La producción de electricidad -que va aparejada a la demanda- en el Perú alcanzó los 5,264 gigavatios por hora (GWh) en octubre último, lo que significó un aumento de 3.31%. Con ello, acumula un crecimiento de 2.18% en los primeros diez meses del 2025.
En la matriz de generación para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la participación de las energías renovables no convencionales (RER), por ejemplo eólicas y solares, gana cada vez más espacio, mientras que la producción con gas natural va en otro sentido.
En el décimo mes del año, según cifras del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), la producción con centrales hidroeléctricas aumentó en 41.74%. Sin embargo, la producción de energía eléctricas usando centrales térmicas a gas natural retrocedió en 30.85% en octubre último, comparado con igual mes del año pasado.
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Variaciones en la matriz energética por tipo de generación, entre octubre de 2024 y del 2025. Fuente: Informe del COES
Por el contrario, la producción eléctrica con recursos energéticos renovables no convencionales (RER) -es decir eólicas, solares, pequeñas hidroeléctricas (de menos de 20 Mw), además de bagazo y biogas- creció en 40.17%, en comparación con octubre del 2024.
De esta forma, la participación de las térmicas a gas en la referida matriz es del 32.85%, cuando hace un año era del 48.55%, en tanto la participación de las RER alcanza ya al 12.44% cuando a fines del 2024 era del 9.83%.
De enero a octubre del 2025, la potencia efectiva (capacidad instalada de generación), en el caso de las hidroeléctricas, tuvo un crecimiento de solo el 2.07%, mientras que con térmicas a gas cayó en 7.1%, con eólicas creció 0.58%, y con centrales solares fotovoltaicas tuvo una disparada del 95.53%, según reporte de ese comité.
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capacidad instalada de generación eléctrica en el SEIN (potencia efectiva), a octubre 2025. Fuente: reporte del COES
Dificultad para invertir en generación tradicional
Sobre el tema, durante el evento Expo Solar Perú 2025, el presidente del COES, César Butrón dio a entender que, ante la incertidumbre sobre si habrá o no más gas natural, nadie está pensando en invertir en térmicas a gas.
Añadió que como la construcción de grandes hidroeléctricas es muy cara y se ha complicado por la oposición social y ambiental, al mercado no le queda otra opción que incorporar más eólicas y solares.
A esto le sumó que, con la promulgación de la Ley N° 32249, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, (y que permite la venta de energía en bloques horarios) es probable que haya un desarrollo aun mayor de proyectos solares, particularmente en el sur del país.
Esto, debido a que, según indicó, están próximas a convocarse licitaciones por parte de las distribuidoras del servicio eléctrico (para adquirir energía bajo contratos) y que no ve quién pueda competir con esos proyectos fotovoltaicos, por su aparente bajo costo.
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Más RER ya complican la operación
Butrón observó que la mayor incorporación de energía generada con tecnologías RER está complicando la operación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) debido a que -según dio a entender- eólicas y solares están expuestas a las condiciones climáticas (dejan de operar cuando no hay viento o hay mucha nubosidad).
Esta alta variabilidad en la generación con RER, señaló, además de dificultar la planificación de la operación en el SEIN, lleva también a tener que compensar esa variabilidad en la generación, añadiéndole un costo adicional al sistema.
Esta situación, explicó, se presenta, cuando en el sur se está generando ya actualmente, entre 300 a 400 megavatios (Mw) con centrales solares fotovoltaicas.
Sin embargo, se preguntó qué va a suceder cuando entren en operación los 1,000 Mw en nuevos proyectos de plantas solares que se están construyendo o empezando a construir actualmente en esa misma parte del territorio.
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¿Habría impacto en las tarifas de luz?
El presidente del COES insistió en que esos y otros problemas técnicos que ya se presentan en la operación actual, necesitan ser resueltos, por ejemplo, a través de la incorporación de servicios complementarios a las tecnologías RER, que incluyen el uso de baterías.
No obstante, refirió que proveer estas soluciones para dar estabilidad a la generación con más plantas RER va a implicar un mayor costo que, de alguna forma u otra, terminará trasladándose al consumidor final, a través de las tarifas eléctricas.
“Hay que tener el valor de reconocer que las energías renovables, a la hora de ofertar su producto, van a ser bastante más baratas, pero tienen costos adicionales, que van a incrementar la tarifa (a los usuarios regulados)”, advirtió Butrón.
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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.
