PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
Boletín Estadístico Mensual Electricidad
12-2025
Producción anual de electricidad (GWh) 5,182
Enero-diciembre 2025 61,244 GWh 2% 5%
mayor que el periodo 2024
mayor que el periodo 2023
Producción mensual (GWh)
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 abr-25 may-25jun-25jul-25ago-25set-25 oct-25 nov-25 dic-25 4,400 4,800 5,200 5,600
PRODUCCIÓN POR EMPRESAS
En 2025, la generación de energía eléctrica sumó los 61,244 GWh, mayor en 2% (equivalente a 1,215 GWh más) en comparación con la cifra registrada en el periodo 2024. Este resultado se dio principalmente por la mayor producción de EMGE Huallaga (171 GWh más), Statkraft (135 GWh más) y Orygen Perú* (130 GWh más), Electroperú (83 GWh más), entre otras empresas.
En 2025 participaron un total de 71 empresas en la actividad de generación eléctrica del SEIN. Las generadoras eléctricas con mayor participación fueron Kallpa, Orygen Perú y ENGIE, que en conjunto, representaron el 45% de la producción eléctrica en el año. 5,304
Durante el año, la mayor producción se registró en el mes de marzo (5,349 GWh); mientras que la menor producción se dio en febrero de 2025 (4,861 GWh).
*ENEL GENERACIÓN PERÚ cambio de denominación social al nombre de ORYGEN PERÚ a partir del 01/08/2024.
Producción por empresa generadora, 2025 (Part. %)
Kallpa: 18.9 %
Otros: 29.7 %
EMGE Huallaga : 3.7 %
Statkraft: 4.2 %
Fenix Power: 5.8 %
Total generación 2025 61,244 GWh
Electroperú: 11.5 %
Orygen Peru: 14.4 %
ENGIE: 11.8 %
Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía
POR FUENTES DE GENERACIÓN
Las principales fuentes de generación eléctrica son la hidráulica y la térmica (gas natural, diesel, carbón, residual, biomasabagazo y biogás). Estas dos fuentes representaron en conjunto el 90% de la producción del SEIN en el 2025.
El restante 10% de la producción eléctrica fue generado con recursos energéticos renovables no convencionales (eólica y solar).
Producción mensual de la generación hidráulica y térmica (GWh)
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 abr-25 may-25 jun-25 jul-25 ago-25 set-25 oct-25 nov-25 dic-25
Generación hidroeléctrica por central, 2025
Chaglla: 6.7 %
Cerro del Águila: 10.6 %
Mantaro: 16.2 %
Otros: 66.5 %
(76 centrales)
Total producción hidráulica: 32,681 GWh 6% mayor que la cifra registrada en 2024
Producción mensual de la generación eólica y solar (GWh)
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 abr-25 may-25 jun-25 jul-25 ago-25 set-25 oct-25 nov-25 dic-25 0 250 500
Generación eólica por central, 2025
Wayra: 25.2 % San Juan: 15.7 %
Punta Lomitas: 27.2 %
Tres hermanas : 12.3 %
Otros: 19.6 %
(5 centrales)
Total producción eólica: 3,957 GWh 1% mayor que la cifra registrada en 2024
Producción por fuente de generación, 2025 (Part. %)
Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
En el 2025, la generación hidráulica registró un crecimiento de 6% comparado con el 2024 (1,870 GWh más) por la mayor producción de CH San Gabán (691 GWh más), CH Chaglla (180 GWh más), CH Chimay (159 GWh más) y CH Mantaro (62 GWh más), que en conjunto, representaron cerca del 30% de la producción anual desde esta fuente. Mientras que, la generación termoeléctrica se redujo en 7% (1,612 GWh menos) principalmente por la menor producción la CT Chilca 1 (518 GWh menos), CT Fenix (220 GWh menos) y CT Kallpa (173 GWh menos), las tres mayores termoélectricas, que contribuyeron con más del 60% de la producción.
Generación termoeléctrica por central, 2025
Chilca 1: 21.7 % Fenix: 16.0 %
Kallpa: 25.8 %
Ventanilla: 14.0 %
Otros: 22.6 %
(33 centrales)
Total producción térmica: 22,430 GWh 7% menor que la cifra registrada en 2024
Al cierre del 2025, la generación eólica aumentó en 1% respecto al año anterior (43 GWh más) por la mayor producción de la CE Wayra (66 GWh más), CE Punta Lomitas (38 GWh más) y CE San Juan (12 GWh más); resultados que fueron parcialmente amortiguados por la menor producción de CE Tres Hermanas (31 GWh menos) y CE Duna (14 GWh menos), entre otros.
En el mismo periodo, la generación solar aumentó en más de 70% comparada con el 2024 (914 GWh más) principalmente por la mayor producción de San Martín Solar (560 GWh más), Sunny (229 GWh más) y Matarani (137 GWh más). Las dos primeras iniciaron sus operaciones comerciales en julio y octubre de 2025, respectivamente.
