Boletín Estadístico Mensual Electricidad
09-2025
PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DEL SEIN*
Producción mensual (GWh)
5,026
4,923
Setiembre 2025 5,026 GWh 2% 1%
mayor que setiembre 2024
menor que agosto 2025
En setiembre de 2025, generación eléctrica creció 2% (equivalente a 103 GWh más), en comparación con lo registrado en el mismo mes de 2024. Esto se explica principalmente por la mayor producción de Electroperú (34 GWh más), Orygen Perú (16 GWh más), EMGE Huallaga (14 GWh más), entre otras.
PRODUCCIÓN PARA EMPRESAS
Otras: 28.7 % Set-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-25Ago-25Set-25 4,500
Sin embargo, el nivel alcanzado en el mes de análisis fue 1% menor que la cifra registrada en agosto 2025.
POR FUENTES DE GENERACIÓN
En setiembre 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 88% de la producción total del SEIN.
El 12% restante provino de fuentes de energía renovable no convencionales, como la eólica y la solar.
Producción por empresa generadora, setiembre 2025 (Part. %)
Total Generación
Setiembre de 2025 5,026 GWh
Fenix Power: 7.6 %
Electroperú: 11.7 %
Producción por fuente de generación, setiembre 2025 (Part. %)
*Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fuente: COES. Elaboración: SNMPE.
(GWh)
Set-23Oct-23Nov-23Dic-23Ene-24Feb-24Mar-24Abr-24May-24Jun-24Jul-24Ago-24Set-24Oct-24Nov-24Dic-24Ene-25Feb-25Mar-25Abr-25May-25Jun-25Jul-25Ago-25Set-25
En setiembre de 2025, la generación hidráulica creció 8% (equivalente a 147 GWh más), respecto al volumen registrado en el mismo mes del 2024, principalmente por la mayor producción de las hidroeléctricas San Gabán (47 GWh más), Mantaro (21 GWh más), Cerro del Águila (21 GWh más) y Restitución (13 GWh más), que en conjunto representaron más del 40% del volumen total generado. Mientras que, la generación térmica cayó 5% (131 GWh menos), comparada con setiembre del año anterior, principalmente por la menor producción de la C.T. Kallpa (56 GWh menos), C.T. Aguaytía (29 GWh menos) y C.T. Santa Rosa II (23 GWh menos), entre otros. Al término del mes, la generación térmica superó a la hidráulica por tercer mes consecutivo, como efecto del periodo de estiaje.
Generación hidráulica por central, setiembre 2025
Restitución: 7.4 %
Cerro del Águila: 9.4 %
Mantaro: 21.9 %
Otros: 61.3 %
Total producción hidráulica: 2,011 GWh
Producción mensual de la generación eólica y solar (GWh)
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 Ago-25 Set-25
Generación eólica por central, setiembre 2025
Wayra: 26.9 %
Punta Lomitas: 28.0 %
San Juan: 15.5 %
Generación térmica por central, setiembre 2025
Chilca 1: 23.6 % Fenix: 15.9 %
Kallpa: 24.2 %
Toma
Ventanilla: 13.2 %
Otros: 23.0 %
Total producción térmica: 2,416 GWh
La generación eólica cayó 6% (23 GWh menos), comparada con setiembre de 2024, explicada por la menor producción de la C.E. San Juan (7 GWh menos), Punta Lomitas (6 GWh menos) y Wayra (4 GWh menos), que en conjunto, contribuyeron con más del 70% del volumen generado en el mes.
Mientras que, la generación solar mantiene la tendencia positiva con un 90% de crecimiento (110 GWh más), comparada con setiembre de 2024, principalmente por la contribución de la C.S. San Martín Solar (70 GWh más) y C.S. Sunny (42 GWh más), que iniciaron operaciones en junio 2025 y setiembre 2025, respectivamente. Sunny se encuentra en periodo de prueba.
Tres hermanas : 12.9 %
Otros: 16.6 %
centrales)
Total producción eólica: 365 GWh
(72 centrales) menor que setiembre 2024
Generación solar por central, setiembre 2025
Sunny: 17.9 % Rubí: 16.8 % Clemesí: 12.4 %
San Martín: 30.0 %
Otros: 22.9 %
Total producción solar: 234 GWh
En setiembre de 2025, el costo marginal promedio mensual reportado por el SEIN fue de US$ 28.6 por MWh, 8% menor que lo registrado en setiembre del 2024 (US$ 31.2 por MWh). Además, el valor reportado en el mes resultó 4% menor que lo observado en agosto de 2025 (US$ 29.8 por MWh).
Fuentes: COES. Elaboración: SNMPE.
Nota: C.H.: Central Hidroeléctrica; C.T.: Central Térmica; C.E.: Central Eólica; C.S.:
Máxima demanda por mes y fuentes (MW)
Hidráulica Térmica Eólica Solar
Cobertura de máxima demanda por tipo de fuente, setiembre 2025
Térmica: 50.1 %
Setiembre 2025 7,778 MW 3%
mayor que la demanda máxima en setiembre 2024
mayor que la demanda máxima en agosto2025 2%
En setiembre de 2025, la máxima demanda se registró a las 18:45 p.m. del día 9, con un valor de 7,778 MW. Además, esta cifra resultó 2% mayor que el valor máximo alcanzado en agosto de 2025 (7,605 MW a las 19:30 p.m. del día 19 del mes).
En el mes de análisis, el 40.9% de la máxima demanda fue cubierta con fuente hidráulica , el 50.1% con fuente térmica y el restante 9.1% con fuente eólica.
Hidráulica: 40.9 %
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN*
Eólica: 9.1 %
Capacidad efectiva por tipo de generación, setiembre 2025 (MW, Part.%)
Térmica
7,056 MW (50%)
Eólica
1,021 MW (7%)
Total: 14,166 MW
HECHOS DE IMPORTANCIA
Hidráulica
5,358 MW (38%)
Solar 730 MW (5%)
Setiembre 2025 14,166 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 setiembre de 2025, la capacidad efectiva del SEIN alcanzó los 14,166 MW, manteniendo un nivel similar al mes anterior. El 50% de ese total corresponde a centrales que usan recursos térmicos; el 38%, recurso hídrico; el 7%, energía eólica; y el restante 5%, energía solar.
Proinversión anunció el lanzamiento de 18 proyectos de transmisión eléctrica (16 corresponden al Plan de Transmisión 2025–2034), que comprometen una inversión aproximada de US$ 930 millones y serán adjudicados en cuatro bloques mediante la modalidad de Asociación Público-Privada (APP). Con estas iniciativas se busca garantizar el suministro eléctrico en 13 regiones de país.
El MINEM aprobó la tercera modificación de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la Central Hidroeléctrica Santa Lorenza I. Con ello se prorroga la fecha en puesta comercial del proyecto hasta el 2 de diciembre de 2027 (anteriormente programada para el 03.01.2026). Esta iniciativa, localizada en Huánuco, tendrá 18.7 MW de capacidad instalada y requerirá una inversión de US$ 55.3 millones.
*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.
¡ Síguenos en nuestras redes y comparte!
