La demanda de electricidad en el Perú, uno de los indicadores clave para medir el desempeño de la economía nacional, ha comenzado a mostrar señales de recuperación. Según datos del Comité de Operación Económica (COES) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la producción de energía registró en abril un incremento del 4.59%, marcando la tasa de crecimiento más elevada de los últimos 15 meses. Este resultado contrasta con el desempeño del año 2025, periodo en el cual el crecimiento promedio fue magro, situándose apenas en un 2%.
Al analizar el acumulado de los primeros cuatro meses del año 2026, la generación eléctrica alcanzó los 21,128 gigavatios por hora (GWh), lo que representa un aumento del 3.25% en comparación con el mismo periodo del año anterior. Sin embargo, este incremento en la demanda ha sido atendido mediante una matriz de generación que ha transitado hacia tecnologías más costosas, debido a un retroceso en las fuentes tradicionales de energía.
En términos específicos, entre enero y abril, la generación proveniente de centrales hidroeléctricas sufrió una caída del 0.78%, mientras que la producción basada en gas natural de Camisea retrocedió un 1.29%. Como consecuencia de esta disminución en las fuentes convencionales, se disparó el uso de combustibles más caros: la generación con petróleo residual 500 aumentó en un 113%, mientras que la basada en diésel 2 registró un crecimiento exponencial del 1,322%.
En paralelo a este escenario, las Energías Renovables No Convencionales (RER) han ganado terreno de manera sostenida. Su participación en el SEIN ya alcanza el 16.5%, superando el 13.49% registrado en 2025 y el 12.58% de 2024. Cabe destacar que, en años anteriores, la cuota de estas energías ni siquiera superaba el 5%. El crecimiento ha sido especialmente notable en el sector solar, cuya generación en el primer cuatrimestre del año aumentó un 100.7%.
Actualmente, existen cerca de 20 centrales eólicas y solares en etapas de estudio y construcción, las cuales suman una capacidad instalada de 3.6 GWh. Entre los proyectos más destacados se encuentran Illa (Enhol), San José (Acciona), Sol de Verano I (Verano Energy), Wayra Solar (Orygen), Babilonia (Zelestra) y Caravelí (Ibereolica). La mayoría de estas infraestructuras se ubican en la región Arequipa, con una potencia conjunta de 1.1 GW y una fecha estimada de inicio de producción entre 2026 y 2027.
A pesar del crecimiento, la integración de las RER no está exenta de controversias técnicas y económicas. Un estudio conjunto realizado por Gerens y Laub & Quijandría Group (LQG), en el marco de consultas de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) y el Congreso, advierte que la intermitencia, la falta de inercia y de soporte de estas energías representan un desafío técnico significativo. Arturo Vásquez Cordano, director de investigación de Gerens, señaló que el costo mínimo para que la economía absorba una penetración de RER superior al 20% —facilitada por la Ley N° 32249— podría ascender a los US$ 5,300 millones. Esta cifra incluye la implementación de sistemas de almacenamiento, como baterías especiales para dar estabilidad al sistema, y el refuerzo de las redes de transmisión eléctrica.
Sobre quién debería asumir estos costos, Anthony Laub, socio fundador de LQG, indicó que, aunque la propuesta de reglamento del Ministerio de Energía y Minas (Minem) sugiere que las RER asuman dichos gastos, en la práctica es probable que el costo extra de mantener plantas de respaldo sea trasladado a las tarifas de luz de los usuarios finales. Laub cuestionó que el reglamento del Minem no especifica claramente los casos en que las RER asuman estos costos, a pesar de que la ley establece que quien causa la inestabilidad en el sistema debe pagar los sobrecostos.
Por otro lado, el exviceministro de Energía, Pedro Gamio, sostiene que es equivocado enfocarse únicamente en los costos de las renovables cuando la generación con diésel es actualmente lo más caro para el mercado. Gamio advierte que la demanda ya superó a la oferta y que el gas natural disponible para generación térmica se ha agotado, estimando que la exploración de nuevas reservas tomaría al menos 10 años. Para él, la opción más eficiente es incorporar renovables con sistemas de almacenamiento, sugiriendo que los costos sean compartidos entre generadoras y consumidores a través del peaje de transmisión.
Finalmente, la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) ha defendido la confiabilidad del sistema, afirmando que la variabilidad de las RER es gestionable mediante pronósticos. El gremio objetó el proyecto de regulación del Minem, señalando que, mientras la Ley N° 32249 estipula que los servicios complementarios deben ser remunerados, el reglamento los define como obligatorios y sin remuneración, lo cual, según la SPR, generaría mayores sobrecostos para los usuarios al eliminar la competencia por costos eficientes.
