Boletín Estadístico Mensual Electricidad
03-2025
PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DEL SEIN*
Producción mensual (GWh)
4,000 4,500 5,000 5,500
5,066
5,349
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 feb-25 mar-25
PRODUCCIÓN PARA EMPRESAS
POR FUENTES DE GENERACIÓN
Las principales fuentes de generación eléctrica en el mes fueron la hidráulica y la térmica (gas natural, diésel, carbón, residual, biomasa-bagazo y biogás).
Estas dos fuentes representaron en conjunto el 92% de la producción del SEIN en marzo 2025.
El 8% restante fue generado con recursos energéticos renovables no convencionales (eólica y solar).
Marzo 2025
5,349 GWh 6% 10%
mayor que marzo 2024
mayor que febrero 2025
En marzo de 2025, la generación eléctrica alcanzó los 5,349 GWh, mayor en 6% (equivalente a 283 GWh más) respecto al mismo mes del 2024. Este aumento se debió principalmente a la mayor producción de Kallpa (90 GWh más), EMGE Huallaga (67 GWh más) y Orygen Perú (43 GWh más), entre otros. Asimismo, dicho volumen resultó 10% mayor que lo observado en febrero de 2025 por el mayor rendimiento de ENGIE,Orygen Perú y Statkraft.
Producción por empresa generadora, marzo 2025 (Part. %)
Kallpa: 18.0 %
Otros: 30.9 %
Fenix Power: 5.3 %
Statkraft: 5.3 %
EMGE Huallaga: 6.3 %
Total Generación
Marzo de 2025
5,349 GWh
Orygen Peru: 13.2 %
ENGIE: 12.0 %
Electroperu: 9.0 %
Producción por fuente de generación, marzo 2025 (Part. %)
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
Producción
3,500
2,500
1,500
(GWh)
mar-23abr-23may-23jun-23jul-23ago-23set-23oct-23nov-23dic-23ene-24feb-24mar-24abr-24may-24jun-24jul-24ago-24set-24oct-24nov-24dic-24ene-25feb-25mar-25
Generación hidráulica por central, mar 2025
Cerro del Águila: 10.2 %
Chaglla: 10.6 %
Mantaro: 11.7 %
Otros: 67.5 %
Total producción hidráulica: 3,143 GWh 1% mayor que lo registrado en marzo 2024
Producción mensual de la generación eólica y solar (GWh)
En marzo de 2025, la generación hidráulica creció 1% (41 GWh más) comparada con el mismo mes de 2024, por la mayor producción de la CH Chaglla (67 GWh más), CH Mantaro (19 GWh más), ente otras; a pesar de la menor producción de la CH Cerro del Águila (53 GWh menos) y CH Cañón del Pato (23 GWh menos). Mientras que la generación térmica aumentó 12% comparada con lo reportado en marzo de 2024 (187 GWh más), principalmente por la mayor producción de la CT Kallpa (145 GWh más) y C.T. Chilca 1 (30 GWh más), que en conjunto, fueron responsables de más del 50% de la generación del mes. Al término de marzo, la generación hidráulica superó a la generación termica, debido a la continuación del periodo de avenida.
Generación térmica por central, mar 2025
Chilca 1: 25.1 % Fenix: 16.0 %
Kallpa: 25.1 %
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 feb-25 mar-25 0
Generación eólica por central, mar 2025
Wayra: 26.7 % San Juan: 18.6 %
Punta Lomitas: 27.0 %
Tres hermanas : 13.0 %
Otros: 14.8 %
Total producción eólica: 330 GWh 12% mayor que lo registrado en marzo 2024
COSTO MARGINAL DE PRODUCCIÓN
Marzo 2025 29.5 US$ por MWh (73 centrales) mayor que marzo 2024 11%
Las Flores: 11.0 %
Otros: 22.7 %
Total producción térmica: 1,762 GWh 12% mayor que lo registrado en marzo 2024
* Toma de referencia los
Por otro lado, se observa que la generación eólica aumentó en 12% (36 GWh más) respecto a marzo de 2024 por la mayor producción de la CE Wayra (17 GWh más), CE San Juan (15 GWh más) y CE Punta Lomitas (10 GWh más). Estas tres centrales eólicas representaron más del 70% del volumen total generado en marzo 2025.
