La elevada cartera de proyectos de generación eléctrica que se anuncia para el Perú no necesariamente se traducirá, en el corto plazo, en nueva capacidad disponible para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Esa es una de las principales advertencias planteadas por César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante su participación en el Future Energy Summit 2026, donde puso el foco en la distancia entre los proyectos que ingresan a los procesos técnicos y aquellos que finalmente consiguen financiamiento y llegan a construirse.
Según explicó, existen alrededor de 29 GW de proyectos en distintas etapas de desarrollo, pero menos del 10% llega actualmente a la fase de estudios de operatividad que permiten identificar aquellos proyectos que efectivamente avanzan hacia su construcción. En términos prácticos, estimó que los proyectos realmente concretos, entre los que ya están construyéndose o próximos a iniciar obras, no superarían los 3 GW.
El contraste es relevante para un sistema eléctrico que enfrenta simultáneamente una mayor demanda y una transformación de su matriz de generación.
El problema no está solo en los permisos
Butrón sostuvo que los desarrolladores enfrentan una multiplicidad de trámites y permisos que pueden retrasar los cronogramas de inversión. Sin embargo, identificó un obstáculo adicional que, a su juicio, resulta determinante: el acceso al financiamiento.
“Los permisos, los abundantes permisos que se tienen que obtener toman mucho tiempo”, señaló. Pero añadió que el principal problema para concretar los proyectos es que no existen suficientes contratos de largo plazo que permitan sostener el financiamiento bajo esquemas de project finance.
El mecanismo es particularmente importante para proyectos intensivos en capital. Los bancos, explicó, suelen exigir contratos de suministro de largo plazo como respaldo para financiar las nuevas centrales.
Algunos proyectos que actualmente están avanzando han logrado sortear esta restricción mediante acuerdos con empresas generadoras existentes que ya cuentan con carteras de clientes y generación firme. Pero, según Butrón, esta alternativa también estaría llegando a un límite.
La consecuencia regulatoria es relevante: la existencia de una cartera de proyectos no garantiza por sí misma que el sistema disponga de nueva generación en los plazos en que la demanda la requiere.
El riesgo: llegar a 2028 sin suficiente nueva capacidad
El presidente del COES vinculó esta situación con el calendario previsto para las nuevas licitaciones derivadas de la Ley 32249.
La norma establece procesos de licitación para el suministro de electricidad y contempla contratos de hasta 15 años con precios firmes, bajo las condiciones establecidas en el marco regulatorio.
Butrón consideró que la reglamentación pendiente constituye una barrera, aunque introdujo un matiz: incluso con el nuevo reglamento, los proyectos no aparecerían inmediatamente, debido a los tiempos que requieren el cierre financiero, construcción y puesta en operación.
Su estimación es que las nuevas licitaciones podrían concretarse hacia 2028, generando una nueva ola de proyectos. El problema es el período intermedio: si los proyectos se adjudican en 2028, su entrada en operación podría producirse recién alrededor de 2031, dependiendo de sus plazos de construcción.
“Hay un gap claramente entre ahora y ese momento”, advirtió Butrón durante su exposición en el Future Energy Summit 2026.
Ese desfase adquiere mayor importancia porque la demanda eléctrica está creciendo a un ritmo superior al previsto por el COES.
Demanda eléctrica crece por encima de lo previsto
Butrón señaló que la proyección utilizada anteriormente por el COES contemplaba un crecimiento de la demanda de alrededor de 4% anual, pero los resultados observados durante 2026 muestran un crecimiento superior al 5%.
En algunas zonas, particularmente en el norte del país, indicó que el crecimiento estaría llegando actualmente a alrededor de 10%. Aun considerando una eventual moderación, estimó que sería difícil que la demanda nacional crezca por debajo de 4% anual.
Los registros publicados por el propio COES muestran que la máxima demanda del SEIN alcanzó 8.135 MW en julio de 2026 y 8.085 MW en agosto, después de haber superado los 8.200 MW en febrero.
A este crecimiento se suma un potencial incremento de la demanda asociado a nuevos proyectos mineros, especialmente si se acelera la inversión en el corredor sur.
Renovables: más capacidad, pero también un problema de firmeza
La advertencia del COES no apunta a cuestionar el crecimiento de la generación solar y eólica. El problema identificado es otro: la capacidad renovable variable no necesariamente coincide temporalmente con las necesidades de demanda del sistema.
Butrón explicó que durante determinados períodos de 2026 se han combinado tres factores: menor producción hidroeléctrica por la temporada seca, reducción de la generación eólica y menor producción solar asociada a condiciones meteorológicas.
Como ejemplo, señaló que en un episodio reciente la presencia de nubosidad en el sur del país habría reducido en unos 400 MW la producción solar en determinadas horas, obligando al sistema a recurrir a generación con diésel al mediodía.
La combinación de menor disponibilidad hidroeléctrica y variabilidad de las fuentes solar y eólica puede reducir la reserva eficiente disponible. Cuando eso ocurre, el sistema debe recurrir a tecnologías de mayor costo variable.
La consecuencia económica es directa: una menor disponibilidad de generación eficiente puede elevar los costos marginales de electricidad, aunque Butrón precisó que no se trata de una situación permanente ni de todas las horas o meses.
La Ley 32249 deja un espacio pendiente: los clientes libres
Otro de los puntos planteados por el presidente del COES tiene relación con la estructura de la demanda eléctrica.
Según su explicación, la Ley 32249 concentra el mecanismo de licitaciones en el mercado regulado, que representa aproximadamente 45% de la demanda, mientras que los clientes libres representan el otro 55%.
