La demanda de electricidad, que es uno de los indicadores del desempeño de la economía, empieza a ganar terreno, tras dos años de crecimiento exiguo. Sin embargo, para las empresas del sector, el futuro de la oferta es incierto dadas las dificultades que enfrentan para concretar inversiones.
Según el último reporte del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), en mayo último la producción eléctrica, que va aparejada a la demanda, alcanzó los 5,355.12 gigavatios por hora (GWh), un crecimiento del 5.47%, con lo cual acumula un aumento del 3.69% en los primeros cinco meses del 2026.
Estas cifras mostrarían un mayor dinamismo si se considera que en todo el año pasado, la producción había crecido solo 2.02%. Es más, en 2024 se expandió 2.80%.
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Según indicó a Gestión el presidente del COES, César Butrón, para el 2026 ese comité mantiene su proyección de un crecimiento de la producción eléctrica del 3% en un escenario base y del 4% en un escenario optimista.
Vale recordar que el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) ha previsto un crecimiento de la economía del 3.2% para el 2026, explicado por un fortalecimiento de la demanda interna y principalmente por el mayor dinamismo del gasto privado.
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Producción a mayor costo
Analizando a detalle cómo creció la producción eléctrica, según reporte del COES de mayo, se observa que en los cinco primeros meses de este año la generación con hidroeléctricas cayó 1.83%, mientras que con gas natural aumentó en 3.88%, con energía solar lo hizo en 89.87% y con diésel se disparó en 1,078%. Esto último significa que se encareció el costo de generación.
producción eléctrica por tipo de fuente de generación. Fuente: reporte del COES a mayo 2026
Si bien los costos marginales medios de la producción de energía en mayo se mantuvieron en torno a US$ 28 por megavatio/hora (MWh) en el centro y en el sur del país, en el norte se elevó en hasta US$ 89 por MWh. Según empresarios del sector, en la zona norte hay un aumento de la demanda de energía del sector agroindustrial y de la minería.
A esto se suman los cuellos de botella en los sistemas de transmisión en alta y media tensión en el interior del país, lo que genera riesgos de racionamiento y limita la instalación de nuevos proyectos industriales o mineros.
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¿La prioridad del próximo Gobierno?
En este escenario, durante el evento Perú Energía, donde expusieron diversos ejecutivos de compañías del ramo, uno de los temas de discusión fue las prioridades que debe tener el próximo Gobierno en la agenda del sector eléctrico al 2031.
Vale recordar que, en el plan de gobierno de Keiko Fujimori, candidata de Fuerza Popular que lidera, hasta ahora, los resultados de la ONPE tras la segunda vuelta electoral, sus principales propuestas apuntan a impulsar el desarrollo de las energías renovables (RER) como la solar y eólica, la promoción de proyectos de generación con gas en regiones sin acceso a la energía, acelerar la transmisión eléctrica, etcétera.
Sin embargo, en el foro antes mencionado, Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía, Mario Gonzales, gerente general de Luz del Sur, y Myriam Akhoun, CEO de Engie Energía Perú, coincidieron en que la prioridad del próximo Gobierno debe ser dar predictibilidad en la regulación del sector.
Asimismo, señalan que es indispensable resolver la alta rotación de funcionarios que deben autorizar las inversiones y proyectos, reducir la “permisología” para la aprobación de sus proyectos, entre otros.
La prioridad del próximo Gobierno debe ser dar predictibilidad en la regulación del sector, dicen los empresarios. (Foto: GEC)
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Lo que se necesita en el sector eléctrico
Gonzales, de Luz del Sur, subrayó que la alta rotación de funcionarios, donde cada uno introduce cambio en la fijación de las reglas, introduce mayor riesgo a las inversiones y no les da predictibilidad, cuando lo que se requiere es un mayor gasto para mejorar la calidad del servicio.
Cabe recordar que casi una decena de viceministros de Electricidad han pasado en el último quinquenio. El último es Luis Santillan Cervantes, quien ocupa el puesto desde el día 11 de este mes.
Sciutto, de Pluz Energía, por su parte, observó que, en el caso de las distribuidoras, si bien no todas enfrentan los mismos problemas y tienen costos distintos, el sistema regulatorio que se aplica desde hace 35 años (a cargo del regulador, Osinergmin) privilegia el menor costo y lo aplica de forma sistemática a todas las empresas, lo cual hace más compleja su actividad.
“Después de 35 años, es necesario pasar a pensar en un modelo que incentive de manera mucho más efectiva el desarrollo de inversiones y no partamos del supuesto de una empresa irreal que en la práctica es inalcanzable con la gestión operativa que tienen las distribuidoras”, anotó.
Además, indicó que la aprobación de autorizaciones para la construcción de centrales de generación, líneas de transmisión o subestaciones eléctricas, pueden tardar hasta cinco años.
Eso, cuestionó el CEO de Pluz Energía, hace que los proyectos no entren a operar en los plazos esperados, y que, en el caso de la transmisión, por ejemplo, puede llevar a ocasionar congestión en el sistema.
En el mismo evento, César Butrón advirtió que dada la dificultad para construir grandes hidroeléctricas o térmicas a gas, hoy queda claro que las opciones apuntan a incorporar más generación para el mercado regulado con centrales eólicas y solares.
Sin embargo, señaló que, a pesar de que al COES se han presentado proyectos RER por cerca de 26,000 megavatios, no se están construyendo nuevas plantas eólicas o solares a la velocidad que la demanda requiere.
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Reglamentación pendiente
Ya en diálogo con Gestión, el presidente del COES consideró que una de las prioridades del nuevo Gobierno debe ser la aprobación de los reglamentos de la Ley 32249, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, y que permiten una mayor participación de las RER en el mercado regulado.
A pesar de que al COES se han presentado proyectos RER por cerca de 26,000 megavatios, no se están construyendo nuevas plantas eólicas o solares a la velocidad que la demanda requiere. Foto: Andina
Hasta el momento, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) ha prepublicado los proyectos de reglamento de esa ley, uno referido a las nuevas reglas de licitaciones y contrataciones de energía para las distribuidoras, y el otro que regula los servicios complementarios que requiere el sistema, para, entre otros, permite dar estabilidad a la operación de las RER.
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Butrón consideró que otro aspecto que debe priorizar el Gobierno entrante, es decidir qué va a hacer cuando el gas natural se acabe dentro de algunos años, en referencia a su uso para la generación eléctrica. Actualmente ese gas sustenta el 34.8% de la generación en el país.
Remarcó que, cualquiera sea la solución que se escoja, considerando que elaborar cualquier alternativa podría tomar cinco años en resolverse, se requiere abordar ese problema con prioridad.
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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.
