El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó los proyectos de “Decreto Supremo que aprueba el Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados” y “Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los usuarios regulados”, mediante las Resoluciones Ministeriales RM N° 125-2025-MINEM/DM y RM N° 127-2025-MINEM/DM.

Ambos proyectos normativos se encargan de reglamentar los cambios realizados por la Ley 32249 a la ley 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, impulsada por el MINEM.

Esto con el objetivo de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética, permitiendo la competencia de diversas tecnologías para la generación de electricidad.

En el caso del “Decreto Supremo que aprueba el Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados”, su aprobación faculta al MINEM para que encargue al Comité de Operación Económica del Sistema (COES), organismo que opera el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la operación de sistemas eléctricos aislados, como es el caso de la ciudad de Iquitos, en la región Loreto.

Los especialistas del MINEM precisan que permitir que el COES opere un sistema eléctrico aislado significa que coordinará el desempeño y funcionamiento del mismo al mínimo costo, preservando la seguridad del abastecimiento del servicio de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de recursos energéticos en favor de los usuarios.

En relación a la segunda norma publicada: “Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los usuarios regulados”, este dispositivo busca regular la suscripción de contratos de suministro entre generadores y distribuidores para la atención de la demanda de los usuarios regulados.

Asimismo, establece que la programación para dichas compras de electricidad debe ser publicada y actualizada anualmente por las empresas distribuidoras eléctricas, precisando las modalidades de contratación aplicables y las reglas para el desarrollo de las licitaciones correspondientes.

El MINEM señala que estas propuestas normativas buscan generar un marco legal que reduzca la probabilidad de incremento tarifario por falta de oferta eficiente para el abastecimiento del mercado regulado, como resultado de una falla en la regulación actual de los contratos de suministro de generador a distribuidor para la atención de la demanda de los usuarios regulados (familias).

El público en general y los sectores interesados pueden enviar sus comentarios y aportes sobre los mencionados Decretos Supremos, alojados en el portal web institucional (https://goo.su/zPPC6d y https://goo.su/87qo9ZN), al correo electrónico prepublicaciones_dge@minem.gob.pe o hacerlas llegar a Mesa de parte del MINEM, ubicada en Av. Las Artes Sur 260, San Borja, hasta el 24 de abril de 2025.

Fuente: Minem

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En junio de este 2024, Volcan Compañía Minera comunicó que había suscrito un contrato para la venta de la totalidad de las acciones de su subsidiaria de generación Hidroeléctrica Huanchor a una compañía que será constituida por EDP Perú y tres fondos de inversión. Ahora, la minera informó que dicha transacción se logró cerrar al 100% con un valor final de US$49.5 millones, antes de impuestos y otras deducciones.

Dicho monto es mayor a los US$46.8 millones que mencionó la firma meses atrás.

Así, los activos de Huanchor se transfieren al nuevo propietario, que será Rimac Hydro S.A.C., una empresa constituida por EDF Perú con un 50% de participación y por los siguientes fondos: AC Capitales Infrastructure Fund II, L.P., administrado por AC Capitales Infrastructure II GP LLC; AC Capitales Fondo Infraestructura II y; AC Capitales Fondo Infraestructura II GP, ambos administrados por AC Capitales Sociedad Administradora de Fondos de Inversión S.A.

Hidroeléctrica Huanchor produjo unos 142 gigavatio-hora (GWh) al cierre del 2023, un 5% menos que el 2022. La reducción se explicó por una menor disponibilidad de recurso hídrico durante el año pasado. La compañía es integrante del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), por lo que mantuvo contratos de suministro de electricidad con siete clientes.

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Mejor perspectiva para Volcan

En su último reporte, la agencia internacional Fitch Ratings elevó la calificación de riesgo de Volcan y sus subsidiarias de ‘CCC+’ a ‘B-’. Además, le asignó una calificación ‘B-/RR4′ a los nuevos bonos con vencimiento en el año 2030, y subió de ‘CCC-’/’RR6′ a ‘CCC’/’RR6′ la calificación de riesgo de los bonos restantes que vencen en febrero del 2026. En tanto, la perspectiva de la firma fue estable.

Las mejoras reflejaron una reducción significativa en los riesgos de refinanciamiento de Volcan, pues no cuenta con deudas importantes hasta 2029 tras la conclusión de su oferta de canje de bonos con una tasa de aceptación superior al 80%. Además, la minera mejoró su perfil de deuda con el refinanciamiento de su préstamo a plazo, lo que pospuso las amortizaciones hasta 2025 y extendió el vencimiento final hasta 2029.

