Boletín Estadístico Mensual Electricidad
01-2025
PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DEL SEIN*
Producción mensual (GWh)
4,000 4,500 5,000 5,500
5,176
5,079
Enero 2025 5,176 GWh
mayor que enero 2024
menor que diciembre 2024
En enero de 2025, la generación eléctrica alcanzó los 5,176 GWh, mayor en 2% (equivalente a 97 GWh más) respecto al mismo mes del 2024. Este aumento se dio principalmente por la mayor producción de Kallpa (185 GWh más), Electroperú (46 GWh más) y Statkraft (30 GWh más). Estos resultados fueron contrarrestados en cierta medida por la menor producción de ENGIE (127 GWh menos) y Fenix Power (56 GWh menos).
PRODUCCIÓN PARA EMPRESAS
Otros: 30.6 % ene-23 feb-23 mar-23 abr-23 may-23jun-23jul-23ago-23set-23 oct-23 nov-23 dic-23 ene-24 feb-24 mar-24 abr-24 may-24jun-24jul-24ago-24set-24 oct-24 nov-24 dic-24 ene-25
Producción por empresa generadora, enero 2025 (Part. %)
Kallpa: 20.0 %
Total Generación
Enero 2025 5,176 GWh
Orazul Energy Perú: 4.8 %
Statkraft: 5.6 %
EMGE Huallaga: 6.1 %
Orygen Peru: 13.9 %
Electroperú: 12.2 %
ENGIE: 6.6 %
En enero 2025 participaron 65 empresas en la actividad de generación eléctrica del SEIN. Las empresas eléctricas con mayor producción fueron Kallpa, Orygen Perú y Electroperú, que en conjunto, contribuyeron con casi el 50% de la generación total del mes.
POR FUENTES DE GENERACIÓN
Las principales fuentes de generación eléctrica en el mes fueron la hidráulica y la térmica (gas natural, diesel, carbón, residual, biomasa-bagazo y biogás). Estas dos fuentes representaron en conjunto el 91% de la producción del SEIN en enero 2025.
El 9% restante fue generado con recursos energéticos renovables no convencionales (eólica y solar).
Producción por fuente de generación, enero 2025 (Part. %)
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
Producción mensual de la generación hidráulica y térmica (GWh)
3,500
2,500
1,500
ene-23feb-23mar-23abr-23may-23jun-23jul-23ago-23set-23oct-23nov-23dic-23ene-24feb-24mar-24abr-24may-24jun-24jul-24ago-24set-24oct-24nov-24dic-24ene-25
Generación hidroeléctrica por central, ene 2025
Chaglla: 9.2 %
Cerro del Águila: 12.0 %
Mantaro: 14.0 %
En enero de 2025, la generación hidráulica creció 3% (112 GWh más) comparada con el mismo mes de 2024 por la mayor producción de la CH Mantaro (35 GWh más), CH Restitución (11 GWh más) y CH Chaglla (10 GWh más), que en conjunto, sumaron casi el 30% de la producción total desde esta fuente. Mientras que la generación térmica cayó 8% comparada con lo reportado en enero del 2024 (113 GWh menos), principalemente por la menor producción de CT Chilca 1 (153 GWh menos) .
Al término del mes, la generación hidráulica superó a la térmica por el inicio del periodo de avenida (noviembre 2024).
Generación termoeléctrica por central, ene 2025
Otros: 64.8 %
Total producción hidráulica: 3,395 GWh 3% mayor que lo registrado en enero 2024
Producción mensual de la generación eólica y solar (GWh)
ene-23 feb-23 mar-23 abr-23 may-23 jun-23 jul-23 ago-23 set-23 oct-23 nov-23 dic-23 ene-24 feb-24 mar-24 abr-24 may-24 jun-24 jul-24 ago-24 set-24 oct-24 nov-24 dic-24 ene-25 0
Generación eólica por central, ene 2025
Wayra: 25.3 %
Punta Lomitas: 28.1 %
San Juan: 16.0 %
Kallpa: 31.2 %
Fenix: 18.4 % Ventanilla: 16.9 % Las Flores: 15.1 % Otros: 18.4 %
(28 centrales)
Total producción térmica: 1,341 GWh 8% menor que lo registrado en enero 2024
Por otro lado, se observa que la generación eólica aumentó en 37% (87 GWh más) respecto a enero de 2024 por la mayor producción de la CE Wayra (33 GWh más) y CE Punta Lomitas (26 GWh más), principalmente. Ambas centrales eólicas representaron el 53% del volumen total generado en enero 2025.
