El sector el\u00e9ctrico peruano mostr\u00f3 un comportamiento mixto en el primer trimestre de 2025, impulsado por el crecimiento de la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica (+6.4%), el avance en infraestructura de transmisi\u00f3n (33 proyectos en curso por US$ 2,019 MM), el dinamismo del mercado libre (+6.6% en facturaci\u00f3n) y mejoras operativas en distribuci\u00f3n (p\u00e9rdidas en 8.3%, cobranzas en 98.3%). Tambi\u00e9n se adjudicaron 5 proyectos por US$ 441 MM a Alupar Per\u00fa y se increment\u00f3 la participaci\u00f3n de energ\u00edas renovables no convencionales (+25.7% solar, +7.8% e\u00f3lica). Sin embargo, persisten desaf\u00edos estructurales: i) una sobreoferta de capacidad instalada (13,955 MW) frente a una demanda moderada, afectando la rentabilidad; ii) desalineaci\u00f3n entre expansi\u00f3n de generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y demanda; y iii) concentraci\u00f3n del consumo en clientes libres (42.4%), lo que eleva la exposici\u00f3n a precios spot (US$ 67.7\/MWh) y a eventos clim\u00e1ticos como el estiaje anticipado. Pese a sus fundamentos s\u00f3lidos, el sector enfrenta el reto de equilibrar sostenibilidad financiera con eficiencia y planificaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n
Resumen Ejecutivo<\/strong><\/p>\n\n\n\n Aumento de producci\u00f3n de energ\u00eda impulsado por hidr\u00e1ulicas y t\u00e9rmicas<\/strong>. <\/strong>A marzo de 2025, la producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica alcanz\u00f3 los 14,482 GWh, increment\u00e1ndose en 6.4% frente al mismo trimestre del a\u00f1o anterior. Este crecimiento fue impulsado por un aumento de 10.4% en la generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica, debido a condiciones hidrol\u00f3gicas favorables al inicio del periodo. Asimismo, se registr\u00f3 mayor uso de generaci\u00f3n t\u00e9rmica por gas natural, ante la necesidad de respaldo durante el estiaje anticipado. Tambi\u00e9n se incorporaron nuevas centrales solares (+25.7%) y e\u00f3licas (+7.8%), lo que reforz\u00f3 la diversificaci\u00f3n de la matriz energ\u00e9tica.<\/p>\n\n\n\n Potencia disponible con margen de reserva holgado y se\u00f1ales de sobreoferta<\/strong>. La potencia efectiva disponible del sistema alcanz\u00f3 los 13,955 MW a mar-2025, con una ligera variaci\u00f3n respecto a mar-2024. Este nivel genera un margen de reserva elevado frente a la demanda m\u00e1xima del SEIN, evidenciando una sobreoferta estructural. Esta brecha se explica por el retraso de grandes proyectos mineros y la baja materializaci\u00f3n de demanda proyectada, lo cual reduce la presi\u00f3n sobre la infraestructura de generaci\u00f3n existente.<\/p>\n\n\n\n Costos marginales contenidos pese al estiaje anticipado<\/strong>. El costo marginal promedio ponderado se ubic\u00f3 en 29.5 US$\/MWh, con una leve ca\u00edda interanual. Esta reducci\u00f3n se sustenta en la mayor disponibilidad hidr\u00e1ulica en algunas zonas del pa\u00eds, principalmente en el sur y centro. No obstante, el estiaje anticipado oblig\u00f3 a incrementar el uso de generaci\u00f3n t\u00e9rmica en el norte, generando dispersi\u00f3n de precios: se observaron m\u00e1ximos de hasta 223.8 US$\/MWh en Trujillo Oeste y m\u00ednimos por debajo de 1 US$\/MWh en zonas hidr\u00e1ulicas como Cajamarca y San Gab\u00e1n.<\/p>\n\n\n\n Avances en transmisi\u00f3n y expansi\u00f3n estrat\u00e9gica del sistema<\/strong>. El sistema de transmisi\u00f3n alcanz\u00f3 los 29,883 km de l\u00edneas a marzo de 2025, con m\u00e1s de 22 empresas operando en el segmento. Actualmente se ejecutan 33 proyectos con una inversi\u00f3n estimada de US$ 2,019 millones. Estas obras buscan mejorar la calidad y confiabilidad del servicio, as\u00ed como anticiparse a los crecimientos regionales de demanda. Resaltan proyectos como el Enlace La Ni\u00f1a \u2013 Piura (US$ 146.3 MM) y la futura interconexi\u00f3n en 500 kV con Ecuador, con impacto estrat\u00e9gico regional.<\/p>\n\n\n\n Nuevas concesiones adjudicadas por ProInversi\u00f3n<\/strong>. Durante el periodo, ProInversi\u00f3n adjudic\u00f3 5 proyectos de transmisi\u00f3n y subestaciones a la empresa Alupar Per\u00fa por un total de US$ 441 millones. Estas obras beneficiar\u00e1n a m\u00e1s de 4 millones de personas en Lima, Ica y Ayacucho. La adjudicaci\u00f3n forma parte de una estrategia para cerrar brechas de infraestructura y reducir los tiempos de implementaci\u00f3n en zonas cr\u00edticas del SEIN.<\/p>\n\n\n\n Concentraci\u00f3n del consumo en el mercado libre<\/strong>. De los 8.4 millones de clientes del sistema el\u00e9ctrico, el 98.6% pertenece al mercado regulado (residencial y comercial peque\u00f1o). Sin embargo, el 42.4% de la energ\u00eda vendida en el pa\u00eds se destin\u00f3 al mercado libre, donde se concentran los grandes consumidores industriales. Esta din\u00e1mica refuerza la importancia de este segmento como motor de ingresos para las generadoras y distribuidoras.<\/p>\n\n\n\n Precio promedio en el mercado libre refleja costos contractuales y condiciones operativas<\/strong>. El precio promedio de venta en el mercado libre se ubic\u00f3 en US$ 67.7\/MWh a marzo de 2025, ligeramente superior al registrado en el mismo trimestre de 2024. Este incremento responde a contratos pactados en contextos de mayor incertidumbre sobre el estiaje, as\u00ed como a una mayor exposici\u00f3n de los grandes consumidores a los precios spot. En contraste, el mercado regulado mantiene precios m\u00e1s estables al estar indexados a f\u00f3rmulas y contratos de largo plazo.<\/p>\n\n\n\n Mejora en indicadores comerciales y de calidad del servicio<\/strong>. Las p\u00e9rdidas de energ\u00eda en distribuci\u00f3n se redujeron a 8.3%, reflejando mejoras en control de p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y comerciales. La tasa de cobranzas alcanz\u00f3 un s\u00f3lido 98.3%, y los indicadores de calidad SAIDI (2.1 horas) y SAIFI (1.3 interrupciones) se mantuvieron dentro de los l\u00edmites regulatorios establecidos, evidenciando una operaci\u00f3n eficiente del sistema de distribuci\u00f3n nacional.