EL DATO:

En febrero del 2012, Volcan adquirió la empresa Hidroeléctrica Huanchor, perteneciente en ese entonces a la Sociedad Minera Corona, por US$47 millones.

Fuente: Gestión

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La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) adjudicó, en los últimos 21 años, 52 proyectos que permitieron triplicar la capacidad de transmisión de energía eléctrica del país, con una inversión de 6,150 millones de dólares a través del mecanismo de Asociación Público – Privada (APP).

El director de Servicios al Inversionista (e), Raúl García, explicó que este avance fortaleció al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), al triplicar la capacidad de líneas de alta tensión de 10,000 a 30,000 kilómetros, permitiendo llevar energía de manera eficiente, a costos razonables y sin interrupciones.

Refirió que cuatro postores, en promedio, participaron en cada proceso de licitación de proyectos eléctricos realizados, por lo competitivo y atractivo que resulta invertir en el sector mediante las APP.

Generación eficiente

El mayor impulso respondió, también, a la promulgación de la “Ley de Generación Eficiente” (Ley 28832) que implementó un mecanismo de planificación de inversiones en transmisión eléctrica donde intervienen el Ministerio de Energía y Minas (Minem), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), detalló.

Actualmente, ProInversión tiene en cartera siete proyectos eléctricos (Grupo 3 y 4) a ser adjudicados en el último trimestre de 2024, por un valor de 235 millones de dólares.

El Grupo 3, cuenta con cinco postores calificados para competir, a fines de octubre, por cuatro proyectos eléctricos que requieren 134 millones de dólares.

Obras de impacto

Los proyectos beneficiarán a 2.3 millones de pobladores de Apurímac, Arequipa, Puno y Lima.

Se trata de:

– La “Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana (Arequipa)”

– El “Enlace 220 kV Planicie – Industriales (Lima)”

– El “Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas (Apurímac)”

– El “Enlace 138 kV Derivación San Rafael – Ananea (Puno)”

Grupo 4

Mientras, el Grupo 4, que integran tres proyectos, se adjudicará en diciembre con una inversión aproximada de 101 millones de dólares y beneficiará a 700,000 personas de Ucayali (Padre Abad y Coronel Portillo), Junín (Chanchamayo) y Áncash (Huaylas y Huaraz).

Este grupo se conforma por el “Enlace 220 kV Aguaytía – Pucallpa”, “Incremento de la Confiabilidad 138-60KV del Sistema Eléctrico de Tarma – Chanchamayo” e “Incremento de capacidad y confiabilidad de Suministro del Sistema Eléctrico Huaraz. Huaylas y Huaraz”.

En lo que va de 2024, ProInversión adjudicó ocho proyectos eléctricos (Grupo 1 y 2), con una inversión de 770 millones de dólares.

Fuente: Andina

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) participó en el ejercicio de “Simulación Macrorregional en el centro del país ante sismo seguido de tsunami”, organizado por el Instituto Nacional de Defensa Civil (INDECI) este 11 de julio de 2024, en el marco de la Política Nacional de Gestión de Riesgos de Desastres al 2050, aprobada por Decreto Supremo N°038-2021-PCM.

La simulación es un ejercicio de gabinete en el cual el INDECI envía, mediante la plataforma virtual SIMEX, diferentes mensajes que recrean situaciones hipotéticas que pueden acontecer en una emergencia, en diferentes periodos de tiempo.

Los actores del sector Energía y Minas lograron fortalecer y evaluar las capacidades de coordinación, análisis de información, desarrollo de propuestas y toma de decisiones, empleando instrumentos como planes, protocolos, procedimientos, entre otros; dar respuesta en relación a las afectaciones que puede haber ocurrido en el sector, así como las acciones para su rehabilitación.

Esta jornada fue dirigida por el Centro de Operaciones de Emergencia Sectorial (COES Energía y Minas) de la Oficina de Defensa Nacional del MINEM y contó con la participaron más de 30 profesionales de diferentes empresas e instituciones del sector de electricidad, hidrocarburos y minería.

Entre las instituciones invitadas estuvieron el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN), el Instituto Geológico, Minero y Metalúrgico (Ingemmet) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

Por otro lado, también se contó con empresas como el COES-SINAC, Enel, Orygen Perú, Luz del Sur, Adinelsa, CVC Energía, Electrodunas, EMSEMSA, Hidrandina, Cálidda, Quavii, Contugas y la Refinería La Pampilla-Repsol.

