Los costos marginales de la producción de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en el Perú alcanzaron en abril último los niveles más bajos de los últimos seis años, después que se dispararan a sus niveles más altos a raíz de la sequía y menor producción hidroeléctrica entre los años 2023 y 2024.
Según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), en el cuarto mes del 2025, el costo marginal promedio de la energía en el SEIN ascendió a US$ 21 por cada megavatio por hora (MWh) producido, valor 15% inferior al observado en abril del 2024 (US$ 24.7 por MWh).
Asimismo, indicó el gremio minero energético, dicha cifra resultó 29% menor que lo registrado en marzo de 2025 (US$ 29.5 por MWh).
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Evolución de los costos de la energía. fuente: SNMPE
Vale indicar que, si bien las variaciones de costos de la energía eléctrica no afectan las tarifas de electricidad de los usuarios regulados (por tener contratos de largo plazo a precios determinados), sí influyen en la productividad de los grandes consumidores no regulados, es decir los clientes libres, como por ejemplo las empresas mineras.
Evolución de los costos de la energía
Según EY-Perú, entre los años 2019 y 2024, los costos de la producción de cobre en nuestro país se incrmineementaron en 34.31%, en parte, debido a que los costos de la energía eléctrica se habían elevado en 62.81% en ese mismo periodo.
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Entre el 2020 y 2022, los costos marginales se mantuvieron bajos, con promedios anuales cercanos a los US$ 30 por MWh, aunque comenzaron a subir a fin de ese año, a raíz de la sequía que trajo entonces el fenómeno La Niña, y que redujo la producción hidroeléctrica.
Ya entre 2023 y 2024, se produjo un alza abrupta en esos costos, debido al mayor uso de generación con Diésel para compensar la caída en la operación con hidroeléctricas, llegando el costo marginal a dispararse entre US$ 170 hasta US$ 200 por MWh hasta inicios del 2024.
Ahora, a US$ 21 por MWh en abril de este año, esos costos se encuentran en su nivel más bajo desde el 2019 y en los años previos, cuando estaba entre US$ 10 a US$ 12 el MWh, debido al excedente en la capacidad instalada de generación a bajo costo no usada.
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¿A qué se debe la caída en el costo?
Según los expertos consultados por Gestión, la caída en los actuales costos de producción eléctrica se debe a dos factores, una mayor producción con centrales hidroeléctricas (al haberse normalizado las lluvias tras los fenómenos El Niño y La Niña), y una mayor penetración de energías renovables no convencionales -RER- (plantas eólicas y solares).
Si bien hasta años atrás la generación hidráulica y con térmicas a gas representaban un promedio del 50% en cada caso, en abril último -según la SNMPE- la producción con hidroeléctricas representó el 64.2%, con térmicas a gas natural ahora sólo el 25.6%, y con tecnologías RER un 10.2%.
Producción eléctrica por fuente de generación. Fuente SNMPE
Luis Espinoza, ex viceministro de Energía, explica que, al aumentar la producción hidráulica, se requiere menos térmicas a gas, pero a la vez ingresan más plantas RER al sistema (por tener menor costo), con lo cual los costos marginales de generación se reducen.
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¿Beneficia esto a los consumidores?
El experto señala que, con esta reducción de los costos marginales, los que se pueden beneficiar son un sector de los clientes libres del mercado eléctrico, que tienen contratos de compra de energía con empresas generadoras a precios indexados al costo marginal de la generación, mas no alcanza a los que tienen contratos a precios fijos.
Espinoza refirió que ya cuando terminó el Fenómeno El Niño el último año, había previsto que el precio de la energía en el mercado de corto plazo (mercado spot) se iba a mantener bajo, pues iba a entrar nueva capacidad de generación (a bajo costo). La realidad le dio la razón.
Como los contratos de suministro que tienen las distribuidoras eléctricas con las generadoras son a precios fijos de plazos más largos, el especialista señaló que esta bajada de costos no alcanza a los clientes regulados (abastecidos por esas distribuidoras).
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Podría alcanzar también a usuarios regulados
Sin embargo, refirió que, cuando las distribuidoras convoquen a nuevas licitaciones, y si hay una mayor penetración de plantas a menor costo, como las RER, a partir de entonces los usuarios regulados sí podrían ver reducciones en sus tarifas eléctricas.
Rafael Laca, consultor de la empresa EnerKory, coincidió en que el menor costo de la energía que se registra ahora es por una mayor participación de las tecnologías RER y que esto se debería trasladar a los clientes libres con contratos en base al precio marginal. En ese caso, comprendería a pequeñas empresas, mientras las grandes clientes libres en su mayoría han optado por precios fijos.
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Sin embargo, el experto puso en duda que una mayor penetración de centrales eólicas o solares (RER) vaya a bajar los costos de los consumidores en general, debido a que no se está resolviendo el problema que tienen esas tecnologías, como es su falta de suministro constante ante variaciones de la frecuencia eléctrica.
Si no se puede crear un esquema de compensación de las tecnologías RER cuando haya aumento repentino de las cargas (el consumo de energía) y no se pueda estabilizar esa frecuencia, van a ocurrir apagones, como los que pasaron en Chile o España, advirtió.
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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.