<\/p>\n\n\n\n 1. Contexto Econ\u00f3mico<\/strong><\/p>\n\n\n\n La econom\u00eda peruana registr\u00f3 un crecimiento de +3.9% en el 1T-2025, respecto al mismo trimestre del a\u00f1o previo. Este crecimiento se explic\u00f3 por el dinamismo de casi todos los sectores productivos, con excepci\u00f3n del sector telecomunicaciones. Los sectores que m\u00e1s crecieron en el trimestre fueron pesca (+25.2%), Transporte y Almacenamiento (+7.4%), construcci\u00f3n (+5.3%), Agropecuario (+4.0%), comercio (+3.4%) y la manufactura (+4.0%).<\/p>\n\n\n\n En detalle, el sector pesca ha tenido un crecimiento un mejor desempe\u00f1o principalmente por mayor disponibilidad de especies para uso industrial (harina y aceite de pescado), con una mayor captura de anchoveta respecto al a\u00f1o previo por la segunda temporada de pesca 2024 en la zona norte-centro, y la primera del 2025 en la zona sur, as\u00ed como mayor elaboraci\u00f3n de enlatados por mayor jurel, at\u00fan, entre otros; en contraste, la pesca de consumo humano directo se contrajo, esto por menor disponibilidad para congelados como el perico, bonito, entre otros, mientras que en estado fresco tuvo el mismo efecto.<\/p>\n\n\n\n En cuanto al sector transporte y almacenamiento, este aument\u00f3 principalmente por mayor actividad v\u00eda a\u00e9rea y acu\u00e1tica, ante la mayor demanda de vuelos nacionales e internacionales, as\u00ed como mayores env\u00edos de mercanc\u00edas v\u00eda a\u00e9rea y movimiento de carga mar\u00edtima en contenedores, graneles, as\u00ed como traslado de pasajeros.<\/p>\n\n\n\n En cuanto a construcci\u00f3n, este aument\u00f3 principalmente por el avance f\u00edsico de obras p\u00fablicas como de gobierno nacional como mayor construcci\u00f3n de edificios, ampliaci\u00f3n de hospitales, mejoramiento de sistema de agua potable, puentes e infraestructura vial como la l\u00ednea 2; mientras que, a nivel local y regional, se hizo mejoras viales en transitabilidad vehicular y peatonal, ampliaci\u00f3n de hospitales y estadios, entre otras. En el sector agropecuario, se registr\u00f3 mayor actividad agr\u00edcola y pecuaria, donde en el primero hubo mayor producci\u00f3n de uva, mango, aceituna, p\u00e1prika, entre otros: mientras que en el segundo se increment\u00f3 la producci\u00f3n de ave y porcino, as\u00ed como de leche fresca.<\/p>\n\n\n\n Finalmente, en cuanto al sector comercio, se destaca la mayor comercializaci\u00f3n de combustibles y metales, venta de veh\u00edculos, venta de bebidas por la temporada de verano, ventas en supermercados, apertura de boticas, as\u00ed como venta de maquinaria pesada, muy en l\u00ednea al desempe\u00f1o de otros sectores como miner\u00eda, agro, construcci\u00f3n, entre otros; mientras que en la manufactura, el mayor desempe\u00f1o se ve impulsada por el subsector primario por la mayor elaboraci\u00f3n de conservas de pescado, refinados de petr\u00f3leo y conservados de carne; mientras que el ligero incremento del no primario vino por el lado de fabricaci\u00f3n de muebles, prendas de vestir, papel, cart\u00f3n, as\u00ed como la construcci\u00f3n de buques, tanques, entre otros.<\/p>\n\n\n El BCRP proyecta que la econom\u00eda crezca 3,1 por ciento, ligero ajuste a la baja respecto al reporte anterior, debido a una menor expansi\u00f3n esperada en el sector miner\u00eda e hidrocarburos. Para el a\u00f1o 2026, se espera una expansi\u00f3n de 2.9%, cifra que se mantiene, con la demanda interna como principal motor del crecimiento, en un contexto de consolidaci\u00f3n fiscal, condiciones macroecon\u00f3micas estables y estabilidad pol\u00edtica y social.<\/p>\n\n\n\n Asimismo, el BCRP proyecta que la inflaci\u00f3n ser\u00eda de 1.8% para el 2025, la cual se ubicar\u00eda en el centro del rango meta, y se espera que llegue al 2% en el 2026, sustentado en las expectativas de inflaci\u00f3n actuales, actividad econ\u00f3mica cercana al potencial, y disipaci\u00f3n de choques de oferta.<\/p>\n\n\n\n El balance de riesgos de la proyecci\u00f3n de la inflaci\u00f3n se mantiene neutral, donde los factores que podr\u00edan reducir la inflaci\u00f3n se ver\u00edan compensados por aquellos que ejercer\u00edan presiones al alza. Entre los principales riesgos destacan: (i) choques de oferta por medidas proteccionistas, tensiones geopol\u00edticas y fen\u00f3menos naturales; (ii) mayor volatilidad financiera y salida de capitales, tanto por factores externos como por incertidumbre pol\u00edtica interna; (iii) debilitamiento de la demanda interna de presentarse un contexto de incertidumbre econ\u00f3mica; y (iv) menor demanda externa debido a una posible desaceleraci\u00f3n global, especialmente en econom\u00edas clave como China y Estados Unidos.<\/p>\n\n\n\n El d\u00e9ficit fiscal acumulado (\u00faltimos 12 meses) descendi\u00f3 de 3.5% a 2.7% del PBI entre dic-2024 y may-2025, debido principalmente al incremento de los ingresos corrientes del gobierno general tras una recuperaci\u00f3n de la actividad, regularizaci\u00f3n de impuesto a la renta, precios favorables de minerales exportados, y algunos gastos corrientes.<\/p>\n\n\n\n 2. Contexto Normativo<\/strong><\/p>\n\n\n\n 2.1. Marco institucional<\/strong><\/p>\n\n\n\n El marco institucional del sector el\u00e9ctrico peruano est\u00e1 conformado por diversas entidades que cumplen funciones complementarias en la planificaci\u00f3n, regulaci\u00f3n, supervisi\u00f3n t\u00e9cnica, ambiental y estad\u00edstica del sistema el\u00e9ctrico nacional. Cada una desempe\u00f1a un rol clave para asegurar la continuidad del servicio, la sostenibilidad ambiental, el acceso equitativo y la viabilidad financiera del sistema.<\/p>\n\n\n\n Ministerio de Energ\u00eda y Minas (MINEM):<\/strong> Lidera la pol\u00edtica energ\u00e9tica nacional y tiene a su cargo la planificaci\u00f3n estrat\u00e9gica del sector, incluyendo la expansi\u00f3n de la infraestructura el\u00e9ctrica, la promoci\u00f3n de proyectos de electrificaci\u00f3n rural y la implementaci\u00f3n de subastas de energ\u00edas renovables. Durante el primer trimestre de 2025, el MINEM public\u00f3 el bolet\u00edn de indicadores del subsector el\u00e9ctrico con data consolidada al cierre de 2024, destacando el crecimiento de la capacidad instalada renovable y el aumento de la demanda nacional de electricidad. Asimismo, impulsa la reforma de la Ley 28832 para promover mayor eficiencia en la formaci\u00f3n de precios en el mercado de generaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n Organismo Supervisor de la Inversi\u00f3n en Energ\u00eda y Miner\u00eda (OSINERGMIN):<\/strong> Regula las tarifas de generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n para usuarios regulados, y supervisa la calidad del servicio mediante indicadores como SAIDI, SAIFI y niveles de p\u00e9rdidas. En marzo de 2025, OSINERGMIN aprob\u00f3 los factores de actualizaci\u00f3n tarifaria para los cargos del sistema el\u00e9ctrico, incluyendo los peajes de transmisi\u00f3n y los precios de energ\u00eda en barra, aplicables desde el 4 de marzo de 2025. Adem\u00e1s, supervisa el avance de obras e inversiones en infraestructura el\u00e9ctrica bajo su competencia regulatoria.