o   Con el objetivo de priorizar la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y restablecer la continuidad del suministro.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó medidas temporales para facilitar la recuperación, rehabilitación y restablecimiento de la infraestructura eléctrica que resulte afectada por eventos asociados al Fenómeno El Niño 2026-2027, con el objetivo de contribuir a la continuidad del servicio público de electricidad en las zonas declaradas en estado de emergencia.

A través del Decreto Supremo N.° 020-2026-EM, se señala que las medidas responden a los riesgos que representan las lluvias intensas, inundaciones, huaycos, deslizamientos y otros eventos climáticos para las instalaciones de generación, transmisión y distribución eléctrica.

De esta manera, el MINEM establece un marco temporal para atender las afectaciones ocasionadas por el Fenómeno El Niño 2026-2027, priorizando la recuperación de la infraestructura eléctrica y el restablecimiento de la continuidad del suministro en beneficio de toda la población.

Las medidas se aplicarán únicamente cuando concurran tres condiciones: que la infraestructura afectada se encuentre en un ámbito geográfico comprendido en una declaratoria de estado de emergencia por el Fenómeno El Niño 2026-2027; que el daño sea consecuencia directa de eventos asociados a este fenómeno y genere interrupciones del servicio o transgresiones a los parámetros de calidad; y que la afectación no sea imputable a la empresa concesionaria o al titular de la instalación.

Asimismo, establece que estas medidas no eximen a las empresas de sus obligaciones en materia de seguridad de las personas y de las instalaciones, operación segura, atención de emergencias y ejecución de las acciones necesarias para recuperar y restablecer el servicio eléctrico.

Para su aplicación, las empresas concesionarias o titulares de las instalaciones deberán comunicar al Osinergmin, con copia a la Dirección General de Electricidad del MINEM, el inicio de la afectación a la infraestructura eléctrica dentro de las 24 horas de ocurrido el hecho, para la verificación correspondiente.

Finalmente, la norma dispone que Osinergmin y el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) aprueben, en un plazo máximo de 20 días hábiles desde la entrada en vigencia de la norma, las disposiciones necesarias para su implementación y cumplimiento, según corresponda.

o   Nueva norma procura el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos con los que cuenta nuestro país, en beneficio de la eficiencia y confiabilidad del servicio eléctrico

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobó el Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados, mediante el Decreto Supremo N.° 022-2026-EM, con el objetivo de optimizar la operación de estos sistemas eléctricos, preservar la seguridad del abastecimiento de energía y promover el uso eficiente de los recursos energéticos disponibles.

La norma establece las reglas para coordinar la operación de los sistemas aislados en los que participan dos o más generadores no vinculados entre sí, así como las obligaciones y funciones de los agentes del sector eléctrico y de la entidad responsable de dicha coordinación, incorporando disposiciones para la programación de la operación y la fiscalización del cumplimiento de las normas aplicables.

Según el reglamento, la coordinación de la operación debe realizarse bajo criterios de mínimo costo, preservando la seguridad del suministro eléctrico y procurando el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, en beneficio de la eficiencia y confiabilidad del servicio.

Asimismo, señala que el MINEM podrá encargar al Comité de Operación Económica del Sistema (COES) la coordinación de la operación de aquellos sistemas aislados que cuentan con dos o más generadores no vinculados y cuya potencia instalada de generación sea superior a 20 megavatios (MW), previa evaluación de una solicitud de la empresa distribuidora, sustentada en un análisis costo-beneficio que evidencie mejoras en la confiabilidad y seguridad operativa.

En los sistemas aislados donde no se efectúe dicho encargo, la responsabilidad de coordinar la operación recae en el distribuidor correspondiente.

El reglamento también establece que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) aprobará los procedimientos técnicos necesarios para la programación, coordinación y supervisión de la operación, además de fiscalizar que esta se realice bajo criterios de mínimo costo, seguridad, calidad del servicio y transparencia de la información.

