El Gobierno aprobó un nuevo reglamento para los sistemas eléctricos aislados mediante el Decreto Supremo N.° 022-2026-EM, con el objetivo de actualizar las reglas aplicables a instalaciones que operan fuera de la interconexión permanente con el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
La nueva regulación incorpora disposiciones vinculadas con la operación, coordinación, supervisión y fiscalización de estos sistemas, en un contexto en el que la continuidad del suministro eléctrico requiere mecanismos de respaldo y capacidad de respuesta frente a contingencias.
Uno de los cambios relevantes es que el Ministerio de Energía y Minas (Minem) podrá encargar al Comité de Operación Económica del Sistema (COES) funciones de coordinación relacionadas con los sistemas eléctricos aislados, de acuerdo con las condiciones que establezca la regulación.
Asimismo, el nuevo marco refuerza las atribuciones de supervisión y fiscalización de Osinergmin sobre las instalaciones y actividades comprendidas dentro de este ámbito.
Sistemas aislados y continuidad del suministro
Los sistemas eléctricos aislados presentan características distintas a las de un sistema interconectado. Al no disponer de manera permanente del respaldo que proporciona una red de mayor escala, la disponibilidad de generación, las reservas operativas, el mantenimiento de los equipos y los procedimientos para enfrentar contingencias adquieren especial importancia.
El reglamento establece un marco para ordenar estas condiciones y precisar las responsabilidades de los distintos actores que participan en la prestación del servicio eléctrico.
La coordinación resulta particularmente relevante cuando una contingencia obliga a modificar temporalmente la configuración de operación o a utilizar generación de respaldo para mantener el suministro.
Pucallpa muestra el riesgo de una operación temporalmente aislada
Un episodio registrado por el COES en septiembre ofrece un ejemplo concreto de este tipo de situación, aunque no corresponde a un sistema permanentemente aislado.
El 28 de septiembre de 2026 se produjo la desconexión de la línea L-2251 Aguaytía-Tingo María, de 220 kV. Según el boletín mensual del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) , la desconexión ocurrió a las 17:18 horas y estuvo asociada a la activación indeseada del esquema de desconexión automática AGR durante trabajos relacionados con su deshabilitación por la puesta en servicio de la línea L-2154 Tingo María-Chaglla, también de 220 kV.
El evento interrumpió 72,14 MW y generó una energía interrumpida de 37,22 MWh. Las subestaciones afectadas fueron Aguaytía, Pucallpa, Yarinacocha y Parque Industrial.
A las 17:26 horas se formó temporalmente un sistema aislado con la central térmica de reserva de Pucallpa y la subestación Pucallpa Pueblo. La línea volvió a conectarse a las 17:37 horas y posteriormente se coordinó la recuperación de la carga y la sincronización con el SEIN.
El caso muestra la importancia de contar con generación de respaldo y procedimientos de operación que permitan mantener el suministro durante una contingencia de transmisión.
La demanda eléctrica también crece en Pucallpa-Aguaytía
El boletín del COES muestra además un incremento de la demanda eléctrica en la barra de transferencia Pucallpa-Aguaytía.
En septiembre de 2026, la demanda alcanzó 41,88 GWh, un aumento de 13,10% respecto de septiembre de 2025. En el acumulado enero-setiembre llegó a 350,67 GWh, con un crecimiento de 9,49% frente al mismo periodo del año anterior.
Este comportamiento se produce dentro de un contexto de expansión de la demanda eléctrica en distintas zonas del país y refuerza la importancia de disponer de infraestructura suficiente y mecanismos de respuesta ante interrupciones.
Mayor demanda en el sistema eléctrico nacional
El desempeño de Pucallpa-Aguaytía se inscribe en un crecimiento más amplio de la demanda y generación eléctrica.
Según el boletín mensual del COES correspondiente a septiembre, la producción de energía eléctrica del SEIN alcanzó 5.406,332 GWh, 7,57% más que en septiembre de 2025. La máxima potencia coincidente llegó a 8.296,318 MW, 6,67% por encima del nivel registrado un año antes.
En el acumulado enero-setiembre, la producción del SEIN alcanzó 48.054,194 GWh, con un crecimiento de 5,325%.
Por tipo de recurso, la generación acumulada hasta septiembre estuvo liderada por la hidráulica, con 22.443,436 GWh, mientras que la generación térmica alcanzó 18.640,557 GWh. Las energías renovables no convencionales sumaron 6.970,202 GWh.
En septiembre, el gas natural de Camisea representó 48,01% de la producción eléctrica, seguido por la generación hidráulica con 35,19% y los recursos energéticos renovables con 13,82%.
Más exigencias para la operación y supervisión
El nuevo reglamento plantea un marco actualizado para los sistemas eléctricos aislados y establece condiciones para mejorar su coordinación y supervisión.
La posibilidad de que el Minem encargue funciones de coordinación al COES incorpora una instancia especializada en la operación del sistema eléctrico, mientras que el papel de Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) se mantiene vinculado a la supervisión y fiscalización del cumplimiento de las obligaciones establecidas.
En estos sistemas, la disponibilidad de generación de respaldo y la capacidad de restablecimiento adquieren una importancia particular debido a que una contingencia puede afectar directamente la continuidad del servicio en una zona que no cuenta con el mismo nivel de interconexión que el SEIN.
El reto de asegurar el suministro
La actualización regulatoria se produce en un escenario de crecimiento de la demanda eléctrica y de mayores requerimientos de confiabilidad de las redes.
El caso registrado en Pucallpa no corresponde a un sistema aislado permanente, pero evidencia cómo una falla en una infraestructura de transmisión puede generar temporalmente una condición de operación aislada y obligar a utilizar generación de respaldo hasta recuperar la conexión con el sistema interconectado.
Por ello, la aplicación del nuevo reglamento deberá articular las responsabilidades de los operadores, las empresas eléctricas, el Minem, Osinergmin y, cuando corresponda, el COES, bajo reglas que permitan coordinar la operación y responder ante contingencias.