<\/p>\n\n\n\n Comit\u00e9 de Operaci\u00f3n Econ\u00f3mica del Sistema Interconectado Nacional (COES):<\/strong> Tiene la responsabilidad t\u00e9cnica de coordinar la operaci\u00f3n diaria del sistema el\u00e9ctrico nacional, asegurar el despacho econ\u00f3mico y programar la expansi\u00f3n de la red para mantener la confiabilidad del suministro. COES publica reportes mensuales y trimestrales con informaci\u00f3n clave sobre precios marginales, disponibilidad de potencia, generaci\u00f3n real y demanda proyectada. Esta informaci\u00f3n constituye una base t\u00e9cnica fundamental para el dise\u00f1o de pol\u00edticas y regulaciones tarifarias.<\/p>\n\n\n\n Instituto Nacional de Estad\u00edstica e Inform\u00e1tica (INEI):<\/strong> Publica datos oficiales sobre consumo el\u00e9ctrico, cobertura y niveles de electrificaci\u00f3n por regi\u00f3n, as\u00ed como variables demogr\u00e1ficas que permiten proyectar la demanda futura del servicio.<\/p>\n\n\n\n El Ministerio de Econom\u00eda y Finanzas (MEF)<\/strong>: Aporta contexto sobre tasas de financiamiento, inversi\u00f3n p\u00fablica y marco fiscal, aspectos relevantes para evaluar la sostenibilidad de proyectos el\u00e9ctricos en ejecuci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n Organismo de Evaluaci\u00f3n y Fiscalizaci\u00f3n Ambiental (OEFA):<\/strong> Fiscaliza el cumplimiento de los compromisos ambientales por parte de las empresas del sector.<\/p>\n\n\n\n Servicio Nacional de Certificaci\u00f3n Ambiental para las Inversiones Sostenibles (SENACE): <\/strong>Eval\u00faa los estudios de impacto ambiental (EIA) de nuevos proyectos el\u00e9ctricos, particularmente centrales de generaci\u00f3n y l\u00edneas de transmisi\u00f3n, velando por su viabilidad ambiental.<\/p>\n\n\n 2.2. Normativa vigente<\/strong><\/p>\n\n\n\n A marzo 2025, Osinergmin reforz\u00f3 su rol regulador y tarifario con el objetivo de asegurar un suministro el\u00e9ctrico seguro, continuo, eficiente y sostenible, protegiendo a los usuarios y promoviendo inversiones en infraestructura clave. Las acciones se estructuraron en torno a resoluciones tarifarias, regulaci\u00f3n de actividades, mecanismos de compensaci\u00f3n y reajustes peri\u00f3dicos de tarifas, todo ello bajo un enfoque que equilibre la sostenibilidad financiera de las empresas con la asequibilidad para los usuarios.<\/p>\n\n\n\n Generaci\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n En el \u00e1mbito de la generaci\u00f3n, se aprobaron los Precios en Barra[1]<\/a> como referencia para las tarifas del mercado regulado, garantizando que los precios reflejen costos eficientes de producci\u00f3n. Tambi\u00e9n se fortalecieron las reglas para la valorizaci\u00f3n de energ\u00eda en contratos regulados y la participaci\u00f3n en el mercado, incorporando criterios de transici\u00f3n energ\u00e9tica que impulsan la integraci\u00f3n de fuentes renovables. Estas medidas buscan asegurar la transparencia en los precios y una mayor competitividad del sector.<\/p>\n\n\n\n Transmisi\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n En transmisi\u00f3n, se aprob\u00f3 el Plan de Inversiones 2025-2029, enfocado en proyectos estrat\u00e9gicos para incrementar la capacidad y confiabilidad del SEIN. Osinergmin fij\u00f3 los Peajes de Transmisi\u00f3n del Sistema Principal[2]<\/a> y del Sistema Garantizado de Transmisi\u00f3n[3]<\/a>, garantizando la recuperaci\u00f3n de inversiones y la sostenibilidad de la infraestructura. Se incentiv\u00f3 el Sistema Complementario de Transmisi\u00f3n de Libre Negociaci\u00f3n, promoviendo acuerdos entre agentes. Adem\u00e1s, se aplicaron mecanismos de compensaci\u00f3n por uso real de redes, penalizaciones por retiros sin contrato y cargos destinados a financiar proyectos de electrificaci\u00f3n rural, asegurando un reparto equitativo de ingresos y continuidad del servicio.<\/p>\n\n\n\n Distribuci\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n En distribuci\u00f3n, se estableci\u00f3 el Cargo RER Aut\u00f3nomo[4]<\/a> 2024-2025 para financiar proyectos de energ\u00edas renovables en sistemas aislados y se gestionaron recursos asociados al Bono Electricidad, orientado a hogares vulnerables. Tambi\u00e9n se ajustaron m\u00e1rgenes de distribuci\u00f3n y par\u00e1metros de eficiencia, priorizando inversiones en reducci\u00f3n de p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y en la mejora de la calidad del servicio. Osinergmin implement\u00f3 esquemas de compensaci\u00f3n por p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y no t\u00e9cnicas, adem\u00e1s de criterios de transici\u00f3n energ\u00e9tica para fortalecer la conexi\u00f3n de sistemas aislados al SEIN y ampliar la cobertura en zonas rurales. Finalmente, los reajustes tarifarios peri\u00f3dicos y extraordinarios reflejaron variaciones en insumos, inflaci\u00f3n, tipo de cambio y nuevas inversiones, equilibrando la sostenibilidad financiera de las empresas con la accesibilidad de la energ\u00eda para los usuarios.<\/p>\n\n\n\n 3. Generaci\u00f3n El\u00e9ctrica<\/strong><\/p>\n\n\n\n Per\u00fa cuenta con centrales de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica tanto de fuentes renovables (hidro, e\u00f3lica, solar, bagazo y biog\u00e1s) como no renovables (carb\u00f3n, petr\u00f3leo y gas natural). Hist\u00f3ricamente la generaci\u00f3n era aportada principalmente por las centrales hidroel\u00e9ctricas; sin embargo, en pro de la diversificaci\u00f3n de las fuentes de generaci\u00f3n, se lograron instalar nuevas plantas termoel\u00e9ctricas, en el marco de una nueva matriz energ\u00e9tica.