Asimismo, se dispone que los agentes aislados proporcionen la información necesaria para la coordinación operativa y cumplan las instrucciones del coordinador, mientras que este deberá monitorear el funcionamiento del sistema, coordinar las maniobras operativas y adoptar las medidas necesarias para mantener la continuidad y seguridad del suministro.

Con esta disposición, el MINEM fortalece el marco normativo del subsector electricidad orientado a garantizar un abastecimiento eléctrico seguro, confiable y eficiente en los sistemas eléctricos aislados de todo el país, así como a promover la diversificación de la matriz energética.

La región cuenta con reservas de gas natural y una central térmica de 330 MW en Talara. Sin embargo, la falta de infraestructura para transportar el combustible, los costos de suministro y las limitaciones regulatorias dificultan el desarrollo de la generación eléctrica y la expansión de la demanda industrial.

Piura tiene condiciones para convertirse en un importante centro energético del norte del Perú. Pese a disponer de recursos de gas natural y contar con infraestructura para generar electricidad, la región todavía enfrenta obstáculos que impiden aprovechar plenamente este potencial. Representantes de Olympic Perú, Enel Generación Piura y el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) coinciden en que se necesitan cambios en las condiciones económicas, regulatorias y contractuales del mercado.

Artur Mujamed, gerente comercial de Olympic Perú, considera que Piura podría alcanzar un desarrollo gasífero similar al de Camisea, en Cusco, si se establecen condiciones que incentiven el consumo y faciliten nuevas inversiones. Esto permitiría ampliar el acceso al combustible para los hogares, atraer industrias y fortalecer la generación eléctrica dentro de la región.

“El gas natural es un recurso del norte del Perú, está en el subsuelo del Perú y de Piura. Piura debería ser hoy ya un segundo polo gasífero, tal cual lo es Camisea en Cusco llevando el gas a Lima”, afirmó el ejecutivo.

Según Mujamed, Piura consume aproximadamente 60 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, aunque su demanda potencial podría alcanzar al menos tres veces ese volumen. Asimismo, indicó que cerca de 80.000 familias cuentan con este servicio y que la cantidad de usuarios podría triplicarse si se generan las condiciones necesarias para ampliar su cobertura.

Para el representante de Olympic Perú, uno de los principales desafíos consiste en establecer tarifas más accesibles, tanto para los consumidores residenciales como para las empresas. De esa manera, se podría estimular el consumo y crear una demanda sostenida que justifique nuevas inversiones en infraestructura y generación eléctrica.

“A comparación de otras regiones del Perú, tenemos la suerte de estar parados sobre el recurso y, como digo, ya con la infraestructura montada. Es decir, un cambio regulatorio que haga las tarifas más accesibles no solamente para la gente, sino también para la industria, que pueda generar esta demanda ancla que gatille la generación eléctrica eficiente dentro de la misma región”, señaló.

Falta de ductos y costos elevados limitan el aprovechamiento del gas

Pese a la disponibilidad del recurso, la región necesita ampliar su infraestructura de transporte para conectar los yacimientos del norte con los principales centros de consumo. Esta situación limita la posibilidad de utilizar el gas producido localmente de manera más eficiente.

Luis Chiok, gerente general de Enel Generación Piura, advirtió que la ausencia de ductos de recolección constituye uno de los principales obstáculos para aprovechar los recursos existentes.

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

A las limitaciones de infraestructura se suman los costos del combustible, que afectan la competitividad de las centrales térmicas de Piura frente a las instalaciones de generación ubicadas en el centro del país.

Chiok explicó que el precio de la molécula de gas de Camisea entregada a las centrales eléctricas de Lima se sitúa alrededor de los US$ 4 por millón de unidades térmicas británicas (MMBTU). En Piura, en cambio, una tarifa industrial de US$ 3,5 por MMBTU, a la que debe añadirse el costo de la molécula, eleva el precio total por encima de los US$ 6.

