El crecimiento de la producción de electricidad en el Perú durante el 2024 fue significativamente menor al esperado. Según datos del INEI, entre enero y diciembre del año pasado, la generación de las empresas que operan en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y en sistemas aislados aumentó solo un 2.59% en comparación con el 2023. Esta cifra está muy por debajo del 4.4% que proyectó el Comité de Operación Económica del SEIN (COES) para ese periodo, y también es inferior al crecimiento registrado en años anteriores: 4.11% en 2023 y 3.9% en 2022.

Un reporte de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) detalla que la máxima demanda del 2024 en el SEIN, alcanzada en noviembre, fue de 7,794 megavatios por hora (Mw), lo que representa un incremento de apenas 2% respecto a la máxima del 2023. Al analizar el comportamiento por zonas geográficas, el gremio observa una marcada disparidad: mientras la demanda de electricidad creció 26% en el centro del país entre enero y diciembre, en el sur cayó un 36% y en el norte descendió un 18%.

La tendencia a la baja se mantiene en lo que va del 2025. De acuerdo con el último reporte del COES, la producción de energía de las generadoras que integran ese comité fue de 5,168 gigavatios por hora (GWh) en enero, lo que significa un crecimiento de solo 1.77% frente al mismo mes del año anterior.

Diego Díaz, especialista en energía de Macroconsult, confirmó que el resultado del año pasado representa una desaceleración en la demanda de electricidad. “El 2024 ha sido el año de menor crecimiento de la demanda eléctrica desde el año 2017, descontando (la caída) por la pandemia (el año 2020)”, remarcó. Esta desaceleración se observó tanto en el segmento de grandes clientes —compuesto por compañías mineras y grandes empresas industriales, que forman parte del mercado libre eléctrico— como en el consumo doméstico residencial (mercado regulado). En el caso de la demanda de clientes regulados, el menor crecimiento estuvo asociado, en parte, a las anomalías climáticas. Mientras que en 2022 y 2023 hubo un mayor consumo energético vinculado al aumento del calor por el fenómeno El Niño, esa situación se revirtió en 2024 con el fenómeno La Niña. Esta última anomalía trajo temperaturas por debajo de lo normal, contribuyendo en parte a la desaceleración económica. Como resultado, la demanda urbana de energía, que crecía 3.8% en 2023, el año pasado lo hizo a un ritmo menor, de 2.9%, aseveró Díaz.

¿Qué pasó con grandes consumidores?

En el caso de los grandes usuarios, el principal efecto fue la estabilización (estancamiento) en la producción minera, principalmente. Hasta el 2023 todavía se sentía el impulso de la producción cuprífera de Quellaveco, la mina de Angloamerican que opera desde el segundo semestre de 2022. Pero para el 2024 ese efecto se agotó. Díaz señaló que eso se reflejó en las cifras de producción de cobre, que llegaron a una meseta: de enero a noviembre cayó 1.1% según el Ministerio de Energía y Minas (Minem). “Entonces, ese impulso que teníamos de nuevas vías productivas se ha agotado el 2024″, concluyó el experto.

En cuanto a la caída del consumo eléctrico en el sur (que la SNMPE cifra en –36%), Díaz explicó que más de la mitad del consumo eléctrico en esa zona se explica por la industria minera.

Perspectiva para el 2025

Para el año en curso, el especialista de Macroconsult no cree que el crecimiento sea menor al del 2024 (2.59% según el INEI). Por el contrario, proyecta que podría alcanzar un crecimiento encima del 3%, al ritmo esperado del PBI. Sin embargo, el presidente del COES, César Butrón, dio a conocer durante un evento una proyección distinta: en un escenario medio, la demanda de energía en el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) sería de solo el 2.0%.

Durante el mismo foro, el experto advirtió que, en términos de energía, a partir del año en curso se podría presentar un déficit de generación eficiente (de bajo costo) en el SEIN durante horas punta en temporada de estiaje (de menores lluvias). Esta situación ocurriría incluso con la entrada en operación prevista de tres plantas: la central solar Matarani (80 Mw) y las hidroeléctricas Anashironi (20 Mw) y San Gabán III (209 Mw).

Asimismo, su proyección para la demanda de potencia —la capacidad instalada para la producción energética en 2025— sería aún menor, de 1.5%.

Elías García

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.

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