<\/p>\n\n\n\n Posteriormente, el Gobierno impuls\u00f3 el uso de energ\u00edas renovables no convencionales mediante las subastas RER (Recursos Energ\u00e9ticos Renovables), que facilitaron el ingreso de nuevas plantas e\u00f3licas y solares al mercado a trav\u00e9s de contratos de suministro a 20 a\u00f1os con precios garantizados. Entre 2009 y 2015 se realizaron cuatro rondas de subastas; desde entonces no se ha convocado una quinta, aunque existen expectativas de que pueda llevarse a cabo en el periodo 2025\u20132026. Con la reducci\u00f3n progresiva de los costos de estas tecnolog\u00edas, los precios garantizados tambi\u00e9n siguieron una tendencia descendente, lo que ha hecho que las energ\u00edas renovables ganen competitividad y, en varios casos, puedan desarrollarse fuera del esquema de promoci\u00f3n del Decreto Legislativo N\u00b0 1002 de 2008.<\/p>\n\n\n\n Durante el primer trimestre de 2025, la producci\u00f3n total acumulada por las empresas generadoras de energ\u00eda el\u00e9ctrica, que a su vez son integrantes del COES, totaliz\u00f3 en 15,585 GWh, creciendo 3.1% de forma interanual (mar-2024: 15,050 GWh) a ra\u00edz del continuo desarrollo de actividades relacionado al incremento de producci\u00f3n en las centrales hidroel\u00e9ctricas, la cual, a mar-2025 se increment\u00f3 en 3.0%, totalizando en 9,674 GWh (mar-2024: 9,493 GWh) representando el 62.3% de la producci\u00f3n total. En detalle, iniciaron operaci\u00f3n comercial en el SEIN dos generadoras hidroel\u00e9ctricas (Egesur y San Gaban) con un total de potencia efectiva de 14.4 MW y se retiraron dos generadoras (Centrales Santa Rosa) del mismo tipo de fuente energ\u00e9tica por un total de 2.7 MW.<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> El Precio en Barra es el valor de referencia fijado por Osinergmin que refleja el costo eficiente de generar y suministrar energ\u00eda el\u00e9ctrica para el mercado regulado. Se utiliza como base para calcular las tarifas que pagan los usuarios regulados y se determina peri\u00f3dicamente considerando los costos de generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y las proyecciones de demanda.<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> Los Peajes de Transmisi\u00f3n del Sistema Principal de Transmisi\u00f3n (SPT) son las tarifas reguladas que pagan los usuarios para cubrir los costos de las instalaciones de transmisi\u00f3n consideradas esenciales para el funcionamiento del SEIN. Estos peajes aseguran la recuperaci\u00f3n de la inversi\u00f3n y el mantenimiento de la infraestructura principal.<\/p>\n\n\n\n [3]<\/a> Los Peajes de Transmisi\u00f3n del Sistema Garantizado de Transmisi\u00f3n (SGT) corresponden a las tarifas que retribuyen las inversiones en nuevas instalaciones de transmisi\u00f3n adjudicadas bajo concesi\u00f3n. Garantizan a los inversionistas la recuperaci\u00f3n de costos y un ingreso anual por la construcci\u00f3n y operaci\u00f3n de dichas obras, incluso si la demanda real resulta menor a la prevista.<\/p>\n\n\n\n [4]<\/a> El Cargo RER Aut\u00f3nomo es una tarifa regulada establecida por Osinergmin que financia los costos de generaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables no convencionales (RER) que operan en sistemas el\u00e9ctricos aislados del SEIN. Este cargo se aplica a los usuarios del servicio el\u00e9ctrico y busca promover el acceso a energ\u00eda limpia y confiable en zonas rurales o de dif\u00edcil conexi\u00f3n a la red principal.<\/p>\n\n\n En detalle, la producci\u00f3n de energ\u00eda e\u00f3lica registr\u00f3 un incremento del 10.7% totalizando en 845 GWh (mar-2024: 763 GWh); asimismo la producci\u00f3n de energ\u00eda solar sigui\u00f3 la misma l\u00ednea registrando un incremento del 13.0% totalizando 324 GWh (mar-2024: 288 GWh), estos dos segmentos registran una participaci\u00f3n conjunta del 7.5%. Por otro lado, las centrales termoel\u00e9ctricas registraron un aumento del 1.6% en la producci\u00f3n, totalizando en 4,677 GWh (mar-2024: 4,605 GWh) registrando una participaci\u00f3n del 30.1%.<\/p>\n\n\n\n Respecto a potencia efectiva, a mar-2025, registr\u00f3 un crecimiento marginal con relaci\u00f3n a mar-2024, alcanzando los 13,804 MW (mar-2024: 13,107 MW), debido al crecimiento, centrales e\u00f3licas (+313 MW) y centrales solares (+196 MW), en centrales termoel\u00e9ctricas (+100 MW) y centrales hidroel\u00e9ctricas (+89 MW), las cuales representan el 7.4%, 3.5%, 38.0% y 51.1% de la potencia efectiva ofertada, respectivamente. Con ello el margen de reserva[1]<\/a> a mar-2025 se ubic\u00f3 en 73.8% (mar-2024: 73.6%), superando el margen de reserva ideal de entre 30% y 40%.<\/p>\n\n\n [1]<\/a> El margen de reserva se encuentra dividiendo la reserva de potencia entre la m\u00e1xima demanda del sistema.<\/p>\n\n\n\n Por otro lado, al corte de evaluaci\u00f3n, el mercado de generaci\u00f3n est\u00e1 conformado por 72 empresas generadoras, de las cuales cinco compa\u00f1\u00edas produjeron 58.2% del total de energ\u00eda el\u00e9ctrica producida: Kallpa, Orygen Per\u00fa, Electroper\u00fa, Engie y Empresa de Generaci\u00f3n Huallaga, representando el 19.1%, 13.0%, 10.7%, 9.3% y el 6.1% del total producido en el SEIN, respectivamente.<\/p>\n\n\n Precios a nivel de generaci\u00f3n (PNG):<\/strong><\/p>\n\n\n\n Los PNG est\u00e1n conformados por tres componentes: a) las tarifas en barra, b) los precios firmes de las licitaciones de largo plazo y c) contratos bilaterales. Los precios en barra son regulados por Osinergmin y calculados en base a los precios b\u00e1sicos de energ\u00eda, precios b\u00e1sicos de potencia y los peajes de transmisi\u00f3n. Los precios firmes de los contratos de mediano y largo plazo que resultan de las subastas realizadas por las empresas distribuidoras, los cuales no podr\u00e1n exceder en m\u00e1s de 10% a los precios en barra.<\/p>\n\n\n\n En el mercado mayorista, el precio usado es el costo marginal, el cual es definido como el costo incurrido por el SEIN para proveer una unidad adicional de energ\u00eda determinada cada 15 minutos. Cabe destacar que el costo marginal presenta una mayor variabilidad ya que se ajusta seg\u00fan las demandas de corto plazo de las distribuidoras y de los clientes libres.