La demanda de electricidad, uno de los indicadores del desempeño de la economía, empieza a repuntar en Perú. La producción de esa energía -que va aparejada a la demanda- tuvo en abril último un aumento de 4.59%, la tasa más alta desde hace 15 meses, tras un magro crecimiento promedio de solo 2% en todo el 2025.
Según el último reporte del Comité de Operación Económica (COES) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), con el resultado de abril, la generación eléctrica en los primeros cuatro meses del 2026 alcanza los 21,128 gigavatios por hora (GWh), un aumento de 3.25% respecto a similar periodo del año pasado.
El aumento de la demanda ha sido atendida cada vez con tecnologías de generación que resultan más caras, dado que la generación con fuentes tradicionales, como hidroeléctricas y térmicas a gas, tuvo un retroceso.
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Entre enero y abril, la generación con hidroeléctricas cayó en 0.78% y con gas natural de Camisea retrocedió 1.29%. En contraste, con petróleo residual 500 y con diésel 2 se disparó a tasas de 113% y 1,322% respectivamente.
En el caso de las energías renovables no convencionales (RER), su participación ya alcanza el 16.5% en el SEIN, cuando en el 2025 llegó a 13.49% y en 2024 era aún menor (12.58%). Es más, en años previos, ni siquiera pasaba del 5%.
En detalle, la generación con energía solar en el primer cuatrimestre del año tuvo un crecimiento del 100.7%.
Generación con plantas solares creció más de 100% en el primer cuatrimestre del 2026
Contrario a las fuentes tradicionales, se ha visto una aceleración en las RER. Existen casi 20 centrales de generación solar y eólica en etapa de estudio y construcción, que suman una capacidad instalada de 3.6 GWh.
Entre los principales proyectos de generación RER que están en construcción figuran Illa (Enhol), San José (Acciona), Sol de Verano I (Verano Energy), Wayra Solar (Orygen), Babilonia (Zelestra) y Caravelí (Ibereolica), situados en su mayor parte en la región Arequipa, con una potencia conjunta de 1.1 GW y cuyo inicio de producción se desarrollará entre el 2026 y 2027.
Participación de las energías renovables en la matriz de generación alcanza al 16%. Fuente: reporte del COES de abril
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El costo de incorporar más RER
Un estudio que realizaron en conjunto Gerens y Laub & Quijandría Group (LQG), advierte que la incorporación cada vez mayor de las RER representa un desafío técnico, dado su intermitencia, falta de inercia y soporte. Además tendría impacto significativo en costos para el mercado. Dicho estudio se realizó en el marco de las rondas de consultas a expertos que convocó en su momento la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) y el Congreso de la República.
Arturo Vásquez Cordano, director de investigación de Gerens, explica a Gestión que ese estudio lo realizaron, a propósito de una consulta que se les hizo para calcular cuál sería el costo mínimo que tendría que asumir la economía para absorber una penetración de las RER si supera el 20% de participación, en medio de la aprobación de la Ley N° 32249, que facilita, sobre todo, una mayor penetración de energía solar.
El resultado, detalla, que podría ascender a los US$ 5,300 millones, considerando el costo de incorporar sistemas de almacenamiento, como baterías especiales, para dar estabilidad a la RER como servicios complementarios, así como reforzar las redes de transmisión eléctrica ante la necesidad de incorporar más plantas de ese tipo como respaldo.
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¿Quién asumirá el mayor costo?
Anthony Laub, socio fundador de LQG y especialista en energía, refiere a Gestión que, en principio, los costos antes mencionados tendrían que asumirlos directamente las mismas RER, como plantea la propuesta de reglamento de servicios complementarios de energías renovables que publicó el Ministerio de Energía y Minas (Minem).
Sin embargo, en la práctica, como se deberá tener más plantas RER como respaldo para evitar intermitencias, advirtió Laub, ese costo extra (de tenerlas listas para cuando se les necesite), tendrá que ser asumido por los usuarios finales, es decir, podría ser trasladado a las tarifas de luz.
El experto objetó que en el reglamento propuesto por el Minem no está claro en qué caso las RER asumen esos costos extra, a pesar que la Ley N° 32249 es clara en señalar el principio de que, quien causa inestabilidad en el sistema es el que paga por sus sobrecostos.
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Lo más caro es generar con diésel
Para el exviceministro de Energía, Pedro Gamio, es un enfoque equivocado el asumir que el hecho de la incorporación de más plantas eólicas o solares puede generar costos adicionales al mercado, cuando lo más caro es generar con diésel, que es lo que también está sucediendo en el SEIN.
“La curva de la oferta de generación y la curva de la demanda de electricidad ya se han cruzado. La demanda superó a la oferta y ya no tenemos más gas natural para la generación térmica. Si bien lo que queda es incentivar más exploración por nuevas reservas de ese gas, eso por lo menos nos tardaría otros 10 años más”, apuntó.
En ese escenario, Gamio insistió en que lo más eficiente hoy es incorporar más energías renovables con sistemas de almacenamiento, aunque reconoció también que ese mayor costo tendría que ser compartido, en parte por las generadoras (RER), y en parte por los consumidores (a través del peaje de transmisión).
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SPR objeta propuesta del Minem
Consultada sobre el tema, la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) refirió a este diario que, en principio, es importante no confundir la intermitencia de las RER, con falta de confiabilidad en el sistema; que la variabilidad de estas es algo que se puede anticipar a través de los pronósticos y se puede gestionar. Además, que se trata de energías complementarias.
“Sobre los sobrecostos que podría generar la expansión renovable relacionada con la ampliación de la infraestructura de transmisión, es relevante aclarar que todas las centrales, independiente de su tecnología, necesitan líneas de transmisión para hacer llegar su energía al sistema”, subrayó.
Además, el gremio objetó el proyecto de regulación que propuso el Minem para los servicios complementarios antes mencionados, pues mientras la Ley N° 32249 estipula que los mismos sean remunerados, el reglamento señala que dichos servicios son de cumplimiento obligatorio, irrenunciables y sin remuneración.
“Esta última alternativa es la que causa más sobrecostos a los usuarios de energía, dado que en un mercado los proveedores compiten ofreciendo sus servicios (complementarios) al menos costo posible y el mercado remunera a los más eficientes”, puntualizó.
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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.