Es importante recordar que el COES Energía y Minas, como parte de sus funciones, tiene como objetivo el monitoreo de peligros, emergencias y desastres vinculados al sector; así como, en la administración e intercambio de información con las empresas privadas e instituciones, para la oportuna toma de decisiones ante cualquier evento que pueda afectar a la población, así como los servicios públicos brindados.

Fuente: MINEM

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“Con este hito, nuestras centrales eólicas Wayra I y Wayra Extensión se posicionan como el parque eólico más grande del Perú, con una capacidad de 310MW que refuerzan el suministro de energía sostenible, confiable y competitiva que el país necesita para impulsar sus industrias y el bienestar de la sociedad”, enfatizó Marco Fragale, CEO de Orygen.

La central Wayra Extensión tiene una capacidad instalada de 177MW y tuvo una inversión de US$ 188.5 millones. Está conformada por 30 aerogeneradores de 5.9MW cada uno, considerados entre los más grandes y potentes de Latinoamérica. Esto permite que el parque tenga una mayor capacidad instalada pese a tener menor cantidad de turbinas que Wayra I.

“De este modo, promovemos la conformación de un nodo energético renovable en el sur del país, con Ica como protagonista de la transición energética. Además, gracias a Wayra Extensión evitamos la emisión de 385,000 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo así con el objetivo país de reducción de huella de carbono”, explicó Fragale.

 Cabe resaltar que, durante el periodo de construcción de la central eólica, se contribuyó con la economía de los residentes de Marcona y Nasca. Se crearon más de 500 puestos de trabajo, tanto en el proyecto como en las actividades alrededor del mismo, de los cuales más de 200 fueron desempeñados por iqueños. Asimismo, se desarrollaron proyectos de economía circular, electrificación, saneamiento y agua potable, talleres educativos, entre otros.

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El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, llegó a Trujillo (La Libertad), para reunirse con el gobernador regional de La Libertad, César Acuña, con la finalidad de abordar la concesión de distribución eléctrica del Proyecto Especial Chavimochic, el combate a la minería ilegal, proyectos de electrificación y masificación del gas natural en esa región del norte del país.

Sobre el primer punto, el ministro Mucho señaló que su sector evalúa el mejor mecanismo para que el Proyecto Especial Chavimochic deje la distribución del servicio eléctrico a la empresa Hidrandina, sin que ello afecte la calidad y continuidad del servicio eléctrico para las familias en las jurisdicciones de Chao y Virú.

Estamos analizando todas las posibilidades para hallar una solución en favor de la población, junto al Centro de Operaciones Económicas del Sistema (COES) y el regulador Osinergmin. Creemos que Hidrandina puede asumir el servicio, como una solución temporal, pero luego tenemos que llegar a una solución definitiva”, recalcó.

Agregó que el MINEM también invertirá recursos para que la población cuente con un servicio eléctrico confiable, porque la energía impulsa el desarrollo y genera progreso.

De otro lado, el titular del MINEM señaló que su sector está elaborando una nueva Ley de Formalización y Promoción de la Pequeña Minería y Minería Artesanal, y una de las propuestas al respecto es que la Superintendencia Nacional de Aduanas y de Administración Tributaria (SUNAT) tenga una mayor presencia en este segmento económico.

“En las zonas más críticas debe estar presente la SUNAT y sería positivo que una institución compre el oro que se extrae. Hoy 500 mil personas se dedican a esta actividad. El MINEM quiere encontrar una solución inteligente y ayudar a quienes quieren formalizarse”, detalló.

En la reunión técnica, se informó que el programa BonoGas Residencial, que financia las instalaciones de nuevos suministros de gas natural de los hogares de estrato socioeconómico bajo, ha beneficiado a 57,391 familias, desde su creación hasta la actualidad, brindando ahorro y oportunidades de desarrollo.

“La misión de las autoridades y funcionarios públicos es cerrar las brechas de acceso a servicios básicos en beneficio de la población, porque en el país aún hay mucha carencia de infraestructura, acceso a la energía, conexiones a gas, entre otras, y eso debe cambiar para que todos tengan oportunidades de desarrollo”, agregó.

Los técnicos especialistas del MINEM también señalaron que el Programa Electricidad al Toque, el cual subsidia el 100% del costo de conexión y acometida eléctrica domiciliaria en hogares en situación vulnerable, ha beneficiado a 1,068 familias en la región La Libertad.

