. Ese escenario combina vientos débiles en el norte, déficit hídrico en el sur andino y lluvias intensas sobre la costa: golpea a la vez la generación y la infraestructura de red.
3. Adjudicación de los Grupos 2, 3 y 4 de ProInversión (USD 702 millones) en el tercer y cuarto trimestre. Un aplazamiento mueve la solución más allá de 2030.
4. Horas de congestión del reporte del COES de agosto: si Carabayllo–Chimbote 1 supera las 55,80 horas de julio.
5. Reglamento de la Ley 32249, que habilita licitaciones, servicios complementarios y almacenamiento. Sin él, buena parte de la respuesta de mercado sigue bloqueada.

Nota metodológica. El sobrecosto del cliente libre de 10 MW se calcula como 10 MW × 0,8 de factor de carga × 24 h × 30,4 días, es decir unos 5.840 MWh al mes, por un diferencial de USD 70/MWh (de USD 30 a USD 100). Es un techo teórico: supone exposición total al mercado de corto plazo, cuando la mayor parte del consumo industrial está bajo contrato. No incorpora peajes, cargos adicionales ni impuestos.

Fuentes

1. Osinergmin, "Variación de tarifas eléctricas en el mes de agosto 2026", agosto de 2026. Sostiene las variaciones tarifarias y la causa declarada.
2. Gestión, "Tarifas de luz suben y surgen temores de protestas: congestión eléctrica pasa factura a usuarios", 18 de agosto de 2026. Cita el informe del COES: horas de congestión, línea afectada, costos marginales y declaraciones.
3. La República (Colombia), "Congestión eléctrica 'pasa factura'", agosto de 2026. Cuarto incremento tarifario del año y USD 3.400 millones comprometidos en transmisión.
4. ProInversión, "PROINVERSIÓN adjudica cuatro proyectos eléctricos", 30 de junio de 2026. Grupo 1 por USD 339 millones y enlace 500 kV Miguel Grau–Pariñas.
5. ProInversión y Rumbo Minero, licitación de proyectos de transmisión. Grupos 2, 3 y 4 por USD 392, 165 y 145 millones.
6. ENFEN, Comunicado Oficial N.° 15-2026, 28 de agosto de 2026: alerta de El Niño costero vigente. Las probabilidades de 62 % y 58 % proceden de la cobertura de Infobae sobre ese comunicado, no del documento original.
7. Infobae, "El costo de la electricidad se dispara 8 veces por El Niño", 27 de julio de 2026. Cita datos del COES y del MINEM sobre el colapso de la generación eólica.
8. Gestión, "Congestión en redes eléctricas frena dinamismo de la agroindustria", 15 de julio de 2026. Declaraciones de Pluz Energía y Luz del Sur.
9. Energiminas, "Demanda eléctrica de la minería creció 6,4 % en dos años", 10 de agosto de 2026, con cifras del COES.
10. Rumbo Minero, "Generación eléctrica creció 7,83 % en julio del 2026, según el INEI".
11. MINEM, potencial eólico nacional de 20.493 MW, con Piura y Lambayeque a la cabeza.