Generación solar por central, 2025
Rubí: 20.4 % Clemesí: 15.4 %
San Martín: 25.7 %
11.1 %
Otros: 27.4 %
(7 centrales)
Total producción solar: 2,177 GWh 72% mayor que la cifra registrada en 2024
Nota: C.H.: Central Hidroeléctrica; C.T.: Central Térmica; C.E.: Central Eólica; C.S.: Central Solar. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
Matarani:
COSTO MARGINAL DE PRODUCCIÓN
Enero-diciembre 2025
28.5 US$ por MWh
menor que el promedio registrado en 2024
En el 2025, el costo marginal promedio anual del SEIN fue de US$ 28.5 por MWh, menor en 6% que el promedio del periodo 2024 (US$ 30.3 por MWh).
Durante el año, el mayor costo marginal se registró en diciembre (US$ 36.5 por MWh); mientras que el menor valor se dio en abril (US$ 23.2 por MWh).
Costo marginal promedio anual* (US$ por MWh)
Costo marginal mensual de generación eléctrica* (US$ por MWh)
* Toma de referencia los costos marginales promedio en la barra Santa Rosa.
CAPACIDAD EFECTIVA DE LA GENERACIÓN DEL SEIN*
A diciembre 2025 14,388 MW mayor que lo registrado a diciembre 2024 4%
Al término del 2025, la potencia efectiva del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ascendió a 14,388 MW, resultando 4% mayor que la registrada al cierre de diciembre 2024 (13,792 MW). Esta mayor capacidad responde al inicio de operaciones comerciales de nueve plantas eléctricas, que ingresaron en el transcurso del año:
-Tres solares: San Martín Solar (252.4 MW), Sunny (204 MW) y Coenergy (0.5 MW).
-Cuatro hidroeléctricas: San Gabán III (209.3 MW), Anashironi (20 MW) , Aricota II (12.2 MW) y Tupuri (2.2 MW).
-Dos termoeléctricas: Casa Grande (25 MW) y Agrolmos (14 MW).
Al cierre del 2025, el parque generador eléctrico del SEIN dispuso del recurso térmico (49.2% de participación) e hídrico (37.2%) como principales fuentes generadoras de electricidad. El restante 13.6% se sostuvo con recursos renovables no convencionales (eólica y solar).
En particular, la capacidad solar casi duplicó su participación al pasar de 3.5% en 2024 a 6.5% en 2025.
Fuentes: COES. Elaboración: SNMPE.
Nuevas centrales eléctricas por tipo de generación que ingresaron en el 2025
Estructura de la capacidad efectiva por tipo de generacion, a diciembre 2025 (Part. %)
Fuentes: COES. Elaboración: SNMPE.
DEMANDA ELÉCTRICA DEL SEIN*
Máxima demanda
Enero-diciembre 2025
7,942 MW 2%
más que la demanda máxima del periodo 2024
En el 2025, la demanda máxima se reportó a las 19:00 horas del 26 de marzo, con un nivel de 7,942 MW. Esta cifra resultó 2% mayor al valor máximo alcanzado en el 2024 (7,794 MW a las 20:00 horas del 19 de noviembre).
El 60% de esa demanda máxima fue cubierta con fuente hidráulica, el 33% con fuente térmica y el restante 6.1% con fuente eólica. Mientras que la composición de la demanda máxima en 2024 fue de 52% con recurso hídrico, 42.2% con recursos térmicos y 5.8% con fuente eólica.
Máxima demanda por mes y fuentes (MW) Cobertura de máxima demanda por tipo de fuente (máximo valor en 2025)
2,000 4,000 6,000 8,000
Hidráulica Térmica Eólica Solar 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 abr-25 may-25jun-25jul-25ago-25set-25 oct-25 nov-25 dic-25
Demanda por zonas
Demanda semanal por zonas del país (GWh)
Demanda anual 2025 36,591 GWh
GWh
GWh
GWh
Térmica: 33.0 %
HECHOS DE IMPORTANCIA
El MINEM otorgó a la empresa GR Guanaco la concesión temporal para centrales de generación del proyecto "Central Solar Fotovoltaica Cotahuasi" por un plazo de 24 meses. Esta planta tendrá una capacidad instalada estimada de 400 MW y se ubicará en el departamento de Arequipa.
Según informó Proinversión, se adjudicaron 4 proyectos de transmisión eléctrica que integran el Grupo 3 del Plan de Transmisión 2023 – 2032. Estas iniciativas sumarán una inversión de US$ 214 millones y beneficiarán a 2.3 millones de personas en las regiones de Arequipa, Lima, Apurímac y Puno.
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
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Eólica: 6.1 %