En tanto, el Programa Masivo Fotovoltaico, que brinda energía eléctrica con el uso de paneles solares, ha financiado 5,658 instalaciones, de las cuales 5,627 son viviendas, 5 establecimientos de salud y 26 escuelas.

Fuente: MINEM

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El consumo de electricidad es uno de los indicadores de la evolución del consumo privado y de la marcha de la economía en general. Según sectores especializados, hasta el momento se observa una recuperación de la producción de esa energía (que va a la par de la demanda), sobre todo por la parte industrial.

De acuerdo con la información del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), la producción eléctrica acumulada (desde enero 2024) hasta este 17 de mayo creció en 2.51% con respecto al mismo periodo del año anterior.

Solo en abril de 2024, esa producción había sido de 4,940 gigavatios por hora (GWh), lo que representó un crecimiento de 2.31% frente a igual mes del 2023, aunque en marzo había caído en 0.8% versus el tercer mes del año pasado.

¿Qué explicó la caída en la producción?

Diego Díaz, socio de Macroconsult, indicó a Gestión que la caída producción eléctrica en marzo estuvo explicada por un lado por los menores días laborados por Semana Santa, pero también hubo una debilidad en el consumo.

Particularmente, detalló el experto, se debilitó el consumo en los segmentos residencial, comercios, y en toda la demanda urbana en general.

Sin embargo, indicó que esa debilidad no se ha registrado en el consumo eléctrico del sector minero y de las grandes industrias, que más bien ha estado creciendo continuamente, y en lo que va de mayo va aumentando en forma robusta.

Demanda industrial crece, pero no la doméstica

Mencionó que la demanda eléctrica para los grandes usuarios (mineras y grandes industrias) en el periodo de enero a marzo creció 8.2% pero la demanda urbana en el mismo periodo tuvo un crecimiento menor (por las razones antes mencionadas) del 1.8%.

Siguiendo esa misma tendencia, Díaz coincidió en que (como indica el COES) en general en abril (incluyendo demanda doméstica y de la gran industria) la producción de electricidad se incrementó (en 2.31%), y en lo que va de mayo, ha aumentado en 2%.

Con ese resultado, resumió que en lo que va del segundo trimestre (hasta mayo) para grandes usuarios el consumo eléctrico creció en 6.3%, aunque la demanda urbana aumentó apenas 0.5%.

Este último menor crecimiento, concluyó el especialista en electricidad, es lo que está “jalando hacia abajo” el desempeño general de la producción y demanda de ese tipo de energía de enero a la fecha.

¿Qué se espera para el resto del año?

El socio de Macroconsult indicó que es difícil proyectar cómo irá la producción en lo que resta del año, pues con el ingreso de un invierno frio en este periodo, la demanda eléctrica urbana, que comprende a consumidores pequeños y medianos, está retrocediendo en la intensidad de su demanda energética respecto al pasado verano.

“Es un poco difícil proyectar, puede ser que el frío haga que este consumo energético alto que hemos tenido en la parte de hogares y comercios en los años anteriores, se ajuste a la baja. Eso podría restarle algunos puntos al crecimiento de la demanda eléctrica”, aseveró.

Baja el costo de producción energética

La Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (Snmpe), informó que, en abril último, el costo marginal promedio mensual de la producción eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se ubicó en US$24.7 por megavatio hora (Mwh), lo que significa una reducción de 41% respecto al mismo mes del 2023.

De esa forma, además, el costo de producir la electricidad en el cuarto mes del 2024 está cayendo a su nivel más bajo del año, y bastante lejos de los precios cercanos a US$200 por Mwh que trajera la sequía (y caída de producción hidroeléctrica) del 2023.

Clientes libres pagaron más de US$2,000 millones

Para el exviceministro de Energía, Pedro Gamio, el primer efecto de esta caída en los citados costos, debe ser una reducción en los precios que pagan los clientes libres del mercado eléctrico (cuyos contratos permiten trasladar esa rebaja).

Sin embargo, indicó que esto último sería una recuperación aún ligera, respecto a los altos costos que asumieron esos clientes libres el 2023, por el mayor uso de térmicas a gas, y a diésel, que les pasó la factura, lo que no ocurrió con clientes regulados.

Gamio indicó que en el 2023, los clientes libres debieron de pagar más de US$2,000 millones en sobrecostos por la generación con diésel, que resulta más cara.

Fuente: Gestión

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Esta semana, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) aceptó la renuncia del viceministro de Electricidad, Jaime Luyo, y dispuso su reemplazo por Víctor Carlos Estrella. El titular del sector, Rómulo Mucho, explicó a Gestión las razones del cambio, y sus planes en el sector eléctrico.