Por su parte, la generación solar aumentó en un 10% (10 GWh más) comparada con enero de 2024 principalmente por el mayor rendimiento de la CS Matarani (21 GWh más); aunque contrarrestado en cierta medida por la menor producción de CS Rubí (6 GWh menos) y CS Intipampa (2 GWh menos).
Tres hermanas : 11.5 %
Otros: 19.1 %
(5 centrales)
Total producción eólica: 322 GWh
37% mayor que lo registrado en enero 2024
marginal mensual de generación eléctrica (US$ por MWh)
Enero 2025 34.6 US$ por MWh (71 centrales) mayor que enero 2024
Generación solar por central, ene 2025
Clemesí: 25.0 %
Rubí: 31.1 %
Matarani: 17.6 %
Intipampa: 7.5 %
Otros: 18.8 %
(7 centrales)
Total producción solar: 118 GWh 10% mayor que lo registrado en enero 2024
* Toma de referencia los costos marginales promedio en la barra Santa Rosa.
En enero de 2025, el costo marginal promedio mensual del SEIN fue de US$ 34.6 por MWh, 13% por encima de la cifra registrada en el mismo mes del año anterior (US$ 30.7 por MWh). Además, dicha cifra resultó 49% mayor que lo reportado en diciembre 2024 (US$ 23.2 por MWh).
Nota: C.H.: Central Hidroeléctrica; C.T.: Central Térmica; C.E.: Central Eólica; C.S.: Central Solar.
Máxima demanda por mes y fuentes (MW)
Hidráulica Térmica Eólica Solar
Cobertura de máxima demanda por tipo de fuente, enero 2025
Hidráulica: 62.6 %
Térmica: 29.7 %
Eólica: 7.8 %
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN*
Capacidad efectiva por tipo de generación, Enero 2025 (MW, Part.%)
Térmica
7,054 MW (51%)
Eólica
1,021 MW (7%)
Total: 13,804 MW
Hidráulica
5,251 MW (38%)
Solar 478 MW (3%)
Enero 2025 7,746 MW 1%
mayor que la demanda máxima en enero 2024
mayor que la demanda máxima en diciembre 2024 1%
En el mes de análisis, la máxima demanda se reportó a las 19:45 pm del 27 de enero, con un nivel de 7,746 MW. Esta cifra resultó 1% mayor al valor máximo alcanzado en enero 2024 (7,633 MW a las 19:45 pm del día 26).
En enero 2025, el 62.6% de la máxima demanda fue cubierta con fuente hidráulica, el 29.7% con fuente térmica y el restante 7.8% con fuente eólica.
Enero 2025 13,804 MW
La capacidad efectiva mide el rendimiento real al que operan las centrales eléctricas para suministrar energía al sistema eléctrico. Esto está influenciado por factores como las condiciones operativas de las plantas generadoras, restricciones técnicas y condiciones del mercado eléctrico.
Al cierre de enero de 2025, el COES reportó que la capacidad efectiva del SEIN ascendió a 13,804 MW. El 53% de este total corresponde a centrales que usan recursos térmicos; el 37%, recurso hídrico; el 7%, energía eólica; y el restante 3%, energía solar.
Fuentes: COES.
HECHOS DE IMPORTANCIA
Energía del Norte solicitó al MINEM la concesión temporal para la realización de estudios sobre generación eléctrica para el futuro desarrollo del parque eólico La Calera, en los distritos de Saña y Tumán, región de Lambayeque.
ACCIONA y la Corporación Financiera Internacional (IFC) del Banco Mundial anunciaron un acuerdo para impulsar proyectos de infraestructura medioambiental y socialmente responsables en mercados emergentes por US$ 600 millones. El primer tramo (por US$ 380 millones) tiene como objetivo la descarbonización del sector energético de Perú y la transformación de movilidad urbana en Brasil. En Perú, la IFC respaldará los proyectos de líneas de transmisión Reque-Nueva Carhuaquero (220kV), Nueva Tumbes (220/60kV) e Ica-Poroma"(220kV).
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
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