Boletín Estadístico Mensual Electricidad
07-2025
PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DEL SEIN*
Producción mensual (GWh)
5,067
4,981
Julio 2025 5,067 GWh
mayor que julio 2024
mayor que junio 2025
En julio de 2025, la generación eléctrica creció 2% (equivalente a 85 GWh más) en comparación con el volumen registrado en el mismo mes de 2024. Este resultado se explica principalmente por la mayor producción de EMGE Huallaga (31 GWh más), Kallpa (31 GWh más) y Statkraft (21 GWh más), entre otras empresas.
PRODUCCIÓN PARA EMPRESAS
Otras: 30.0 % Jul-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 Abr-25 May-25Jun-25Jul-25
Asimismo, el nivel alcanzado en el mes de análisis fue 3% mayor que la cifra registrada en junio 2025.
Producción por empresa generadora, julio 2025 (Part. %)
Kallpa: 21.2 %
Total Generación
Junio de 2025
5,067 GWh
Fenix Power: 7.8 %
Electroperú: 12.5 %
POR FUENTES DE GENERACIÓN
En julio de 2025, las principales fuentes de generación eléctrica fueron la hidráulica y la térmica (gas natural, diésel, carbón, residual, biomasa-bagazo y biogás), que en conjunto, representaron el 91% de la producción total del SEIN.
El 9% restante provino de fuentes de energía renovable no convencionales, como la eólica y la solar.
ENGIE: 14.2 %
Peru: 14.3 %
Producción por fuente de generación, julio 2025 (Part. %)
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
Orygen
(GWh)
1,500 2,500
Jul-23Ago-23Set-23Oct-23Nov-23Dic-23Ene-24Feb-24Mar-24Abr-24May-24Jun-24Jul-24Ago-24Set-24Oct-24Nov-24Dic-24Ene-25Feb-25Mar-25Abr-25May-25Jun-25Jul-25
Generación hidráulica por central, julio 2025
Restitución: 7.1 %
Cerro del Águila: 10.9 %
Mantaro: 21.3 %
Otros: 60.7 %
Total producción hidráulica: 2,224 GWh 13% mayor que lo registrado en julio 2024
Producción mensual de la generación eólica y solar (GWh)
En julio de 2025, la generación hidráulica fue 13% mayor (equivalente a 264 GWh más), respecto a la reportada en el mismo mes del 2024, por la mayor producción de las hidroeléctricas San Gabán (60 GWh más), Cerro del Águila (50 GWh más) y Chaglla (32 GWh más), entre otras. La generación térmica fue menor en 6% (167 GWh menos), comparada con julio del año anterior, principalmente por la menor producción de la C.T. Kallpa (63 GWh menos), C.T. Chilca 2 (61 GWh menos), C.T. Santa Rosa II (53 GWh menos) y C.T. Aguaytia (38 GWh menos).
Al término del mes, la generación térmica superó a la hidráulica, como efecto del inicio del periodo de estiaje.
Generación térmica por central, julio 2025
Kallpa: 24.5 %
Chilca 1: 24.5 %
Fenix: 16.5 %
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 Abr-25 May-25 Jun-25 Jul-25
Generación eólica por central, julio 2025
Wayra: 25.2 %
Punta Lomitas: 27.5 %
San Juan: 14.8 %
Otros: 20.0 %
Total producción eólica: 274 GWh 22% menor que lo registrado en julio 2024
DE
Julio 2025 28.1 US$ por MWh (72 centrales) menor que julio 2024 19%
Ventanilla: 13.0 %
Otros: 21.5 %
Total producción térmica: 2,409 GWh 6% menor que lo registrado en julio 2024
La generación eólica disminuyó 22% (79 GWh menos), comparada con julio de 2024, explicada por la menor producción de todas las centrales eólicas, en mayor medida de la C.E. Wayra (28 GWh menos) y C.E. Punta Lomitas (19 GWh menos), que en conjunto, contribuyeron con más del 50% del volumen generado en el mes.