Por su parte, la generación solar aumentó en un 19% (19 GWh más) comparada con marzo de 2024 principalmente por el mayor rendimiento de la CS Matarani (20 GWh más), que representó el 18% de la producción total del mes.
Generación solar por central, mar 2025
Clemesí: 23.7 % Matarani: 17.7 %
Rubí: 32.0 %
En marzo de 2025, el costo marginal promedio mensual del SEIN fue de US$ 29.5 por MWh, 11% por debajo de la cifra registrada en el mismo mes del año anterior (US$ 26.6 por MWh). Además, dicha cifra resultó 8% mayor que lo reportado en febrero de 2025 (US$ 27.4 por MWh). (27 centrales) (7 centrales) (5 centrales)
Intipampa: 7.4 %
Otros: 19.3 %
Total producción solar: 114 GWh 19% mayor que lo registrado en marzo 2024
Fuentes: COES. Elaboración: SNMPE.
Nota: C.H.: Central Hidroeléctrica; C.T.: Central Térmica; C.E.: Central Eólica; C.S.: Central Solar.
Máxima demanda por mes y fuentes (MW)
Marzo 2025
7,942 MW 5%
Hidráulica Térmica Eólica Solar
Cobertura de máxima demanda por tipo de fuente, marzo 2025
Hidráulica: 60.9 %
mayor que la demanda máxima en marzo 2024
mayor que la demanda máxima en febrero 2025 1%
En el mes de análisis, la máxima demanda se reportó a las 19:00 pm del 26 de marzo, con un nivel de 7,942 MW. Esta cifra resultó 5% mayor al valor máximo alcanzado en marzo de 2024 (7,550 MW a las 19:00 pm del día 19).
En marzo de 2025, el 60.9% de la máxima demanda fue cubierta con fuente hidráulica, el 33% con fuente térmica y el restante 6.1% con fuente eólica.
Térmica: 33.0 %
Eólica: 6.1 %
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN*
Capacidad efectiva por tipo de generación, Marzo 2025 (MW, Part.%)
Térmica
7,054 MW (51%)
Eólica
1,021 MW (7%)
Total: 13,803 MW
Hidráulica
5,250 MW (38%)
Solar 478 MW (3%)
Marzo 2025 13,803 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 marzo de 2025, el COES reportó que la capacidad efectiva del SEIN alcanzó los 13,803 MW. El 51% de este total corresponde a centrales que usan recursos térmicos; el 38%, recurso hídrico; el 7%, energía eólica; y el restante 3%, energía solar.
Fuentes: COES.
HECHO DE IMPORTANCIA
Perú y ENGIE suscribieron los contratos de concesión para el desarrollo de los proyectos “Enlace 220 kV AguaytíaPucallpa, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas”, “Incremento de la Confiabilidad 138-60KV del Sistema Eléctrico de Tarma – Chanchamayo”, e “Incremento de capacidad y confiabilidad (Criterio N-1) de Suministro del Sistema Eléctrico Huaraz”. Estas iniciativas están incluidas en el Grupo 4 del Plan de Transmisión 2023-2032 y beneficiarán a 700 mil personas de las regiones Áncash, Junín y Ucayali, las cuales requerirán una inversión conjunta de US$ 127 millones.
El MINEM anunció que seis centrales hidroeléctricas, que se encuentran en etapa de construcción, entrarían en operación comercial entre el 2025 y 2027. Estos proyectos, que se localizan en las regiones de Puno, Áncash, Huánuco y Junín, suman una inversión total superior a US$ 1,840 millones y tienen un avance mayor al 25%. Además inyectarán 664 MW de potencia al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES y ProInversión. Elaboración: SNMPE.
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