La producción de electricidad en el Perú (que va aparejado a la demanda) aumentó 5% de enero a agosto de 2026, y viene creciendo en forma sostenida en los últimos cinco años tras caer en la pandemia.
Sin embargo, según advierten expertos que participaron en la 2a Expo del Sector Eléctrico PECIER-FISE 2026, la oferta de nueva generación a bajo costo que permita atender la creciente demanda no está creciendo al mismo ritmo, al punto que el país puede enfrentar un déficit en el suministro, pese a la cartera de proyectos eléctricos prevista por el Gobierno.
Gestión ya ha advertido del incremento de la congestión en las líneas de transmisión de alta tensión, y del aumento de cortes del suministro eléctrico, sobre todo en regiones del norte y el oriente, derivado además del incremento de la demanda, situación que ya causó un alza de tarifas eléctricas en agosto último.
Déficit proyectado
En una presentación en ese evento, el viceministro de Electricidad, Luis Santillán, reconoció que el sistema eléctrico podría enfrentar un déficit de reserva de generación a bajo costo de hasta 800 megavatios (MW) durante las horas de mayor demanda hacia 2029, si no se incorpora oportunamente nueva capacidad de generación.
Para hacer frente a ese pronosticado déficit, indicó que se prevé la ejecución de 33 nuevas centrales de generación con capacidad para producir 5 gigavatios (GWh) entre este año y el 2035, y que esperan sumar más proyectos bajo la Ley 32249, dada el 2025 para promover la incorporación de centrales eólicas y solares.
Sin embargo, para los operadores del sistema eléctrico y expertos, el problema es que existen diversas trabas para la ejecución de proyectos del sector, sean privados como públicos, y que se generan desde el mismo Estado.
COES: inversiones están atrasadas
Así, en el mencionado foro, el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), César Butrón, refirió que el sector privado ha presentado proyectos de generación que suman 29,000 megavatios (MW) para atender el crecimiento de la demanda, pero que esas inversiones están atrasadas.
“Las inversiones privadas (en generación) están atrasadas por problemas de regulación, por problemas de trámites ambientales y permisos; (también) las inversiones en transmisión están atrasadas y no hay forma de ponerlas al día porque toman sus tiempos ...” aseveró, durante su participación como moderador en el panel Desafíos del Fortalecimiento Institucional del Sector Eléctrico.
Al respecto, el ex viceministro de Energía, Arturo Vásquez Cordano, quien participó en el debate del tema, señaló que existe incertidumbre regulatoria (en la regulación que aplica Osinergmin) para el reconocimiento de las inversiones (que realizan las empresas eléctricas privadas) lo cual, efectivamente, coincidió, genera retrasos en los proyectos del sector.
Uso del diésel se disparó 1,412%
Ante esta situación, Butrón refirió que ocasionalmente están teniendo que encender generadoras termoeléctricas a diésel porque no hay capacidad suficiente para producir más electricidad a bajo costo (con hidroeléctricas y térmicas a gas natural).
De hecho, según el informe mensual de operación del COES, de enero a setiembre de 2026, de los 48,054 gigavatios por hora producidos (GWh) en ese lapso, 782.30 GWh fueron generados con diésel, una disparada del 1,412% frente a los 51.73 GWh de igual periodo del 2025.
" Nuestras previsiones son que en los siguientes tres o cuatro años va a ocurrir lo mismo (se seguirá usando térmicas a diésel, más caras) porque las inversiones no llegan a tiempo (...) lo que se viene en los siguientes años son escasez de energía barata", sentenció Butrón.
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Problemas en eléctricas estatales
A su turno, Vásquez Cordano observó que no sólo en las eléctricas privadas existen atrasos, sino que también enfrentan problemas las eléctricas estatales, tanto generadoras como distribuidoras, sobre todo en la subtransmisión eléctrica y el desarrollo de redes en zonas rurales y periurbanas.
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Al respecto, el titular del COES consultó a Lorena Masías, directora ejecutiva del FONAFE (Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado) -también participe en el foro- sobre las dificultades de financiamiento que enfrentan las empresas eléctricas públicas que supervisa ese holding empresarial estatal.
La funcionaria respondió que en el pasado esas empresas habían tenido más restricciones para la reinversión de sus utilidades, pues estaban obligadas a transferir el 100% de sus dividendos al FONAFE, que iban al Tesoro.
Sin embargo, refirió que esa situación se modificó hace dos años, y que ahora dichas compañías bajo el ámbito del FONAFE pueden retener hasta el 30% de sus utilidades para financiar sus planes de inversión.
Sin embargo, Masias reconoció que algo que no ayuda a esas estatales son los continuos cambios en sus directorios, y que se suelen dar con los cambios de ministros del sector.
No obstante, aseguró que la tendencia ahora es a que haya más estabilidad en esos directorios, así como una visión estratégica para llevar adelante los planes de inversión de esas compañías.
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