El consumo de electricidad se viene acelerando en el Perú en los últimos cinco meses y ha agotado ya la capacidad de generación a bajo costo.
Según el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), en agosto, la producción de electricidad alcanzó los 5,420.12 gigavatios por hora (GWh), lo que representó un incremento de 6.86% respecto a igual mes del 2025.
Ya en julio, esa producción (que va aparejada a la demanda de la energía) había crecido en 7.83%.
Además, en los meses previos se comportó así: en junio creció 7.34%; en mayo, 5.47%; en abril, 4.59%; en marzo, 1.70%; en febrero, 2.80%; y en enero, 3.98%.
Producción a mayor costo
Con el resultado de agosto, la producción eléctrica registra un incremento acumulado del 5.05% en los primeros ocho meses del 2026, pero lo hace a un mayor costo, debido a la caída en la generación con hidroeléctricas (-2.77%) en ese periodo, y al uso de centrales de mayor costo, como las de diésel y residual, que crecieron en 1,301% y 255%, respectivamente.
Los costos de generación siguen superando los US$100 por MWh, por dos meses consecutivos, según data del COES
Esto último, a su vez, derivó en una disparada de los costos marginales de la generación, que pasó de un promedio de US$ 35 por cada megavatio por hora producido (MWh) en junio, hasta más de US$ 100 en julio último, y que en agosto estaba entre US$ 105 hasta US$ 118 por MWh.
Además, el incremento de la demanda en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) enfrenta de manera creciente otro problema: la congestión en las líneas de transmisión y distribución, sobre todo en ciudades del interior del país.
Sigue la congestión
Según reportes del COES, en julio último se habían registrado 66.20 horas de congestión y en agosto 41.27 horas, con una energía interrumpida el último mes de 1,184.37 MWh.
Comparación de la generación eléctrica por tipos de tecnología. Fuente COES
Vale recordar que ya esa congestión se reflejó en las facturas del consumo eléctrico de agosto, cuando las tarifas subieron en 3.71% para usuarios domiciliarios, y 5.49% para usuarios comerciales e industriales en el SEIN.
Por su parte, el presidente del COES, César Butrón, señaló a Gestión que la capacidad de generación considerada como reserva eficiente, es decir de bajo costo, ha tenido una reducción importante, y la que está a disposición ahora no es suficiente para enfrentar las variaciones en la producción de la energía.
El triple efecto de El Niño
Butrón explicó que el fenómeno de El Niño está teniendo un triple efecto sobre la capacidad de generación: por un lado, la menor producción hidroeléctrica por la disminución de las lluvias, y en segundo lugar, menores vientos que afectan la producción con centrales eólicas.
Un tercer factor es que las temperaturas del aire sobre lo normal están provocando una mayor nubosidad que reduce la producción con plantas solares, situaciones que obligan a un mayor uso de térmicas a diésel, lo cual ha incrementado los costos en todo el sistema eléctrico.
Perú es el segundo país con más centrales hidroeléctricas en la región
A futuro, advirtió, la situación sería peor, porque la demanda de energía seguirá creciendo, pero las inversiones en nuevas centrales de generación no están llegando a la velocidad que lo requiere la demanda.
Problema para la nueva oferta
Los nuevos proyectos de generación, según indicó, tienen el problema que, para financiarlos, los inversionistas requieren contar con contratos de largo plazo, por lo menos de 15 años, pero no los están consiguiendo a la velocidad que requiere el mercado.
Además, aunque los inversionistas alegan que falta que el Ministerio de Energía y Minas (Minem) apruebe el Reglamento de las Licitaciones de Energía, que regula las subastas para comprar energía por parte de distribuidoras eléctricas, Butrón observó que, aún si ese reglamento estuviera hoy vigente, tampoco se resolvería el problema en forma inmediata.
Ello, porque, explicó, las referidas distribuidoras se abastecen de energía a través de contratos de largo plazo suscritos con generadoras, que vienen de licitaciones realizadas décadas atrás, y cuya caducidad aún se dará entre los años 2030 y 2031.
Es decir, no se prevé por ahora que convoquen a licitaciones que puedan ser cubiertas por la nueva oferta de generación.
Se recupera la demanda
Arturo Vásquez Cordano, exviceministro de Energía, observó que el crecimiento sostenido que muestra la producción eléctrica es reflejo de que la actividad económica se está recuperando y confirma la corrección favorable que se aprecia en las expectativas empresariales.
Hoy, anotó, la demanda de energía ya está superando los 8,000 Mw en horas punta, y dado el escaso margen de reserva de generación a costo eficiente, se tiene que usar térmicas a diésel, que motiva los costos marginales sobre los US$ 100 por MWh.
Vásquez consideró que esos costos se podrían mantener altos en los siguientes meses, pues del déficit actual de lluvias, podríamos pasar a un exceso de precipitaciones (que se prevé desde noviembre), que podría causar huaicos que lleven a cerrar las compuertas de las centrales hidroeléctricas, a fin de proteger sus turbinas.
Se podrían trasladar a las tarifas
Vásquez Cordano avizoró que, dada la mayor frecuencia con que ocurre El Niño y la mayor variabilidad que provoca sobre la generación (afectando como ahora plantas hidráulicas, eólicas y solares), ese factor podría incorporarse, a mediano plazo, en los futuros contratos de compra venta de la energía, de forma que el mayor costo de la producción se traslade también a los usuarios regulados.
Por ahora, los mayores costos de la generación son asumidos por los clientes libres, dependiendo de sus contratos con las generadoras, aunque ya el COES ha señalado anteriormente que, si al problema en la generación se suma el de la congestión, ello se puede reflejar también en las tarifas (como ya pasó en agosto).
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