<\/p>\n\n\n Es importante mencionar que, desde junio de 2021 modificaron la tendencia de los costos marginales en el mercado el\u00e9ctrico peruano, beneficiando a las generadoras con mayores ventas en el mercado spot, pero incrementando costos para los compradores netos[1]<\/a>. Esto impact\u00f3 las tarifas reguladas y los precios de contratos PPA[2]<\/a>, aunque permiti\u00f3 mayor predictibilidad en los precios. Adem\u00e1s, la inflaci\u00f3n jug\u00f3 un rol clave al compensar parcialmente los efectos del incremento de costos, especialmente en 2023. El gr\u00e1fico refleja fluctuaciones significativas en los costos marginales durante el per\u00edodo analizado.<\/p>\n\n\n\n A mar-2025, la tarifa en barrase ubic\u00f3 en 60.6 US$\/MWh, menor en 0.9% a la tarifa de mar-2024 (61.1 US$\/MWh) mientras que el costo marginal ponderado se ubic\u00f3 en 29.6 US$\/MWh, con un aumento de 11.2% respecto a mar-2024 (26.6 US$\/MWh).<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> Compradores netos son las empresas o actores que adquieren m\u00e1s energ\u00eda de la que producen o venden, es decir, su principal actividad en el mercado el\u00e9ctrico es la compra de energ\u00eda para cubrir sus necesidades o compromisos con terceros, en lugar de la venta de energ\u00eda generada por ellos mismos.<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> Acuerdos a largo plazo entre un generador de energ\u00eda y un comprador, t\u00edpicamente una empresa, distribuidor o consumidor industrial.<\/p>\n\n\n\n 4. Transmisi\u00f3n El\u00e9ctrica<\/strong><\/p>\n\n\n\n El subsector de transmisi\u00f3n cuenta con un total de 29,662 km de l\u00edneas de transmisi\u00f3n provistas por 21 compa\u00f1\u00edas, entre las que destacan, Red de Energ\u00eda del Per\u00fa (5,282 km), Consorcio Transmantaro (3,886 km) e Interconexi\u00f3n El\u00e9ctrica Isa Per\u00fa S.A. (1,126 km). Debido a que la generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica se concentra en el centro del pa\u00eds, estas compa\u00f1\u00edas presentan una importante restricci\u00f3n para la distribuci\u00f3n de energ\u00eda hacia otras zonas del Per\u00fa. Las l\u00edneas de transmisi\u00f3n a nivel de nacional est\u00e1n compuestas por las l\u00edneas de alta tensi\u00f3n (tensi\u00f3n mayor a 36 kV hasta 220 kV[1]<\/a>) un 81.0%, siendo las m\u00e1s empleadas las l\u00edneas de alta tensi\u00f3n de 220 Kv. Las l\u00edneas de alta tensi\u00f3n son empleadas para el transporte a largas distancias. Cabe destacar que el uso de una mayor tensi\u00f3n es necesario para reducir las p\u00e9rdidas de energ\u00eda.<\/p>\n\n\n Seg\u00fan el Informe de Diagn\u00f3stico de las Condiciones Operativas del SEIN \u2013 Periodo 2027-2036<\/em> (COES\/DP-01-2025), el sistema de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica nacional enfrenta crecientes niveles de congesti\u00f3n en corredores clave debido al sostenido ingreso de nuevas centrales generadoras, especialmente renovables, en zonas alejadas de los principales centros de consumo. Se identifican como puntos cr\u00edticos las l\u00edneas de 220 kV entre Huacho\u2013Paramonga, Chilca\u2013Planicie\u2013Carabayllo y Machupicchu\u2013Abancay\u2013Cotaruse, con niveles de carga que superan su capacidad t\u00e9rmica, lo cual eleva los riesgos de restricciones operativas, p\u00e9rdidas el\u00e9ctricas y desconexiones.<\/p>\n\n\n\n En respuesta a estos desaf\u00edos, el plan contempla m\u00e1s de 30 proyectos priorizados para el periodo 2025\u20132031, orientados a aliviar la congesti\u00f3n, reforzar la confiabilidad del SEIN y facilitar la integraci\u00f3n de nuevas fuentes de generaci\u00f3n, con especial \u00e9nfasis en tecnolog\u00edas renovables. Se prev\u00e9 la expansi\u00f3n de los corredores de 220 kV y 500 kV, as\u00ed como la instalaci\u00f3n de nuevas subestaciones en regiones de alta demanda.<\/p>\n\n\n\n A largo plazo (2033\u20132036), se proyecta una expansi\u00f3n estructural basada en el reforzamiento de la red de 500 kV como eje troncal del sistema, con miras a integrar generaci\u00f3n descentralizada y posibles interconexiones internacionales, en particular con Ecuador y Bolivia. Esta transformaci\u00f3n requiere una red m\u00e1s flexible, resiliente y preparada para flujos variables.<\/p>\n\n\n\n Actualmente, el MINEM lidera la construcci\u00f3n de 33 proyectos de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica en diversas regiones, con una inversi\u00f3n total de US$ 2,019 MM. Estos proyectos est\u00e1n orientados a robustecer el Sistema El\u00e9ctrico Interconectado Nacional (SEIN) y mejorar la calidad del servicio el\u00e9ctrico a nivel nacional. Entre las iniciativas destacan: el enlace 500 kV La Ni\u00f1a \u2013 Piura (US$ 146.3 MM), parte de la futura interconexi\u00f3n con Ecuador; el enlace 220 kV Pari\u00f1as \u2013 Nueva Tumbes (US$ 50.8 MM); y el refuerzo Chilca \u2013 Carabayllo en Lima (US$ 25.2 MM). De los 33 proyectos, 29 corresponden a l\u00edneas y subestaciones, mientras que el resto incluyen reforzamientos y ampliaciones de red. El objetivo es atender la creciente demanda el\u00e9ctrica, impulsar actividades econ\u00f3micas regionales y fortalecer la seguridad energ\u00e9tica del pa\u00eds.<\/p>\n\n\n\n Finalmente, el COES resalta la necesidad de modernizar el marco t\u00e9cnico y regulatorio para la planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n, incorporando criterios de resiliencia, sostenibilidad y eficiencia en los procesos de formulaci\u00f3n, evaluaci\u00f3n y adjudicaci\u00f3n de proyectos.<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> C\u00f3digo Nacional de Electricidad.<\/p>\n\n\n\n 5. Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica<\/strong><\/p>\n\n\n\n A diferencia del subsector de generaci\u00f3n, las compa\u00f1\u00edas de distribuci\u00f3n operan bajo un r\u00e9gimen de monopolio natural en una zona de concesi\u00f3n determinada a plazo indefinido. En el Per\u00fa existen 181[1]<\/sup><\/a> compa\u00f1\u00edas distribuidoras integrantes del COES, de las cuales 68 de ellas son empresas Generadoras, 20 son Transmisoras, 13 son Distribuidoras y los 80 restantes son Usuarios Libres.