El titular del citado ministerio refirió que el motivo del cambio es porque el Ministerio de Energía y Minas quiere darle más dinamismo a los proyectos eléctricos existentes, así como a la electrificación rural, y a las inversiones, particularmente de transmisión y distribución de la energía eléctrica.

“El nuevo viceministro de Electricidad, a quien conozco varios años, es ingeniero eléctrico y tiene la misión de dinamizar los proyectos de transmisión y distribución, sobre todo en las zonas de la selva”, aseveró.

¿Y los escenarios de riesgo?

Vale recordar que el presidente del COES, César Butrón, ha advertido que hay también un déficit de proyectos nuevos en generación eléctrica que estén ya aprobados, o por empezar construcción, de forma que, si la economía se recupera este año, en épocas de estiaje, podría tener que usarse plantas a diésel, lo que elevaría el costo de la energía.

Consultado sobre ésta proyección, el ministro descartó que vaya a producirse tal sobrecosto, señalando que hay varios proyectos de generación con centrales solares y eólicas, por más de 1,000 Mw.

Señaló que, si bien antes se habían establecido topes para la penetración de plantas eólicas y solares al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (tope que llegaba en promedio al 5%), indicó que ahora se ha abierto el acceso a ese tipo de tecnologías de generación renovables no convencionales (RER).

“Eso se ha abierto ya mayor amplitud para las energías renovables, ya no hay control, antes había un tope del 5% (para su ingreso), ahora ese tope se ha eliminado, ya no existe, porque el mundo exige hoy generación con energías renovables”, insistió.

Proyectos mineros saldrán solo con energías renovables

Más aún, el ministro Mucho afirmó que, a partir de ahora, ya no deberá salir ningún proyecto minero si no cuenta con energías renovables (para el consumo en sus centros de operación), e indicó que su ministerio dará una norma con esa disposición.

Citó como ejemplo el caso del proyecto Quellaveco, de Anglo American, para el cual esa empresa hizo construir una central eólica en Punta Lomitas, en la región Ica, y recoge la energía, a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en Moquegua, donde se ubica la mina.

Compra de Enel

El ministro de la cartera indicó que su sector va a dejar al Indecopi hacer su trabajo en relación con la aprobación por parte de esta última institución, a la operación de adquisición de Enel Distribución y Enel X, a favor de una compañía china.

Vale recordar que a inicios de febrero último, la Comisión de Defensa de la Libre Competencia (CLC) del Indecopi autorizó tal compra, a favor de la empresa estatal China Southern Power Grid International (HK) CO. Limited, bajo el cumplimiento de determinadas condiciones.

El titular del Minem explicó que, antes que asumiera ese cargo (el 13 de febrero último), ya la administración de entonces del Minem (a cargo del entonces ministro Oscar Vera) había dado su opinión (a favor).

Sin embargo, Mucho consideró que, su opinión personal es que no debe haber monopolio (en el servicio de distribución eléctrica), y que siempre debe haber competencia. Esto, en referencia a que ahora toda la distribución eléctrica en la capital estará en manos chinas (Luz del Sur ahora forma parte de la empresa china Three Gorges Corporation).

Fuente: Gestión

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Más energía para más familias peruanas. Esta semana ProInversión completará exitosamente la concesión de los diez proyectos de transmisión eléctrica encargados por el Ministerio de Energía y Minas (Minem) con una inversión estimada de 1,379 millones de dólares.

Con ello se culminarían los encargos del Plan de Transmisión 2021 – 2030 y otros pendientes, programándose para el 2024 la licitación de los proyectos del Plan de Transmisión 2023 – 2032

– ProInversión: compromiso de inversión suma US$ 1,000 millones en I semestre

En esa línea, este jueves 26 de octubre el Ministerio de Energía y Minas y la empresa Celeo Redes S.L.U. suscribirán el contrato de concesión del proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Subestación Piura Nueva – Frontera”, adjudicado por ProInversión en julio de este año a la referida empresa.

Este importante proyecto, que requiere una inversión de 233 millones de dólares, garantizará la interconexión eléctrica entre el Perú y Ecuador con eficiencia y calidad durante 30 años.

– ProInversión promueve en Japón 44 proyectos de APP por US$ 9,000 millones

Además, permitirá asegurar el suministro eléctrico en casos de emergencia y el intercambio de energía hidráulica de menor costo entre Perú y Ecuador; así como el incremento de la capacidad de transporte de energía en 500 kV de la red nacional para cubrir más localidades de la costa peruana.