El problema, desde la perspectiva expuesta por Butrón, es que una parte importante de los grandes usuarios libres prefiere contratar electricidad a plazos de tres, cuatro o cinco años, en lugar de comprometerse mediante contratos de largo plazo.
Esto genera una tensión entre el horizonte de inversión de las nuevas centrales —que requiere contratos suficientemente extensos para obtener financiamiento— y las decisiones comerciales de buena parte de la demanda.
Por ello, Butrón planteó que el marco regulatorio debería encontrar algún mecanismo que permita que tanto el mercado regulado como los clientes libres contribuyan al financiamiento de la nueva capacidad necesaria para el crecimiento futuro de la demanda.
El almacenamiento todavía no tiene un modelo de ingresos suficiente
La transición hacia una matriz con mayor participación renovable abre otro desafío: cómo gestionar los períodos en que la generación solar o eólica disminuye.
Para Butrón, el almacenamiento mediante baterías todavía no tiene en Perú las mismas oportunidades comerciales que en mercados como Chile o Brasil.
Una de las razones es la estructura actual de precios. Según explicó, mientras el gas natural continúe determinando el costo marginal durante buena parte del tiempo, no existiría un diferencial suficientemente amplio entre las distintas horas del día que permita desarrollar un negocio de almacenamiento basado principalmente en arbitraje.
Actualmente, identificó como posibles fuentes de ingresos para las baterías la provisión de inercia sintética y servicios de regulación primaria y frecuencia. Sin embargo, consideró que esos servicios no serían suficientes para desarrollar almacenamiento de grandes bloques de energía.
En consecuencia, planteó la necesidad de evaluar un nuevo marco regulatorio que permita remunerar la capacidad de almacenamiento por su contribución a la suficiencia y seguridad del sistema, más allá de los servicios complementarios existentes.
Hidroeléctricas o baterías: el debate sobre la firmeza
La discusión lleva al COES a un problema más amplio: cómo garantizar generación firme en un sistema donde las tecnologías que previsiblemente concentrarán el crecimiento son solar y eólica.
Butrón sostuvo que el Perú deberá evaluar distintas alternativas, entre ellas grandes sistemas de almacenamiento mediante baterías y proyectos hidroeléctricos con capacidad de regulación.
El presidente del COES destacó el potencial hidroeléctrico del país y señaló que un reservorio puede cumplir una función de almacenamiento de energía y regulación que resulta relevante para la seguridad del sistema. Al mismo tiempo, reconoció los costos, conflictos sociales y ambientales y los largos períodos de desarrollo que enfrentan este tipo de proyectos.
La discusión, por tanto, no se limita a incorporar más megavatios renovables. El desafío consiste en determinar qué combinación tecnológica y qué esquema de remuneración permitirá garantizar energía cuando el recurso solar o eólico no esté disponible.
Transmisión: el otro cuello de botella
A la generación se suma la infraestructura necesaria para transportar esa electricidad.
Butrón sostuvo que el esquema regulatorio para desarrollar transmisión existe y puede funcionar, pero advirtió que los retrasos en la aprobación y ejecución de las obras terminan generando restricciones y episodios de congestión.
El COES considera necesario acelerar los procesos vinculados al Plan de Transmisión, reducir los tiempos de aprobación y facilitar los permisos y derechos necesarios para que las obras puedan ejecutarse dentro de los plazos previstos.
La preocupación tiene una dimensión estructural. Una parte importante del potencial renovable del país se encuentra concentrada en determinadas zonas geográficas, mientras que la demanda está distribuida en otros puntos del SEIN.
Por ello, la expansión de generación y la expansión de transmisión deben avanzar de manera coordinada. De lo contrario, una cartera creciente de proyectos de generación puede terminar enfrentando restricciones para evacuar su producción.
El desafío regulatorio: pasar de la cartera a la capacidad efectiva
La intervención de Butrón coloca el debate energético peruano en una dimensión distinta a la simple contabilización de proyectos renovables.
El país puede acumular decenas de gigavatios en iniciativas anunciadas, pero la capacidad efectiva dependerá de que esos proyectos consigan contratos, financiamiento, permisos, conexión, transmisión y finalmente lleguen a operación comercial.
El propio COES enfrenta el desafío de adaptar sus procesos a una matriz con mayor presencia de generación variable. Butrón señaló que el organismo viene trabajando en un plan estratégico para responder a los cambios derivados de la transición energética y del crecimiento de las centrales renovables.
El punto central de su advertencia es, así, de naturaleza económica y regulatoria: el crecimiento de la demanda eléctrica puede adelantarse a la entrada de nueva capacidad eficiente y firme.
Si las nuevas licitaciones recién generan proyectos hacia 2028 y estos ingresan al sistema alrededor de 2031, mientras la demanda continúa creciendo desde ahora, el Perú enfrenta un período de transición en el que será necesario resolver cómo asegurar capacidad suficiente, firmeza, transmisión y mecanismos de contratación que hagan financiables las nuevas inversiones.
En paralelo, la incorporación acelerada de solar y eólica exigirá definir cómo se remunera la flexibilidad y el almacenamiento necesarios para respaldar una matriz eléctrica cada vez más variable.
El desafío, en última instancia, no es solamente cuánta energía renovable puede instalar el Perú, sino qué reglas económicas permitirán que esa energía llegue a tiempo, pueda financiarse y contribuya a la seguridad del sistema cuando la demanda la necesite.