<\/p>\n\n\n\n Dentro de las principales empresas de distribuci\u00f3n, destacan las cinco compa\u00f1\u00edas que se dividen el suministro de la ciudad de Lima. Las empresas con mayor facturaci\u00f3n a clientes finales al primer trimestre del a\u00f1o 2025, Luz del Sur con el 17,7%, Pluz Energ\u00eda Per\u00fa con el 16,9%, Kallpa con el 6,9%, Electroper\u00fa con el 6,0%, Engie con el 6,0%, Orygen Per\u00fa con 5,6%, Hidrandina con el 5,3%, Electrocentro con el 3,7%, Seal con el 3,2%, Electro Oriente con el 3,0%, de la facturaci\u00f3n a clientes finales. Es decir, estas empresas en conjunto representan el 56.5% del mercado de distribuci\u00f3n. Con ello, la venta de energ\u00eda en el mercado regulado fue de 10,140,104 MWh mientras que en el mercado libre 16,541,548 MWh.<\/p>\n\n\n Durante el primer trimestre de 2025, la venta total de energ\u00eda el\u00e9ctrica en el sistema interconectado nacional alcanz\u00f3 los 12,198 GWh, reflejando un crecimiento de 4.1% respecto al mismo periodo del a\u00f1o anterior. Este desempe\u00f1o estuvo impulsado principalmente por una mayor demanda en el segmento industrial, especialmente por parte de clientes del mercado libre.<\/p>\n\n\n\n Las empresas de distribuci\u00f3n tienen como principales clientes a los llamados Clientes Regulados[1]<\/a>, los cuales en su gran mayor\u00eda son los Clientes Residenciales. Adem\u00e1s, tambi\u00e9n atienden a clientes Comerciales y Clientes Libres[2]<\/a>. Debido a que el core<\/em> de sus ingresos est\u00e1n relacionados a los Clientes Residenciales, las empresas de distribuci\u00f3n cuentan con una mayor estabilidad en su demanda, gozando adem\u00e1s de un crecimiento vegetativo en l\u00ednea con el crecimiento de la poblaci\u00f3n. En cuanto a la distribuci\u00f3n por tipo de usuario, el mercado libre concentr\u00f3 el 56.7% de la energ\u00eda vendida, mientras que el mercado regulado represent\u00f3 el 43.3% restante. A pesar de tener una participaci\u00f3n minoritaria en t\u00e9rminos de n\u00famero de clientes, los usuarios libres mantienen un rol preponderante en el volumen de consumo, confirmando su importancia en la estructura de demanda del pa\u00eds.<\/p>\n\n\n\n La facturaci\u00f3n total del sector el\u00e9ctrico ascendi\u00f3 a S\/ 5,771 MM, mostrando un crecimiento interanual de 6.6%, superior al ritmo de crecimiento del volumen f\u00edsico. Esta diferencia responde, principalmente, al comportamiento del precio promedio por MWh, que fue m\u00e1s elevado en el mercado libre debido a condiciones de contrataci\u00f3n directa y exposici\u00f3n a precios spot. En contraste, las tarifas en el mercado regulado se mantuvieron relativamente estables por su anclaje a contratos regulados y mecanismos de estabilizaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> Los usuarios con una demanda anual m\u00e1xima de 200 kW, y los medianos consumidores que decidieron ser regulados cuando sus consumos anuales se encuentran entre los 200 y 2,500 kW, son denominados clientes regulados. Las tarifas m\u00e1ximas que pagan los usuarios regulados quedan determinadas por: i) los precios de nivel de generaci\u00f3n, ii) los peajes unitarios a los sistemas de transmisi\u00f3n, y iii) el Valor Agregado de Distribuci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> Los usuarios con demandas anuales superiores a 2,500 kW son denominados clientes libres, y por lo tanto pueden negociar las condiciones de suministro el\u00e9ctrico con las empresas de generaci\u00f3n o distribuci\u00f3n. Seg\u00fan el tipo de contrato los precios pueden ser de dos tipos: precios libres, si los contratos son bilaterales, o precios firmes, si los compromisos se han llevado a cabo a trav\u00e9s de una subasta.<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> \u00daltima informaci\u00f3n disponible al cierre de jun-2024.<\/p>\n\n\n\n Los departamentos que representan la mayor participaci\u00f3n de la facturaci\u00f3n por venta de energ\u00eda el\u00e9ctrica a clientes finales respecto a la facturaci\u00f3n total en el Pa\u00eds son: Lima con el 43,6%, Arequipa con el 7,4%, Ica con el 6,1%, Moquegua con el 5,1%, La Libertad con el 4,6%, Cusco con el 4,3%, Ancash con el 3,8%, Jun\u00edn con el 3,1%.<\/p>\n\n\n\n Durante el primer trimestre de 2025 el sector el\u00e9ctrico peruano consolid\u00f3 avances en sostenibilidad, eficiencia y acceso inclusivo. El MINEM impuls\u00f3 la actualizaci\u00f3n de fichas de homologaci\u00f3n para luminarias LED y alumbrado p\u00fablico, medida orientada a reducir el consumo energ\u00e9tico y las emisiones de carbono en el sector estatal, facilitando adem\u00e1s contrataciones p\u00fablicas bajo criterios de eficiencia y resiliencia tecnol\u00f3gica. Paralelamente, se anunci\u00f3 una hist\u00f3rica inversi\u00f3n superior a S\/ 4,900 MM destinada a 165 proyectos de electrificaci\u00f3n rural que beneficiar\u00e1n a m\u00e1s de 1.4 millones de familias en zonas aisladas, altoandinas y amaz\u00f3nicas, con la meta de lograr 96% de cobertura el\u00e9ctrica nacional al 2026. Esta estrategia incluye la electrificaci\u00f3n trif\u00e1sica para impulsar actividades productivas locales y dinamizar la econom\u00eda regional. En complemento, se avanza en la elaboraci\u00f3n del \u201cLibro Blanco del Subsector El\u00e9ctrico\u201d, iniciativa que reformar\u00e1 el marco normativo y regulatorio, incorporando lineamientos sobre generaci\u00f3n distribuida, hidr\u00f3geno verde y mecanismos de electrificaci\u00f3n rural, fortaleciendo la competitividad y sostenibilidad del sistema el\u00e9ctrico en el mediano plazo.<\/p>\n\n\n\n Esquemas tarifarios<\/strong><\/p>\n\n\n\n Con el objetivo de establecer una tarifa de energ\u00eda bajo un esquema de competencia y asimismo incentivar el ingreso de generaci\u00f3n de energ\u00eda de manera eficiente, en 2006 se estableci\u00f3 el sistema de subastas de electricidad a largo plazo. Mediante ella, se establece la obligaci\u00f3n de las empresas distribuidoras para contar con la capacidad necesaria para atender la demanda esperada de sus consumidores con tres a\u00f1os de antelaci\u00f3n, y contar con contratos de suministro de energ\u00eda con las empresas generadoras con una duraci\u00f3n superior a cinco a\u00f1os para atender el 75% de la demanda.<\/p>\n\n\n\n Los precios establecidos en estos contratos de mediano y largo plazo (licitaciones de las empresas de distribuci\u00f3n) son denominados precios firmes, ya que no pueden ser modificados por acuerdo de las partes, salvo exista una autorizaci\u00f3n del Osinergmin.