• Celaris Energy sostiene que el crecimiento deberá ser acompañado por una mayor incorporación de energías renovables junto con sistemas de almacenamiento y una expansión de la transmisión que permita integrarlas de forma eficiente y segura al sistema.

Lima, septiembre de 2026. – La máxima demanda eléctrica del Perú en hora punta podría acercarse a los 9,500 megavatios (MW) hacia 2030, lo que representaría un incremento de aproximadamente 1,500 MW respecto de los niveles registrados el año pasado, de mantenerse una dinámica de crecimiento similar a la actual, informó Celaris Energy.

Actualmente, la máxima demanda en hora punta del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ha alcanzado aproximadamente 8,237 MW, cerca de 295 MW por encima del máximo registrado el año anterior. Para la compañía, esta evolución refuerza la necesidad de anticipar el ingreso de nueva capacidad de generación y las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento sin comprometer la reserva y seguridad del sistema.

“Esperar a que el sistema esté estresado para reaccionar siempre será más costoso que prepararnos con anticipación”, afirmó María del Pilar Matto, CEO de Celaris Energy, durante el panel “El impulso normativo para las renovables: diagnóstico y propuestas de cambio”, realizado en el marco del Smart Energy Summit.

TE PUEDE INTERESAR

Almacenamiento frente a una demanda creciente

Matto señaló que el sistema cuenta con capacidad suficiente para atender el crecimiento de la demanda durante los próximos años, siempre que continúe el ingreso oportuno de nuevos proyectos. El reto, precisó, no es únicamente sumar capacidad, sino asegurar que la nueva generación contribuya de manera efectiva a la suficiencia del sistema, especialmente en las horas de mayor exigencia.

“En este escenario, la generación eólica y solar puede tener un rol relevante en la expansión de la oferta eléctrica, acompañada por condiciones regulatorias y de inversión que faciliten el desarrollo de nuevos proyectos. Debemos trabajar juntos, sector público y privado, para generar los incentivos que permitan incrementar la capacidad instalada y atraer más inversión en renovables”, sostuvo la CEO de Celaris Energy.

La ejecutiva destacó además que los sistemas de almacenamiento con baterías pueden complementar el crecimiento de estas fuentes, al almacenar energía en periodos de mayor disponibilidad y entregarla posteriormente en horas de máxima demanda. A ello deberá sumarse una expansión coordinada de la transmisión que permita integrar oportunamente la nueva generación al sistema.

“No estamos hablando de un problema de recursos ni de falta de interés en invertir. Es una ecuación de precio, reglas e incentivos: si logramos que esas tres piezas estén alineadas, el Perú puede acelerar su transición energética sin poner en riesgo la estabilidad y competitividad del sistema”, concluyó Matto.

El sistema tiene capacidad para evitar un racionamiento, pero enfrenta una creciente exposición al diésel, retrasos en infraestructura clave y falta de nueva generación firme, factores que podrían encarecer la electricidad.

Lima, 3 de septiembre de 2026.- La creciente necesidad de recurrir al diésel, el retraso de proyectos de transmisión y la falta de nueva generación firme configuran un escenario de vulnerabilidad para el sistema eléctrico nacional.

El sistema eléctrico peruano tiene capacidad suficiente para evitar un escenario de racionamiento, pero enfrenta importantes desafíos para atender el crecimiento de la demanda con costos competitivos y eficientes, advirtió el presidente del COES, César Butrón, durante su ponencia en el Smart Energy Summit sobre si el sistema eléctrico peruano está preparado para los nuevos retos.

“Si lo que queremos prevenir es racionamiento, sí, está preparado. Absolutamente está preparado”, señaló. Sin embargo, precisó que la situación cambia cuando se analiza la capacidad del sistema para mantener los costos de generación que el país ha tenido históricamente. “¿Está preparado para atender la demanda con costos bajos y eficientes a los que estamos acostumbrados? No, no está preparado”, señaló Butrón.