Mientras que la generación solar, aumentó en 73% (67 GWh más) comparada con julio de 2024, principalmente por la mayor producción de la C.S. San Martín Solar (58 GWh más) y C.S. Matarani (12 GWh más), que aportaron el 47% del volumen total.
Generación solar por central, julio 2025
Rubí: 20.6 %
Tres hermanas : 12.4 %
San Martín: 36.0 %
Clemesí: 15.3 %
Matarani: 11.0 %
Otros: 17.0 %
Total producción solar: 160 GWh 73% mayor que lo registrado en julio 2024
En julio de 2025, el costo marginal promedio mensual reportado por el SEIN fue de US$ 28.1 por MWh, 19% menor que lo registrado en julio del 2024 (US$ 34.5 por MWh). Asimismo, la cifra analizada fue 1% menor que la observada en junio de 2025 (US$ 28.3 por MWh). (26 centrales) (8 centrales)
que junio
Fuentes: COES. Elaboración: SNMPE.
Nota: C.H.: Central Hidroeléctrica; C.T.: Central Térmica; C.E.: Central Eólica; C.S.: Central
Máxima demanda por mes y fuentes (MW)
Cobertura de máxima demanda por tipo de fuente, julio 2025
49.3 %
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN*
43.2 %
7.5 %
Capacidad efectiva por tipo de generación, julio 2025 (MW, Part.%)
Térmica
7,011 MW (50%)
Eólica
1,021 MW (7%)
Total: 14,130 MW
HECHOS DE IMPORTANCIA
Durante el mes:
Hidráulica
5,367 MW (38%)
Solar 730 MW (5%)
Julio 2025 7,544 MW 2%
mayor que la demanda máxima en julio 2024
menor que la demanda máxima en junio 2025 0.4%
En julio de 2025, la máxima demanda se registró a las 19:30 p.m. del día 25, con un valor de 7,544 MW. Sin embargo, la cifra resultó 0.4% menor que el valor máximo alcanzado en junio de 2025 (7,576 MW a las 18:45 p.m. del tercer día del mes).
En el mes de análisis, el 49.3% de la máxima demanda fue cubierta con fuente térmica, el 43.2% con fuente hidráulica y el restante 7.5% con fuente eólica.
Julio 2025 14,130 MW
La capacidad efectiva se define como el rendimiento real al que operan las centrales eléctricas para suministrar energía al sistema eléctrico. Esta capacidad está influenciada por las condiciones operativas de las plantas generadoras, restricciones técnicas y condiciones del mercado eléctrico.
En julio de 2025, la capacidad efectiva del SEIN alcanzó los 14,130 MW, mayor en 0.2% que el nivel registrado en junio 2025. Este aumento se explicaría por el inicio de la operación de la central hidroeléctrica Anashironi (potencia efectiva de 20 MW).
El 50% de la capacidad total de julio corresponde a centrales que usan recursos térmicos; el 38%, recursos hídricos; el 7%, energía eólica; y el restante 5%, energía solar.
ProInversión convocó a concurso cuatro proyectos eléctricos del Plan de Transmisión 2025-2034, con una inversión total estimada de US$ 232 millones, se beneficiaría cerca de 1.6 millones de peruanos. Los proyectos se ubican en Piura, Lambayeque, Junín y Ayacucho, e incluyen nuevas líneas y subestaciones para mejorar la confiabilidad y capacidad del sistema eléctrico, facilitando además la integración de energías renovables.
El MINEM aprobó la ampliación de la central solar Sunny en Arequipa de 204 MW a 309 MW, con más de US$ 250 millones de inversión, a operar en dos fases entre 2025 y 2026, que añadirá 2,447 MW renovables al SEIN al 2028.
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES, MINEM y ProInversión. Elaboración: SNMPE.
ENERGÍA QUE TRANSFORMA es la marca del sector eléctrico agremiado, que busca llegar al público en general con información sobre como funciona el sector eléctrico y cuánto ha cambiado en las tres últimas décadas.
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