<\/p>\n\n\n\n Las tarifas de la actividad de distribuci\u00f3n reciben el nombre de Valor Agregado de Distribuci\u00f3n (VAD) y es el resultado de agregar los costos asociados al usuario[1]<\/sup><\/a>, las p\u00e9rdidas est\u00e1ndar de energ\u00eda o potencia[2]<\/sup><\/a>, y los costos est\u00e1ndares de inversi\u00f3n, operaci\u00f3n y mantenimiento[3]<\/sup><\/a>, los cuales se calculan por separado dependiendo de las inversiones en l\u00edneas de media tensi\u00f3n y baja tensi\u00f3n, de los que resultan los VAD en Media Tensi\u00f3n (VADMT) y los VAD en Baja Tensi\u00f3n (VADBT).<\/p>\n\n\n\n En el mercado mayorista, el precio en barra es la tarifa m\u00e1xima establecida por el organismo regulador para el c\u00e1lculo de los costos de generaci\u00f3n de energ\u00eda de los usuarios regulados. A dic-2024, la tarifa en barrase ubic\u00f3 en 60.6 US$\/MWh, menor en 0.9% a la tarifa de mar-2024 (61.1 US$\/MWh).<\/p>\n\n\n\n <\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> Incluye los pagos por lectura de medidor y factura.<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> Solo son reconocidas las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y no las p\u00e9rdidas de otro tipo como los robos de energ\u00eda.<\/p>\n\n\n\n [3]<\/a> Incluye las inversiones eficientes, y los costos de operaci\u00f3n, mantenimiento, gesti\u00f3n comercial y administraci\u00f3n tambi\u00e9n eficientes.<\/p>\n\n\n\n Durante el primer trimestre de 2025, se observ\u00f3 una tendencia creciente en el precio promedio del mercado libre de electricidad, el cual se situ\u00f3 en US$ 67.7\/MWh, registrando un incremento de 3.5% respecto al mismo periodo del a\u00f1o anterior. Este comportamiento estuvo influenciado por un estiaje anticipado, que redujo la disponibilidad de generaci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica, y por una mayor participaci\u00f3n de unidades t\u00e9rmicas en el despacho, especialmente en zonas con restricciones de transmisi\u00f3n, lo que elev\u00f3 los precios marginales en nodos clave del sistema.<\/p>\n\n\n\n A diferencia del mercado regulado, donde las tarifas se mantienen m\u00e1s estables debido a contratos de largo plazo y esquemas tarifarios definidos por el regulador, los precios en el mercado libre presentan una mayor sensibilidad a las condiciones operativas del sistema el\u00e9ctrico. Esta exposici\u00f3n se traduce en una mayor volatilidad, ya que los contratos libres pueden estar indexados al precio spot u otros indicadores como el precio del gas natural o el tipo de cambio.<\/p>\n\n\n\n Tambi\u00e9n destaca la existencia de una alta dispersi\u00f3n tarifaria entre los clientes libres, determinada por factores como el nivel de tensi\u00f3n, la ubicaci\u00f3n geogr\u00e1fica, el volumen contratado y el poder de negociaci\u00f3n de cada usuario. De esta manera, mientras algunos clientes enfrentan precios significativamente superiores al promedio, otros mantienen condiciones favorables como resultado de contratos firmados en contextos m\u00e1s competitivos o bajo esquemas bilaterales estables.<\/p>\n\n\n\n Dado el escenario clim\u00e1tico y operativo actual, se espera que esta presi\u00f3n alcista sobre los precios del mercado libre se mantenga durante los pr\u00f3ximos meses, especialmente si persisten las condiciones secas y no se incorporan nuevas fuentes de generaci\u00f3n renovable o de bajo costo al sistema. En este contexto, la gesti\u00f3n activa de los contratos de suministro y el monitoreo del mercado mayorista se vuelven estrat\u00e9gicos para los grandes consumidores industriales y comerciales.<\/p>\n\n\n\n N\u00famero de clientes<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n Al cierre del primer trimestre de 2025, el sistema el\u00e9ctrico nacional contabiliz\u00f3 8.4 MM de clientes, reflejando una base s\u00f3lida y en expansi\u00f3n continua. De este total, el 98.6% corresponde a usuarios regulados, que agrupan a clientes residenciales, comerciales y peque\u00f1as industrias. Por otro lado, los clientes libres representaron solo el 1.4% del total, lo que evidencia una alta concentraci\u00f3n del consumo el\u00e9ctrico en un n\u00famero reducido de grandes consumidores.<\/p>\n\n\n\n Este patr\u00f3n es consistente con la estructura dual del mercado el\u00e9ctrico peruano, donde un grupo muy peque\u00f1o de usuarios, principalmente mineras, industrias pesadas y grandes comercios, consume m\u00e1s de la mitad de la energ\u00eda generada, mientras que MM de usuarios residenciales y comerciales tienen una participaci\u00f3n marginal en el consumo total.<\/p>\n\n\n\n Las empresas que poseen mayor participaci\u00f3n en la atenci\u00f3n a los clientes son: Pluz Energ\u00eda Per\u00fa con el 17,5%, Luz Del Sur con el 14,6%, Hidrandina con el 11,8%, Electrocentro con el 10,7%, Electro Sur Este con el 7,3%, Electro Oriente con el 6,4%, Electronoroeste con el 6,2%, Seal con el 5,5%, Electronorte con 5,2% y Electro Puno con el 3,8%.<\/p>\n\n\n\n Principales ratios comerciales<\/strong><\/p>\n\n\n\n Durante el trimestre analizado, el \u00edndice de p\u00e9rdidas de energ\u00eda el\u00e9ctrica a nivel nacional se ubic\u00f3 en 8.3%, registrando una leve mejora frente al mismo periodo del a\u00f1o anterior. Esta reducci\u00f3n refleja avances en el control de p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas, mejoras operativas en la red y mayores esfuerzos de fiscalizaci\u00f3n en zonas cr\u00edticas.<\/p>\n\n\n\n En relaci\u00f3n con el nivel de cobranzas, el sistema mostr\u00f3 una eficiencia destacable con un \u00edndice agregado de 98.3%, lo que indica que las empresas distribuidoras recuperaron casi la totalidad de lo facturado. Sin embargo, este promedio nacional encubre brechas importantes por regi\u00f3n, donde algunas empresas enfrentan mayores desaf\u00edos estructurales en la recuperaci\u00f3n de ingresos.<\/p>\n\n\n\n Respecto a la calidad del servicio el\u00e9ctrico, los indicadores de continuidad muestran resultados satisfactorios. El SAIDI, que mide la duraci\u00f3n promedio de las interrupciones, fue de 2.1 horas por cliente, mientras que el SAIFI, que mide la frecuencia de interrupciones, fue de 1.3 eventos por cliente. Ambos valores se mantienen dentro de m\u00e1rgenes aceptables para los est\u00e1ndares regulatorios, aunque con diferencias notorias entre zonas urbanas y rurales.