Uno de los principales riesgos identificados está relacionado con la disponibilidad de gas natural para las centrales térmicas. Bajo un escenario crítico, con restricciones en el transporte firme de gas y una menor disponibilidad de generación eólica y solar, el sistema tendría que incrementar significativamente el uso de diésel.

TE PUEDE INTERESAR

Según la simulación presentada, este escenario podría llevar los costos marginales de generación desde niveles cercanos a US$36: “Los marginales andarían casi a 300 dólares el megavatio hora y eso es todo un impacto tremendo en el sistema y eventualmente en la economía”, explicó.

Aunque este escenario extremo no es considerado el más probable, constituye una señal de alerta. De hecho, el especialista sostuvo que el sistema ya está mostrando algunos de estos síntomas: “Este mes hemos despachado diésel varios días seguidos. Hay diésel en la madrugada, cuando baja el viento. Entonces, ya está ocurriendo”.

La situación también evidencia una brecha entre los proyectos de generación anunciados y aquellos que efectivamente llegarían a tiempo para atender la demanda. La proyección presentada señala que, pese a los proyectos renovables actualmente en construcción, próximos a construirse o en proceso de cierre financiero, no existe suficiente nueva capacidad identificada para después de 2029.

Asimismo, se identificaron como factores críticos la dependencia de un solo ducto de gas natural y los retrasos en proyectos de transmisión. “Transmisión en sí es un problema muy grande. Los proyectos que el COES ha planteado oportunamente para este tema, están atrasados”, sostuvo.

El especialista concluyó que el desafío no se limita a incorporar más generación renovable, sino a garantizar generación firme, infraestructura de transmisión y suficiente flexibilidad para responder ante contingencias climáticas. “Si no se atiende adecuadamente el próximo decenio vamos a tener un sistema muy débil ante cualquier contingencia climatológica”, advirtió.

El Ministerio de Energía y Minas busca consolidar un sistema eléctrico confiable, seguro y sostenible mediante el impulso a energías renovables, la expansión de la red de transmisión y la modernización regulatoria.

El viceministro de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (Minem), Luis Enrique Santillán Cervantes, presentó el balance y las proyecciones de inversión del sector eléctrico peruano durante su participación en el Smart Energy Summit 2026, evento que reúne a los principales actores de energías renovables, almacenamiento y servicios complementarios del país.

Según señaló, actualmente se desarrollan 33 proyectos de generación eléctrica en ejecución, entre 11 plantas solares, 5 parques eólicos, 16 proyectos hidroeléctricos y una central térmica a gas natural, que en conjunto representan una inversión estimada de US$ 6,500 millones y sumarán más de 5,000 MW de nueva capacidad instalada entre 2026 y 2036.

Para garantizar la evacuación de esta energía limpia y robustecer el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el viceministro resaltó que existen 52 proyectos de transmisión eléctrica con más de US$ 3,000 millones en inversión. Este bloque comprende 33 proyectos en ejecución (US$ 2,111 millones que abarcan 20 regiones) y 19 obras en fase de adjudicación y contratación (US$ 966.1 millones en 13 regiones). Asimismo, recordó que en los últimos 18 años el sistema sumó más de 10,900 km de líneas, superando hoy los 20,000 km de redes.

El viceministro subrayó que la Política Energética Nacional 2010-2040 orienta estos esfuerzos hacia un sistema confiable, regular, continuo y eficiente, sustentado en la planificación y la innovación tecnológica.

Finalmente, Santillán resumió cuatro prioridades estratégicas del sector: seguridad energética, con énfasis en la confiabilidad del sistema interconectado y la atención de sistemas aislados; inversión e infraestructura, mediante el seguimiento de proyectos de generación, transmisión y distribución; cierre de brechas, a través de la electrificación rural y soluciones adaptadas a la Amazonía; y modernización regulatoria, orientada a la simplificación normativa, la predictibilidad y la incorporación de nuevas tecnologías.