Esta diferencia repercute en los costos de generación y reduce la capacidad de las empresas del norte para competir en el mercado eléctrico.

“Otro punto es tener un gas a un precio competitivo para que podamos nosotros como generadores aquí en el norte competir contra las tarifas y el precio de las centrales termoeléctricas que están en el centro”, precisó el ejecutivo.

Central Malacas necesita condiciones competitivas para generar

Las dificultades de abastecimiento y los precios del combustible también inciden en el desempeño de la central térmica Malacas, ubicada en Talara, que cuenta con una capacidad instalada de 330 megavatios (MW).

Aunque la planta dispone de una capacidad importante para contribuir al suministro eléctrico, su aprovechamiento depende de que exista suficiente gas natural y de que el costo del combustible permita operar en condiciones económicamente competitivas.

César Butrón, presidente del COES, coincidió en que garantizar el suministro de gas a un precio adecuado resulta fundamental para el funcionamiento de las centrales térmicas de la región.

“Si tuviera gas suficiente al precio adecuado, no hubiera pasado lo que pasó”, sostuvo.

La situación evidencia que la disponibilidad de recursos naturales no es suficiente para asegurar una generación eléctrica eficiente. También se requieren condiciones de abastecimiento, infraestructura y precios que permitan utilizar las instalaciones existentes de manera competitiva.

Contratos de largo plazo, otro desafío para las inversiones

Además de las dificultades relacionadas con el suministro de gas, Butrón identificó limitaciones en los mecanismos de contratación y financiamiento de nuevos proyectos eléctricos.

Según explicó, la construcción de nuevas centrales requiere compromisos de compra de energía a largo plazo que permitan garantizar ingresos futuros y brindar seguridad a las entidades financieras que aportan los recursos para las inversiones.

“Los proyectos nuevos requieren compromisos a largo plazo, requieren vender la energía por anticipado a largo plazo para asegurarle a los financistas que esos ingresos pagarán el servicio de deuda”, afirmó el presidente del COES.

El representante también cuestionó los alcances de los mecanismos de contratación contemplados en la Ley 32249 y su reglamento. A su juicio, las licitaciones realizadas por las empresas distribuidoras no aseguran compromisos de compra suficientes por parte de los clientes libres, como las grandes industrias, para respaldar el desarrollo de nuevas centrales eléctricas.

Estas condiciones pueden dificultar el acceso al financiamiento y retrasar proyectos que contribuirían a fortalecer la oferta energética de Piura.

Coordinación entre el Estado y el sector privado

Desde Olympic Perú, Mujamed sostuvo que superar estas barreras requiere una respuesta articulada entre el Ministerio de Energía y Minas (Minem), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y las empresas que participan en el mercado energético.

“La responsabilidad no es específica de una sola entidad. Lo que necesitamos nosotros es orquestar un trabajo en conjunto tanto del Ministerio de Energía, de Osinergmin y de los actores en general de la energía en el norte del Perú. No es tema de una sola entidad, sino que podamos trabajar en conjunto de manera articulada”, indicó.

El ejecutivo estimó que, si se implementan condiciones regulatorias y económicas favorables, el consumo de gas natural en Piura podría multiplicarse entre tres y cinco veces. Este crecimiento abriría oportunidades para ampliar el servicio residencial y promover nuevas inversiones industriales.

Un mayor acceso al combustible también podría beneficiar a actividades productivas como la agroindustria y la pesca, cuyos procesos requieren energía confiable para mantener operativas sus instalaciones y garantizar la cadena de frío.

De concretarse estas oportunidades, Piura podría fortalecer su posición como centro energético del norte peruano, aprovechando sus recursos gasíferos para impulsar la actividad económica y mejorar la competitividad de sus industrias.

Sin embargo, Mujamed advirtió que las actuales condiciones del mercado siguen impidiendo que el recurso se convierta en un motor de desarrollo regional.

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