<\/p>\n\n\n\n Conclusiones<\/strong><\/p>\n\n\n\n Generaci\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n La producci\u00f3n total de energ\u00eda el\u00e9ctrica alcanz\u00f3 los 14,482 GWh, increment\u00e1ndose 6.4% respecto al mismo trimestre del a\u00f1o anterior. Este aumento se explic\u00f3 por una mayor generaci\u00f3n hidroel\u00e9ctrica ante condiciones hidrol\u00f3gicas favorables y un mayor despacho de unidades t\u00e9rmicas por estiaje anticipado. Las fuentes renovables no convencionales, como la solar y e\u00f3lica, mostraron crecimientos importantes de 25.7% y 7.8% respectivamente, en l\u00ednea con la entrada en operaci\u00f3n de nuevos proyectos. La participaci\u00f3n por tipo de cliente se mantuvo estable, con predominancia del sector industrial (67.2%), seguido del residencial (20.2%), comercial (10.5%) y alumbrado p\u00fablico (2.2%).<\/p>\n\n\n\n Seg\u00fan un informe t\u00e9cnico elaborado por el COES a agosto de 2025, se espera que la m\u00e1xima demanda del SEIN crezca 3.3% anual para el cierre del per\u00edodo 2025 y 4.0% para el 2026. Asimismo, seg\u00fan la misma referencia, debido a la mayor inversi\u00f3n realizada en proyectos asociados a fuentes de energ\u00edas renovables (e\u00f3lica y solar, principalmente), se espera que la participaci\u00f3n de las centrales hidroel\u00e9ctricas y t\u00e9rmicas se reduzca con el paso del tiempo (47.0% y 32.0%, respectivamente). Finalmente, seg\u00fan el COES, se espera que no existan ni racionamientos ni congestiones relevantes en el sistema durante los pr\u00f3ximos a\u00f1os.<\/p>\n\n\n\n Transmisi\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n El sistema de transmisi\u00f3n alcanz\u00f3 29,883 km de l\u00edneas y 1,170 subestaciones, operadas por m\u00e1s de 22 empresas. La expansi\u00f3n de esta infraestructura responde a la ejecuci\u00f3n de 33 proyectos en curso con una inversi\u00f3n estimada de US$ 2,019 MM, entre los que destacan obras en 500 kV y 220 kV orientadas a reforzar la confiabilidad del sistema y habilitar la interconexi\u00f3n con Ecuador. Adem\u00e1s, Proinversi\u00f3n adjudic\u00f3 cinco proyectos clave por US$ 441 MM a Alupar Per\u00fa, que permitir\u00e1n mejorar la calidad del servicio en Lima, Ica y Ayacucho, beneficiando a cerca de 4 MM de personas.<\/p>\n\n\n\n El Plan de Transmisi\u00f3n 2026-2034 proyecta una expansi\u00f3n estrat\u00e9gica del SEIN orientada a garantizar confiabilidad, reducir congestiones y habilitar el ingreso de nuevas fuentes renovables, especialmente solares y e\u00f3licas en el norte y sur del pa\u00eds. Si bien los indicadores actuales reflejan un sistema robusto, persisten cuellos de botella regionales que limitan eficiencia y competitividad. Las perspectivas apuntan a un mayor dinamismo inversor bajo un marco regulatorio previsible, con modernizaci\u00f3n tecnol\u00f3gica y resiliencia como ejes clave, consolidando a la transmisi\u00f3n no solo como soporte de la demanda, sino como catalizador de la transici\u00f3n energ\u00e9tica y del desarrollo econ\u00f3mico en la pr\u00f3xima d\u00e9cada.<\/p>\n\n\n\n Distribuci\u00f3n<\/strong><\/p>\n\n\n\n El n\u00famero de clientes ascendi\u00f3 a 8.4 MM, donde el 98.6% pertenece al mercado regulado. No obstante, el mercado libre concentr\u00f3 el 56.7% de la energ\u00eda vendida, reflejando el alto consumo de grandes usuarios. La facturaci\u00f3n total fue de S\/ 5,771 MM, con un crecimiento interanual de 6.6% impulsado por el mayor volumen de ventas y el alza del precio promedio del mercado libre, que alcanz\u00f3 US$ 67.7\/MWh. Las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y no t\u00e9cnicas se redujeron a 6.4% a nivel nacional, mientras que los \u00edndices de cobranzas se mantuvieron elevados en 98.3%. En t\u00e9rminos de calidad del servicio, los indicadores SAIDI y SAIFI se ubicaron en 2.1 horas y 1.3 interrupciones por cliente, respectivamente, dentro de los l\u00edmites regulatorios.<\/p>\n\n\n\n La perspectiva de demanda en distribuci\u00f3n el\u00e9ctrica para 2025 prev\u00e9 que las ventas a clientes finales alcancen los 53,454 GWh, mostrando un crecimiento de 0,2% respecto a 2024 y consolidando una recuperaci\u00f3n paulatina del consumo nacional. Esta proyecci\u00f3n se enmarca en una tasa media anual de expansi\u00f3n de 3,5% en el periodo 2021-2025, impulsada principalmente por el dinamismo de los sectores residencial y comercial, as\u00ed como por la estabilizaci\u00f3n progresiva de la actividad industrial tras la desaceleraci\u00f3n de a\u00f1os previos. Si bien la proyecci\u00f3n refleja un avance moderado, mantiene la tendencia positiva de largo plazo, sustentada en una base de consumo diversificado y resiliente, que asegura condiciones estables para el desarrollo del sector el\u00e9ctrico.<\/p>\n\n\n\n Bibliograf\u00eda y\/o Fuentes<\/strong><\/p>\n\n\n\n Anexo<\/p>\n\n\n <\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" El sector el\u00e9ctrico peruano mostr\u00f3 un comportamiento mixto en el primer trimestre de 2025, impulsado por el crecimiento de la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica (+6.4%), el avance en infraestructura de transmisi\u00f3n (33 proyectos en curso por US$ 2,019 MM), el dinamismo del mercado libre (+6.6% en facturaci\u00f3n) y mejoras operativas en distribuci\u00f3n (p\u00e9rdidas en 8.3%, cobranzas en 98.3%). <\/p>\n","protected":false},"author":9,"featured_media":6355,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"om_disable_all_campaigns":false,"_monsterinsights_skip_tracking":false,"_monsterinsights_sitenote_active":false,"_monsterinsights_sitenote_note":"","_monsterinsights_sitenote_category":0,"_uf_show_specific_survey":0,"_uf_disable_surveys":false,"_jetpack_memberships_contains_paid_content":false,"footnotes":""},"categories":[1],"tags":[],"class_list":["post-6354","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-debt-help"],"yoast_head":"\n![\"\"](\"https:\/\/ratingspcr.com.mx\/ww2\/wp-content\/uploads\/2025\/08\/1B169381-A060-4D95-8B06-2FF246C740E7.png\")
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