Esta concesión se suma a la adjudicación, en enero pasado, de los proyectos Enlace 220 kV Ica – Poroma, e ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte (132 millones de dólares), que permitirán atender con eficiencia y calidad el continuo aumento de la demanda de energía eléctrica en los departamentos de Ica, Amazonas y Cajamarca.

Esta concesión se suma, asimismo, al grupo de los cinco proyectos adjudicados en agosto último por 181 millones de dólares de inversión estimada, conformado por: Enlace 220 kV Belaunde Terry – Tarapoto Norte; Enlace 500 kV San José –  Yarabamba; Enlace ITC 220 kV Piura Nueva – Colán; ITC SE Lambayeque Norte 220 kV con seccionamiento; y Subestación Piura Este. Estos proyectos permitirán atender la demanda de energía en la zona sur, norte y noreste del país.

La ejecución de estos proyectos mediante la modalidad de APP será posible gracias al trabajo intenso y coordinado entre ProInversión, el Ministerio de Energía y Minas (concedente), el COES, el Ministerio de Economía y Finanzas y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

Nueva adjudicación

Este 27 de octubre ProInversión adjudicará dos grandes proyectos eléctricos por más de 830 millones de dólares, que incrementarán en más de 1,000 kilómetros de longitud las líneas de alta tensión de 500 kV, beneficiando a las regiones de Cajamarca, Huánuco, La Libertad, San Martín, Amazonas, Lambayeque y Piura.

Se trata de los proyectos “Enlace 500 kV Huánuco-Tocache-Celendín-Trujillo” (561 millones de dólares) y “Enlace 500 kV Celendín-Piura” (272 millones), que fortalecerán el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en el norte peruano, brindando confiabilidad y mayor capacidad de transferencia de energía eléctrica entre las zonas centro y norte del país.

A la fecha, el proceso cuenta con seis postores precalificados: Celeo Redes, S.L.U.; Cobra Instalaciones y Servicios S.A.; Alupar Perú S.A.C.; Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.; Consorcio AO (integrado por las empresas Acciona Concesiones de Infraestructuras S.L. y Omega Perú Operación y mantenimiento S.A.); y Conelsur S.A.C.

La adjudicación de la buena pro se otorgará al postor que ofrezca la menor sumatoria del Costo de Servicio Total de los Proyectos. El valor del Costo de Servicio Total estará constituido por la anualidad de la Inversión por realizar más el Costo de Operación y Mantenimiento anual de cada proyecto.

Fuente: Andina

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Esta nueva plataforma le permite a Celepsa operar 250 MW, gestionar el despacho de otros 400 MW de capacidad hidro-térmica al país y estar preparados para su futuro crecimiento en energías renovables y almacenamiento.

“Para nosotros es un gran logro el lanzamiento del nuevo Centro de Control ya que sus instalaciones son similares a los mejores centros de control de Latinoamérica, lo que nos ayudará a brindar un mejor servicio de la mano de la transformación digital y la innovación para contribuir con la transformación del sistema energético. Asimismo, este hito nos lleva a afianzar nuestro propósito: unidos, aceleramos la descarbonización del planeta.” señaló, Carlos Tupac Yupanqui, Gerente Comercial.

Adicionalmente, el Centro de Control de Celepsa se encarga de brindar un soporte especializado a sus clientes, monitorear sus consumos de su energía en tiempo real, monitorear todas las operaciones del mercado eléctrico y las coordinaciones con el COES y demás agentes del mercado. Todo ello cumpliendo la normativa nacional vigente con eficiencia, seguridad y los más altos estándares de calidad.

Cabe destacar que este Centro de Control, ubicado en las oficinas de Celepsa, en Lima, Perú, es un espacio diseñado bajo la norma ISO 11064 (Ergonomic Design of Control Centres), y está pensado en maximizar la experiencia, la seguridad y la eficiencia de todo el personal de turno, acorde con la cultura corporativa de seguridad: Vida Primero.

Finalmente, a esta inauguración asistieron diversas autoridades del sector energético como el Ing. Jaime Luyo, Viceministro de Electricidad; Ing. César Butrón Fernández, Presidente del COES; Ing. Juan Aguilar Molina, Director General de Electricidad; Ing. Omar Chambergo, Presidente del consejo directivo Osinergmin, junto a Ricardo Rizo Patrón, Presidente del Directorio Grupo UNACEM y Pedro Lerner, Gerente General corporativo de Grupo Unacem.

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